Глубокое бурение на нефть и газ

Бурение — единственный метод, дающий окончательный ответ - есть ли в недрах залежь нефти и газа. Как метод поиска он применяется давно.

Известны скважины, пробуренные в Китае еще до нашей эры. Глубина их была в пределах сотни метров, а для бурения использовали бамбуковые стволы. В 1820-х годах первые скважины бурились на воду во Франции. В 1845 г. французский инженер А. Фовель предложил промывать забой скважины, чтобы вынести с забоя раздробленную породу на поверхность.

Считают, что нефтегазовая промышленность зародилась в 1859 г., когда полковник Фр. Дрейк (англ.) пробурил первую нефтяную скважину. Скорость проходки была 1м/сут., глубина ~ 500 м. Но эта дата условная, т.к. известны нефтяные скважины на Кубани и в Румынии, пробуренные раньше.

В начале XX в. на смену ударному бурению пришло вращательное, или роторное. Первыми применили вращательное .бурение нефтяники Баку (1911г.). При вращении долота на забое скважины порода крошится и истирается. Скорость проходки с переходом от ударного к вращательному бурению возросла до 500 и более м/скв.-мес, а глубина скважины увеличилась до 3 - 4 км. Однако, буровой инструмент был очень громоздкий: при глубине 3,5 - 4 км колонна бурильных труб весила более 200 т. При этом основная часть энергии тратилась на вращение колонны, а не на углубление скважины.

И в 1922 г. инженер М.А. Капелюшников предложил новый оригинальный метод бурения скважины - турбинный. В дальнейшем эта идея была усовершенствована учеными А.П. Шумиловым и другими, которые в 1936 г. взамен одноступенчатому турбобуру разработали многоступенчатый.

Современный турбобур - это многоступенчатый гидравлический забойный двигатель. В каждой ступени его (всего их 100 и более) имеются два диска с профилированными лопатками, Один из дисков (статор) неподвижно закреплен в корпусе турбобура, а другой (ротор) вращается. ГЛИНИСТЫЙ буровой раствор, нагнетаемый в скважину для промывки забоя, направляется в ротор. Обтекая вогнутые его лопасти, он вращает их. Каждый ротор обеспечивает относительно небольшое вращательное усилие, но суммарный эффект достаточно высок для вращения долота. Частота вращения турбины 2000-2500 об/мин. Типоразмер турбобура для бурения скважин определяется геолого-технологическими условиями проходки скважины.

Электробурение в России впервые было начато в 1941 году, но широкого применения электробуры не нашли. Вместе с тем, наблюдается общая тенденция увеличения средних глубин. При решении сложных задач бурения сверхглубоких скважин перспективы применения электробуровой техники (в районах, где есть эл. энергия) очевидны, разработана технологами и техника для возможностей электропривода.

К преимуществам электробура по сравнению с гидравлическим двигателем можно отнести; независимость частоты вращения, момента и других параметров от количества поступаемой жидкости; постоянство частоты вращения; большая перегрузочная способность электродвигателя; возможность контроля процесса работы с площадки буровой.

Винтовой объемный двигатель создан российскими учеными, впервые испытан в 1969 году. Длина этих забойных двигатели от 1,9 до 6,9 м (турбобур - 8 до 26,11 м), частота вращения вала от 90-4М об/мин. Рабочая характеристика винтобура может изменяться, и эта особенность позволяет использовать его при бурении искривленных интервалов наклонно-направленных скважин.

Бурение скважин - сложный процесс, требующий у исполнителей высокой квалификации.

На месте, где планируется пробурить скважину (на "точке" как говорят геологи) сначала подготавливают площадку под буровое оборудование, выбирают направление приемного места буровой, выполняют земляные работы под оборудование. Монтируют буровую вышку, около нее устанавливают оборудование для приготовления глинистого раствора, прокладывают водопровод, линии связи, трассы, устанавливают мощные насосы для закачки раствора в скважину. Буровое оборудование приводится в действие с помощью электропривода или блока дизелей. Для спуска и подъема бурового инструмента (труб, долота, турбобура, талевого блока) на буровой устанавливается буровая лебедка. В относительной близости от буровой сооружаются жилые дома для бригады, кернохранилище (где хранятся образцы породы, поднятые из скважины), блок для рации, мастерские, склад для инструмента и материалов.

