Что такое освоение нефтяных скважин
Разновидности освоения нефтяных скважин
Освоение скважин – это ряд действий, направленных на их развитие и обеспечение постоянной продуктивной работы, которую можно ожидать в соответствии с условиями месторождения. Поскольку после вскрытия пластов и установки обсадных труб поверхности могут быть затянуты слоем глины, скважину необходимо осваивать для удаления корки. Также освоение может потребоваться, если ударные волны, которые влияют на пласты при перфорации ствола, вызвали создание области с чрезмерно низким показателем проницаемости.
Главной задачей освоения скважин является восстановление равномерной и максимально высокой проницаемости всего ствола, чтобы продуктивность была наиболее высокой.
Виды процесса освоения скважин
Данная процедура может проводиться разными способами. Выбор конкретного метода зависит от показателей давления, риска появления осложнений наподобие фонтанирования, типа эксплуатации и других особенностей.
Освоение скважин производится одним из шести ключевых методов:
Подготовительный этап перед любым методом является обязательной частью. На устье монтируется арматура, которая потребуется в ходе освоения скважины, а фланец обсадной трубы имеет задвижку, которая сможет перекрыть ее при необходимости.
Поршневание
Данный способ, который также известен как свабирование, характеризуется опусканием вниз поршня, сделанного из трубы с небольшим обхватом и клапаном, который открывается при спуске на дно. Снаружи трубы в местах примыкания сочленений находятся манжеты из резины с усилением из проволоки. В процессе опускания трубы-поршня жидкость, которая находится в стволе, перетекает на уровень выше, и когда поршень поднимается, его клапан перемещается в закрытое состояние. Таким образом, поршень выталкивает объем жидкости, равный степени его погружения (по закону Архимеда).
Чаще всего глубина, на которую опускается поршень, варьируется в пределах 70-150 метров. Поршневание отличается существенной производительностью, однако имеет и минусы: так, из-за каната устье скважины нельзя закрыть полностью. Из-за этого при работе возникает риск внезапного выброса, который нельзя будет предотвратить.
Тартание
Тартание – это способ, при котором из скважины достается жидкость при помощи специальной желонки, опускаемой вниз на канате с лебедкой. Внизу желонки расположен клапан, который открывается при упоре ее в дно, а сверху есть крепления для каната или шнура. Диаметр изделия обязательно должен быть меньше параметров трубы, иначе желонка застрянет в обсадной колонне, что создаст трудности при дальнейшей эксплуатации скважины.
Вывод жидкости при помощи тартания представляет собой весьма затратную по времени и силам работу, при которой задвижка не может перекрыть колонну целиком, если это понадобится. Тем не менее, такой способ позволяет вытащить осадки глины и следы раствора с самого уровня забоя, а возможность регулировать жидкостный уровень в скважине делает способ популярным в отдельных случаях.
Обновление скважинной жидкости
Освоение скважин, которое производится таким способом, возможно при спущенных трубах в стволе, при этом устье плотно закрывается, поэтому, риск фонтанирования исключен. Метод особенно хорош при освоении источников с сильным давлением внутри пластов или при наличии специальных коллекторов, которые легко освоить. Главным недостатком метода считается серьезная потеря давления: его снижение составит не больше четверти от показателя давления глиняного вещества. Процесс замены осуществляется насосами, в том числе буровыми. В ряде случаев используется вместе с поршневанием.
Компрессорный метод освоения
При освоении необходимо строго контролировать процедуру, поскольку устье может непредвиденно фонтанировать, и поэтому метод компрессорного типа более безопасный и дает возможность эффективнее всего очистить призабойный участок. Ограничение на использование метода распространяется в скважинах, которые бурились в неустойчивых пластах.
Закачка газа и жидких веществ
Освоение скважин данным способом производится следующим образом: в пространство между трубами заливается смесь газа и воды либо нефтяной жидкости. Смесь имеет определенную плотность, которая ниже, чем у просто жидкости, и благодаря возможности регулировки освоение может пройти по-разному. Данный способ может применяться при большой глубине разработки. Для работы у скважины должен быть установлен компрессор, насос с возможностью организации такого же по силе давления, емкости под жидкость и устройство для добавления газа. Процесс нагнетания характеризуется движением смеси по вертикальной оси с постоянными перепадами температурного режима и давления. Главным недостатком метода считается сложность осуществления работ по насыщению жидкости газами, а следовательно, его высокая стоимость.
