История развития нефтяной промышленности

Содержание

Лекция № 1	История развития нефтяной промышленности. Значение нефти и газа в народном хозяйстве РФ. Основные районы добычи и подготовки нефти и газа
Лекция № 2	Геологические процессы в земной коре. Образование горных пород и полезных ископаемых. Образование нефтяных и газовых месторождений
Лекция № 3	Происхождение нефти и газа. Физико-химические свойства нефти, газа и пород, слагающих нефтяные пласты
Лекция № 4	Первичное вскрытие продуктивных пластов. Поиск и разведка нефтегазовых месторождений. Конструкция скважин. Методы бурения скважин. Буровые растворы. Вторичное вскрытие продуктивных пластов.
Лекция № 5	Разработка нефтяных и газовых месторождений. Принципы разработки месторождений. Рациональная система разработки
Лекция № 6	Поддержание пластового давления. Условие притока жикости к скважине. Виды заводнения пластов. Коэффициент нефтеотдачи
Лекция № 7	Методы повышения коэффициента нефтеотдачи. Гидродинамические, физико-химические методы, тепловые и другие методы
Лекции № 8, 9, 10	Фонтанный и газлифтный способы добычи нефти
Лекции № 11, 12, 13	Механизированный способ добычи нефти (ШСНУ и УЭЦН)
Лекция № 14	Методы увеличения дебита скважин: химические, механические, тепловые, комбинированные
Лекция № 15	Текущий и капитальный ремонт скважин
Лекции № 16, 17	Сбор и подготовка скважинной продукции
Лекция № 18	Транспортирование скважинной продукции

Лекция № 1

Лекция № 2

Образование нефтяных и газовых месторождений

Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий:

- наличие проницаемых горных пород (коллекторов),

- непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушки).

Миграция нефти и газа - основное условие формирования их скоплений. Миграция происходит в коллекторах вместе с пластовой водой, которая обычно насыщает поровое пространство. При этом нефть и газ либо растворены в воде, либо находятся в свободном состоянии. Миграция происходит из области высоких давлений в область относительно низких вдоль непроницаемых пород - покрышек. Попав в ловушку нефть, газ и вода под действием сил гравитации расслаиваются:

- газ, как самый легкий, уходит вверх,

- вода, как самая тяжелая, - вниз,

- нефть занимает промежуточное положение.

Самые распространенные типы ловушек приведены на рис. 4. Наиболее распространены антиклинальные ловушки (рис. 4 а).

Рисунок 4 – Типы ловушек

Если в антиклинальной складке пласт-коллектор перекрыт водогазонефтенепроницаемой толщей (покрышкой), то в нем возможно формирование нефтегазовой залежи. Тектонические движения часто приводят к разрыву сплошности слоев и вертикальному перемещению мест обрыва относительно друг друга. В результате пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой, что приводит к образованию тектонически экранированной ловушки (рис. 4 б).

Если по какой-то поверхности коллекторы перекроются более молодыми непроницаемыми отложениями, то образуется стратиграфически экранированная ловушка (рис. 4 в). В природе встречаются случаи, когда линзы проницаемых пород, например, песчаников, окружены непроницаемыми - глинами. В этом случае образуется литологически экранированная ловушка (рис. 4 г). Скопление нефти и газа, сосредоточенное в ловушке в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью.

Наиболее часто залежи углеводородов встречаются в ловушках антиклинального типа (рис. 5). В общем случае в верхней части продуктивного пласта располагается свободный газ (газовая шапка), внизу - вода, а между ними нефть. Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом. Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности или газоносности. Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазоносного пласта называют его толщиной.

Рисунок 5 - Схема газонефтяной пластовой залежи:

ВКГ - внутренний контур газоносности;

ВНКГ - внешний контур газоносности;

ВКН - внутренний контур нефтеносности;

ВНКН - внешний контур нефтеносности;

