Krótka historia wiercenia szybów naftowych i gazowych. Wiercenie szybów naftowych w Azerbejdżanie Cechy wiercenia szybu naftowego

W regionie Baku było wiele dużych złóż ze stosunkowo łatwymi do wydobycia rezerwami, ale transport ropy na rynki był zarówno trudny, jak i kosztowny. Kluczową rolę w rozwoju odegrali bracia Nobel i rodzina Rothschildów przemysł naftowy w Baku, które w tym czasie było częścią Imperium Rosyjskie. Przemysł rozwijał się szybko i na przełomie wieków Rosja odpowiadała za ponad 30% światowej produkcji ropy. Shell Transport and Trading, który później stał się częścią Royal Dutch/Shell, rozpoczął swoją działalność od transportu ropy naftowej produkowanej przez Rothschildów do Europy Zachodniej. W drugiej połowie XIX wieku zaczęto znajdować pola naftowe w innych częściach kraju.

W Rosji pierwsze odwierty wiercono w Kubanie w 1864 roku, a w 1866 roku jeden z nich wyprodukował tryskacz ropy o natężeniu przepływu ponad 190 ton dziennie. Wydobycie ropy w tamtym czasie realizowały głównie monopole zależne od kapitału zagranicznego. Na początku XX wieku Rosja zajmowała pierwsze miejsce w wydobyciu ropy naftowej. W

1901-1913 kraj wyprodukował około 11 milionów ton ropy. Silny spadek nastąpił podczas wojny secesyjnej. Do 1928 r. wydobycie ropy ponownie zwiększono do 11,6 mln ton. W pierwszych latach władzy sowieckiej głównymi obszarami wydobycia ropy naftowej były Baku i Północny Kaukaz (Grozny, Maikop).

Wydobycie ropy naftowej przez studnie zaczęło być szeroko stosowane od lat 60. XIX wieku. Początkowo, obok otwartych fontann i gromadzenia oleju w ziemnych dołach wykopanych przy studniach, wydobywano również oliwę za pomocą cylindrycznych wiader z zaworem na dnie. Spośród zmechanizowanych metod działania po raz pierwszy w 1865 r. w Stanach Zjednoczonych wprowadzono operację głębokiego pompowania, którą zastosowano w 1874 r. na polach naftowych w Gruzji, a w 1876 r. w Baku.

W 1886 roku V.G. Szuchow zaproponował produkcję oleju sprężarkowego, który został przetestowany w Baku w 1897 roku.

Bardziej zaawansowaną metodę podnoszenia ropy ze studni - podnośnik gazowy - zaproponował w 1914 roku M.M. Tichwiński.

Ropa była poszukiwana wszędzie tam, gdzie kiedyś była widziana: na rzece Terek na Kaukazie Północnym, na rzece Uchta w rejonie Pustoozersky. Na polecenie Piotra I zorganizowano poszukiwania ropy naftowej na północy - w dorzeczu rzek Peczora i Ukhta. Przede wszystkim źródła ropy naftowej rozciągały się na ziemi Baku. Do 1730 r. w Baku zbudowano już pola naftowe, które w tym czasie produkowały dużo ropy. Major artylerii I. Gerber, który służył na Kaukazie, opisał pola naftowe Baku i opowiedział o wykorzystaniu wydobywanej ropy. „Ropa czerpakowa pochodzi ze studni, które mają pół dnia jazdy od Baki w skalistym miejscu, z których wybito kilka czarnych studni i trochę białej ropy: ta ropa jest nośnikiem w wielu perskich prowincjach, gdzie sprzedawcy używają okoyu zamiast świece i olej w lampach... W pobliżu szybów naftowych w pobliżu znajduje się miejsce, w którym ziemia płonie bez przerwy... palą się w tym ogniu dużo wapna. Robotnicy... w swoich chatach wykopią dół głęboki na pół stopy, włożą w ten dołek trzcinę, a następnie nad górnym końcem trzciny podtrzymują rozpalony ogień, dlatego pali się olejny spirytus zapalnika wydobywający się z ziemi jak świeca ... i tym oświetlają wszystkie swoje chaty.

Cenny płyn był przedmiotem bardzo ożywionego handlu z Persją i był eksportowany do Europy Zachodniej za pośrednictwem rosyjskich kupców. Olejek był również używany jako remedium. Pierwszymi konsumentami byli pasterze. Owce i wielbłądy leczyli na świerzb, smarując bolące miejsca olejem zebranym w miejscach, gdzie naturalnie wypływa on na powierzchnię ziemi. Używany również jako smar do pocierania przedmiotów.

W 1735 r. dr N. Lerkhe w swoim raporcie z wyprawy na Półwysep Absheron pisze: „...w Bałachani znajdowały się 52 szyby naftowe o głębokości 20 sążni, z których niektóre mocno uderzyły i dostarczają rocznie 500 nietoperzy ropy. ..” (1 batman 8,5 kg).

akademik S.G. Gmelin studiował metody budowy szybów naftowych w Baku i po raz pierwszy wyraził ideę możliwości wiercenia dla gazu i wykorzystania go jako paliwa. Opisując odwierty, zauważa, że ​​głębokość szybów naftowych w Bałachanach w tym czasie sięgała 40-50 m, a średnica lub bok kwadratowego przekroju odwiertu wynosił 0,7-1,0 m.

W 1803 r. bakijski kupiec Kasymbek zbudował na morzu dwa szyby naftowe w odległości 18 i 30 m od brzegu Bibi-Heybat. Studnie chronił przed wodą stelaż z ciasno spiętych desek. Olej jest z nich wydobywany od wielu lat. W 1825 r. podczas burzy studnie zostały zerwane i zalane.

Do czasu przyłączenia Chanatu Baku do Rosji w 1806 r. w regionie Baku znajdowało się około 120 studni, z których wydobywano około 200 000 pudów ropy rocznie.

W 1871 r. rozpoczęto wiercenie studni w rejonie Baku. W Bałachanach na stanowisku A. Mirzoeva wiercenie studni zakończono ręcznym udarem za pomocą drewnianych prętów o głębokości 64m. Odwiert ten był pierwszym kamieniem milowym w rozwoju przemysłu naftowego na Półwyspie Absheron.

Podczas próbnego tartanowania doszło do uwolnienia gazu i wody. Nagłe uwolnienie gazów, podziemny huk, kolumna piasku i wody, która unosiła się nad studnią, przypisywano działaniu złych duchów. Na polecenie brygadzisty studnię szybko wypełniono kamieniami i piaskiem, a obok postawiono krzyż. W tym roku zaczyna działać pierwszy produktywny szyb naftowy o głębokości 45 m. Jego przepływ wynosił około 2000 funtów dziennie (odwierty produkowały setki razy mniej ropy niż odwierty).

Ogólne informacje o wierceniu olej oraz gaz studnie

1.1. PODSTAWOWE TERMINY I DEFINICJE

Ryż. 1. Elementy projektu dobrze

Studnia to cylindryczna wyrobiska górnicza, zbudowana bez dostępu do niej człowieka i mająca średnicę wielokrotnie mniejszą niż jej długość (rys. 1).

Główne elementy odwiertu:

Studnia (1) - przecięcie ścieżki studni z powierzchnią światła dziennego

Bottomhole (2) - dno otworu wiertniczego, poruszające się w wyniku uderzenia narzędzia urabiającego skałę o skałę

Ściany odwiertu (3) - powierzchnie boczne wiercenie studnie

Oś studni (6) - wyimaginowana linia łącząca środki przekrojów otworu wiertniczego

*Odwiert (5) to przestrzeń podpowierzchniowa zajmowana przez otwór wiertniczy.