Сложность обустройства связана с тем, что скважина, как правило, бурится далеко от основной базы бурового управления (УБР).

До начала бурения на буровой проводится пусковая конференция, на которой главные специалисты (геолог, технолог, механик и др.) (ознакамливают мастеров и буровую бригаду с особенностями геологического разреза, с технологией проводки скважины, которая рассчитана по интервалам бурения и отображена в геолого-техническом наряде на данную скважину (ГТН). До начала бурения скважины в обязательном порядке составляются ГТН, наряд-задание на бурение и другая документация.

Строительство скважин - это процесс вышкомонтажных работ непосредственно бурения, испытания скважин на продуктивность. Скважина- очень дорогое сооружение, поэтому бурение, как основной процесс ее строительства, требует высокой квалификации персонала и исполнительской технологической дисциплины.

Способ бурения для интервала пород выбирают на основании анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам.

Для бурения скважины рассчитывают тип буровой установки, комплектность бурового оборудования, размеры и количество химреагентов, труб, долот, режимы бурения. Длина одной бурильной трубы обычно около 12,5 м.

Две-три свинченные трубы образуют "свечу". По мере углубления скважины "свечи" навинчивают друг за другом. Если бурение турбинное, то на конце первой трубы находится турбобур с долотом. Если бурение роторное, то на конце первой трубы находится долото.

Для удаления разбуренной породы и для вращения вала турбобура в скважину нагнетают под давлением глинистый раствор, который имеет плотность 1,2-1,5 г/см³. В некоторых интервалах бурения применяют утяжеленный буровой раствор, плотностью до 2 г/см³ и больше. Для этого в раствор вводят утяжелители (барит, гематит и др.)

Чтобы пробурить скважину глубиной 1000 м, надо заготовить не менее 100 м³ раствора. Через бурильную трубу раствор подается к забою скважины, подхватывает мелкие обломки породы (шлам) и выносит его на поверхность по затрубному пространству. На каждые 1000 м ствола скважины приходится 50-80 т измельченной породы.

Глинистый раствор выполняет еще одну важную функцию - создает противодавление на пласт и тем самым удерживает в нем нефть, газ или воду, не давая им вырваться раньше времени наружу. Например, на глубине 2000 м давление газа или нефти в обычном случае равно 20 МПа, При плотности глинистого раствора 1,2 г/см³ его столб на забое будет создавать давление 24 МПа. В этом случае прорыва нефти или газа не произойдет и фонтанирования не будет. Технология бурения четко рассчитывается, а несоблюдение технологических параметров приводит к авариям. Режимы бурения по интервалам скважины в ГТН на каждую буровую.

Внезапный фонтан может разнести буровую вышку и дорогостоящее оборудование, привести к травматизму. При аварии в скважине стальные трубы порой скручиваются, как проволока.

Глинистый раствор также охлаждает буровое долото, глинизирует и укрепляет стенки скважины и т.д. Попав на поверхность, раствор поступает в специальный отстойник, где оседают частицы породы, а затем раствор после обработки снова насосами подается в скважину.

Качество глинистого раствора играет большую роль. Приготовить хороший раствор непросто, в него добавляют специальные присадки, нефть, измельченную бумагу и др. Особенно сложно приготовить раствор для бурения сверхглубоких скважин, когда на забое температура достигает 170-200°С и больше. При приготовлении растворов используют отходы целлюлозно-бумажной промышленности (нитролигнин, сунил, игетан).

При бурении скважин чаще всего применяют трехшарошечные долота. Каждая шарошка долота может вращаться. Иногда зубья шарошек покрывают твердым сплавом. При проходке особо крепких пород используют алмазные долота, При бурении скважин зубья долота изнашиваются. Долота приходится заменять. Для этого поднимают и развинчивают всю бурильную колонну, т.е. производят спуско-подъемные операции (СПО). СПО - это очень трудоемкий процесс, который значительно удлиняет сроки бурения.

Чтобы стенки скважин не обваливались, в ее ствол опускают специальные стальные трубы диаметром от 114 до 426 мм, а пространство между ними и стенками скважины заполняют цементом, который закачивают в скважину цементировочный агрегатами под большим давлением. Такая колонна труб называется - "трубы обсадные".

В процессе бурения из скважины поднимают периодически керн (это порода). По всему стволу скважины керн отбирают в исключительных случаях - только при бурении параметрических скважин. Керн характеризуют геологический разрез скважины.

Но определить литологический состав и мощность пород, интервалы залегания продуктивных горизонтов и установить их коллекторские свойства можно проведением промыслово-геофизических исследований по всей длине ствола скважины. Известно более 40 видов промыслово-геофизических исследований. На основе их составляют карты, необходимые для разработки месторождения.

Наиболее распространены электрические, радиоактивные, термические, акустические, индукционные методы.

Электрические методы основаны на изучении характеристики электрического поля по стволу скважины. Специальными приборами, которые спускают в скважину, измеряют удельное электрическое сопротивление горных пород. Выделяя различные типы пород, геофизики определяют продуктивные горизонты (нефть и газ - диэлектрики).

Простой и эффективный метод исследования - кавернометрия. В этом случае приборами измеряется диаметр скважины. В рыхлых породах стенки ствола скважин размываются, отваливаются, возникают каверны.

Радиоактивные промыслово-геофизические работы очень разнообразны и все они исследуют радиацию горных пород.

Термометрический каротаж позволяет изучить температуру по стволу скважины.

Акустический каротаж регистрирует упругие колебания, искусственно возбуждаемые в скважине, что дает возможность оценить пористость пород.

Все виды промыслово-геофизических работ применяются в комплексе. Современная каротажная станция монтируется на одной машине. Средняя масса ее около 20 т. Станция оборудована бронированным кабелем, масса 1 м длины 1 т, а разрывное усилие около 8 т. Кабель имеет термостойкую изоляцию, позволяющую работать при температуре 300°С.

Вскрытие продуктивного горизонта для получения притока нефти производится путем перфорации (глюстрела). Для этого в пробуренную скважину после спуска обсадной колонны спускают перфоратор. Раньше применялись пулевые перфораторы, сейчас - комулятивные перфораторы, которые пробивают стенку скважины не пулей, а взрывными газами. После этого из скважины постепенно выбирают глинистый раствор за которым на поверхность выходят нефть и газ.

К основным проблемам, возникающим при бурении, относятся:

Соблюдению режимов бурения уделяется самое серьезное внимание, т.к. затраты на ликвидацию осложнений и аварий в скважинах очень большие.

Наклонно-направленное бурение

Бурение любой скважины ведется при постоянном контроле за ее положением в пространстве. Проекцию оси скважины на вертикальную плоскость называют профилем скважины.

Наклонно-направленные и горизонтальные скважины бурят тогда, когда технически или экономически невыгодно проводить вертикальные скважины.

Такие скважины бурят: при залегании нефтяных пластов под соляными куполами; при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений бурового раствора; при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, каналов, болот; для получения нескольких скважин с отдельных буровых оснований, расположенных на акваториях; при ликвидации открытых выбросов; при кустовом бурении; при вводе в эксплуатацию малодебитного пласта. Горизонтальные стволы скважин, пробуренные на десятки и сотни метров по простиранию пластов, существенно повышают добычу нефти. Такие скважины бурят по заранее выбранному профилю.

Скважины, заканчивающиеся с горизонтальным вхождением в пласт бурят с целью увеличения поверхности фильтрации. Выбор типа скважины зависит от геологических условий.

Для заданного искривления ствола скважины применяется специальный инструмент: отклонители, укороченные турбобуры, специальные переводники, забойные инклинометры и приборы, контролирующие профиль ствола.

Кустовое бурение широко распространено в США, Мексике, Венесуэле, Иране и др. В последние годы кустовое бурение все чаще применяется в РФ. В кусте может быть любое число скважин. Чаще всего в один куст группируют более 30 скважин. Кустовое бурение производится как на суше так и на морских месторождениях. Впервые кустовое бурение в России качали применять в Пермской области (1943 г.), а затем - на месторождениях нефти в Западной Сибири.

Строящаяся платформа для освоения Приразломного месторождения (МЛСП) в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции предназначена для бурения 55-и скважин, из которых 15 будут горизонтальными.

Кустовой метод бурения позволяет эффективно использовать новейшие достижения науки. Опыт кустового бурения показал, что он дает возможность сократить время на вышкомонтажные работы, уменьшить затраты на строительство трубопроводов и коммуникаций.

Буровые установки для глубокого бурения на нефть и газ

В первые годы XX века в нефтяных районах Баку и Грозного скважины бурились в основном ударным способом. Для такого бурения применялись штанги, треноги и лебедки с паровым приводом. Вращательное бурение занимало небольшой объем, для чего применялись деревянная вышка, двухскоростная лебедка, насосы с максимальным давлением до 40 кг/см² и ротор для вращения бурильной колонны.

В 1924 г. в Баку (завод "Бакрабочий") начат выпуск четырехскоростных лебедок, электропривод на лебедку, ротор, насосы. С этого времени началось бурение на электроприводе. Объем вращательного бурения к 1928 г. достиг 90%. Были введены в эксплуатацию четырехногие буровые вышки высотой 41 м. Затем 'Бакрабочий" выпустил уже комплектные передвижные установки для бурения скважин на глубину до 800 м. Комплект бурового оборудования монтировался на двух платформах на колесно-гусеничном коду. На одной из них - ротор, лебедка, двигатель 65 л.с, на другой-2 насоса, трансмиссия, двигатель 65 л.с., генератор.

Металлическая вышка комплектовалась талевой системой, вертлюгом, крюком. Началось бурение на д,в.с. (двигатели внутреннего сгорания).

В предвоенные годы завод "Бакрабочий" выпустил установку ПРА -12Q0 для бурения на глубину 2000 м. Она была идентична двум первым установкам, но на бензиновых двигателях мощностью 130 л.с. Лебедка была 5-и скоростная, с безопасной катушкой и с цепной передачей.

С 1946 г. полукомплектные буровые установки начал выпускать завод Уралмаш". В комплект входили: 4 - скоростная лебедка (У2-4-1), насосы (У8-1), кранблок, талевый блок, крюк, вертлюг грузоподъемностью 130 тонн. С этого периода для привода установки стали применять силовые агрегаты с танковым двигателем В2-300.

В эти же годы начат выпуск буровых установок БУ-40 в Волгограде на заводе "Баррикады"для бурения до 1000 м. Вся установка, состояла та двух блоков, установленных на металлических санных основаниях. На вышечный блок высотой 2,2 м монтировали вышку (39 м) с открытой передней гранью, лебедку, ротор и два двигателя с коробкой передач и трансмиссией. На втором блоке устанавливали два насоса НГ-150 (насосный блок).

В 1954 г. завод "Баррикады" (Волгоград) создает комплектную буровую установку БУ-65 и на ее базе после промышленного испытания выпускается установка БУ-75 Бр на дизельном приводе и на электроприводе.

В эти же годы "Уралмаш" создает буровую установку "Уралмаш 5Д" для бурения до 3000 м. В комплект этой установки вошли: лебедка (с шинно-пневматическими муфтами), насосы У8-3, ротор У7-520-2, компрессоры КС ЗМ для пневматического управления установкой, талевый блок, кронблок, 5-дизельный привод с клиноременной передачей.

В 1959 году "Уралмаш" начинает комплектное проектирование буровых установок, включая вышки, основания, укрытия, механизацию трудоемок процессов, с электро- и дизельным приводом, для бурения скважин до 8000 м. Установки комплектуются вышками с АСП-5 (автомат спуска-подъема) с основанием, с подъемными кранами и системой очистки и приготовления бурового раствора. Вскоре были созданы бурустановки "Уралмаш - 125 БД", "Уралмаш 125 БЭ", серийный выпуск которых начат с 1965 г.

В 1967 году на заводе "Баррикады" модифицировали установки БУ-125 БД и БУ-125 БЭ на установки БУ-125 БД-67, БУ-125 БЭ-67. В них заменили насосы более мощными, пол заменили рифленым металлическим. В 1970 году в установке заменили отдельные узлы и они стали выпускаться с индексом - "70".

В настоящее время российских производителей бурового оборудования всего два - "Уралмаш" и "Волгоградский завод буровой техники" (ВЗБТ).

ОАО "Уралмаш" предлагает для разведочного бурения и бурения вторых стволов новую передвижную установку 2500/160ДП-БМ. Установка оснащена наклонной вышкой. В производстве - БУ2900/175ЭР-П и БУ2500/160ДЭ-П, с электрическим и дизель-электрическим, приводом, улучшенной монтажеспоспобности, с регулируемым приводом.

К настоящему времени создан целый ряд блочно-модульных кустовых установок для бурения эксплуатационных скважин в условиях Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печорского региона: БУ3200ЯООЭК-БМ, БУ3900/225ЭК-БМ, БУ4000/250ЭК-БМ, БУ4500/270ЭК-БМ. Первые десять комплектов уже работают в Сургуте.

Внутри установок созданы комфортные условия. Несколько телекамер позволяют бурильщику контролировать основные технологические процессы. Вместо рукоятки бурильщика управление осуществляется тумблерами, клавишами, джойстиками с пульта.

Для повышения качества очистки бурового раствора разработаны экологически чистые 4-ступенчатые циркуляционные системы. Для выхода на международный рынок проводится сертификация оборудования на соответствие стандарту ISO9001. Самой массовой должна стать буровая установка БУ3900/225ЭК-БМ, разработанная уральскими учеными по заявкам нефтяных компаний.

В мае - 2000 г. в Волгограде прошла презентация буровой техники, выпускаемой ОАО "ВЗБТ", где нефтяники высоко оценили блочно-модульную бурустановку БУЗ900/225 (условная глубина бурения 3900 и грузоподъемность 225 для кустового бурения эксплуатационных скважин) и противовыбросовое оборудование, которое ближе к российским условиям бурения, чем импортное.

Нефтяные компании подписали с заводами договоры по финансированию производства новых буровых установок.

Назначение, классификация, типы буровых установок.

Более 50% всех буровых установок в нашей стране работают с дизельным приводом (и в разведочном и в эксплуатационном бурении). Их используют в районах, где нет электроэнергии. Мощность дизельных приводов постоянно увеличивается, технический уровень их совершенствуется, Для освещения и питания энергией малых двигателей на буровой (для центробежных насосов, компрессора пневмосистемы и др.) каждая буровая укомплектована электростанцией мощностью 100 - 250 кВт. Такие станции на буровой обслуживаются дизелистами.

Буровые установки с электроприводом на 15 - 20% меньше по массе, чем установки с дизельным приводом. Обслуживание этих установок проще. Скорости бурения установками на электроприводе обычно выше, чем при бурении с дизельным приводом (за счет высокого к,п.д., меньшего числа быстроизнашивающихся узлов и деталей и др.).

Установки с электроприводом отличаются от дизельных установок того же класса только приводом.

Установки для кустового бурения и наклонных скважин имеют механизмы перемещения для передвижения в пределах куста вышечно-лебедочного блока с оборудованием и бурильными трубами, а также для выравнивания блока в горизонтальной плоскости в процессе бурения. Блок передвигается по рельсам.

При разбуривании нового нефтяного месторождения большое значение имеет правильность выбора бурустановки. Исходными данными для выбора наиболее рационального класса буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважины.

Буровые вышки бывают А-образные и башенного типа. В средней части вышки смонтирован балкон для работы второго помощника бурильщика. Вышки А-образного типа в современных буровых установках оснащены механизмом АСП (Автомат спуска - подъема труб). Основания для буровых вышек на суше разнообразны, но они должны отвечать главным требованиям: прочность, хорошая монтажеспособность, сохранность при многократных транспортировках.

На верхней площадке буровой вышки устанавливается кронблок, который соединяется с талевым блоком талевым канатом.

Буровая лебедка — основной механизм буровой установки, предназначенный для спуска и подъема бурильных и обсадных труб, передачи вращения ротору.

Ротор монтируется в центре буровой площадки и предназначен для передачи вращения бурильной колонне при роторном бурении. Ротор служит в для удержания на весу колонны буртруб и обсадных труб. Привод ротора осуществляется через буревую лебедку цепной или карданной передачей или от индивидуального привода.

Вертлюг - промежуточное звено между талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая соединена со стволом вертлюга. Буровой раствор в вертлюг подается при помощи гибкого бурового рукава, который вторым концом присоединен к стояку. Вертлюг висит на крюке, связан с буровым рукавом и является устройством для нагнетания под большим давлением бурового раствора, в бурильную колонну.

На предприятиях бурения ведется четкий учет и паспортизация всего бурового оборудования (по отработанному времени, по мощности, моторесурсу, коэффициентам использования и т.д.).

1 — буровое долото; 2 — УБТ; 3 — бурильные трубы; 4 — кондуктор; 5 — устьевая шахта; 6 — противовыбросовое устройства; 7 — пол буровой установки; 8 — буровой ротор; 9 — ведущая бурильная труба; 10 — буровой стояк; 11 — вертлюг; 12 — крюк; 13 — талевый блок; 14 — балкон верхового рабочего; 15 — кронблок; 16 — талевый канат; 17 — шланг ведущей бурильной трубы; 18 — индикатор нагрузки на долото; 19 — буровая лебёдка; 20 — буровой насос; 21 — вибрационное сито для бурового раствора; 22 — выкидная линия бурового раствора.

Испытание пластов в процессе бурения

При бурение разведочных скважин основная задача — это выявить все пласты, в которых содержится нефть или газ и установить промышленные запасы в каждом из них.

В некоторой степени эти задачи решаются методами промысловой геофизики.

Пласты, в которых промысловой геофизикой обнаружены нефть и газ, опробуют испытателями пластов (ИП). Окончательное заключение о наличии нефти и газа в том или ином пласте (объекте) дает только прямое опробование, для чего необходимо получить приток нефти или газа из пласта.

Смысл опробования заключается в изоляции данного объекта от всех остальных проницаемых объектов и от воздействия давления столба бурового раствора, создании достаточно большой разности между пластовым давлением данного объекта и давлением в скважине с целью получения притока, регистрации объемной скорости притока, и в отборе лабораторной пробы пластовой жидкости.

В процессе бурения объекты опробуют по мере их вскрытия, т.е. методом сверху вниз. После завершения бурения пласты (объекты) опробуют снизу вверх, т.е. вначале опробуют самый нижний объект, затем изолируют его цементным мостом и опробуют следующий ближайший к нему сверху объект. Переходя от нижнего объекта к верхнему, определяют продуктивность всех горизонтов.

Испытатель пластов (ИП) состоит из пакера с раздвижной металлической опорой, о пробе вате ля и пробоотборника, запорного и циркулярного клапанов, измерительных приборов (глубинные манометры и термометры).

Перед спуском ИП специально оборудуют устье скважины. Оборудование устья должно обеспечивать безопасность работ (герметизацию скважины н задавливание ее в случае избыточного давление).