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности. Поня­тия месторождение, и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь. Такое месторождение называется однопластовым. В остальных случаях месторождения являются многопластовыми. Например, на нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова установлено до 30...40 залежей. Месторождение называют газовым, если оно содержит только газовые залежи, состоящие более, чем на 90 % из метана. К газоконденсатным относят такие газовые месторождения, из газа которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза - кон­денсат. Если месторождение состоит из нефтяных или газонсфтяных залежей, то оно соответственно называется нефтяным или газонефтя­ным. Более детальную информацию о залежах и месторождениях дают структурные карты и геологические разрезы. Структурная карта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа кровли или подошвы продуктивного пласта. Для ее построения залежь рассекают множеством горизонтальных плоскостей и определяют кон­туры линий пересечения этих плоскостей с кровлей или подошвой продуктивного пласта. По характеру расположения изогипс можно су­дить о крутизне залегания пласта: чем они ближе друг к другу, тем положение пласта круче. Геологическим разрезом называют изобра­жение геологического строения данного участка земной коры в вертикальной плоскости. Различают геологические разрезы в виде гео­логического разреза скважины и в виде геологического профиля. Под геологическим разрезом скважины понимают геологическое описание и графическое изображение последовательности напластования пород, пройденных скважиной. Геологическим профилем называют графичес­кое изображение строения месторождения в вертикальной плоскости. Это совокупность геологических разрезов скважин. Наличие структурных карт и геологических разрезов даст бо­лее наглядное представление о строении недр, позволяет более обоснованно и успешно осуществлять бурение скважин, оптимизиро­вать проектные решения по разработке месторождений.

Лекция № 3

Происхождение нефти

Считается, что за время существования нефтяной промыш­ленности человечеством добыто около 85 млрд. т нефти и оставлено в недрах отработанных месторождений еще 80...90 млрд. т. Кроме того, доказанные запасы нефти в настоящее время составляют около 140 млрд. т. Итого около 300 млрд. т. Что за «фабрика» произвела такое количество нефти?

Вопрос о происхождении нефти имеет не только познаватель­ное, но и большое практическое значение. «Только тогда, когда мы будем иметь правильное представление о тех процессах, в результате которых возникла нефть, ...будем знать, каким образом в земной коре образуются ее залежи, мы получим... надежные указания, в каких ме­стах надо искать нефть и как надлежит наиболее целесообразно организовать ее разведку», - справедливо писал в 1932 г. академик И.М. Губкин.

В развитии взглядов на происхождение нефти выделяют 4 этапа:

- донаучный период;

- период научных догадок;

- период формирования научных гипотез, связанный с нача­лом развития нефтяной промышленности;

- современный период.

Ярким примером донаучных представлений о происхождении нефти являются взгляды польского натуралиста XVIII в. каноника К. Клюка. Он считал, что нефть образовалась в раю и является остатком той благодатной жирной почвы, на которой цвели райские сады. Но после грехопадения Бог решил наказать человечество и уменьшил урожайность земли, удалив из нее жирное вещество. Одна часть жира, по мнению каноника, испарилась под влиянием солнечного тепла, а другая опустилась вглубь Земли, где и образовала скопления нефти.

Примером взглядов периода научных догадок является выс­казанная М.В. Ломоносовым мысль о том, что нефть образовалась из каменного угля под воздействием высоких температур. В своей рабо­те «О слоях земных» в середине XVIII в. он писал: «Выгоняется подземным жаром из приуготовляющихся каменных углей оная бу­рая и черная масляная материя и вступает в разные расселины...».

С началом развития нефтяной промышленности вопрос о про­исхождении нефти приобрел важное прикладное значение. Это дало мощный толчок к появлению различных научных гипотез.

В 1866 г. французский химик М. Бертло высказал предполо­жение, что нефть образовалась в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. Другой французский химик Г. Биассон в 1871 г. выступил с идеей о происхождении нефти в резуль­тате взаимодействия воды, углекислого газа и сероводорода с раскаленным железом.

Обе эти реакции действительно приводят к образованию нефтсподобного вещества, а сами гипотезы являются первыми представителями неорганической теории происхождения нефти.

В 1888 г. немецкий химик К. Энглер, нагревая жиры морских животных при давлении 1 МПа до температуры 320...400 °С, получил нефтсподобные продукты. На этом основании он вместе с геологом Г. Гефером выдвинул гипотезу о происхождении нефти из животного жира, т.е. из органического вещества.

В настоящее время сформировались две теории происхожде­ния нефти: органическая и неорганическая.

Сторонники органической теории утверждают, что исходным материалом для образования нефти стало органическое вещество.