Ciągi osłonowe (4) to ciągi połączonych ze sobą rur osłonowych. Jeżeli ściany studni są wykonane ze stabilnych skał, to do studni nie są opuszczane sznury okładzinowe

Studnie są pogłębiane, niszcząc skałę na całej powierzchni lica (lico pełne, ryc. 2 a) lub wzdłuż jego części obwodowej (lico pierścieniowe ryc. 2 b). W tym ostatnim przypadku w centrum odwiertu pozostaje kolumna skalna - rdzeń, który okresowo wyprowadzany jest na powierzchnię w celu bezpośredniego badania.

Średnica studni z reguły zmniejsza się od ujścia do dna stopniowo w określonych odstępach czasu. Średnica początkowa olej oraz gaz studnie zwykle nie przekraczają 900 mm, a ostatnia rzadko jest mniejsza niż 165 mm. Otchłań olej oraz gaz studnie różnią się w ciągu kilku tysięcy metrów.

W zależności od położenia przestrzennego w skorupie ziemskiej odwierty dzielą się na kolejne (ryc. 3):

1. Pionowy;

2. Pochylony;

3. Zakrzywione prostoliniowo;

4. Wypaczone;

5. Zakrzywione prostoliniowo (z przekrojem poziomym);

Ryż. 3. Układ przestrzenny studni

Skomplikowany łuk.

Olej i gaz studnie wiercone są na lądzie i na morzu za pomocą platform wiertniczych. W tym ostatnim przypadku wiertnice montowane są na stojakach, pływających platformach wiertniczych lub statkach (rys. 4).

Ryż. 4. Rodzaje odwiertów

W olej i gaz branże wiertnicze wiercą studnie w następujących celach:

1. Operacyjny- dla produkcja oleju, gaz oraz gaz skroplina.

2. Wtrysk - do pompowania wody w horyzonty produkcyjne (rzadziej niż powietrze, gaz) w celu utrzymania ciśnienia złożowego i wydłużenia okresu przepływu w zagospodarowaniu pola należy zwiększyć produkcję operacyjny studnie wyposażone w pompy i windy powietrzne.

3. Eksploracja – identyfikowanie horyzontów produkcyjnych, wyznaczanie, testowanie i ocena ich wartości handlowej.

4. Specjalne – wzorcowe, parametryczne, ewaluacyjne, kontrolne – do badania budowy geologicznej mało znanego obszaru, określania zmian właściwości zbiornikowych formacji produkcyjnych, monitorowania ciśnienia zbiornikowego i frontu ruchu kontaktu woda-ropa, stopień zagospodarowania poszczególnych odcinków zbiornika, oddziaływanie termiczne na zbiornik, zapewniające spalanie in-situ, zgazowanie ropy naftowej, Resetowanie Ścieki w głęboko absorbujących warstwach itp.

5. Poszukiwanie strukturalne - aby wyjaśnić pozycję obiecującego olej-gazonośny konstrukcje zgodnie z górnym oznaczeniem (określeniem) horyzontów powtarzających ich obrysy, zgodnie z danymi wiertniczymi małych, tańszych studni o małej średnicy.

Dziś olej oraz gaz studnie są kosztownymi kapitałowo konstrukcjami, które służą od wielu dziesięcioleci. Osiąga się to poprzez połączenie formacji produkcyjnej z powierzchnią światła dziennego w szczelnym, mocnym i trwałym kanale. Jednak wiercony odwiert nie stanowi jeszcze takiego kanału ze względu na niestabilność skały, obecność zbiorników nasyconych różnymi płynami (woda, olej, gaz i ich mieszaniny), które znajdują się pod różnym ciśnieniem. Dlatego w trakcie budowy studni konieczne jest naprawienie jej pnia i oddzielenie (odizolowanie) warstw zawierających różne płyny.

Obudowa

Rys.5. Rura osłonowa w studni

Odwiert jest mocowany przez obniżenie do niego specjalnych rur, zwanych rurami osłonowymi. Szereg rur osłonowych połączonych ze sobą szeregowo tworzy ciąg osłonowy. Do mocowania studni służą stalowe rury osłonowe (rys. 5).

Warstwy nasycone różnymi płynami są oddzielone nieprzepuszczalnymi skałami - „opony”. Podczas wiercenia studni naruszane są te nieprzepuszczalne pokrywy oddzielające i powstaje możliwość krzyżowych przepływów międzywarstwowych, samoistnego wypływu płynów złożowych na powierzchnię, zalewania utworów produkcyjnych, zanieczyszczenia źródeł zaopatrzenia w wodę i atmosfery, korozji opuszczonych do studni ciągów osłonowych .

W trakcie wiercenia studni w niestabilnych skałach możliwe jest intensywne tworzenie się kawern, usypisków, zawaleń itp. W niektórych przypadkach dalsze pogłębienie odwiertu staje się niemożliwe bez wcześniejszego zamocowania jego ścian.

Aby wykluczyć takie zjawiska, kanał pierścieniowy (pierścień) pomiędzy ścianą studni a wpuszczonym w nią sznurem osłonowym jest wypełniony materiałem zatykającym (izolującym) (rys. 6). Są to kompozycje zawierające spoiwo, wypełniacze obojętne i aktywne, odczynniki chemiczne. Są przygotowywane w postaci roztworów (zwykle wody) i pompowane do studni za pomocą pomp. Spośród spoiw najszerzej stosowane są cementy portlandzkie do spoinowania. Dlatego proces rozdzielania warstw nazywamy cementowaniem.

W ten sposób w wyniku wiercenia szybu, jego późniejszego mocowania i separacji warstw powstaje stabilna konstrukcja podziemna o określonej konstrukcji.

Projekt odwiertu to zbiór danych o liczbie i wymiarach (średnica i długość) rur osłonowych, średnicach odwiertu dla każdego ciągu, odstępach cementowania, a także metodach i odstępach łączenia odwiertu z formacją produkcyjną (rys. 7) .

Informacje o średnicach, grubościach ścianek i gatunkach stali rur osłonowych w odstępach, o rodzajach rur osłonowych, ekwipunek dna osłonki objęte są koncepcją projektowania sznurka osłonowego.

Do studni opuszczane są struny osłonowe o określonym przeznaczeniu: kierunek, przewodnik, struny pośrednie, operacyjny Kolumna.

Kierunek jest opuszczany do odwiertu, aby zapobiec erozji i zapadaniu się skał wokół głowicy podczas wiercenia pod przewodem powierzchniowym, a także aby podłączyć odwiert do systemu oczyszczania płuczki wiertniczej. Pierścieniowa przestrzeń za kierunkiem jest wypełniona na całej długości zaprawą zalewową lub betonem. Kierunek obniża się do głębokości kilku metrów w stabilnych skałach, do kilkudziesięciu metrów na bagnach i glebach mulistych.

Przewodnik zwykle pokrywa górną część odcinka geologicznego, gdzie znajdują się skały niestabilne, warstwy pochłaniające wiercenie roztwór lub rozwijające się płyny formacyjne, które są sprowadzane na powierzchnię, tj. wszystkie te przerwy, które skomplikują proces dalszych odwiertów i spowodują zanieczyszczenie środowiska środowisko naturalne. Przewodnik musi koniecznie blokować wszystkie warstwy nasycone świeżą wodą.

