Коротка історія буріння нафтових та газових свердловин. Буріння нафтових свердловин в азербайджані Особливості буріння нафтової свердловини

У Бакинському регіоні знаходилося багато великих родовищ з відносно легковитягуваними запасами, але транспортування нафти до ринків збуту була важким і дорогим. Брати Нобель та сімейство Ротшильдів відіграли ключову роль у розвитку нафтової промисловостів Баку, що був на той час частиною Російської імперії. Промисловість стрімко розвивалася, і межі століть частку Росії припадало понад 30% світової нафтовидобутку. Компанія Шелл Транспорт і Трейдинг, яка пізніше стала частиною Роял Датч/Шелл, розпочала свій бізнес із перевезень нафти, що видобувається Ротшильдами, до Західної Європи. У другій половині дев'ятнадцятого століття нафтові родовища почали шукати й інших частинах країни.

У Росії перші свердловини були пробурені на Кубані в 1864 і в 1866 одна з них дала нафтовий фонтан з дебітом більше 190 т на добу. Тоді видобуток нафти велася переважно монополіями, залежали від іноземного капіталу. На початку 20 століття Росія посідала перше місце з видобутку нафти. У

1901-1913 р.р. країна видобувала приблизно 11 млн тонн нафти. Сильний спад відбувся під час Громадянської війни. До 1928 року видобуток нафти знову доведено до 11,6 млн. тонн. У перші роки радянської влади основними районами нафтовидобутку були Бакинський та Північний Кавказ (Грозний, Майкоп).

Видобуток нафти у вигляді свердловин почав широко застосовуватися з 60-х р. 19 століття. Спочатку поряд з відкритими фонтанами та збиранням нафти у вириті поруч із свердловинами земляні комори видобуток нафти здійснювався також за допомогою циліндричних відер із клапаном у днище. З механізованих способів експлуатації вперше в 1865 році в США була впроваджена глибоконасосна експлуатація, яку в 1874 р. застосували на нафтопромислах у Грузії, в 1876 р. у Баку.

У 1886 р. В.Г. Шухов запропонував компресорну видобуток нафти, яка була випробувана в Баку в 1897р.

Найдосконаліший спосіб підйому нафти зі свердловини - газліфт - запропонував 1914 р М.М. Тихвінський.

Нафту шукали скрізь, де її було одного разу помічено: на річці Терек на Північному Кавказі, на річці Ухті в Пустоозерському повіті. За завданням Петра I було організовано розвідки нафти північ від - у басейні річок Печори і Ухти. Найбільше нафтові джерела сягали Бакинської землі. До 1730 року у Баку було споруджено нафтові промисли, які давали на той час багато нафти. Майор артилерії І. Гербер, який служив на Кавказі, описав Бакинські нафтові промисли, розповів про застосування нафти, що видобувається. «Нафта черпаєць з колодязів, які мають півдня їзди від Баки в кам'янистому місці, з яких деякі колодязи чорного і деякі білого нафту вибивають: ця нафта розвозить у багатьох персицьких провінціях, де збувачі окою замість свічок і олії в лампадах вживають. близькості є місце, де невпинно земля горить ... джгуть в цьому вогні багато вапна. Працівники… у своїх хатах вириють ямку глибиною півфута, у цю ямку поставлять тросник, потім запаленої вогонь над верхньому кінці тросника тримають, чому від землі йде нафтовий дух зажигача і горить як свічка… і сим віне всіх своїх хат висвітлюють».

Дорогоцінна рідина була предметом дуже жвавої торгівлі з Персією, через російських купців вивозилася до Європи. Використовувалася нафта як лікувальний засіб. Першими споживачами були пастухи. Вони лікували овець та верблюдів від корости, змащуючи хворі місця нафтою, зібраною у місцях її природного виходу на поверхню землі. Використовували також як змащення предметів, що труться.

У 1735 р. доктор Н. Лерхе у своєму звіті про поїздку на Апшеронський півострів пише: «… у Балахани було 52 нафтові джерела глибиною в 20 сажнів, з яких деякі сильно б'ють і щорічно доставляють 500 батманів нафти…» (1 батман 8,5 кг).

