Функции отдела по освоению участка

При разделении труда в нефтедобывающей промышленности операции с неразработанными участками, где еще не были пробурены скважины, выполняет отдел по освоению участка. В тесном контакте с ним работают отделы разведочных работ и юридический. При этом роли отдела разведочных работ и юридического отдела до такой степени переплетены, что их часто объединяют.

Отдел по освоению приобретает в собственность неразработанный участок и управляет работами до тех пор, пока не начата добыча или пока компания не примет решение избавиться от этой недвижимости. Отдел по освоению также рассматривает вопрос, насколько компания связана непродуктивной собственностью. Отдел разведочных работ дает рекомендации, что именно следует приобретать в собственность, сохранять или разрабатывать, а от чего следует отказаться. При этом юридический отдел изучает права собственности, ведет все необходимые судебные процессы по правам собственности, а также одобряет или составляет необходимые юридические документы.

При приобретении неразработанного участка отдел по освоению опирается на информацию из двух различных источников — агентурные данные и результаты обмена информацией. Агентурные данные позволяют компании быть в курсе деятельности конкурентов относительно разведки и аренды участков.

Обмен информацией, например каротажными диаграммами, с другими компаниями также способствует снятию завесы секретности, которой в свое время была окутана деятельность нефтяных компаний. В наше время общие данные по вопросам геологоразведочных работ и аренды участков стали общедоступными благодаря геодезической информационной службе.

На основе информации, полученной от агентов, иногда приобретают так называемые защитные площади в районе, где данная компания еще не проводила разведку. В других случаях общая информация может подсказать геологам, что имеющийся нефтеносный участок еще не полностью разработан. Как бы то ни было, как только перспективы обозначились, на сцену выходит лэндмен.

Для приобретения площади лэндмен ведет переговоры напрямую с землевладельцами или с маклерами по аренде. Как и агент, лэндмен должен владеть обширными знаниями, а также уметь эффективно общаться с людьми. Ему необходимы базовые знания в области нефтяной промышленности, а также практические знания в области договорного права, прав собственности, бухгалтерского дела, налогообложения и государственного регулирования.

На стадии аренды лэндмен предлагает землевладельцу арендный договор, при этом землевладелец обычно оставляет за собой рентную долю, равную одной восьмой общей добычи нефти и газа (рис. 4.1). Помимо этого почти всегда нефтедобывающая компания должна будет заплатить арендодателю бонус за заключение договора аренды. Таким бонусом может быть как обещание пробурить скважину в течение определенного периода времени, так и наличный платеж из расчета определенной суммы на единицу площади. Какой бы ни была договоренность, передача прав должна произойти до начала бурения скважины на участке.

Рис. 4.1. Образец договора на аренду нефти, газа и полезных ископаемых

Рис. 4.1 (окончание)

Прежде чем начать бурение, следует провести переговоры с землевладельцем. Во многих случаях нефтяная компания предлагает отправить на участок группу геофизиков для проведения изысканий. В таком случае компания обычно покупает право проводить геологические изыскания и арендовать землю по фиксированной цене, если подтвердится перспектива бурения. Обычно владелец земли требует определенное вознаграждение за каждую пробную скважину.

В большинстве случаев владельцу земли также принадлежит право на добычу полезных ископаемых, находящихся на его участке под землей. Однако в некоторых случаях приходится иметь дело с двумя владельцами — одним, имеющим право на землю, и другим, имеющим право на добычу полезных ископаемых. Процесс становится еще более сложным, если участок земли разделяется на части, которые передаются или продаются разным группам. Таким образом, задачей лэндмена может оказаться всестороннее изучение ситуации, вплоть до получения соглашения, предоставляющего права как на землю, так и на полезные ископаемые.

Что, если изыскания проводятся на земле, принадлежащей государству? Если речь идет о США, исключительное право на разведочную деятельность и аренду может быть приобретено у Бюро по управлению землями (Bureau of Land Management), согласно закону об аренде месторождений полезных ископаемых (Mineral Land Leasing Law), принятому в 1920г., Бюро по управлению землями, которое является субагентством министерства внутренних дел США, занимается операциями с этими участками. Другое агентство министерства внутренних дел — служба управления добычей полезных ископаемых (Minerals Management Service) — осуществляет аналогичные функции для морских разработок.