Ryż. 7. Schemat projektowania studni

Przewód służy również do zainstalowania głowicy przeciwerupcyjnej ekwipunek i zawieszanie kolejnych sznurków osłonowych. Przewód opuszcza się na głębokość kilkuset metrów. W celu niezawodnej izolacji warstw, zapewniającej wystarczającą wytrzymałość i stabilność, przewodnik jest cementowany na całej długości.

Operacyjny struna jest opuszczana do studni w celu wydobycia ropy, gaz lub wtłaczanie do produkcyjnego horyzontu wody lub gaz w celu utrzymania ciśnienia w zbiorniku. Wysokość szlamu cementowego wznosi się ponad szczyt poziomów produkcyjnych, a także stopniowanego urządzenia cementującego lub jednostki łączącej górne odcinki ciągów osłonowych w olej oraz gaz studnie powinny mieć odpowiednio co najmniej 150-300 m i 500 m.

Słupy pośrednie (techniczne) należy obniżyć, jeśli niemożliwe jest przewiercenie do głębokości projektowej bez uprzedniego oddzielenia stref komplikacji (przejawy, zawalenia). Decyzję o ich uruchomieniu podejmuje się po przeanalizowaniu stosunku ciśnień występujących podczas wiercenia w układzie „odwiertowym”.

Jeżeli ciśnienie w odwiercie Pc jest mniejsze niż ciśnienie w zbiorniku Ppl (ciśnienie płynów nasycających zbiornik), to płyny ze zbiornika wpłyną do odwiertu, nastąpi manifestacja. W zależności od intensywności objawom towarzyszy samorozładowanie cieczy ( gaz) przy głowicy (przelewy), wylewy, wypływ otwarty (niekontrolowany). Zjawiska te komplikują proces budowy studni, stwarzają zagrożenie zatruciem, pożarami, wybuchami.

Gdy ciśnienie w odwiercie wzrasta do pewnej wartości, zwanej ciśnieniem początkowym absorpcji Ppl, płyn z odwiertu dostaje się do formacji. Ten proces nazywa się absorpcją. wiercenie rozwiązanie. Ppl może być bliski lub równy ciśnieniu formacji, a czasami zbliża się do wartości pionowego ciśnienia skały, określanego przez ciężar skał znajdujących się powyżej.

Czasami stratom towarzyszą przepływy płynów z jednego zbiornika do drugiego, co prowadzi do zanieczyszczenia źródeł zaopatrzenia w wodę i horyzontów produkcyjnych. Spadek poziomu cieczy w studni na skutek absorpcji w jednym ze zbiorników powoduje spadek ciśnienia w drugim zbiorniku i możliwość wystąpienia z niego przejawów.

Ciśnienie, przy którym następuje otwarcie naturalnych szczelin zamkniętych lub powstawanie nowych, nazywane jest ciśnieniem szczelinowania hydraulicznego Рgrp. Zjawisku temu towarzyszy katastrofalna absorpcja wiercenie rozwiązanie.

Charakterystyczne jest to, że w wielu łożysko naftowe i gazowe W obszarach, ciśnienie formacji Ppl jest zbliżone do ciśnienia hydrostatycznego słupa wody słodkiej Рg (dalej po prostu ciśnienia hydrostatycznego) z wysokością Hj równą głębokości Hp, na której występuje dana formacja. Tłumaczy się to tym, że ciśnienie płynu w formacji jest częściej spowodowane ciśnieniem wód marginalnych, których obszar żerowania związany jest z powierzchnią dnia w znacznych odległościach od pola.

Ponieważ wartości bezwzględne ciśnień zależą od głębokości H, wygodniej jest analizować ich stosunki za pomocą wartości ciśnień względnych, które są stosunkiem wartości bezwzględnych odpowiednich ciśnień do ciśnienia hydrostatycznego Pr , tj.:

Rpl * = Rpl / Rg;

Rgr * = Rgr / Rg;

Rpogl * = Rpogl / Rg;

Rgrp* = Rgrp / Rg.

Tutaj Рpl to ciśnienie w zbiorniku; Рgr – ciśnienie hydrostatyczne płynu wiertniczego; Rpl jest ciśnieniem początkowym absorpcji; Рfrp – ciśnienie szczelinowania hydraulicznego.

Względne ciśnienie w zbiorniku Ppl* jest często określane jako czynnik anomalii Ka. Gdy RPpl* jest w przybliżeniu równe 1,0, ciśnienie w zbiorniku jest uważane za normalne, jeżeli RPpl* jest większe niż 1,0, jest nienormalnie wysokie (AHRP), a jeżeli RPpl* jest mniejsze niż 1,0, jest nienormalnie niskie (ALRP).

Jednym z warunków normalnego, nieskomplikowanego procesu wiercenia jest współczynnik

a) Rpl *< Ргр* < Рпогл*(Ргрп*)

Proces wiercenia jest skomplikowany, jeśli z jakiegoś powodu ciśnienia względne są w stosunku:

b) Рpl* > Рgr*< Рпогл*

lub

c) Rpl*< Ргр* >Rpogl* (Rgrp*)

Jeśli relacja b) jest prawdziwa, to obserwuje się tylko przejawy, jeśli c), to obserwuje się zarówno przejawy, jak i wchłonięcia.

Kolumny pośrednie mogą być pełne (są opuszczone od ust do dołu) i nie pełne (nie sięgają ust). Te ostatnie nazywane są ogonami.

Ogólnie przyjmuje się, że studnia ma konstrukcję jednostrunową, jeśli nie są do niej opuszczane struny pośrednie, chociaż zarówno kierunek, jak i przewodnik są opuszczane. Studnia z jedną struną pośrednią ma konstrukcję dwustrunową. Gdy istnieją dwie lub więcej kolumn technicznych, studnia jest uważana za wielostrunową.

Projekt studni ustala się następująco: 426, 324, 219, 146 – średnice struny obudowy w mm; 40, 450, 1600, 2700 – głębokości pracy ciągu rur okładzinowych wm; 350, 1500 – poziom szlamu cementowego za wykładziną i operacyjny kolumna wm; 295, 190 - średnice wierteł w mm do wiercenia studni na struny 219 i 146 mm.

1.2. DOBRZE METODY WIERCENIA

Studnie można wiercić metodami mechanicznymi, termicznymi, elektrycznymi impulsowymi i innymi (kilkadziesiąt). Jednak tylko metody wiercenia mechanicznego – udarowe i obrotowe – znajdują zastosowanie przemysłowe. Reszta nie opuściła jeszcze etapu eksperymentalnego rozwoju.

1.2.1. WIERCENIE UDAROWE

Wiercenie udarowe. Spośród wszystkich jego odmian najbardziej rozpowszechnione stało się wiercenie z linką uderzeniową (ryc. 8).

Ryż. 8. Schemat wiercenia studni udarowo-linowych

Ciąg wiertniczy, który składa się z wiertła 1, drążka uderzeniowego 2, drążka ślizgowego-nożyc 3 i blokady liny 4, jest opuszczany do studni na linie 5, która poprzez wygięcie wokół klocka 6, rolka ciągnąca 8, a rolka prowadząca 10 jest odwijana z bębna 11 wiertnicy. Prędkość zjazdu przewodu wiertniczego sterowana jest hamulcem 12. Klocek 6 jest montowany na szczycie masztu 18. Amortyzatory 7 służą do tłumienia drgań powstających podczas wiercenia.