Освоение насосами скважинного типа
Данный способ используется, если скважина уже практически полностью истощена, и фонтанный эффект практически исключен. При этом методе внутрь опускаются насосы скважинного типа, которые достигают определенной глубины и выкачивают жидкость. При этом давление в забое снижается, и постепенно достигаются условия, при которых из пласта идет приток жидкости. Непосредственно перед спуском устройства скважину промывают (процесс может происходить и зимой, но это требует подогрева промывочной жидкости).
27. Освоение скважин. Методы освоения нефтяных и газовых скважин.
Вызов притока из пласта осуществляют снижением забойного давления. Выбор способа вызова притока из пласта базируется на следующей исходной информации: глубина скважины (искусственный забой); диаметр обсадной колонны; диаметр колонны насосно – компрессорных труб (НКТ); глубина спуска НКТ; пластовое давление; пластовая температура; проницаемость пласта; сведения об эксплуатационных особенностях пласта – коллектора; сведения о загрязненности призабойной зоны пласта. В настоящее время используются следующие способы вызова притока из пласта: замена на раствор меньшей плотности; замена на газированную жидкость; замена на пену; снижение уровня жидкости в скважине. На основе выбора способа вызова притока получают ответы на следующие вопросы: режимные показатели процесса (забойное давление и депрессия на пласт, темп снижения забойного давления, производительность агрегатов и давление нагнетания рабочих агентов, продолжительность процесса); технические средства (номенклатура и количество); реагенты и материалы (номенклатура и количество); стоимость работ.
Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию — вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристики пласта, пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.
Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: количество объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств пластов, конструкция скважин, пластовое давление и температура, допустимый предел снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения, треста, управления геологии.
На газовых, газоконденсатных скважинах с АВПД план по испытанию или опробованию пластов должен согласовываться с военизированной службой по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Испытание или опробование пластов должно проводиться при наличии акта готовности скважины к выполнению этих работ. Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.
Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ), вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.
Главный недостаток этого способа освоения скважины — большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т. д.
При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы спускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, находящейся над поршнем, выносится на поверхность.
При непрерывномпоршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. В конце концов пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине и пласт начнет работать. Вызов притока (независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производиться при собранной фонтанной арматуре.
Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Не рекомендуется промывать забой чистой технической водой, так как в этом случае вода чрезвычайно вредно действует на коллектор и затрудняет получение притока. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта. После выполнения предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток, независимо от полученных результатов, скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом.
Несколько иначе обстоит дело при бурении разведочных скважин. В этом случае предприятие, ведущее бурение, производит испытание всех пластов (горизонтов), вскрытых скважиной и представляющих интерес с точки зрения нефтегазоносности. Испытание осуществляется снизу вверх. В случае ограниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоносности производится по результатам испытания после применения известных методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:
а) гидроструйная перфорация;
б) метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов;
в) кислотная обработка для коллекторов, представленных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента;
г) термокислотная обработка для коллекторов, представленных доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна;
д) гидравлический разрыв для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв для коллекторов, представленных карбонатными и карбонизированными породами.
Geolib.net
Справочник по геологии
Освоение скважин
Освоение скважины — это комплекс геолого-технологических мероприятий, направленных на вызов притока из продуктивного пласта и обеспечивающих сохранение максимальной продуктивности коллектора.
Цель освоения — восстановление естественной проницаемости пласта-коллектора, очищение перфорационных отверстий и получения того количества продукции скважины, которое соответствует потенциальным возможностям конкретной скважины.
Способы вызова притока жидкости (освоения) выбираются исходя от текущего значения пластового давления. В скважинах, где пластовое давление значительно превышает гидростатическое давление (фонтанные скважины), вызвать приток технологически проще, чем в скважинах с низким пластовым давлением, в которых нередко приходится применять специальные меры. При этом в скважинах с низкой проницаемостью пласта, необходимо дополнительно проводить работы по увеличению проницаемости.
Различают следующие способы освоения скважин: замена скважинной жидкости на жидкость с меньшей плотностью, свабирование, компрессирование, освоение струйным насосом, тартание, освоение глубинными насосами, освоение при помощи ГНКТ.