Независимо от владельца земель (частное лицо или государство), прежде чем начинать какую-либо деятельность по разработке, нефтедобывающая компания должна приобрести титул на участок земли для исследования или заключить арендный договор, который даст ей право проводить разведку и бурение на данном участке. Кроме того, нефтедобывающая компания приобретает право на добычу, продажу и перемещение нефти, газа, а также других ископаемых, которые могут быть обнаружены на данном участке. Компания также старается получить права на прилегающие участки. Этот аспект будет рассмотрен более подробно в разделе, посвященном разработке месторождения. Следующая стадия, предшествующая разработке месторождения, — бурение пробной скважины, которое производится буровой компанией.

Буровые работы

Предположим, что геологи и геофизики изучили карты и сейсмические разрезы и определили, где может залегать перспективный пласт. Если это совершенно новый проект, то на этом участке бурят поисково-разведочную скважину, дикую кошку, называемую так потому, что она «там, в прерии, где живут только дикие кошки и ухают совы». Такое бурение связано с большим риском, шанс найти породу-коллектор, пригодную по величине для коммерческой разработки, весьма невелик.

Другой вид бурения называется эксплуатационным бурением. Такое бурение обычно осуществляется после небольшой геофизической разведки или вообще без нее. Но при этом известны характеристики продуктивности освоенных скважин, находящихся поблизости, а также имеется информация о структуре подземных слоев.

В случае эксплуатационного бурения риск значительно меньше, чем при разведочном или поисковом бурении. Хотя бурильные работы в обоих случаях одинаковы, стоимость эксплуатационной скважины ниже, чем стоимость поисково-разведочной, так как лучше известна структура нижних слоев. Геофизическая разведка обычно не требуется, проверок также проводится меньше. Еще одним важным различием является тот факт, что некоторые дорогостоящие меры предосторожности, связанные с работами по поисково-разведочному бурению, при эксплуатационном бурении оказываются ненужными.

В очень большой компании сектор бурения обычно входит в отдел добычи. Каждый район проведения работ курирует свой буровой мастер (один или несколько), который организует работы на буровой установке, проводимые как компанией, так и субподрядчиком. Выше по иерархии могут находиться управляющий буровыми работами и штат инженеров, которые подчиняются начальнику производства. В некоторых больших компаниях нет управляющего буровыми работами, а вместо него имеется штат инженеров-буровиков, которые подчиняются непосредственно управляющему по добыче. Последний отвечает как за бурение, так и за добычу нефти.

Таблица 4.1.Компания Gray Energy. Скважина №1. Анализ времени бурения

Параметр	Время, сут.	Доля от общих временных затрат, %
Завоз и монтаж оборудования	2,5	6,3
Бурение	20,6	52,3
Время простоя на ремонт	0,7	1,9
Оценка параметров пласта
Каротаж	0,6	1,7
Отбор кернов	1Д	2,7
Опробование пласта	0,8	1,9
Ловильные работы	0,9	2,2
Цементирование	1,5	3,8
Выдерживание после цементирования	1,7	4,2
Кондиционирование бурового раствора	2,4	6,1
Заканчивайте скважины	5,0	12,8
Принятие решений	0,5	1,3
Прочее	1.1	2.8
Всего	39,4	100,0
Общая глубина 9550 фут. (2900 м)
Начало бурения 26.03.88 г.
Скважина закончена 20.06.88 г.

Организационная структура независимого бурового подрядчика сравнительно проста, так как его задача — только пробурить скважину и ничего больше. Мастера буровых установок подчиняются управляющему буровыми работами компании-подрядчика, который курирует все буровые установки на определенной площади. Мастера буровых установок компании-подрядчика также непосредственно подотчетны буровому мастеру нефтедобывающей компании. В свою очередь, управляющие буровыми работами подчиняются вице-президенту или президенту в главном офисе. Инженерно-технические работники и конторские служащие обычно находятся в главном офисе, хотя некоторые компании-подрядчики имеют также филиалы, где размещается вспомогательный персонал.

Из двух вариантов — бурение скважины нефтедобывающей компанией или компанией-подрядчиком — преобладает второй. Более 90% всех скважин в странах свободного мира было пробурено независимыми подрядчиками. Это объясняется множеством причин, наиболее важные из которых приведены ниже.

• Работа независимого подрядчика, занимающегося только бурением, обычно более экономически выгодна, чем работа нефтедобывающей компании.

• В большинстве случаев нефтедобывающие компании бурят только несколько скважин в данном районе. Далее буровые установки нужно перемещать в другой район, что связано со значительными издержками.

• Как и буровое оборудование, буровые бригады тоже должны перемещаться с одного места на другое. В таком случае потребуется более высокая заработная плата и повысятся накладные расходы.

• Для буровых установок компании потребуются длительные циклы бурения, в то время как буровые установки подрядчика можно повторно сдать в аренду.

В силу всех этих причин бурение независимыми подрядчиками является более популярным вариантом.

Если нефтедобывающая компания пользуется услугами независимого бурового подрядчика, составляют формальное письменное соглашение или подряд на бурение.

В этом соглашении приводятся обязанности и ответственность бурового подрядчика и нефтедобывающей компании-разработчика, которые являются в большей или меньшей степени традиционными. Как и в любой другой, в данный контракт могут быть включены любые положения, приемлемые для обеих сторон, однако с годами сложились три основных типа: 1) контракт по проходке, 2) поденный контракт, 3) контракт «под ключ». Конкретный тип договора задает основу, на которой будет производиться расчет за бурение скважины.

В случае контракта по проходке, который используется чаще всего, компания-подрядчик берется пробурить скважину заданной глубины на условиях определенной суммы за каждый пройденный метр. Хотя оплата осуществляется на основании проходки (пробуренного расстояния), она обычно предполагает бурение скважины до определенной глубины. Если что-либо, не являющееся виной компании — разработчика месторождения, помешает пробурить скважину до заданной глубины, то подрядчик обычно не получает оплаты за проделанный объем бурения. Некоторые виды деятельности, например отбор керна, каротаж и опробование скважины, а также спуск обсадной колонны, считаются дополнительной работой, за которую компания — разработчик месторождения обычно рассчитывается с подрядчиком на основе дневной ставки.

По условиям контракта «под ключ», который становится все более распространенным, подрядчик поставляет буровую установку, бригаду, а также все оборудование и материалы, необходимые для бурения скважины, включая каротажное оборудование и оборудование для опробования пласта, буровой раствор, а иногда даже оборудование для обсадной колонны и эксплуатационное оборудование. Нефтедобывающая компания не принимает на себя никаких обязательств, кроме одного — расплатиться за работу. Подрядчик должен предъявить должным образом законченную скважину или заглушенную сухую скважину, только после этого работа оплачивается. Преимущество такого типа контракта в том, что он предоставляет компании-подрядчику большую свободу и этим повышает эффективность выполнения работы. Однако вследствие повышенного риска для подрядчика такой договор обычно оказывается дороже, чем контракт на поденной основе и даже чем контракт по проходке. Разновидность поденного контракта, которая широко применяется на Ближнем Востоке, использует оплату за число рабочих дней как стоимость подряда плюс размер прибыли на основе проходки как дополнительный стимул. Такой вариант считается приемлемым для обеих сторон.

Когда соглашение достигнуто, все арендные договоры подписаны и получены необходимые разрешения от местных властей, властей штата и федеральных властей, начинаются буровые работы. Следующей стадией является разработка месторождения.

Разработка месторождения

После бурения скважины, продуктивной в промышленных масштабах, что доказывает наличие месторождения нефти, на первый план выдвигается проблема оценки размеров данного месторождения. Следует определить продуктивную площадь и выделить на ней наиболее нефтеносные участки.

После установления данной площади как продуктивной, нефтедобывающая компания начинает составлять программу разработки, которая сможет защитить ее собственность от отбора нефти компаниями, работающими на соседних участках, и обеспечить владельцу максимальную прибыль. Один из способов осуществления данной задачи — это заключить арендные договоры на возможно большее число соседних участков. Однако в большинстве случаев части месторождения принадлежат нескольким различным нефтедобывающим компаниям, которые ведут конкуренцию за добычу нефти. Таким образом, расположение первых скважин на неразработанных месторождениях зависит от границ, разделяющих участки, принадлежащие различным собственникам, а также от геологической структуры. Ниже мы кратко рассмотрим вопрос защиты границ собственности.

Несмотря на имеющуюся возможность получить квалифицированную геологическую консультацию, ранний период разработки месторождения является неопределенным. При наличии конкуренции между несколькими нефтедобывающими компаниями они будут стремиться максимально быстрее закончить бурение и наладить добычу, а не обеспечить себе точные данные по скважине, необходимые для анализа структуры. Многие нефтедобывающие компании считают полученные ими данные каротажа по скважине конфиденциальной информацией. В этих случаях разработчикам месторождений оказывается затруднительно определить соотношение между структурными и стратиграфическими компонентами, так как данная информация является основной при составлении программы разработки месторождения.