Korba 14, za pomocą pręta łączącego 15, wprawia w ruch ramę równoważącą 9. Gdy rama jest opuszczana, rolka ciągnąca 8 napina linę i podnosi narzędzie wiertnicze nad otwór denny. Kiedy rama jest podniesiona, lina jest opuszczona, pocisk spada, a gdy dłuto uderza w skałę, ta ostatnia zostaje zniszczona.

W miarę pogłębiania studni wydłuża się linę poprzez zwijanie jej z bębna 11. Cylindryczność studni zapewnia obracanie wiertła w wyniku rozwijania liny pod obciążeniem (podczas podnoszenia przewodu wiertniczego) i skręcania go przy ładunek jest usuwany (podczas uderzenia wędzidła w skałę).

Efektywność niszczenia skały podczas wiercenia udarowego jest wprost proporcjonalna do masy przewodu wiertniczego, wysokości jego upadku, przyspieszenia opadania, liczby uderzeń świdra na otwór denny w jednostce czasu i jest odwrotnie proporcjonalna do kwadratu otworu średnica.

W procesie wiercenia skał spękanych i lepkich możliwe jest zakleszczanie się wierteł. Do uwolnienia wiertła w narzędziu wiertniczym stosuje się pręt nożycowy, wykonany w postaci dwóch wydłużonych pierścieni połączonych ze sobą jak ogniwa łańcuszka.

Proces wiercenia będzie tym efektywniejszy, im mniejszy opór dla wiertła będą wywierać zwierciny nagromadzone na dnie odwiertu, zmieszane z płynem złożowym. W przypadku braku lub niedostatecznego dopływu płynu złożowego do odwiertu, okresowo dodaje się wodę z głowicy odwiertu. Równomierne rozmieszczenie cząstek sadzonek w wodzie uzyskuje się dzięki okresowej stymulacji (podnoszenie i opuszczanie) wiercenie pocisk. Ponieważ zniszczona skała (szlam) gromadzi się na dnie, konieczne staje się oczyszczenie studni. W tym celu za pomocą bębna podnosi się narzędzie wiertnicze ze studni, a czerpak 13 jest wielokrotnie opuszczany do niego na linie 17 odwijanej z bębna 16. Na dnie czerpaka znajduje się zawór. Gdy czerpak jest zanurzony w płynnym osadzie, zawór otwiera się i czerpak jest napełniany tą mieszanką; gdy czerpak jest podnoszony, zawór zamyka się. Ciekły osad podniesiony na powierzchnię wlewa się do pojemnika zbiorczego. Aby całkowicie wyczyścić studnię, trzeba kilka razy z rzędu opuścić czerpak.

Po oczyszczeniu odwiertu narzędzie wiertnicze jest opuszczane do studni, a proces wiercenia jest kontynuowany.

Z szokiem wiercenie studnia zwykle nie jest wypełniona płynem. Dlatego też, aby uniknąć odpadania skały od jej ścian, prowadzony jest sznur osłonowy, składający się z metalowych rur osłonowych połączonych ze sobą przez gwintowanie lub spawanie. W miarę pogłębiania się studni sznur osłonowy jest przesuwany na dno i okresowo wydłużany (zwiększany) o jedną rurę.

Metoda uderzeniowa nie była stosowana od ponad 50 lat olej i gaz przemysły Rosji. Jednak w eksploracji wiercenie w osadach aluwialnych, w badaniach inżynieryjnych i geologicznych, wiercenie studnie na wodę itp. znajdzie swoje zastosowanie.

1.2.2. OBROTOWE WIERCENIE STUDNI

W wierceniu obrotowym niszczenie skały następuje w wyniku jednoczesnego oddziaływania na wiertło obciążenia i momentu obrotowego. Pod działaniem obciążenia bit wnika w skałę i pod wpływem momentu obrotowego łamie go.

Istnieją dwa rodzaje wiercenia obrotowego - silniki obrotowe i wgłębne.

Podczas wiercenia obrotowego (ryc. 9) moc z silników 9 jest przekazywana przez wciągarkę 8 do wirnika 16 - specjalnego mechanizmu obrotowego zainstalowanego nad głowicą odwiertu pośrodku żurawia. Wirnik się obraca wiercenie kolumna i przykręcona do niej końcówka 1. Przewód wiertniczy składa się z kelly 15 i rur wiertniczych 5 przykręconych do niego za pomocą specjalnego elementu 6.

Dlatego podczas wiercenia obrotowego wiertło jest zagłębiane w skale, gdy obracający się przewód wiertniczy porusza się wzdłuż osi odwiertu oraz gdy wiercenie z silnikiem wgłębnym - nieobrotowe wiercenie kolumny. charakterystyczna cecha wiercenie obrotowe jest płukane

Na wiercenie przy silniku wiertniczym wiertło 1 jest przykręcone do wału, a przewód wiertniczy jest przykręcony do korpusu silnika 2. Podczas pracy silnika jego wał z wiertłem obraca się, a przewód wiertniczy odbiera reaktywny moment obrotowy korpus silnika, który jest wygaszany przez nieobrotowy wirnik (w wirniku zamontowana jest specjalna wtyczka).

Pompa błotna 20 napędzana silnikiem 21 wtłacza płyn wiertniczy przez kolektor (rurociąg wysokiego ciśnienia) 19 do pionu - rury 17, zamontowanej pionowo w prawym narożniku wieży, a następnie do elastycznego węża wiertniczego (tulei) 14, krętlik 10 i do wiercenie kolumna. Po dotarciu do świdra, płyn płuczący przechodzi przez znajdujące się w nim otwory i unosi się na powierzchnię wzdłuż pierścieniowej przestrzeni między ścianą otworu wiertniczego a przewodem wiertniczym. Tutaj w systemie zbiorników 18 i mechanizmów czyszczących (nie pokazano na rysunku) wiercenie roztwór jest oczyszczany z zwiercin, następnie wpływa do zbiorników odbiorczych 22 pomp wiertniczych i jest ponownie wtłaczany do odwiertu.

Obecnie stosowane są trzy typy silników wiertniczych - turbodrill, silnik śrubowy i wiertarka elektryczna (ta ostatnia jest używana niezwykle rzadko).

Podczas wiercenia za pomocą turbowiertarki lub silnika śrubowego energia hydrauliczna przepływu błota poruszającego się po przewodzie wiertniczym jest przekształcana w energię mechaniczną na wale silnika wgłębnego, do którego jest podłączony świder.

Podczas wiercenia wiertarką elektryczną energia elektryczna jest dostarczana przez kabel, którego odcinki są zamontowane wewnątrz wiercenie kolumna i jest zamieniana przez silnik elektryczny na energię mechaniczną na wale, która jest bezpośrednio przekazywana na wędzidło.