Академік С.Г. Гмелін вивчав у Баку методи спорудження нафтових колодязів, уперше висловив ідею про можливість буріння на газ та використання його як палива. Описуючи колодязі, він зазначає, що глибина нафтових колодязів у Балаханах на той час досягала 40-50 м, а діаметр або сторона квадрата перерізу колодязя 0,7-1,0 м.

У 1803 р. Бакинський купець Касимбек спорудив два нафтові колодязі в морі на відстані 18 і 30 м від берега Бібі-Ейбата. Криниці були захищені від води зрубом із щільно збитих дощок. Нафту видобували з них багато років. У 1825 р. під час шторму колодязі були розбиті та затоплені.

На момент приєднання Бакинського ханства до Росії 1806 р. у районі Баку налічувалося близько 120 колодязів, у тому числі щорічно видобували близько 200 тис. пудів нафти.

У 1871 р. почалося буріння свердловини у районі Баку. У Балаханах на ділянці А. Мірзоєва було завершено буріння свердловини ручним ударним способом за допомогою дерев'яних штангів завглибшки 64м. Ця свердловина стала початковою віхою розвитку нафтової промисловості Апшеронського півострова.

Під час пробного тартання стався викид газу та води. Раптове виділення газів, підземний гул, стовп піску та води, що встав над свердловиною, були приписані дії нечистої сили. За наказом бурового майстра свердловину швидко закидали камінням та піском, поставили поблизу хрест. Цього року починає експлуатуватися перша продуктивна нафтова свердловина глибиною 45 м. Її дебіт склав близько 2000 пудів на добу (колодязі давали в сотні разів менше нафти, ніж свердловини). свердловин.

Загальні відомості про буріння нафтовихі газовихсвердловин

1.1. ОСНОВНІ ТЕРМІНИ І ВИЗНАЧЕННЯ

Мал. 1. Елементи конструкції свердловини

Свердловиною називається циліндрична гірнича виробка, що споруджується без доступу до неї людини і має діаметр у багато разів менше за її довжину (Рис. 1).

Основні елементи свердловини:

Гирло свердловини (1) – перетин траси свердловини з денною поверхнею

Вибій свердловини (2) – дно свердловини, що переміщається в результаті впливу породоруйнуючого інструменту на породу

Стінки свердловини (3) – бічні поверхні буровийсвердловини

Вісь свердловини (6) - уявна лінія, що з'єднує центри поперечних перерізів свердловини бурової

*Стовбур свердловини (5) – простір у надрах, займане свердловиною.

Обсадні колони (4) – колони з'єднаних між собою труб обсадних. Якщо стінки свердловини складені зі стійких порід, то свердловину обсадні колони не спускають.

Свердловини поглиблюють, руйнуючи породу по всій площі вибою (суцільним вибою, рис. 2 а) або його периферійної частини (кільцевим вибою рис. 2 б). У разі у центрі свердловини залишається колонка породи – керн, яку періодично піднімають поверхню для безпосереднього вивчення.

Діаметр свердловин, як правило, зменшується від гирла до забою ступінчасто на певних інтервалах. Початковий діаметр нафтовихі газовихсвердловин зазвичай вбирається у 900 мм, а кінцевий рідко буває менше 165 мм. Глибині нафтовихі газовихсвердловин змінюються близько кількох тисяч метрів.

За просторовим розташуванням у земній корі бурові свердловини поділяються (рис. 3):

1. Вертикальні;

2. Похилі;

3. Прямолінійно викривлені;

4. Скривлені;

5. Прямолінійно викривлені (з горизонтальною ділянкою);

Мал. 3. Просторове розташування свердловин

Складно викривлені.

Нафтові та газовісвердловини бурять на суші та на морі за допомогою бурових установок. У разі бурові установки монтуються на естакадах, плавучих бурових платформах чи судах (рис. 4).

Мал. 4. Види свердловин

У нафтогазовоїгалузі бурят свердловини наступного призначення:

1. Експлуатаційні– для видобутку нафти, газуі газовогоконденсату.

2. Нагнітальні – для закачування в продуктивні горизонти води (рідше повітря, газу) з метою підтримки пластового тиску та продовження фонтанного періоду розробки родовищ, збільшення дебіту експлуатаційнихсвердловин, забезпечених насосами та повітряними підйомниками.

3. Розвідувальні – для виявлення продуктивних горизонтів, оконтурювання, випробування та оцінки їхнього промислового значення.