При создании такой программы необходимо иметь в виду несколько моментов. В главе III мы обсуждали водонапорный и газонапорный режимы истечения нефти или газа из пласта (рис. 4.2). Когда природная энергия коллектора используется полностью, добыча нефти из этого коллектора будет более эффективной и экономически выгодной. Для первых скважин на месторождении давление коллектора выше и время добычи больше, поэтому как начальная, так и суммарная добыча для этих скважин будут значительно превышать таковые для скважин, пробуренных позднее. Задержка хотя бы на несколько месяцев может привести к значительной потере суммарной добычи.

Еще одним важным аспектом, с которым связано своевременное начало добычи, является стремление получить больше нефти, чем будет получено с соседнего участка. Нефтеперерабатывающая компания, которая первой доведет до конца разработку, может «перетянуть» к себе нефть с соседних участков. Движение нефти и газа не зависит от границ, разделяющих собственность различных компаний, и направлено оно к ближайшей скважине. Теоретически первые пробуренные скважины будут характеризоваться более высокой суммарной добычей, если они находятся на наиболее выгодном месте участка. Начальная добыча также будет больше, так как на ранних стадиях разработки давление газа выше. Таким образом, принцип «обслуживание в порядке очереди» является важным фактором, и задача состоит в том, чтобы не опоздать.

Начальные условия	Истощение на 50%
Коллектор с водонапорным режимом
Начальные условия	Истощение на 50%
Коллектор с газонапорным режимом
Начальные условия	Истощение на 50%
Коллектор с режимом растворенного газа
Рис. 4.2. Три варианта вытеснения нефти из пласта

Информацию, полученную в процессе и в результате бурения первой скважины, объединяют с данными, полученными ранее (каротажные диаграммы, карты и данные по добыче), — для определения размеров месторождения и оценки величины извлекаемых запасов нефти и газа. После этого составляется план разработки, в котором определяется общее число скважин, расстояние между скважинами и схема расположения скважин на местности.

Оценка числа скважин

Обычно нефтедобывающая компания стремится к тому, чтобы вести разработку на максимальной площади минимальным числом скважин без риска расположить скважину за пределами области залегания нефти и получить таким образом сухую скважину. Кроме того, продуктивность скважин должна рассматриваться в сочетании с затратами на бурение дополнительных скважин, чтобы определить их оптимальное число, которое обеспечит максимальную норму прибыли. Для решения этой задачи квалифицированный инженер-нефтяник применяет экономические принципы в сочетании с техническими талантами.

Для снижения риска вторую скважину обычно располагают за пределами оконтуренной нефтяной площади, при этом всего «в двух шагах», а не на большом расстоянии от первой. Инженер-разработчик суммирует геологические данные с данными по бурению для расчета наиболее благоприятного направления дальнейшей разработки от скважины, открывшей новое месторождение, на основании информации, полученной от этой скважины. Важными факторами при определении положения второй, третьей и последующих разведочных скважин, а также расстояний, которые могут отделять их от первой, является тип структуры, размер и протяженность ловушки или складки.

Расстояние

Обычно скважины располагают в соответствии с каким-либо определенным геометрическим рисунком. Во многих случаях расположение скважин внутри участка диктуется их положением на границах участка и расстояниями между ними, особенно если участок маленький. На большом участке больше возможностей для расположения скважин на научной основе.

Рис. 4.3. В ранние годы не было принято никаких правил для определения расстояний между скважинами. В Спиндлтоп буровые установки находились в одном шаге друг от друга

Если структурные исследования указывают на наличие хорошо развитой антиклинали или купола, разведка границ продуктивной площади может проводиться бурением скважин в обоих направлениях вдоль главной оси структуры, при этом скважины располагают максимально близко друг к другу вдоль свода структуры, а затем вдоль линии, перпендикулярной оси. Скважины устанавливают попеременно по разные стороны свода, что позволяет исследовать боковые фланги вплоть до обнаружения краевой воды (это вода, окружающая продуктивный пласт) или до тех пор, пока скважины перестают быть рентабельными, так как дают слишком мало нефти. Определение расстояния между скважинами — не такой простой вопрос. В каждом конкретном случае следует тщательно рассмотреть все физические и экономические условия, прежде чем принять решение. Затраты на бурение скважин должны быть согласованы с предполагаемой прибылью, чтобы таким образом определить наиболее экономически выгодное соотношение. Нефтедобывающая компания стремится определить число скважин, которое обеспечит максимальную прибыль. Вследствие наличия огромного числа переменных, это часто решается методом проб и ошибок.