Gdy studnia się pogłębia wiercenie sznurek zawieszony na wciągniku łańcuchowym składający się z bloku koronowego (nie pokazanego na rysunku), bloku jezdnego 12, haka 13 i liny jezdnej 11 jest podawany do studni. Kiedy kelly 15 wchodzi do wirnika 16 na pełną długość, wciągarka jest włączana, przewód wiertniczy jest podnoszony na długość kelly i jest zawieszany za pomocą klinów na stole wirnika. Następnie rura prowadząca 15 jest odkręcana wraz z krętlikiem 10 i opuszczana do wykopu (rura osłonowa wstępnie zamontowana w specjalnie wywierconej studni skośnej) o długości równej długości rury prowadzącej. Studnia na dół jest wywiercona z góry w prawym rogu wieży, mniej więcej w połowie drogi od środka do jej podnóża. Następnie przewód wiertniczy przedłuża się (zabudowuje), skręcając stojak dwururowy lub trójrurowy (dwie lub trzy rury wiertnicze skręcane ze sobą), zdejmuje się go z klinów, opuszcza do studni o długość postawić, zawiesić klinami na stole rotora, podnieść z dołu kelly za pomocą krętlika, przykręcić do przewodu wiertniczego, uwolnić przewód wiertniczy z klinów, przesunąć wiertło na dno i kontynuować wiercenie.

Aby wymienić zużytą koronkę, cały przewód wiertniczy jest wyciągany z odwiertu, a następnie ponownie opuszczany. Operacje opuszczania i podnoszenia są również wykonywane za pomocą wciągnika łańcuchowego. Gdy bęben wciągarki obraca się, lina jezdna jest nawijana na bęben lub odwijana z niego, co zapewnia podnoszenie lub opuszczanie zblocza jezdnego i haka. Do tego ostatniego, za pomocą zawiesi i windy, zawieszony jest przewód wiertniczy do podniesienia lub opuszczenia.

Podczas podnoszenia BC jest odkręcany w świece i instalowany wewnątrz wieży dolnymi końcami na świecznikach, a górne końce są nawijane specjalnymi palcami na balkonie pracownika jeździeckiego. BC jest opuszczany do studni w odwrotnej kolejności.

W ten sposób proces obróbki świdra na dnie odwiertu zostaje przerwany przez wydłużenie przewodu wiertniczego i operacje wyzwalania (TR) w celu wymiany zużytego wiertła.

Z reguły górne odcinki odwiertu są złożami łatwo erodowanymi. Dlatego przed wierceniem studni budowany jest szyb (wykop) do stabilnych skał (3-30 m) i opuszcza się do niego rurę 7 lub kilka rur wkręcanych (z wyciętym oknem w górnej części), 1- 2 m długości więcej niż głębokość wykopu. Przestrzeń pierścieniowa jest cementowana lub betonowana. W rezultacie głowica odwiertu jest niezawodnie wzmocniona.

Do okienka w rurze przyspawana jest krótka metalowa rynna, przez którą podczas wiercenia płyn wiertniczy przesyłany jest do układu zbiorników 18, a następnie po przejściu przez mechanizmy czyszczące (nie pokazane na rysunku) wchodzi do zbiornik odbiorczy 22 pomp błotnych.

Rura (ciąg rurowy) 7 zainstalowana w wykopie nazywana jest kierunkiem. Montaż kierunku i szereg innych prac wykonanych przed startem wiercenie, są przygotowawcze. Po ich wykonaniu akt wejścia w eksploatacja wiertnicy i zacznij wiercić studnię.

Po wierceniu niestabilnych, miękkich, spękanych i przepastnych skał, które komplikują proces wiercenie(zwykle 400-800 m), przykryj te poziomy przewodem 4 i zacementuj pierścień 3 do ust. Przy dalszym pogłębianiu można napotkać również horyzonty, które również podlegają izolacji, na które nakładają się pośrednie (techniczne) ciągi osłonowe.

Po wywierceniu studni na głębokość projektową jest ona opuszczana i cementowana operacyjny kolumna (WE).

Następnie wszystkie struny osłonowe na głowicy są ze sobą powiązane za pomocą specjalnej ekwipunek. Następnie wybija się kilkadziesiąt (setek) otworów przeciwko formacji produkcyjnej w kamieniu EC i cementu, przez które w procesie testowania, opracowywania i kolejnych eksploatacja ropy naftowej (gaz) wejdzie do studni.

Istotą zagospodarowania odwiertu jest zapewnienie, że ciśnienie kolumny płynu wiertniczego w odwiercie będzie mniejsze niż ciśnienie złoża. W wyniku wytworzonego spadku ciśnienia olej ( gaz) ze zbiornika zacznie płynąć do studni. Po kompleksie Praca badawcza studnia jest przekazywana do eksploatacja.

Do każdego odwiertu wprowadzany jest paszport, w którym na podstawie pomiarów inklinometrycznych odchyleń od pionu (kąty zenitalne) i azymutu (kąty azymutalne) dokładnie odnotowuje się projekt, położenie głowicy, odwiert i położenie przestrzenne odwiertu. Najnowsze dane są szczególnie ważne w wierceniu klastrowym odwiertów kierunkowych, aby uniknąć wejścia odwiertu do odwiertu wcześniej wierconego lub już eksploatowanego odwiertu. Rzeczywiste odchylenie dna od projektu nie powinno przekraczać określonych tolerancji.

Prace wiertnicze muszą być prowadzone zgodnie z przepisami prawa pracy i ochrony środowiska. Budowa placu pod wiertnicę, trasy ruchu wiertni, drogi dojazdowe, linie energetyczne, komunikacja, rurociągi wodociągowe, odbiór olej oraz gaz, doły ziemne, oczyszczalnie, składowanie osadów powinny być przeprowadzane wyłącznie na terytorium specjalnie wyznaczonym przez odpowiednie organizacje. Po zakończeniu budowy studni lub zespołu studni wszystkie stodoły i wykopy muszą zostać zasypane, cały teren wiertniczy musi być w miarę możliwości odtworzony (zrekultywowany) do celów ekonomicznych.

1.3. KRÓTKA HISTORIA WIERCENIA OLEJ I GAZ STUDNIE

Pierwsze w dziejach ludzkości studnie zostały wywiercone metodą liny uderzeniowej w 2000 roku p.n.e ofiara solanki w Chinach.

Do połowy XIX wieku olej wydobywano w niewielkich ilościach, głównie z płytkich studni w pobliżu jej naturalnych ujściach na powierzchni dziennej. Od drugiej połowy XIX wieku zapotrzebowanie na olej zaczęła się rozwijać w związku z powszechnym stosowaniem silników parowych i rozwojem opartego na nich przemysłu, który wymagał dużych ilości smarów i mocniejszych źródeł światła niż świece łojowe.

Ostatnie badania wykazały, że pierwszy odwiert olej został wywiercony ręczną metodą obrotową na półwyspie Apsheron (Rosja) w 1847 roku z inicjatywy V.N. Siemionowa. W USA pierwsza studnia olej(25m) został wywiercony w Pensylwanii przez Edwina Drake'a w 1959 roku. Ten rok jest uważany za początek rozwoju produkcja ropy naftowej Przemysł amerykański. Narodziny Rosjanina olej przemysł jest zwykle liczony od 1964 roku, kiedy w Kubanie w dolinie rzeki Kudako A.N. Nowosilcew rozpoczął wiercenie pierwszego odwiertu olej(głębokość 55 m) przy użyciu mechanicznego wiercenia udarowego.

Na przełomie XIX i XX wieku wynaleziono silniki spalinowe Diesla i benzynowe. Ich wprowadzenie w życie doprowadziło do szybkiego rozwoju świata produkcja ropy naftowej przemysł.

W 1901 r. w Stanach Zjednoczonych po raz pierwszy zastosowano obrotowe wiercenie obrotowe z płukaniem dna za pomocą cyrkulującego przepływu płynu. Należy zauważyć, że usuwanie wierconej skały za pomocą cyrkulującego strumienia wody zostało wynalezione w 1848 roku przez francuskiego inżyniera Fovelle i jako pierwsze zastosowało tę metodę podczas wiercenia studni artezyjskiej w klasztorze św. Dominika. W Rosji pierwszy odwiert wykonano metodą obrotową w 1902 r. na głębokość 345 mw rejonie Groznego.

Jednym z najtrudniejszych problemów, jakie pojawiły się przy wierceniu studni, zwłaszcza metodą obrotową, był problem uszczelnienia przestrzeni pierścieniowej pomiędzy rurami osłonowymi a ścianami odwiertu. Rosyjski inżynier AA rozwiązał ten problem. Boguszewskiego, który opracował i opatentował w 1906 r. sposób pompowania szlamu cementowego do przewodu osłonowego z późniejszym przemieszczaniem się przez spód (but) przewodu osłonowego do pierścienia. Ta metoda cementowania szybko rozpowszechniła się w praktyce krajowej i zagranicznej. wiercenie.

W 1923 roku absolwent Tomskiego Instytutu Technologicznego mgr inż. Kapelyushnikov we współpracy z S.M. Volochom i N.A. Kornejew wynalazł hydrauliczny silnik wiertniczy - turbowiertło, które wyznaczyło zupełnie nową ścieżkę rozwoju technologii i technologii wiercenie olej i gaz studnie. W 1924 r. w Azerbejdżanie wykonano pierwszy odwiert na świecie przy użyciu jednostopniowego wiertła turboodwiertu, zwanego turboodwiertem Kapelyushnikov.

Szczególne miejsce w historii rozwoju zajmują turbowiertarki wiercenie pochyłe studnie. Pierwsza studnia skośna została wykonana metodą turbinową w 1941 roku w Azerbejdżanie. Udoskonalenie takich odwiertów umożliwiło przyspieszenie rozwoju złóż położonych pod dnem morskim lub pod silnie nierównym terenem (bagna Syberii Zachodniej). W takich przypadkach z jednego niewielkiego miejsca wierci się kilka studni skośnych, których budowa wymaga znacznie mniejszych kosztów niż budowa miejsc dla każdego miejsca wiercenia. wiercenie pionowe studnie. Ta metoda budowy studni nazywana jest wierceniem klastrowym.

W latach 1937-40. AP Ostrovsky, N.G. Grigoryan, N.V. Alexandrov i inni opracowali projekt całkowicie nowego silnika wiertniczego - wiertarki elektrycznej.

W Stanach Zjednoczonych w 1964 r. opracowano jednogwintowy hydrauliczny silnik śrubowy do odwiertów, a w 1966 r. w Rosji opracowano wielowątkowy silnik śrubowy, który umożliwia wiercenie otworów kierunkowych i poziomych na ropę i gaz.

Na Syberii Zachodniej pierwsza studnia, która dała potężną fontannę naturalnego gaz 23 września 1953 wiercono w pobliżu wsi. Berezowo na północy regionu Tiumeń. Tutaj, w dzielnicy Bieriezowski, urodził się w 1963 roku. produkcja gazu przemysł Syberii Zachodniej. Pierwszy szyb naftowy na Syberii Zachodniej wypłynął 21 czerwca 1960 r. w rejonie Mułymińskiej w dorzeczu Kondy.

Każdy kraj stara się w każdy możliwy sposób podkreślić swój wkład do światowego skarbca wiedzy. Ponieważ wiele decyzji „zakupowych” podejmowanych jest na poziomie emocjonalnym, wkład w świat nauki i inżynierii to nie tyle kwestia prestiżu poszczególnych specjalistów, ile utrzymania wartości marki kraju jako całości.

Dlatego walka o dominację Przemysłu naftowo-gazowego dotyczy nie tylko obecnego udziału w rynku lub przyszłej produkcji, ale także wcześniejszych wynalazków. Istnieją setki przykładów, w których te same równania lub podejścia są różnie nazywane w różnych językach. Kto był pierwszy? A jak ważne jest to w ogóle?

Pierwszy szyb naftowy

Olej wydobywany jest od niepamiętnych czasów z powierzchni w miejscach naturalnego przesiąkania. Istnieją wzmianki o wydobyciu ropy naftowej z wybudowanych szybów o głębokości do 50 metrów (w rejonie Baku od 1594 roku).

Uważa się, że pierwsza przemysłowa studnia produkcyjna została zbudowana w 1858 roku przez Edwina Drake'a. Po przejściu na emeryturę jako pracownik kolei Drake mógł podróżować po kraju za darmo. To i przypadkowe spotkanie w hotelu dało Drake'owi pracę jako poszukiwacz, 1000 dolarów rocznej pensji i kilka akcji Seneca Oil.

Budowa głębokich studni w Pensylwanii przed Drake'em była uważana za zadanie nie do pokonania z powodu gwałtownego zawalenia się gruntu. Zastosowano innowację przemysłową Drake'a silnik parowy zamiast napędu ręcznego i obudowy odwiertu zabudowaną rurą żeliwną w procesie pogłębiania odwiertu. W ten sposób już 2500 lat temu Chińczycy wiercili studnie o głębokości do 500 metrów, aby wydobyć solankę. Według chińskich kronik, czasami do studni wyłożonej bambusem przebijał się palny gaz lub ropa. Nic dziwnego, że jedynym wiertaczem, który zgodził się na przygodę Drake'a, był William Smith, specjalista od wiercenia studni na sól.

Pompa prętowa w studni produkcyjnej. Pompa napędzana jest silnikiem parowym ogrzewanym drewnem opałowym. Tarr Farm, Oil Creek Valley, Pensylwania, 1868. Zdjęcie z Muzeum Drake Well.

Tymczasem pierwszy odwiert poszukiwawczy znajduje się w pobliżu Baku. Został zbudowany pod kierunkiem inżyniera Wasilija Semenowa, na tej samej głębokości - 21 metrów. Z memorandum wicekróla na Kaukazie księcia Woroncowa z dnia 14 lipca 1848 r.: „... Dyrektor pól mineralnych w Baku i Shirvan poinformował, że w Bibi-Heybat wywiercono studnię, w której znaleziono ropę. "

Maszyna parowa do wiercenia w Rosji została po raz pierwszy użyta dopiero w 1859 roku w pobliżu miasta Podolsk. Pierwsza studnia produkcyjna została zbudowana w Rosji na Kubanie w 1864 roku. Opóźnienie w stosowaniu wierceń zmechanizowanych determinowało również późniejsze opóźnienie w stosowaniu innych technologii produkcji ropy naftowej. Na razie po prostu nie widzieli potrzeby.

Zbiornik na przerwie

Wczesne techniki wiercenia spowodowały zanieczyszczenie filtratem mułu strefy dennej na kilka metrów w głąb formacji. Ponadto odwierty wiercone metodą kabla udarowego nie spenetrowały całkowicie całego zbiornika, ponieważ w przeciwnym razie obudowa Drake'a odcięłaby strefę płatną. Z tego powodu natężenie przepływu w odwiercie może być dziesięciokrotnie mniejsze niż to możliwe.

W 1865 r. emerytowany pułkownik E. Roberts otrzymuje patent nr 59 936 za „storpedowanie” strefy dennej studni. Usługa kosztująca 100-200 dolarów i opłata licencyjna w wysokości 1/15 przyszłej produkcji była tak popularna, że ​​na rynku pojawiło się wiele przymierzy („moonlighters”), naruszających patent i technologię obsługi prochu strzelniczego i nitrogliceryny. Roberts musiał zatrudnić detektywów Pinkertona i wydać łącznie 250 000 dolarów na opłaty prawne, organizując największą obronę patentową w historii Stanów Zjednoczonych. Metoda przestała być stosowana dopiero 5 maja 1990 r., kiedy skończyły się zapasy wycofanej z produkcji nitrogliceryny.

Kolejną technologią było perforowanie obudowy perforatorem wielostrzałowym, co umożliwiło opuszczenie sznurka obudowy poniżej strefy płatnej i otwarcie całego zbiornika. Od 1930 do 1956 Ira McCullough otrzymuje wiele patentów na wiertarki do skał. Jednak zbiornik nie jest wystarczająco głęboko perforowany, a produkcja pozostaje kilkakrotnie niższa niż potencjalna.

Aby rozwiązać ten problem, w 1947 roku Floyd Farris i Joseph B. Clark (Stanolind Oil and Gas Corporation) zatrudnili Halliburtona do wykonania sztucznego pęknięcia w zbiorniku – szczelinowanie hydrauliczne (HF), przechodzące przez uszkodzenie i wypełnione bardziej przewodzącym proppantem – podsadzki. W tym celu konieczne było podniesienie ciśnienia cieczy w otworze dennym powyżej ciśnienia skały i pozostawienie szczeliny otwartej przez kilka godzin, aż wstrzyknięty cieczą propant zajmie swoje miejsce i można będzie wyłączyć pompy.

Eksperyment polowy szczelinowania hydraulicznego przeprowadzono w 1947 roku na polu gazowym w Kansas. Obliczenia dla złoża gazowego Hugoton w Kansas (głębokość 730 m) wykazały wymagane ciśnienie 50-100 atm w ujściu (130-180 atm na dole) oraz objętości wtrysku kilku metrów sześciennych żelu na bazie oleju napędowego zmieszanego z rzeką piasek. Proces został opatentowany przez firmę naftową i natychmiast licencjonowany przez Halliburton. Pierwsza komercyjna operacja 17 marca 1949 12 mil od Duncan, Oklahoma. Tego samego dnia w sąsiednim Teksasie przeprowadzono drugą operację.

Do 1980 roku przeprowadzono ponad 150 000 operacji szczelinowania hydraulicznego na 500 000 odwiertów w USA. Na 35% z nich wykonano re-fracs. Pierwszą operację wykonania po raz trzeci pęknięcia w tym samym odwiercie (tri-frac) przeprowadzono w 1955 roku. Maksymalną liczbę zabiegów szczelinowania hydraulicznego odnotowano w 1955 r. – około 54 000 zabiegów szczelinowania hydraulicznego rocznie.

Szczelinowanie hydrauliczne zaczęto stosować w ZSRR w 1952 r. Na długo przed wynalezieniem nowoczesnych komputerów, w 1955 r. Radzieccy naukowcy Christianovich i Zheltov opracowali pierwszy dwuwymiarowy model - KGD (Kristianovitch-Geertsma-de Klerk). W 1961 roku Perkins i Kern opracowali drugi model 2D, PKN, zmodyfikowany przez Nordgrena (1971). Pół wieku później na rynku konkurują dziesiątki programów do projektowania pseudo-3D i optymalizacji szczelinowania hydraulicznego w oparciu o model PKN, zdecydowana większość powstaje i jest finalizowana w USA i Kanadzie. Dokładniejsze, w pełni 3D symultaniczne modelowanie geomechaniki, hydrauliki i procesu przenoszenia wymaga kilkumiesięcznych obliczeń i nie jest stosowane w praktyce.

Głównym wektorem rozwoju modelu jest dokładniejsza i szybsza prognoza wieloetapowych operacji na kilku otworach poziomych jednocześnie (szczeliny zip). Interesujący jest również opis interferencji pęknięć (tzw. naprężenia shadowing) i transportu proppantu, a także połączenia technologii pomocniczych, w tym wstrzykiwania znaczników, światłowodów i monitoringu mikrosejsmicznego. W dłuższej perspektywie, wcześniej przetestowane zastosowanie pianek opartych na CO2 i azocie będzie musiało zostać wynalezione na nowo.

Szczyt szczelinowania hydraulicznego w ZSRR przypadł na 1959 rok. pola naftowe Zachodnia Syberia. Odrodzenie praktyki szczelinowania hydraulicznego w Rosji rozpoczęło się po spadku cen ropy, pod koniec lat 80-tych. Za lata 1988-1995 na Syberii Zachodniej wykonano ponad 1,6 tys. operacji szczelinowania hydraulicznego.

W czasie podziału Jukosu i przeniesienia jego aktywów do Rosniefti wielu wysokich urzędników nazwało szczelinowanie hydrauliczne „barbarzyńską” i „drapieżną” metodą wydobycia, co jednak nie zapobiegło wzrostowi liczebności i tonażu operacji na tych samych polach w Rosji z 5 tys. w 2006 r. do około 15 tys. w 2016 r.

Z doświadczeń związanych z rozwojem złóż amerykańskich w Rosji wynika, że ​​może istnieć potencjał do reperforacji i ponownego szczelinowania, jak to praktykuje się 5-10 lat po początkowej stymulacji odwiertu. Dzięki modelowaniu geomechanicznemu można przewidzieć, jak bardzo nowa szczelina będzie się różnić od starej, a model hydrodynamiczny wskaże strefy, które wymagają zalania. A jeśli skrzydła nowej szczeliny podniosą słabo osuszone warstwy pośrednie, odcięcie wody i zawartość gazu w wytworzonym płynie gwałtownie się zmniejszą. Będzie to sygnał, że ponowna operacja zwiększyła nie tylko tempo wydobycia, ale także zasoby wydobywalne tego odcinka złoża. Nie trzeba dodawać, że „barbarzyńska metoda”, bez której nowy odwiert w Rosji rzadko się obywa, już doprowadziła do wstrząsu na rynku, załamania cen i rozpoczęcia amerykańskiego eksportu ropy. Biorąc pod uwagę wysoki poziom redukcji wody i niską produkcję ropy w odwiertach wierconych w 2012 r. i wcześniej, techniczne ryzyko większości ponownego szczelinowania jest niewielkie – nie ma wiele do stracenia.

Rosnące wolumeny

Ponieważ olej jest często lżejszy od wody, ciśnienie w zbiorniku jest w stanie dostarczyć olej na powierzchnię w fontannie. Ale jednocześnie natężenie przepływu oleju jest pięć razy mniejsze niż maksymalne możliwe, a energia zbiornika nie trwa długo. Dla zbiorników tradycyjnych – kilka miesięcy, dla złóż łupków – do kilku lat.

Po raz kolejny Drake był innowatorem w przemyśle, zabierając z kuchni ręczną pompę. Tworząc próżnię o wartości jednej atmosfery z powierzchni, zwiększył produkcję z 10 do 25 baryłek dziennie, pozostawiając całe miasto Titusville bez krążących beczek po whisky. Ten przykład dobrze pokazuje niebezpieczeństwo porównywania tylko danych produkcyjnych. Bez danych ciśnienia - analitycy finansowi można łatwo pomylić kilka razy, porównując studnię przepływającą przez dławik ze studnią działającą w pustym otworze dennym (AOF).

Pompa na powierzchni może wytworzyć próżnię i dodać ciśnienie atmosferyczne do energii samej formacji. Za pomocą pompy w studni można wytworzyć większą próżnię, ale jak ją wprawić w ruch? Pierwszym rozwiązaniem jest mechaniczne przenoszenie z powierzchni, ale wtedy potrzebny jest długi pręt, którego skok ograniczy maksymalne natężenie przepływu. W 1865 roku, gdy przestały płynąć studnie z pierwszej fali wierceń przemysłowych, Amerykanie zaczęli masowo stosować zatapialne pompy nurnikowe, z tłokiem napędzanym silnikiem z powierzchni przez balanser z wiertarki i drewniany pręt (zob. Rysunek 1). W Rosji innowacja znalazła swój rynek dopiero w 1874 roku.

Ale co, jeśli studnie stają się coraz głębsze i trzeba wytworzyć ciśnienie kilkuset atmosfer? A wiertacze nauczyli się wiercić pochyłe studnie pod odpowiednim kątem?

Wtedy rozsądne jest umieszczenie zarówno pompy, jak i silnika w samej studni. Wymaga to bardzo małych rozmiarów urządzenia i dużej mocy na jednostkę objętości. W tamtych czasach jedyną opcją był silnik elektryczny. W 1911 Armais Arutyunov otwiera swoją firmę w Jekaterynosławiu i tworzy szybki, kompaktowy silnik elektryczny, który może pracować całkowicie w wodzie. A w 1916 przypomniał sobie parę pracującą na jednym wale: silnik i pompę odśrodkową. W tym przypadku pod pompą znajduje się mocny silnik, który jest chłodzony przez nadchodzący przepływ płynu.

W 1919 Arutyunow wyemigrował najpierw do Berlina, a następnie w 1923 do Los Angeles, gdzie namawiał go do wprowadzenia swojego rozwoju. Wszędzie była odmowa ze słowami, że urządzenie jest sprzeczne ze znanymi prawami elektryczności. Warto zauważyć, że 50 lat wcześniej w Austrii profesor Uniwersytetu w Grazu, Jacob Peschl, wygłosił wykład na temat niepraktyczności stosowania prądu przemiennego w silnikach elektrycznych dla jednego ze swoich studentów. Uczeń nazywał się Nikola Tesla, a nazwisko Profesora Peshl na zawsze pozostanie w historii inżynierii.

W 1928 Arutyunov przeniósł się do Oklahomy i wraz ze swoim partnerem Frankiem Phillipsem (dyrektorem Phillips Petroleum Co.) otworzył własną firmę. W 1930 roku firma została przemianowana na REDA pump Co. (z rosyjskiego dynama elektrycznego Arutunowa). Setki amerykańskich robotników zwolnionych podczas Wielkiego Kryzysu znalazło w nim pracę. Pod koniec lat 30. REDA miała ponad 90 patentów, a Arutyunow nie odmawiał sobie niczego do końca życia. Jego portret wisi w Państwowej Galerii Sław Oklahomy.

Marka REDA elektrycznych pomp zatapialnych (ESP) była jedyną na rynku amerykańskim do 1957 roku, a sto lat po stworzeniu prototypu, nadal jest w linia produkcyjna Schlumbergera. Co ciekawe, pole North Burbank Unit, na którym Frank Phillips dorobił się fortuny, nadal produkuje ropę poprzez wtrysk CO2 (patrz artykuł NGV „Efekt cieplarniany w produkcji ropy” w numerze #13/14, 2017) i ciśnienie, stworzone przez ESP REDA .

Pierwszy ESP w ZSRR został uruchomiony w 1943 roku, kiedy w ramach Lend-Lease sprowadzono z USA 53 pompy REDA. Analogię krajową obniżono 20 marca 1951 r. do odwiertu nr 18/11 Grozneftu. Prowincja Zachodniej Syberii zaczęła się rozwijać znacznie później niż pola w Oklahomie i Teksasie, więc natężenia przepływu pozostają wyższe niż w USA i wymagają potężnych pomp. Do tej pory ponad 80% ropy jest produkowane w Rosji przez ESP. Jest w nie wyposażonych ponad 80 000 studni.

Rewolucja łupkowa gwałtownie zwiększyła przepływy w amerykańskich szybach, a tania ropa drastycznie obniżyła płace w Rosji, więc dla rosyjskich producentów ESP: Borets (Lysvaneftemash LLC), Novomet (firma o tej samej nazwie, Perm), Almaz (Raduzhny, Chanty -Mansi Autonomous Okrug) i Alnas (Grupa Firm Riemera - część ChTPZ Holding) otwierają niepowtarzalne okno możliwości. Ale tylko wtedy, gdy mogą konkurować z REDA (Schlumberger) i Centrilift (Baker Hughes) pod względem wysokiego asortymentu produkcji GOR i ceny z chińskimi producentami. Jedną z barier wejścia będzie, co dziwne, brak doświadczenia w instalowaniu i utrzymywaniu ESP wśród Amerykanów. Dla nich era masowego stosowania ESP zakończyła się w latach 70., ale zaczyna się od nowa i to na tych samych obszarach wydobycia ropy, co pół wieku temu.

Nowe technologie i próbki pilotażowe często pojawiają się poza Stanami Zjednoczonymi, ale w zaskakująco systematyczny sposób stany te stają się miejscem ich masowego zastosowania, udoskonalenia i przekształcenia w masowy produkt eksportowy. Szczęśliwi wynalazcy mogą dokonać jednego wyjątkowego przełomu, ale prawdziwe rewolucje w branży dokonują ludzie, którzy systematycznie próbowali setek i tysięcy podejść i znaleźli odpowiednią kombinację wcześniej znanych technologii. Dlatego nie jest bardzo ważne, gdzie narodziła się technologia, ważne jest, kto pierwszy odgadł, aby skrzyżować ją z kilkoma już znanymi i wprowadzić produkt do masowego użytku.

Amerykanie kojarzą narodziny przemysłu naftowego z Drake'iem nie dlatego, że był wybitnym wynalazcą czy choćby odnoszącym sukcesy biznesmenem. Nie miał zmysłu biznesowego, a metoda wiercenia pozostała nieopatentowana. Po przegranej na giełdzie w 1863 roku zmuszony był żyć na starość na specjalnej państwowej emeryturze w wysokości 1500 dolarów rocznie (wówczas niewyobrażalna hojność), półtorakrotnej pensji początkowej od Seneca Oil.

Drake stał się sławny, ponieważ wbrew opinii ekspertów od wiercenia w wodzie przejechał 90 mil w poszukiwaniu wiertacza soli, który podjąłby się szalonej pracy. Ponadto połączył dobrze znaną metodę wiercenia ze znaną technologią pompowania wody. Produkcja wzrosła wielokrotnie i stała się komercyjna.

Użytkownik musi optymalizować na kilkanaście scenariuszy, a nie walczyć z niewygodnym narzędziem w codziennej pracy i zgadywać niezrozumiałe parametry i dane wyjściowe. Istnieje alternatywa dla nowych metod – to stara dobra zasada, znana we wszystkich językach – „zawsze tak robiliśmy”. Dlatego, aby nie zostać w tyle, warto pracować na przyszłość, a nie czepiać się wielkiej przeszłości.