Замена жидкости на более легкую
Проводят смену скважинного раствора прямой или обратной промывкой при спущенных НКТ и герметизированном устье. Глинистый раствор заменяют на пластовую воду, пластовую воду на пресную или нефть, а нефть замещают различными пенными системами.
При смене пластовой воды плотностью 1200 кг/м 3 на нефть с плотностью 900кг/м 3 максимальное снижение давления составит всего (1200-900)/1200 * 100% = 25% от давления создаваемого столбом пластовой воды. Если данным методом вызвать приток нефти из пласта не удается, применяют другие способы освоения. Обычно это свабирование или компрессирование.
Свабирование
Одним из самых распространенных способов снижения забойного давления в скважине является свабирование. Сваб представляет собой поршень, оборудованный клапаном, который спускают на кабеле в лифт НКТ. Клапан при спуске поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне.
Глубина погружения сваба зависит от технических возможностей геофизической станции, на которой установлен барабан с кабелем, на котором спускается сваб и геофизические приборы. За один подъем сваб выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью кабеля и обычно не превышает 250м. Соответственно объём выкачиваемой жидкости за один рейс составляет не более 0,75м 3 для НКТ 73мм, и не более 1м 3 для НКТ 89мм. По факту максимальные объёмы выносятся свабом в самом начале проведения работ, когда уровень жидкости в скважине практически возле устья, глубина погружения сваба мала и сам сваб находится в неизношенном состоянии.
Устье при свабировании открыто для выноса жидкости, но возможность герметизации скважины всегда имееется. Обычно роль герметизирующего устройства играет задвижка на фонтанной арматуре. Иные схемы компоновки устьевого оборудования, не предусматривающие налчичие фонтанной арматуры запрещены.
Свабирование выполняется в колоннах НКТ с наружним диаметром 73 и 89мм. Спущенные в скважину НКТ должны быть новыми или подготовленными и прошаблонированными, иметь постоянный внутренний диаметр, быть плотно подогнанными в муфтах.
Свабирование достаточно долгий способ освоения. Поэтому когда есть возможность то применяют компрессирование инертным газом.
Компрессирование
При компрессировании приток в скважину получают вследствие снижения уровня жидкости в трубах за счет ее вытеснения газом. Перед компрессированием в скважину спускают лифт НКТ, в которой установлены на предварительно рассчитанных глубинах пусковые муфты с отверстиями или специальные пусковые клапаны.
Подбивают компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают инертный газ и снижают уровень жидкости. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве достигает уровня размещения пусковой муфты лифта НКТ, происходит резкое падение в затрубном пространстве, а через трубное пространство на поверхности поступает смесь закачиваемого газа со скважинной жидкостью. Давление в затрубе стабилизируется после полного выброса жидкости из трубок, и закачиваемый газ одновременно выходя через пройденную пусковую муфту начинает снова отдавливать жидкость в затрубе до следующей муфты или воронки НКТ.
Освоение струйными насосами
Использование струйных насосов позволяет:
Тартание
Тартание — крайне малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения. Герметизация устья при фонтанных проявлениях не возможна до полного извлечения желонки на поверхность.
Возможность извлечения различного рода осадка с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу преимущества. Данный метод широко распространен при нормализации забоя скважин после проведения ГРП, когда интервал перфорации частично или полностью пересыпан проппантом.
Освоение глубинными насосами
На истощенных месторождениях с просаженным пластовым давлением, где фонтанные выбросы маловероятны, скважины осваиваются откачкой из них жидкости насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рзаб Освоение пенными системами
Метод похож по своей технологии на компрессирование. Данный способ заключается в том, что вместо инертного газа в затруб закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, и это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.
Для освоения к скважине подбивают передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре.
При закачке газожидкостной смеси на пузырьки газа действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3- 0,5м/с.
При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя — выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной газожидкостной смеси. По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда смесь подойдет к башмаку НКТ. При попадании газожидкостной смеси в НКТ давление нагнетания снижается.
Газожидкостный эжектор
Технология вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов состоит в приготовлении с помощью последних, насосного и компрессорного оборудования двухфазных пен, закачивании их в скважину для вытеснения воды и создании необходимой величины депрессии на забое за счет меньшей плотности пены и ее самоизлива.
Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать в качестве источников сжатого воздуха компрессоры пневматической системы буровой установки или передвижные компрессоры высокого давления.
Рис. 1. Схема использования газожидкостного эжектора
Освоение с ГНКТ
Комплекс работ при освоении потенциального объекта с помощью установки гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) включает в себя операции, предшествующие освоению и осуществляемые при вызове притока. К технологическим операциям, прешествующим освоению, относятся:
К технологическим операциям по вызову притока относят мероприятия, при реализации которых достигается снижение забойного давления и создание условий для фильтрации пластового флюида из продуктивного пласта в скважину с последующим подъемом флюида на поверхность.
Преимущества использования ГНКТ:
Недостатки ГНКТ:
Дотянуться до глубин
Хотя сама идея бурения кажется простой и понятной, в реальности этот процесс сопряжен с большим количеством трудностей. Современная скважина — сложнейший объект, строительство которого требует применения высоких технологий
От быка до турбобура
Бурить скважины люди начали давно. Известно, что в эпоху династии Хань (202 до н. э. — 220 н. э.) китайцы уже умели строить скважины, достигавшие 600 м в глубину. Судя по сохранившимся изображениям, при этом использовался ударно-вращательный метод бурения: быки поворачивали долото, а группа людей синхронными прыжками загоняла его глубже в землю. Первая информация о бурении скважин в России относится к IX веку и связана с добычей растворов поваренной соли в районе Старой Руссы.
Официально принято считать, что первую скважину глубиной около 500 м, предназначенную для коммерческой добычи нефти, построил в 1859 году в штате Пенсильвания Эдвин Дрейк. Однако известно, что как минимум за 10 лет до этого нефтяные скважины успешно строили в Баку, и это не единственный пример, позволяющий оспаривать пальму первенства США.
В середине XIX века при бурении скважин для добычи соляных растворов, а потом и нефти применялось в основном ударное бурение. При этом разрушение (дробление) породы происходит под действием ударов падающего снаряда либо ударов по самому неподвижному снаряду. С увеличением глубины бурения эта технология становится все менее эффективной — сложнее промывать скважину, жидкость создает дополнительное сопротивление падающему долоту, а при бурении без промывки много времени уходит на очистку и крепление скважины. Поэтому на смену ударному пришло вращательное бурение.
Внедрение технологии механического роторного бурения в начале ХХ века стало одним из ключевых событий развития нефтяной промышленности. Впервые новую технологию применили на нефтяных промыслах Техаса в 1901 году. При роторном бурении долото, дробящее породу, присоединялось к колонне бурильных труб, вся эта конструкция опускалась в скважину и вращалась специальным станком с поверхности.
К окончанию первой трети XX века роторное бурение полностью завоевало нефтяную отрасль. Изменения в конструкции оборудования и технологии привели к более чем десятикратному увеличению скорости проходки и снижению себестоимости буровых работ, при этом глубину скважин удалось увеличить до Впрочем, и этот способ не был лишен недостатков. Среди них — громоздкость бурового инструмента: при глубине скважины в 4 км колонна бурильных труб весила более 200 тонн, и основная часть энергии тратилась именно на вращение колонны, а не на углубление самой скважины. Решить проблему позволило размещение двигателя, вращающего долото, в глубине скважины.
Устройство нефтяной скважины
Каждая колонна обсадных труб, спускаемая в скважину, имеет свое назначение и название. Первая, самая короткая, — направление. Она предназначена для предохранения устья скважины от размыва и для направления промывочной жидкости в желобную систему в процессе бурения скважины. Следующая колонна — кондуктор — изолирует водоносные пласты, перекрывает верхние неустойчивые породы. На нее монтируется противовыбросовое оборудование. Низ кондуктора, как и низ всех спускаемых после него колонн, заканчивается короткой утолщенной трубой, называемой башмаком.
Технические колонны опускают в скважину в особо сложных случаях — они служат для перекрытия пластов при определенных геологических условиях бурения (зоны высокого поглощения, пласты, склонные к набуханию от воды, осыпанию и т.п.). Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Она предназначена для крепления стенок скважины, разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других пластов. Эта колонна спускается до продуктивного пласта.
Фильтр — участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Через фильтр в скважину поступает жидкость. Фильтром может служить не обсаженный колонной участок ствола скважины, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями. На устье скважины монтируется фонтанная арматура — устройство, которое запирает скважину. Его функция — регулировать и контролировать работу скважины, предохранять от аварийных фонтанных выбросов флюида.
Прогресс двигателей
Первым такой агрегат — турбобур — создал в 1922 году советский ученый Матвей Капелюшников. Современный турбобур — это многоступенчатый гидравлический двигатель. В каждой ступени турбины (а их количество может достигать 350) имеются два диска с профильтрованными лопатками. Один из них (статор) неподвижно закреплен в корпусе турбобура, а другой (ротор) вращается. Буровой раствор, нагнетаемый в скважину для промывки забоя, вращает роторы, усилие с которых передается на долото. Позднее появились и другие виды погружных двигателей, например, электрический и винтовой. В настоящее время на бурение с применением забойных двигателей приходится более 90% работ. При этом само бурение происходит с чередованием направленного (без вращения всей колонные) и роторного режима (с вращением колонны). Именно этот способ бурения позволил строить не только вертикальные скважины.
Возможность бурить скважины с разным углом наклона, в том числе и горизонтальные, стала толчком к появлению идеи строительства многоствольных скважин. То есть скважин, у которых от основного ствола отходят дополнительные под разными углами. Мало того, ответвления могут отходить и от боковых стволов. Часто боковые стволы зарезаются на уже существующих скважинах, чтобы увеличить охват разрабатываемых продуктивных пластов. В целом же строительство многоствольной скважины на залежи позволяет добраться до разобщенных зон коллектора, содержащих нефть, обеспечить более эффективное управление разработкой месторождения и избежать преждевременного обводнения, сэкономить на капзатратах на бурение. В «Газпром нефти» технологию многоствольного бурения начали осваивать в 2011 году. В 2012 году было пробурено пять таких скважин, а уже два года спустя этот показатель увеличился в шесть раз.
Роторные управляемые системы
Бурение скважин со сложной траекторией ствола требует особого подхода. Сегодня эти задачи решаются благодаря применению новых технологий, таких как роторные управляемые системы (РУС). Как и при любом роторном бурении, в случае использования РУС вращается вся бурильная колонна. Возвращение к идее роторного бурения было обусловлено тем фактом, что при проходке скважины с помощью погружного двигателя бурильная колонна не всегда вращается, буровой раствор застаивается в скважине, очистка скважины ухудшается, и в результате учащается количество прихватов оборудования. При бурении сложных горизонтальных скважин такое положение вещей может стать критическим.
Роторные управляемые системы решают проблемы традиционного роторного турбинного бурения. Чтобы уменьшить затраты энергии на трение колонны бурильных труб, применяют специальные растворы с высокими смазочными характеристиками. Изменен и принцип искривления скважины. При обычном роторном бурении отклонение бурильного инструмента от вертикали возможно только после прекращения вращения колонны и запуска погружного двигателя. При использовании РУС отклоняющее усилие на долото создается прямо в процессе вращения колонны, а управление отклоняющим блоком происходит с поверхности. В итоге технология позволяет свести к минимуму риск возникновения прихвата инструмента в скважине, повысить скорость проходки и качество ствола, улучшить очистку ствола от шлама, уменьшить его извилистость, снизить скручивающие и осевые нагрузки.
Сегодня РУС успешно применяются в «Газпром нефти». Первые испытания импортных систем прошли в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» еще в 2012 году. Тогда технология успешно зарекомендовала себя, хотя в качестве существенного недостатка специалисты отмечали отсутствие отечественных аналогов и, соответственно, дороговизну западного оборудования. В этом году в Ноябрьске при содействии специалистов «Газпромнефть НТЦ» впервые испытали роторную управляемую систему российского производства.
Буровая механика
Буровая вышка — один из главных символов нефтяной промышленности. Однако сама по себе вышка — лишь несложная конструкция, позволяющая удерживать бурильную колонну, а также поднимать и опускать в скважину бурильные и обсадные трубы. Для этого на вышке монтируются разнообразные приспособления: буровая лебедка, автомат спуска-подъема труб, талевая система, ротор и др.