4. Спеціальні - опорні, параметричні, оціночні, контрольні – для вивчення геологічної будови маловідомого району, визначення зміни колекторських властивостей продуктивних пластів, спостереження за пластовим тиском та фронтом руху водонафтового контакту, ступеня виробітку окремих ділянок пласта, термічного впливу на пласт, забезпечення внутрішньопластового горіння , газифікації нафт, скидання стічних воду глибокозалягаючі поглинаючі пласти та ін.

5. Структурно-пошукові – для уточнення положення перспективних нафто-газоноснихструктур за повторюючими їх обриси верхнім маркуючим (визначальним) горизонтам, за даними буріння дрібних, менш дорогих свердловин невеликого діаметра.

Сьогодні нафтовіі газовісвердловини є капітальні дорогі споруди, що служать багато десятиліть. Це досягається з'єднанням продуктивного пласта з денною поверхнею герметичним, міцним та довговічним каналом. Однак пробурений стовбур свердловини ще не є таким каналом, внаслідок нестійкості гірських порід, наявності пластів, насичених різними флюїдами (вода, нафту, газта їх суміші), які знаходяться під різним тиском. Тому при будівництві свердловини необхідно кріпити її ствол і роз'єднувати (ізолювати) пласти, що містять різні флюїди.

Обсадна труба

Рис.5. Обсадна труба в свердловині

Кріплення стовбура свердловини проводиться шляхом спуску до неї спеціальних труб, які називаються обсадними. Ряд обсадних труб, послідовно з'єднаних між собою, становить обсадну колону. Для кріплення свердловин застосовують сталеві труби обсадні (рис. 5).

Насичені різними флюїдами пласти роз'єднані непроникними гірськими породами – «покришками». При бурінні свердловини ці непроникні покришки, що роз'єднують, порушуються і створюється можливість міжпластових перетоків, мимовільного виливу пластових флюїдів на поверхню, обводнення продуктивних пластів, забруднення джерел водопостачання і атмосфери, корозії спущених в свердловину обсадних колон.

У процесі буріння свердловини у нестійких гірських породах можливі інтенсивне каверноутворення, осипи, обвали тощо. У ряді випадків подальша поглиблення стовбура свердловини стає неможливою без попереднього кріплення її стінок.

Для виключення таких явищ кільцевий канал (кільцевий простір) між стінкою свердловини і спущеною в неї колоною обсадної заповнюється тампонуючим (ізолюючим) матеріалом (рис. 6). Це склади, що включають в'яжучу речовину, інертні та активні наповнювачі, хімічні реагенти. Їх готують у вигляді розчинів (частіше за водні) і закачують у свердловину насосами. З в'язких речовин найбільше широко застосовують тампонажні портландцементи. Тому процес роз'єднання пластів називають цементуванням.

Таким чином, в результаті буріння стовбура, його подальшого кріплення та роз'єднання пластів створюється стійка підземна споруда певної конструкції.

Під конструкцією свердловини розуміється сукупність даних про кількість і розміри (діаметр і довжина) обсадних колон, діаметри стовбура свердловини під кожну колону, інтервали цементування, а також про способи та інтервали з'єднання свердловини з продуктивним пластом (рис. 7).

Відомості про діаметри, товщини стінок і марки сталей обсадних труб за інтервалами, про типи обсадних труб, обладнаннянизу обсадної колони входять у поняття конструкції обсадної колони.

У свердловину спускають обсадні колони певного призначення: напрямок, кондуктор, проміжні колони, експлуатаційнаколона.

Напрямок спускається в свердловину для попередження розмиву та обвалення гірських порід навколо гирла під час буріння під кондуктор, а також для з'єднання свердловини з системою очищення бурового розчину. Кільцеве місце за напрямком заповнюють по всій довжині тампонажним розчином або бетоном. Напрямок спускають на глибину від кількох метрів у стійких породах, до десятків метрів у болотах та мулистих ґрунтах.

Кондуктором зазвичай перекривають верхню частину геологічного розрізу, де є нестійкі породи, пласти, що поглинають буровийрозчин або виявляють, що подають поверхню пластові флюїди, тобто. всі ті інтервали, які ускладнюватимуть процес подальшого буріння та викликатимуть забруднення навколишнього середовища природного середовища. Кондуктором обов'язково мають бути перекриті всі пласти, насичені прісною водою.

Мал. 7. