Месяц: Август 2015

Современным методам добычи нефти предшествовали примитивные способы:
• — сбор нефти с поверхности водоемов;
• — обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью;
• — извлечение нефти из ям и колодцев.

Сбор нефти с поверхности открытых водоемов — это, по-видимому, одни из старейших способов ее добычи. Он применялся в Мидии, Ассиро-Вавилонии и Сирин до нашей эры, в Сицилии в 1-ом веке нашей эры и др. В России добычу нефти методом ее сбора с поверхности реки Ухты в 1745 г. организовал Ф.С. Прядунов. В 1858 г. на о. Челекен и в 1868 г. в Кокандском ханстве нефть собирали в канавах, устраивая запруду из досок. Американские индейцы, когда обнаруживали нефть на поверхности озер и ручьев, клали на воду одеяло, впитывающее нефть, а затем отжимали его в сосуд.

Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, с целью се извлечения впервые описаны итальянским ученым Ф. Ариосто в XV в.: недалеко от Модены в Италии нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах; затем их помещали в мешки и отжимали с помощью пресса. В 1819 г. во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом. Добытую породу помешали в чан, заполненный горячей водой. При перемешивании на поверхность воды всплывала нефть, которую собирали черпаком. В 1833…1845 гг. на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный нефтью. Затем его помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из ям и колодцев также известна с давних времен. В Киссии — древней области между Ассирией и Мидией — в V в. до н.э. нефть добывали с помощью кожаных ведер — бурдюков.

На Украине первые упоминания о добыче нефти относятся к началу XVII в. Для этого рыли ямы-копанки глубиной 1,5…2 м, куда просачивалась нефть вместе с водой. Затем смесь собирали в бочки, закрытые снизу пробками. Когда более легкая нефть всплывала, пробки вынимали и отстоявшуюся воду сливали. К 1840 г. глубина ям-копанок достигла 6 м, а позднее нефть стали извлекать из колодцев глубиной около 30 м.

Нa Керченском и Таманском полуостровах добыча нефти с древних времен производилась с помощью шеста, к которому привязывали войлок или пучок, сделанный из волос конского хвоста. Их спускали в колодец, а затем выжимали нефть в подготовленную посуду.

На Апшеронском полуострове добыча нефти из колодцев известна с VIII в. н.э. При их строительстве сначала отрывалась яма наподобие обращенного (перевернутого) конуса до самого нефтяного пласта. Затем по бокам ямы делались уступы: при средней глубине погружения конуса 9,5 м — не менее семи. Среднее количество земли, вынутой при рытье такого колодца составляло около 3100 м³. Далее стенки колодцев от самого дна до поверхности крепили деревянным срубом или досками. В нижних венцах делали отверстия для притока нефти. Ее черпали из колодцев бурдюками, которые поднимались ручным воротом или с помощью лошади.

В своем отчете о поездке на Апшеронский полуостров в 1735 г. доктор И. Лерхе писал: «… в Балаханы было 52 нефтяных кладезя глубиной в 20 саженей (1 сажень — 2,1 м), из коих некоторые сильно бьют, и ежегодно доставляют 500 батманов нефти…» (1 батман — 8,5 кг). По данным академика С.Г. Амелина (1771 г.) глубина нефтяных колодцев в Балаханах достигала 40…50 м, а диаметр пли сторона квадрата сечения колодца 0,7…1 м.

В 1803 г. бакинский купец Касымбек соорудил два нефтяных колодца в море на расстоянии 18 и 30 м от берега Биби-Эйбата. Колодцы были защищены от воды коробом из плотно сколоченных досок. Нефть добывалась из них много лет. В 1825 г. во время шторма колодцы были разбиты и затоплены водами Каспия.

К моменту подписания Гюлистанского мирного договора между Россией и Персией (декабрь 1813 г.), когда Бакинское и Дербентское ханства влились в состав нашей страны, на Апшеронском полуострове насчитывалось 116 колодцев с черной нефтью и один с «белой», ежегодно дававших около 2400 т этого ценного продукта. В 1825 г. в районе Баку из колодцев было добыто уже 4126 т нефти.

При колодезном способе техника добычи нефти не менялась на протяжении столетий. Но уже в 1835 г. чиновник горного ведомства Фаллендорф на Тамани впервые применил насос для откачки нефти через опущенную деревянную трубу. Ряд технических усовершенствований связан с именем горного инженера Н.И. Воскобойникова. Чтобы уменьшить объем земляных работ он предложил сооружать нефтяные колодцы в виде шахтного ствола, а в 1836… 1837 гг. осуществил в Баку и Балаханах переустройство всей системы хранения и отпуска нефти. Но одним из главных дел его жизни стало бурение первой в мире нефтяной скважины в 1848 г.

Длительное время к добыче нефти посредством бурения скважин в нашей стране относились с предубеждением. Считалось, что раз сечение скважины меньше, чем у нефтяного колодца, то и приток нефти к скважинам существенно меньше. При этом не учитывалось, что глубина скважин значительно больше, а трудоемкость их сооружения меньше.

Свою отрицательную роль сыграло высказывание посетившего Баку в 1864 г. академика Г.В. Абиха о том, что бурение нефтяных скважин здесь не оправдывает ожиданий, и что «… как теория, так и опыт одинаково подтверждают мнение о необходимости увеличения числа колодцев…»

Аналогичное мнение существовало в отношении бурения некоторое время и в США. Так, в местности, где Э. Дрейк пробурил свою первую нефтяную скважину, полагали, что «нефть является жидкостью, вытекающей каплями из угля, залегающего в ближних холмах, что для ее добычи бесполезно бурить землю и что единственный способ её собрать — это отрыть траншей, где она бы скапливалась».

Тем не менее практические результаты бурения скважин постепенно изменили это мнение. Кроме того и статистические данные о влиянии глубины колодцев на добычу нефти свидетельствовали о необходимости развития бурения: в 1872 г. среднесуточная добыча нефти из одного колодца глубиной 10…11 м составляла 816 кг, в 14…16 м — 3081 кг, а глубиной свыше 20 м — уже 11200 кг.

При эксплуатации скважин нефтепромышленники стремились перевести их в режим фонтанирования, т.к. это был наиболее легкий путь добычи. Первый мощный нефтяной фонтан в Балаханах ударил в 1873 г. па участке Халафи. В 1878 г. большой нефтяной фонтан дала скважина, пробуренная на участке З.Л. Тагиева в Биби-Эйбате. В 1887 г. 42 % нефти в Баку было добыто фонтанным способом.

Форсированный отбор нефти из скважин приводил к быстрому истощению прилегающих к их стволу нефтеносных слоев, а остальная (большая) ее часть оставалась в недрах. Кроме того, из-за отсутствия достаточного количества хранилищ значительные потери нефти имели место уже на поверхности земли. Так, в 1887 г. фонтанами было выброшено 1088 тыс. т нефти, а собрано — всего 608 тыс. т. На площадях вокруг фонтанов образовывались обширные нефтяные озера, где в результате испарения терялись наиболее ценные фракции. Сама выветрившаяся нефть становилась малопригодной для переработки, и ее выжигали. Застойные нефтяные озера горели по много дней подряд.

Добыча нефти из скважин, давление в которых было недостаточным для фонтанирования, производилась с помощью цилиндрических ведер длиной до 6 м. В их дне был устроен клапан, открывающийся при движении ведра вниз и закрывающийся под весом извлекаемой жидкости при давлении ведра вверх. Способ добычи нефти посредством желонок назывался тартанием.

Первые опыты по применению глубинных насосов для добычи нефти были выполнены в США в 1865 г. В России этот способ начали применять с 1876 г. Однако насосы быстро засорялись песком и нефтепромышленники продолжали отдавать предпочтение желонке. Из всех известных способов добычи нефти главным оставался тартальиый: в 1913 г. с его помощью добывали 95 % всей нефти.

Тем не менее инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах XIX в. В.Г. Шухов предложил компрессорный способ добычи нефти посредством подачи в скважину сжатого воздуха (эрлифт). Испытана эта технология была в Баку только в 1897 г. Другой способ добычи нефти — газлифт — предложил М.М. Тихвинский в 1914 г.

Выходы природного газа из естественных источников использовались человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сураханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ с глубины 207 м. [Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела.]

Видеофильм. Общая схема добычи нефти

Конструкция скважины характеризуется диаметром ствола скважины, глубиной бурения, диаметрами, толщиной стенок и глубиной спуска секций обсадных колонн, высотой поднятия цементного раствора, глубиной расположения зон перфорации и инклинограммой.

Конструкции скважин разрабатываются с учетом следующих основных факторов:
• геологических особенностей залегания горных пород, их физико-механических характеристик, наличия флюидосодержащих горизонтов, величины пластовых давлений и температур, а также давления гидроразрыва проходимых пород;
• назначения и цели бурения скважины;
• уровня организации техники, технологии бурения и геологической изученности района буровых работ;
• предполагаемого метода заканчивания скважины;
• уровня квалификации буровой бригады и организации материально-технического обеспечения;
• способа бурения скважины;
• способов и техники освоения, эксплуатации и ремонта скважин.

Основой выбора конструкции скважины является диаметр эксплуатационной колонны, выбираемый в зависимости от ожидаемого дебита нефти или газа и возможности выполнения геофизических, ремонтных, ловильных работ, а также монтажа и технического обслуживания скважинного оборудования для механизированной добычи нефти.