Испытание скважины - чрезвычайно сложный процесс, требующий выполнения множества факторов технического, технологического я организационного порядка.

Опробование скважины с применением ИП применяется с 1940-х г.г. Метод достаточно разработан, экономически эффективен, применяется во всех нефтегазовых регионах в основном в разведочном бурении на нефть и газ.

Разработка месторождений

После вскрытия пласта и создания на забое скважины давления, меньшего чем в пласте, равновесие в нем нарушается, жидкость и газ начинают перемещаться к зоне с пониженным давлением, т.е. к забою скважины. Пластовая энергия расходуется на вытеснение жидкости (газа) из скважины, постепенно истощаясь.

Основная часть нефтяных залежей обладает водонапорным режимом, при котором нефть движется к скважине под действием пластовой воды. Режим работы нефтяного пласта бывает упруговодонапорным (упругим), когда движущей силой является упругое расширение породы и жидкостей; газонапорным, когда энергия свободного газа является основной.

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения - это комплекс мероприятий по извлечению из залежи нефти, газа или конденсата при определенном порядке размещения скважины на площади, очередности их бурения и вводе в эксплуатацию, установлении и поддержании режима их работы и регулирования баланса пластовой энергии.

Нефтяные и газовые месторождения состоят в основном из нескольких залежей или пластов, расположенных один над другим.

Каждый пласт (залежь, объект) испытывается и разрабатывается самостоятельно. Очередность ввода пласта в разработку определяется технико-экономическими расчетами.

В системе разработки каждой нефтяной залежи главными являются схема размещения на нефтегазовой площади эксплуатационных и нагнетательных скважин и их количество.

Расстояние между скважинами выбирают в зависимости от геолого-технических условий залежи (проницаемости, свойств нефти и т.д.) и экономических расчетов.

Система разработки каждого месторождения обычно бывает разной, как по сетке размещения скважин, по темпу разбуривания площади, по темпу отбора жидкости.

Разработка газового месторождения отличается от разработки нефтяного, т.к. физические свойства газа отличаются от нефти.

Нефть перед реализацией обычно хранят в емкостях. Газ, извлеченный на поверхность, необходимо направлять потребителям. Поэтому основная особенность разработки газовых месторождений - это непрерывная система "пласт - скважина - газосборная сеть"; на промысле - "газопровод -потребитель".

На выбор числа скважин на месторождении влияет диаметр скважины. При большем диаметре дебит больше, меньше потери энергии на трение в стволе скважины. Вместе с тем, чем больше диаметр скважины, тем сложнее процесс ее бурения. Поэтому диаметр скважины определяется расчетами.

В процессе разработки месторождений пластовая энергия истощается, пластовое давление постепенно снижается.

Современный этап развития промышленности в России характеризуется значительным изменением структуры запасов нефти, снижением объемов их текущего прироста. За последние 15 лет запасы нефти в пластах со степенью выработки свыше 50% возросли в 1,5 раза, а более 80% в 4 раза. Для повышения нефтеотдачи пластов и поддержания пластового давления применяют заводнение, т.е. закачку воды в законтурные зоны залежи. Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, которые размещаются за внешним контуром нефтегазоносности. В этом случае эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтегазоносной залежи.

Если площадь залежи большая, то создают внутриконтурное заводнение. В этом случае нефтегазовую залежь расчленяют на отдельные площади путем закачки воды в нагнетательные скважины, расположенные внутри контура. В ряде случаев применяют комбинацию законтурного и внутриконтурного заводнения. Заводнение - основной метод" разработки месторождений в России. Повышение нефтеотдачи пласта при режиме истощения достигается также закачкой в пласты газа (воздуха).

Третичные методы увеличения нефтеотдачи пласта (МУН) определяются как методы, обеспечивающие повышение нефтеотдачи по сравнению с той, которая достигается при режиме истощения, заводнения или закачки газа.