Бурильная колонна — это собранный из бурильных труб ступенчатый полый вал, на конце которого находится породоразрушающий инструмент — долото. Первая труба колонны соединена с вертлюгом, подвешенным в верхней части буровой вышки, на нее передается вращение от электрического привода буровой установки. Бурильная колонна своим весом создает нагрузку на долото, которое вгрызается в породу. При роторном бурении колонна (а вместе с ней и долото) вращается с частотой об./мин. При бурении с погружным двигателем энергия потока бурового раствора заставляет вращаться долото, и в зависимости от конструкции забойного двигателя скорость вращения может варьироваться от 40 до 1200 об./мин. У турбобуров скорость вращения — об./мин. Во всех случаях поток жидкости выносит на поверхность обломки породы (шлам).
Бурильные трубы, как правило, имеют длину 12,5 м и диаметр Между собой они соединяются бурильными замками. Две-три свинченные вместе трубы образуют свечу. По мере углубления скважины свечи навинчивают друг за другом. Для борьбы с неконтролируемым искривлением скважины применяют утяжеленные бурильные трубы.
Кроме того, комплекс бурового оборудования включает силовой блок из нескольких двигателей, которые приводят в действие ротор и подъемную лебедку, насосный блок для промывки ствола скважины, а также циркуляционную систему, состоящую из нескольких емкостей для хранения бурового раствора, блока приготовления и регулирования его свойств, перемешивателей, блока очистки.
Сила раствора
На каждые 1000 м ствола скважины приходится тонн измельченной породы, которые необходимо извлекать на поверхность. Когда-то ее просто вычерпывали при помощи специальных приспособлений, что занимало довольно много времени.
Состав бурового раствора подбирается индивидуально для каждого месторождения и скважины исходя из условий бурения. Помимо глинистых растворов используются биополимерные, эмульсионные, аэрированные, в некоторых случаях даже нефть и природный газ. На скважину глубиной 1000 м надо заготовить не менее 100 м³ раствора.
В некоторых случаях, например, когда скважина проходит через породы с высокой пористостью и проницаемостью, раствор начинает просачиваться в пласты. Иногда его выход на поверхность и вовсе прекращается. Чтобы справиться с поглощением бурового раствора, в его состав добавляют различные компоненты, такие как асбест, слюда, древесные опилки, целлофан, известь или даже рисовая шелуха.
Между пластом и поверхностью
Скважина — это узкий цилиндрический канал, соединяющий пласт-коллектор с поверхностью земли. Верхняя часть скважины называется устьем, дно — забоем, а выработка между ними — стволом. Для разобщения пластов, предотвращения обвалов стенок, поглощений бурового раствора и проникновения в скважину флюидов в нее опускают обсадные трубы. Как правило, процесс этот происходит поэтапно: сначала скважину бурят до определенной глубины, затем устанавливают обсадные трубы, после чего продолжают бурение долотом меньшего диаметра. Пространство между обсадной колонной и стенками скважины заполняется цементным раствором (тампонаж), образующим цементный стакан, который предотвращает заколонные перетоки.
Скважины бывают вертикальными или наклонными, а также могут иметь различные искривления, возникающие из-за естественных причин или созданные намеренно — чтобы обойти какое-то препятствие (соляной купол, зону обвала или катастрофического поглощения бурового раствора, водоем, населенный пункт, особо охраняемую территорию, бурение на которой запрещено) или захватить более значительный участок продуктивного пласта. В последнем случае часто бурятся горизонтальные скважины. Это наклонные скважины, которые постепенно искривляются и уже в самом продуктивном пласте переходят в горизонтальную плоскость. Наличие горизонтального участка позволяет повысить коэффициент извлечения нефти. Для заданного искривления ствола скважины применяются специальные инструменты: отклонители, укороченные турбобуры, специальные переводники, забойные телеметрические системы.
Скважины, как правило, располагают кустами. В этом случае устья нескольких наклонно-направленных скважин группируются на близком расстоянии друг от друга на общей ограниченной площадке. Сами же скважины вскрывают нефтяной пласт в разных точках, местоположение которых просчитывается заранее. В настоящее время большинство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это дает возможность сократить время на монтаж вышки, снизить затраты на строительство трубопроводов, линий электропередач и другой инфраструктуры.
Типы скважин
В зависимости от условий месторождения скважины бывают:
Особые обстоятельства
Легкодоступных запасов углеводородов в мире становится все меньше, поэтому нефтяники вынуждены разрабатывать месторождения на новых территориях, в совершенно новых внешних условиях. Например, в море. Хотя общий принцип бурения на морских месторождениях остается тем же, что и на суше, отличия все же есть.
Вариантов шельфовой добычи несколько. На небольших глубинах бурение часто ведется с насыпных островов, как это происходило, например, на Каспии, где разработка морских месторождений началась еще в 1940-х годах. Затем для этих целей стали строить стационарные платформы — первая в мире морская нефтяная платформа, Нефтяные Камни, была построена также в Каспийском море на металлических эстакадах в 1949 году в 40 км от Апшеронского полуострова. К платформам такого типа можно отнести и первую в российской Арктике нефтедобывающую платформу «Приразломная», закрепленную на дне Печерского моря.
На больших глубинах работают плавучие буровые установки, которые классифицируют по способу установки над скважиной, выделяя две основные группы: опирающиеся при бурении на морское дно и работающие в плавучем состоянии. К первой группе относят плавучие буровые установки самоподъемного и погружного типов, а ко второй — полупогружные буровые установки и буровые суда.
При бурении скважин на море приходится предпринимать особые меры безопасности и использовать оборудование, в котором наземные бурильщики просто не нуждаются. К примеру, так называемый райзер — колонну стальных труб с толщиной стенок около 20 мм, тянущуюся от судна или буровой платформы до дна. Это необходимо, чтобы предохранить буровой инструмент от воздействия окружающей среды и защитить океан от загрязнения нефтепродуктами.
С особыми сложностями может быть связано и бурение в зоне вечной мерзлоты. В верхней части геологического разреза многих северных районов (Сибирь, Аляска, Канада и др.) залегает толща многолетнемерзлых пород, мощность которой иногда превышает 500 м. В ее состав могут входить пески, галечники и другие породы, единственный цементирующий материал для которых — лед. За счет более высокой температуры бурового раствора, твердеющего цемента или добываемой нефти лед оттаивает, вызывая оседание толщи пород и заклинивания бурового инструмента. Чтобы избежать аварий, в таких случаях приходится постоянно поддерживать отрицательную температуру стенок скважины.
Геонавигация в бурении
В 2012 году в «Газпром нефти» было принято решение о создании Центра геологического сопровождения строительства скважин. Главная задача для специалистов центра — проектирование горизонтального участка скважины в максимально продуктивном участке пласта, отслеживание процесса ее бурения — и в случае необходимости корректировка ее траектории. Основной рабочий инструмент — лучшие современные программы для обработки данных и оборудование для геонавигации.
Процесс геонавигации заключается в оперативном получении информации о геологической модели месторождения по мере бурения и корректировке траектории скважины в соответствии с ней. Современные телекоммуникационные технологии позволяют передавать данные на Большую землю в реальном времени. Свежая информация отображается на имеющейся геологической модели месторождения. Фактические данные сравниваются с проектными, анализируются, и, если нужно, траектория скважины корректируется таким образом, чтобы попасть в намеченную зону нефтенасыщенного коллектора. Затем, с поступлением новой информации, цикл повторяется, обеспечивая непрерывный контроль бурения.
Для эффективной геонавигации используются передовые технологии исследования скважин во время бурения LWD (logging while drilling — каротаж в процессе бурения). В отличие от стандартных методов ГИС (геофизические исследования скважин) онлайн-каротаж LWD позволяет значительно экономить время на исследованиях, а в конечном итоге — на освоении всего пласта. Применяемый в процессе бурения азимутальный нейтронно-плотностной и азимутальный боковой каротаж высокого разрешения дает возможность более корректно оценивать состав и свойства пласта.
Разрушитель пород
Буровые долота можно разделить по типу конструкции на шарошечные и лопастные. Название «долото» историческое, оно сохранилось с тех пор, когда скважины строили ударным способом. Сегодня все долота вращаются при бурении.
Еще 15 лет назад шарошечные долота считались универсальными, их применяли для бурения нефтяных и газовых скважин, для разбуривания пород любой твердости. Однако даже для самых высокопрочных шарошечных долот длина проходки не превышает после чего их нужно заменять. Поэтому сегодня практически повсеместно используются лопастные PDC-долота (polycrystalline diamond bits) с разрушающими породу поликристаллическими алмазными зернами. Эти долота обладают очень высокой износостойкостью и могут пройти без замены до нескольких километров породы.