Схема расположения скважин

Обычно скважины располагают в соответствии с какой-либо геометрической конфигурацией. Расстановка граничных скважин часто определяет расположение внутренних скважин, особенно для небольшого участка (рис. 4.4). Значительная площадь участка позволяет расположить скважины на научной основе.

В сущности, расстановка скважин предполагает предварительное бурение на некотором определенном, довольно значительном расстоянии друг от друга. После завершения этой первичной расстановки проводят бурение в промежутках между первичными скважинами, располагая новые скважины на расстоянии, которое обеспечит наиболее экономически эффективное извлечение нефти. Описанный план имеет следующие преимущества:

• начальная добыча выше, чем в вариантах с обычным расположением;

Рис. 4.4. Некоторые типовые схемы размещения скважин

• добыча нефти из скважин, расположенных на больших расстояниях, лучше поддерживается на определенном уровне, чем добыча из близко расположенных скважин;

• окончательное решение о расположении скважин можно отложить, пока не появится больше информации.

Очевидным недостатком, естественно, является риск пробурить сухую скважину. Для сокращения вероятности этого риска надо тщательно взвесить все данные, прежде чем принимать решение.

Разработка нефтеносного участка обычно проводится согласно одному из нескольких планов. Типовым вариантом является бурение рядов скважин поперек участка от разведанного месторождения к неразведанной площади. Этот метод обеспечивает максимальное снижение риска пробурить сухую скважину в том случае, если нефтедобывающая компания не уверена, что участок целиком продуктивен. Кроме того, в этом случае появляется возможность сохранения жизненно важной информации о структуре приповерхностного слоя в районе новой буровой площади перед бурением новых скважин. Похожим планом является последовательное бурение в направлении наружу от продуктивных опытных скважин, которые служат центрами.

В США действует общее правило — одна скважина на каждые 40 акров (16 га). В Канаде скважины обычно располагают менее плотно. На Ближнем Востоке, где продуктивность индивидуальной скважины обычно велика, стандартной расстановкой может оказаться одна скважина на 640 акров (256 га). Конкретная величина зависит от государства и государственного регулирования.

После того как число скважин, расстояние между ними и схема их размещения определены, начинают бурение. Когда все скважины пробурены, их нумеруют в том порядке, в котором проводили бурение. Крупные компании иногда нумеруют скважины с указанием их положения, независимо от порядка бурения. Такой вариант может быть предпочтительным, так как обозначение скважины сразу указывает на ее положение, однако недостатком является то обстоятельство, что нельзя сразу сказать, когда скважина была пробурена.

Дополнительные факторы

При составлении схемы разработки участка имеют значение некоторые дополнительные факторы:

• механизм вытеснения нефти из коллектора;

• регулирование дебита (темпа добычи) нефти;

• необходимое количество наземного оборудования;

• удобное расположение коммунальных сооружений и коммуникаций;

• возможность сбыта и рыночная стоимость;

• государственное регулирование.

Все они должны приниматься во внимание в общем плане.

Ранее мы обсуждали три режима вытеснения нефти из коллектора: водонапорный, растворенного газа и газонапорный. В зависимости от содержимого коллектора и глубины пробуренной скважины данная скважина может быть, но может и не быть разработана до своей максимальной отдачи. Если при бурении не используется естественная энергия коллектора, то для добычи нефти потребуется какой-либо подъемник или насос, что создаст дополнительные проблемы. Поэтому важно знать режим вытеснения нефти.

Регулирование дебита нефти также имеет значение. Эффективный отбор нефти из скважины не возникает случайно, а является результатом тщательных и обдуманных действий со стороны нефтедобывающей компании (рис. 4.5). Опыт показывает, что один из наиболее существенных факторов для достижения эффективного отбора нефти из скважины — регулирование дебита нефти. Чрезмерно высокие скорости добычи приводят к быстрому снижению давления в коллекторе, преждевременному выделению растворенного газа, неравномерному движению фронтов вытеснения газом и водой, оставлению нефти в пласте и ее прохождению мимо скважины. В худшем случае слишком быстрое истечение нефти может привести к тому, что оно будет полностью осуществляться в неэффективном режиме растворенного газа. Каждый из перечисленных факторов, вызванных избыточным дебитом нефти, снижает суммарную производительность скважины. Как правило, нефтедобывающие компании приходят к заключению, что наиболее эффективным способом регулирования механизма вытеснения нефти с точки зрения достижения максимальной отдачи скважины является ограничение дебита.

Еще один важный фактор в плане разработки — виды необходимого наземного оборудования (рис. 4.6). Как только на промысле появляется первая скважина и начинает давать нефть, требуются резервуары для товарной нефти, а также система сбора и очистки для нефти и газа. Эта часть наземного оборудования, как правило, устанавливается постепенно, по мере увеличения продуктивности скважин и их заканчивания. Тем не менее расположение и конструкция оборудования должны быть тщательно спланированы заранее в соответствии с размером и формой участка.

Следующим фактором, которому необходимо уделить внимание, является близость расположения коммунальных сооружений и коммуникаций. Если участок расположен в отдаленной местности, то может возникнуть необходимость строить дороги, прокладывать электрические провода, а также сооружать временные домики для строительных бригад. Если поблизости нет газопровода, его придется построить либо скважину заглушить до тех пор, пока месторождение не начнут осваивать вновь

Рис. 4.5. Скважина № 1, известная как нефтяной фонтан Лэйк-вью в округе Керн (Калифорния). Фонтан начал бить при бурении скважины 10 марта 1910г. Фонтанирование продолжалось с производительностью, достигающей 68 000 барр./сут., вплоть До сентября 1911 г., а затем прекратилось, вероятно, вследствие перекрывания ствола, вызванного обрушением стенок скважины (собственность музея округа Керн)

Рис. 4.6. Упрощенная схема монтажа наземного оборудования: 1— сепараторы; 2— нефтеочистители; 3— емкость для утилизации; 4— резервуары для товарной нефти

С этой проблемой тесно связана возможность сбыта и рыночная стоимость. И то, и другое зависит от своевременности. Если требуется дополнительное время для сооружения трубопроводов или для заключения контракта на продажу, за это время могут произойти значительные рыночные изменения и цена за 1 баррель сырой нефти или за 1 тыс. фут.³ (Mcf) газа также изменится. Затраты на бурение остаются значительным финансовым риском до тех пор, пока не установлен реальный потенциал разведочной области. Финансовые учреждения в большинстве случаев не дают кредитов на бурение скважин, так как это связано с риском. По этой причине многие компании вынуждены принимать осторожные программы бурения, в которых доходы от первых скважин образуют капитал для бурения последующих.

По-видимому, самым сложным (и часто меняющимся) фактором из вышеперечисленных является государственное регулирование. В США, Канаде и большей части других стран, чтобы пробурить нефтяную или газовую скважину, требуется получение разрешения от соответствующего государственного ведомства (правительственного или относящегося к данному штату). Во многих областях установлены определенные требования к минимальному расстоянию между скважинами. Без специального разрешения не положено бурить скважину до того, как в распоряжении компании не будет находиться определенное количество земли.

Все рассмотренные факторы влияют на процесс разработки месторождений, который далеко выходит за рамки собственно монтажа буровой установки и бурения отверстий в земле. Все они — сочетание крупного бизнеса и значительного риска и участие самых современных научных разработок — и все это действует одновременно, чтобы заставить нефть и газ выйти из-под земли на поверхность.

Глава V
БУРОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И МЕТОДЫ БУРЕНИЯ

Методы бурения и методы добычи нельзя рассматривать отдельно как две различные категории. Бурение скважин и добыча нефти неразделимы в большей степени, чем две какие-либо операции в технологии нефтяной промышленности. По этой причине мы коротко рассмотрим основы технологии бурения, прежде чем перейдем к методам оценки пласта.

Типы буровых установок

Наиболее широко распространена наземная буровая установка со складной консольной вышкой. Такую установку собирают на земле, а затем поднимают в вертикальное положение с помощью подъемного механизма буровой лебедки (рис. 5.1). Иногда ее также называют складывающаяся буровая вышка-деррик.

При монтаже такой буровой установки внешние части, состоящие из предварительно собранных блоков, соединяют между собой шплинтами. Рабочие буровой бригады устанавливают секции двигателя и буровой вышки в нужное положение и скрепляют их друг с другом. После этого монтируют двигатель и буровую лебедку. Наконец, секции складывающейся вышки-деррика укладывают горизонтально и целиком поднимают с помощью подъемного каната, талевого блока и лебедки.