В разведочных скважинах диаметр эксплуатационной колонны определяется по числу промежуточных обсадных колонн и с учетом требований, обеспечивающих извлечение качественного кернового материала и испытание вскрытых объектов на приток.

Инклинограмма определяет оптимальные интервалы установки оборудования и возможность проведения спускоподъемных операций в скважине.

При проведении термического воздействия на пласт необходимо знать размеры цементного кольца, качество цементного раствора и камня.

В зависимости от геологических условий и условий бурения скважина может иметь две, три или больше обсадных колонн, которые собираются из последовательно свинченных обсадных труб.

Обсадные колонны предназначены для изоляции стенок скважин от рабочего пространства ствола в процессе бурения и эксплуатации и обеспечивают требуемую прочность и герметичность при воздействии на них внутренних и внешних воздействий в первую очередь давления. Для создания необходимой изоляции кольцевого пространства, остающегося между обсадными колоннами, оно заливается жидким цементным раствором, твердеющим через определенное время.

Цементное кольцо предназначено для надежной изоляции друг от друга интервалов геологического разреза (в том числе и продуктивных) на весь период строительства, эксплуатации и обеспечения жесткой связи обсадных колонн со стенками скважины с целью формирования прочной и герметичной постоянной крепи.

В конструкции скважин используются следующие типы обсадных колонн:
Направление — первая колонна труб, предназначенная для закрепления устья скважин от обрушения и размыва промывочным раствором, поступающим в процессе бурения под кондуктор из скважины в систему циркуляции, для крепления верхнего интервала разреза, сложенного, в основном, наносами, имеющими водопроявляющие пласты, подпитываемые грунтовыми водами.

Различают шахтное (или шахтовое) направление и удлиненное направление. Шахтное устанавливается, как правило, во всех случаях, и его длина составляет 3-10 м. В зависимости от конкретных условий может устанавливаться удлиненное направление или от одного до нескольких направлений, и в этом случае длина может достигать 100 м. Направление спускается по возможности в глинистый пласт. Диаметр колонны колеблется от 245 до 1250 мм. Трубы, используемые в качестве направления, на прочность не рассчитываются и не опрессовываются.

Кондуктор — служит для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза и изоляции водоносных или вечномерзлых пластов, а также установки устьевого оборудования: колонной головки, предназначенной для подвески последующих обсадных колонн и установки противовыбросового оборудования на период бурения.

Кондуктор в зависимости от геологических условий устанавливается на глубину в среднем до 100 м, а максимальная глубина — до 600 м. Диаметр кондуктора, как правило, колеблется в диапазоне 177-508 мм. Он впрессовывается, как и цементное кольцо.

Шахтное направление и кондуктор являются обязательными элементами конструкции скважины.

Промежуточная обсадная колонна — служит для крепления и изоляции зон геологического разреза, не совместимых по условиям бурения с нижележащими зонами, а также для предотвращения осложнений и аварий в скважине в процессе бурения.

Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:
сплошные, — перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;
потайные (хвостовик) — служат для крепления только не обсаженного ствола скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны не менее чем на 100 м, потайная колонна (хвостовик) — может наращиваться до устья скважины или при благоприятных условиях служить в качестве эксплуатационной колонны;
летучки — специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для ликвидации осложнения и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Летучки до устья скважины не наращиваются. В настоящее время для летучек используются профильные трубы, которые расширяются до вдавливания в стенки скважины. Таким образом, изолируются участки скважины с поглощающими, водо- и газопроявляющими пластами. Цементирование таких участков не производится. Это позволяет ускорить проведение работ, удешевляет их и не уменьшает диаметр последующих спускаемых колонн.

Когда износ, вызванный взаимодействием с бурильной колонной, последней промежуточной колонны незначительный, эксплуатационная колонна может быть спущена в виде потайной колонны.

Эксплуатационная колонна — последняя колонна труб, предназначенная для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины, а также для извлечения нефти, газа и газоконденсата на поверхность известными способами или для закачивания агента в пласт.

Эксплуатационная колонна может быть одноразмерной (состоящей из обсадных труб одного диаметра) или комбинированной (состоящей из труб разных диаметров) в случае предполагаемого в ней большого объема работ по освоению, испытанию и ремонту и строительства скважины большой глубины (как правило, более 5500 м). Продуктивный пласт, как правило, обсаживается трубами такого же диаметра, как вся эксплуатационная колонна или меньшим диаметром и цементируется, с последующей перфорацией. В то же время продуктивный пласт может после вскрытия и не обсаживаться. В пласт колонна может входить вертикально и горизонтально, в последнем случае ствол может быть один, а может разветвляться для повышения нефтеотдачи скважины.

При бурении в скважину последовательно спускается определенная конструкция, состоящая из обсадных груб. Каждая последующая колонна вставляется в предыдущую, и поэтому имеет все меньший диаметр.

Дно скважины называется забоем. После проведения цементирования скважины образуется новый забой, который называется «искусственный забой». В процессе эксплуатации на забой осаждаются примеси, части изношенного оборудования или упущенный при проведении подземного ремонта инструмент и т.п., что при замерах изменяет глубину скважины и новая точка называется «текущий забой».

Если продуктивный пласт обсаживается, то низ или башмак эксплуатационной колонны устанавливается всегда (после прохождения через пористый продуктивный пласт) в непроницаемую породу. Это позволяет вскрыть продуктивный пласт, предотвратив его обводнение, что само по себе является серьезной проблемой, и может сделать скважину непродуктивной, т.е. не дающей нефти.

После создания герметичной конструкции скважины в эксплуатационную колонну, напротив продуктивного пласта, спускается на забой устройство (перфоратор), которое проделывает отверстия в обсадных трубах и цементном кольце и соединяет продуктивный пласт и скважину. Эти отверстия заполняются газом и пластовой жидкостью (нефтью), поступающей из пласта под избыточным давлением и заполняют скважину.

Проектирование диаметров обсадных колонн и долот начинают с эксплуатационной колонны и далее методом снизу-вверх. Расчет диаметров обсадных труб ведется «изнутри» с диаметра эксплуатационной колонны. Исходя из предполагаемого дебита скважины и экономического обоснования, выбирается диаметр эксплуатационной колонны. Диаметр эксплуатационной колонны определяет диаметры бурения под обсадные колонны для всей скважины, а количество промежуточных колонн определяет конструкцию колонной головки. Увеличение диаметра эксплуатационной колонны позволяет использовать более производительное скважинное оборудование, позволяет эксплуатировать в скважине одновременно несколько пластов и облегчает проведение подземного ремонта. С другой стороны увеличение диаметра эксплуатационной колонны ведет к увеличению металлоемкости обсадных колонн, объему бурения и цементирования. Возрастают нагрузки на колонную головку и ее металлоемкость. Все это ведет к увеличению затрат на строительство скважины. Уменьшение диаметра эксплуатационной колонны снижает стоимость ее строительства, но увеличивает затраты, связанные с эксплуатацией скважины. Так применение малогабаритного оборудования ведет к увеличению затрат на его приобретение и эксплуатацию до 2-3-х раз. Усложняется проведение подземного ремонта, что ведет, как правило, к увеличению затрат времени, и, следовательно, и материалов, а в некоторых случаях не позволяет произвести необходимый ремонт. [Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов B.C., Мерициди И.А., Николаев Н.М., Пекин С.С., Сабиров А.А. Нефтегазопромысловое оборудование.]

Анимационный видеоролик. Устройство нефтяной скважины

Под залежью нефти и газа всеми исследователями понимается единичное скопление этих полезных ископаемых. Иногда такое скопление именуют элементарным, локальным, изолированным либо ограниченным со всех сторон. Понятие «залежь нефти и газа» различными авторами определяется по-разному:

И.О. Брод (1951 г.) — ограниченное со всех сторон скопление нефти и газа в природном резервуаре;

И.О, Брод, Н.А. Еременко (1957 г.) — всякое элементарное единичное скопление нефти и газа (аналогичное определение дали К.Г, Лаликер, А.И. Леворсен и др.);

М.К. Калинко (1964 г.) — крупное скопление нефти в горных породах, которое имеет объем более 10 м³ и представляет непрерывную фазу толщиной не менее 0,1 м или изолированное скопление газа в недрах, которое занимает объем (в пластовых условиях) более 1000 м³ ;

В.Б. Оленин (1974 г.) — скопление нефти и (или) газа, возникшее в ловушке при решающей роли гравитационных сил;

А.А. Вакиров (1976 г.) — естественное локальное скопление нефти и газа в проницаемых пористых или трещиноватых коллекторах;

А.Э. Конторович, Э.Э. Фотиади, В.И. Демин и др. (1981 г.) — всякое геологическое тело, большая часть объема пустот в котором заполнена нефтью, газом или другими нафтидами.

Если скопление достаточно велико и разработка его рентабельна, оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и не промышленной залежи весьма условно. По мере развития методов извлечения жидких и газообразных полезных ископаемых из горных пород меняется оценка залежи с точки зрения рентабельности ее разработки. [Справочник по геологии нефти и газа. Под ред. Н. А. Еременко.]
Учебный видеофильм. Основы геологии нефти и газа