Применение МУН позволяет повысить степень извлечения нефти, снизить темпы падения добычи и, как следствие, - продлить эксплуатацию месторождения. Третичные методы могут успешно реализовываться в ограниченный период времени разработки месторождений, характерный для каждого отдельно взятого месторождения.

В настоящее время с целью увеличения добычи нефти применяется около 20 различных методов. Это - гидродинамические, физико-химические, тепловые, газовые.

Для каждого нефтегазового месторождения требуется своя технология по методам увеличения нефтеотдачи пластов.

Газовые методы - это закачка газа в пласт. Применяют на месторождениях легкой нефти, где добываются большие объемы газа или когда в добываемом газе содержатся нежелательные компоненты ($$СО_2, H_2S$$ и др.) или когда в районе добычи нет возможности сбыта или обработки газа.

Вследствие высокой подвижности и низкой плотности газа часто при его закачке возникают прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым каналам. На морских добывающих платформах пропускная способность установок по сепарации и обработке газа ограничена, поэтому избыточная добыча газа приводит к закрытию скважин с высоким газовым фактором.

Перспективной является закачка пен, что может резко уменьшить подвижность газа. Пены используют для обработки как нагнетательных так н добывающих скважин. Цель закачки пен (ПАВ) заключается в уменьшении газового фактора и увеличение добычи нефти.

Химические методы повышения нефтеотдачи пластов: заводнение с использованием ПАВ, полимерное заводнение, щелочное заводнение, сочетание этих видов.

ПАВ являются химическими реагентами, которые обеспечивают "вымывание" нефти из горных пород.

Тепловые методы добычи нефти применяют обычно на месторождениях, с высоковязкой нефтью с самого начала разработки месторождения. Целью тепловых методов является прогрев тяжелой нефти в пласте и уменьшение ее вязкости. К числу основных тепловых методов относятся закачка пара и внутри пластовое горение.

Для повышения продуктивности скважин в малопроницаемых коллекторах традиционно важную роль играют следующие методы интенсификации притока:

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) разработан в России более 40 лет назад. Его принцип действия заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое. Для этого на забой скважины закачивается жидкость. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, увеличивают площадь, с которой отбирают нефть. Трещины после ГРП бывают длиной до нескольких десятков метров, шириной 1-2 мм. После ГРП производительность скважин по некоторым опенкам возрастает в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих этапов: 1) закачка жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости - песконосителя; 3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

Солянокислотная обработка скважины (СКО) основана на способности кислот растворять некоторые виды горных пород. СКО очищает норовые каналы. Для СКО применяют соляную (НС1) и фтористоводородную (HF) кислоты.

Гидропескоструйная перфорация скважины применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия на пласт. Метод состоит в том, что из насадок перфоратора, спущенного в скважину, под большим давлением истекает абразивная струя жидкости. За короткое время эта струя с песком образует отверстие или полость в обсадной колонне или щель в породе пласта. Жидкость с песком подается к насадкам перфоратора по колонне НКТ с помощью насосов (обычно агрегатов), установленных у устья скважины.

Разрыв пласта давлением пороховых газов основан на образовании в горной породе трещин за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате. При этом образуются новые или расширяются естественные трещины. Этот метод применяется там, где продуктивные пласты сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников.

К нетрадиционным методам МУН относится электрообработка призабойной зоны, испытанная на месторождениях России и Китая с целью увеличения коэффициента извлечения нефти из малопроницаемых коллекторов. Метод основан на установлении электрического поля между нагнетательными и добывающими скважинами. Метод вызывает разбухание глин и увеличивает скорость фильтрации.

Для оценки эффективности вариантов повышения нефтеотдачи пластов и скважин применяются программы оценки МУН на основе проверенных аналитических решений.

Ученые подсчитали, что если бы удалось на всех промыслах России повысить коэффициент нефтеотдачи на 1%, то это было бы равно открытию и вводу в эксплуатацию нового крупного месторождения с годовой добычей около 4,0 млн. тонн нефти.