Рис. 5.1. Складная консольная вышка, используемая в установках для роторного бурения

Установки для морского бурения выполняют те же функции, однако их конструкция сложнее (рис. 5.2). На мелководье или в болотистой местности применяют баржи. Баржа — это плоскодонное судно с малой осадкой, оборудованное складной буровой вышкой. Самоподъемные буровые установки работают при глубине около 100 м. Та кие буровые установки очень прочные, так как стоят на дне. Корпус буровой установки медленно буксируют на нужное место при спокойном море. Далее «ноги» буровой вышки опускают с помощью домкратов, до тех пор пока они не встанут на дно под палубой, и затем продолжают опускать, пока палуба не оказывается поднятой над поверхностью воды (иногда на высоту до 20 м).

Рис. 5.2. Типы морских буровых установок

Еще один из многих видов морских буровых установок, буровая установка на фиксированной платформе, закрепляется на дне длинными стальными сваями. Такие платформы являются весьма прочными и устойчивыми, но они считаются постоянными сооружениями и практически не поддаются перемещению, в то время как самоподъемные буровые установки можно передвигать с одного места на другое. Полупогружные установки также могут работать в воде на глубине 200—500 м, они столь же устойчивы, но не закреплены на одном месте. К таким прямоугольным плавающим буровым установкам прикреплено несколько вертикальных колонн устойчивости, которые поддерживают палубу, оснащенную буровой вышкой и соответствующим оборудованием. Наконец, наиболее мобильной конструкцией, способной работать на произвольной глубине, является буровое судно, т.е. корабль, специально построенный или модифицированный для бурения в глубокой воде. Динамическое позиционирование оборудования с помощью двигателя с регулируемым шагом позволяет удерживать судно над стволом скважины.

Способы бурения

При бурении как на земле, так и в открытом море эффективная система бурения должна обеспечить: 1) способ разрушения и измельчения горной породы, через которую необходимо пройти, чтобы добраться до нефти и газа; 2) способ удаления раздробленного материала из скважины по мере бурения и 3) способ предотвращения обрушения стенок скважины и одновременного перекрывания выхода нефти и газа. Кроме того, в общем случае направление скважины должно быть как можно ближе к вертикальному, скважина должна быть достаточно глубокой, чтобы достичь породы-коллектора, а ее диаметр должен быть достаточно большим, чтобы внутрь можно было опускать необходимые инструменты.

В настоящее время наиболее широко применяются два способа бурения: ударно-канатное и роторное. Хотя роторное бурение используется чаще, ударно-канатное бурение является более старым способом*.

Ударно-канатное бурение

При ударно-канатном способе бурение осуществляется за счет погружения в отверстие проволочного каната или троса, на конце которого находится тяжелое остроконечное изделие из стали — так называемое буровое долото. Движение вверх-вниз задается участку каната, находящемуся на поверхности. За счет возвратно-поступательного перемещения от пласта откалываются небольшие фрагменты (рис. 5.3).

Долото, которое весит несколько сот фунтов, находится в постоянном движении, пока не будет пробурено несколько метров вглубь. Затем канат поднимают с помощью барабана, установленного на поверхности, и после этого долото удаляют. С помощью другого каната, называемого желоночным канатом, в скважину опускают желонку — металлическую трубу с одноходовым откидным клапаном на нижнем конце. Фрагменты пласта, отколотые буровым долотом, собираются в ковш и удаляются из скважины, после чего можно возобновлять бурение.

Ударно-канатное бурение не предполагает использования больших количеств жидкости для циркуляции в скважине. Как правило, единственная жидкость в скважине — это жидкость, которая выделилась из пласта при бурении. Однако присутствие небольшого количества воды желательно; если вода не появляется за счет выделения из пласта, несколько галлонов воды заливают в скважину.

Рис. 5.3. Схема станка канатного бурения

Одним из наиболее важных преимуществ канатного бурения является возможность быстро выявить нефте- и газопродуктивные зоны. Кроме того, его используют для бурения определенных типов пластов, чувствительных к буровым растворам на основе воды. В некоторых типах пластов вода из бурового раствора может вступить в химическую реакцию с глиной, входящей в состав горной породы. Это снижает скорость истечения нефти