В основе современных взглядов на происхождение нефти ле­жат положения, сформированные академиком И.М. Губкиным в 1932 г. в его монографии «Учение о нефти». Ученый считал, что исходным для образования нефти является органическое вещество морских илов, состоящее из растительных и животных организмов. Его накопление на дне морей происходит со скоростью до 150 г на 1 квадратный метр площади в год. Старые слои довольно быстро перекрываются более молодыми, что предохраняет органику от окисления. Первоначаль­ное разложение растительных и животных остатков происходит без доступа кислорода под действием анаэробных бактерий. Далее пласт, образовавшийся на морском дне, опускается в результате общего про­гибания земной коры, характерного для морских бассейнов. По мере погружения осадочных пород давление и температура в них повыша­ются. Это приводит к преобразованию рассеянной органики в диффузно рассеянную нефть. Наиболее благоприятны для нефтеоб-разования давления 15...45 МПа и температуры 60...150 °С, которые существуют на глубинах 1,5...6 км. Далее, под действием возрастаю­щего давления нефть вытесняется в проницаемые породы, по которым она мигрирует к месту образования залежей.

Таким образом, процесс нефтеобразования делится на три этапа:

1) накопление органического материала и его преобразование в диффузно рассеянную нефть;

2) выжимание рассеянной нефти из нефтематеринских пород в коллекторы;

3) движение нефти по коллекторам и ее накопление в зале­жах.

В последующие годы взгляды И.М. Губкина блестяще подтвер­дились. В 1934 г. в нефти, асфальтах и ископаемых углях были найдены порфирины, входящие в молекулу хлорофилла. В 50-е годы нашего столетия А.И. Горской (в СССР) и Ф. Смитом (в США) были откры­ты нефтяные углеводороды в осадках водоемов различных типов (в озерах, заливах, морях, океанах). Открытие крупнейших нефтяных месторождений в осадочных бассейнах сначала между Волгой и Ура­лом, а затем в Западной Сибири также подтверждает взгляды И.М. Губкина. Наконец, в настоящее время большинство нефтяных место­рождений мира находится в местах сосредоточения осадочных пород, содержащих окаменелые останки животных и растений. Вместе с тем сторонники органического происхождения не­фти бессильны объяснить существование ее гигантских скоплений там, где органического вещества в осадочных породах относительно мало (например, бассейн реки Ориноко). Более того, довольно значи­тельные скопления нефти в Марокко, Венесуэле, США и других странах встречаются в метаморфических и изверженных породах, в которых органического вещества просто не может быть. До недавнего времени бесспорным подтверждением родства нефти и органическо­го мира считались соединения, встречающиеся в обоих из них (например, порфирины). Однако в настоящее время многие из этих соединений получены неорганическим путем. При этом синтезе также получается значительное количество твердых парафинов, часто встречающихся в нефти. Органическая же теория объяснить такую долю парафина в нефтях не может.

Абсолютно не вписываются в органическую теорию происхож­дения нефти находки, сделанные в магматических породах. Так, в древнейших кристаллических породах, вскрытых Кольской сверхглу­бокой скважиной, зафиксировано присутствие родственного нефти битуминозного вещества, а на вьетнамском шельфе открыты крупные нефтяные месторождения (Белый Тигр, Волк, Дракон), где продук­тивными оказались не привычные нефтяникам песчаники и известняки, а глубинный гранитный массив. Похожее, хотя и неболь­шое, месторождение (Оймаша) известно в Казахстане.

Сторонники неорганической теории считают, что нефть об­разовалась из минеральных веществ.

В 1876 г. Д.И. Менделеев выдвинул, так называемую, «кар­бидную» гипотезу происхождения нефти. По мнению ученого, во время горообразовательных процессов по трещинам-разломам, рас­секающим земную кору, вглубь проникает вода. Встречая на своем пути карбиды железа, она вступает с ними в реакцию, в результате которой образуются оксиды железа и углеводороды. Затем последние по тем же разломам поднимаются в верхние слои земной коры и образуют нефтяные месторождения. Заслугой Д.И. Менделеева является то, что впервые вместо общих рассуждений им была выдвинута стройная гипотеза, объясня­ющая не только химическую, но и геологическую сторону процесса образования нефти из неорганических веществ.

Оппоненты «карбидной» гипотезы утверждают, что существо­вание карбидов железа в недрах Земли не доказано, а кроме того, в условиях высоких давлений и температур горные породы становятся пластичными и поэтому существование трещин, ведущих к ядру Зем­ли, но их мнению, невозможно.

В 1892 г. русский геолог В.Д. Соколов, основываясь на фактах находок битумов в метеоритах, а также на наличии углеводородов в хвостах некоторых комет, предложил «космическую» гипотезу воз­никновения нефтяных углеводородов в коре нашей планеты. По его мнению, углеводороды изначально присутствовали в газопылевом облаке, из которого сформировалась Земля. Впоследствии они стали выделяться из магмы и подниматься в газообразном состоянии по трещинам в верхние слои земной коры, где конденсировались, обра­зуя месторождения нефти. Оппоненты В.Д. Соколова утверждают, что существование в недрах Земли трещин большой протяженности, со­единяющих земное ядро с поверхностью, невозможно. Современными же исследованиями установлено, что и атмосфере планет Юпитера, Сатурна, Урана и Нептуна присутствует метан, хотя никакой органи­ки на этих планетах не было и быть не может. Ученые предполагают, что метан образовался в условиях высоких температур из водорода и углекислого газа, широко распространенных в космосе.

В 50-е годы ленинградский геолог-нефтяник И.А. Кудрявцев собрал и обобщил огромный геологический материал по нефтяным месторождениям мира. Прежде всего он на более обширном материа­ле подтвердил наблюдения Д.И. Менделеева о том, что многие месторождения обнаруживаются под зонами глубинных разломов зем­ной коры. Во-вторых, он собрал сведения об отсутствии прямой связи между наличием нефти и количеством органического вещества в по­роде. Таким местом является, в частности, Мархининский вал на севере Сибири, где горные породы на глубину двух километров буквально пропитаны нефтью, а количество углерода, образовавшегося одновре­менно с породой, составляет всего 0,2...0,4 %. На этом основании ученый считал, что нефтеносность Мархининского вала связана не с преобразованием органического вещества, а с наличием глубинного разлома, по которому углеводороды поднимались из недр планеты. Тем же самым можно объяснить присутствие нефти в кимберлитовых трубках, которые представляют собой каналы взрывного разлома зем­ной коры, образовавшиеся в результате прорыва глубинных газов и магмы из недр Земли.

На основании этих и других фактов II.А. Кудрявцев выдви­нул «магматическую» гипотезу образования нефти. По его мнению, на больших глубинах в условиях очень высокой температуры углерод и водород образуют углеводородные радикалы СН. Затем по глубинным разломам они поднимаются вверх, ближе к земной по­верхности. Благодаря уменьшению температуры, в верхних слоях Земли эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом, в ре­зультате чего образуются различные нефтяные углеводороды. Основываясь на этой гипотезе, Н.А. Кудрявцев советовал ис­кать нефть не только в верхних слоях, но и значительно глубже. Этот прогноз блестяще подтверждается открытием все более глубоко зале­гающих нефтяных месторождений.

Оппоненты Н.А. Кудрявцева утверждают, что в условиях вы­соких температур углеводородные радикалы существовать не могут. Однако Э.Б. Чекалгок выполнил необходимые расчеты и показал, что на больших глубинах высокое давление полностью подавляет терми­ческую деструкцию углеводородов. Кроме того, здесь происходит не только синтез углеводородов из воды и углекислого газа, но также их полимеризация, циклизация и конденсация в крупные углеводоподобные молекулы. Оптимальные термодинамические условия для син­теза нефти, по мнению ученого, имеют место на глубинах порядка 100...200 км. Прорыв нефтяных углеводородов ближе к поверхности происходит по разломам, возникающим в мантии и земной коре.

Лекция № 4

Геологические методы

Проведение геологической съемки предшествует всем осталь­ным видам поисковых работ. Для этого геологи выезжают в исследуемый район и осуществляют так называемые полевые рабо­ты. В ходе них они изучают пласты горных пород, выходящие на дневную поверхность, их состав и углы наклона. Для анализа корен­ных пород, укрытых современными наносами, роются шурфы глубиной до 3 м. А с тем, чтобы получить представление о более глу­боко залегающих породах бурят картировочные скважины глубиной до 600 м. По возвращении домой выполняются камеральные работы, т.е. обработка материалов, собранных в ходе предыдущего этапа. Итогом камеральных работ являются геологическая карта и геологические разрезы местности. Геологическая карта - это проекция выходов горных пород на дневную поверхность. Антиклиналь на геологической карте имеет вид овального пятна, в центре которого располагаются более древние по­роды, а на периферии - более молодые. Однако как бы тщательно ни производилась геологическая съемка, она дает возможность судить о строении лишь верхней части горных пород. Чтобы «прощупать» глубокие недра используют гео­физические методы.

Геофизические методы

К геофизическим методам относятся: сейсморазведка, электро­разведка и магниторазведка.

Сейсмическая разведка основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создава­емых упругих волн.

Волны создаются одним из следующих способов:

1) взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м;

2) вибра­торами;

3) преобразователями взрывной энергии в механическую.

Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плот­ности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упру­гие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. Отраженные сейсмические волны улавли­ваются сейсмоприемниками. Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной поверхности, специалисты определяют глубину зале­гания пород, отразивших волны, и угол их наклона.

Электрическая разведка основана на различной электропровод­ности горных пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой, хорошо проводят электрический ток, а глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой элект­ропроводностью. На основании выполненных замеров определяют электрическое сопротивление горных пород. Высокое электросопротивление является косвенным признаком наличия нефти или газа. Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют меньшую плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение мест с аномально низкой силой тяжести. Магниторазведка основана на различной магнитной проницае­мости горных пород. Наша планета - это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава гор­ных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается и различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, ко­торые на определенной высоте совершают облеты исследуемой территории. Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200...300 м.

Геологическими и геофизическими методами, главным образом, выявляют строение толщи осадочных пород и возможные ловушки для нефти и газа. Однако наличие ловущки еще не означает присутствия не­фтяной или газовой залежи. Выявить из общего числа обнаруженных структур те, которые наиболее перспективны на нефть и газ, без бурения скважин помогают гидрогеохимические методы исследования недр.

Гидрогеохимические методы

К гидрохимическим относят: газовую, люминесцентно-битуминологическую, радиоактивную съемки и гидрохимический метод.

Газовая съемка заключается в определении присутствия уг­леводородных газов в пробах горных пород и грунтовых вод, отобранных с глубины от 2 до 50 м. Вокруг любой нефтяной и газовой залежи образуется ореол рассеяния углеводородных газов за счет их фильтрации и диффузии по порам и трещинам пород. Недостаток метода заключается в том, что аномалия может быть смещена относительно залежи (за счет на­клонного залегания покрывающих пластов, например) или же быть связана с непромышленными залежами. Применение люминесцентно-битуминологической съемки основано на том, что над залежами нефти увеличено содержание би­тумов в породе, с одной стороны, и на явлении свечения битумов в ультрафиолетовом свете, с другой. По характеру свечения отобран­ной пробы породы делают вывод о наличии нефти в предполагаемой залежи. Известно, что в любом месте нашей планеты имеется так на­зываемый радиационный фон, обусловленный наличием в ее недрах радиоактивных трансурановых элементов, а также воздействием кос­мического излучения. Специалистам удалось установить, что над нефтяными и газовыми залежами радиационный фон понижен. Ра­диоактивная съемка выполняется с целью обнаружения указанных аномалий радиационного фона. Недостатком метода является то, что радиоактивные аномалии в приповерхностных слоях могут быть обус­ловлены рядом других естественных причин. Поэтому данный метод пока применяется ограниченно.

Гидрохимический метод основан на изучении химического состава подземных вод и содержания в них растворенных газов, а так­же органических веществ, в частности, аренов. По мере приближения к залежи концентрация этих компонентов в водах возрастает, что по­зволяет сделать вывод о наличии в ловушках нефти или газа.

Бурение скважин

Бурение — это процесс сооружения скважины путём разрушения горньтх пород. Скважиной называют горную вырубку цилиндрической формы, диаметр которой во много раз меньше её длины и построенная без доступа человека на забой.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины — это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривлённых скважин.

Бурение скважин применяют с целью оконтуривания залежей, а также определения глубины залегания и мощности нефтегазонос­ных пластов.

Еще в процессе бурения отбирают керн - цилиндрические об­разцы пород, залегающих на различной глубине. Анализ керна позволяет определить его нефтегазоносность. Однако по всей длине скважины керн отбирается лишь в исключительных случаях. Поэто­му после завершения бурения обязательной процедурой является исследование скважины геофизическими методами.

Конструкция скважин

Под надежностью конструкции понимается такое техническое состояние закрепленной части ствола скважины, которое позволяет осуществлять комплекс технологических операций, направленных на успешное преодоление возникших осложнений и дальнейшее углубление скважины. При этом конструкция скважины должна отвечать следующим требованиям:

- использование обсадных колонн оптимального диаметра для перекрытия возникших зон осложнений и достижение проектной глубины скважины;

- предупреждение интенсивного механического износа внутренней части обсадных колонн;

- обеспечение передачи на забой максимума гидравлической мощности для выбора оптимального режима бурения;

- наличие возможности создания значительных по абсолютным величинам избыточных внутренних давлений в закрепленной части ствола скважины для борьбы о возникающими газоводонефтепроявлениями или при ожидаемом вскрытии пластов с АВПД.

- исключение затрубных проявлений и межпластовых перетоков;

- обеспечение прочности конструкции скважины в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца;

- качественное разобщение всех горизонтов и, в первую очередь газовых пластов, являющихся объектами самостоятельной разработки;

- достижение запроектированных режимов эксплуатации скважин, обусловленных проектом разработки горизонта (месторождения);

- применение современных методов испытания, освоения и ремонта скважин.

При достижении указанных требований обеспечиваются наилучшие технико-экономические показатели как процесса бурения, так и последующей эксплуатации скважины.

Элементы конструкции скважин приведены на рис. 6.1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4.. .8м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400м диаметром до 900мм. Этот участок закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором П.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удаётся пробурить скважину до проекторной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют ещё одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последующий участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нём. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Для извлечения пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части

эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке.

В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины.

Устье скважины в зависимости от её назначения оборудуют арматурой колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

Пример конструкции скважины приведен на рис. 6, где сплошными линиями показаны обсадные колонны, число у верхнего конца линии означает диаметр колонны в мм, у нижнего конца - глубину спуска в м. интервал цементирования показан штриховкой. Конструкция скважин определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб, диаметром долот и бурильных труб, которыми ведется бурение под каждую колонну, а также высотой подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве.

Рисунок 6 – Конструкция скважины

В конструкции скважины используют следующие типы обсадных колонн:

Направление - для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми наносами. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор.

Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн.

Промежуточная обсадная колонна - для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Эта колонна служит для предупреждения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего интервала.

Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:

• сплошные, перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;

• хвостовики - для крепления только не обсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны не менее чем на 100 м. Хвостовик как промежуточная колонна может наращиваться до устья скважины или при благоприятных условиях может служить частью эксплуатационной колонны;

• летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для ликвидации осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Летучки до устья скважины не наращивают.

В тяжелых условиях бурения (искривление ствола, большое число рейсов) в конструкции скважины предусматривают специальные виды промежуточных обсадных колонн - съемные или поворотные.

В благоприятных условиях промежуточная колонна может быть использована в качестве эксплуатационной.

Эксплуатационная колонна служит для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Она предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность известными способами или для закачивания агентов в пласты.

При благоприятных условиях, когда износ последней промежуточной колонны незначительный, эксплуатационная колонна может спускаться в виде хвостовика.

Методы бурения скважин

Бурение – единственный метод, дающий окончательный ответ на вопрос, есть ли в недрах залежь нефти или газа. Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находит только способы механического бурения — вращательный. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки. При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

Рисунок 7 - Схема вращательного бурения скважин

Существует две разновидности вращательного бурения — роторное и с забойными двигателями. В первом случае двигатель находиться на поверхности, во втором – опускается в скважину вместе с долотом. При роторном бурении (рис. 7) мощность от двигателей (9) передается через лебедку (8) к ротору (16) — специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото (1). Бурильная колонна состоит из ведущей трубы (15) и привинченных к ней с помощью специального переводника (6) бурильных труб (5). Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем — не вращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка, необходимая для выноса выбуренной породы на поверхность. При бурении с забойным двигателем долото (1) привинчено к валу, а бурильная колонна — к корпусу двигателя (2). При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится не вращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

Роторное бурение более трудоемкое чем с забойными двигателями, так как основная часть энергии тратится на вращение колонны, а не на углубление. На месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз” основное предпочтение отдается бурению с забойными двигателями.

После комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию. На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от проектного не должно превышать заданных допусков.

Буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об охране труда и окружающей природной среды. Строительство площадки под буровую, трасс для передвижения буровой установки, подъездных путей, линий электропередачи, связи, трубопроводов для водоснабжения, сбора нефти и газа, земляных амбаров, очистных устройств, отвал шлама должны о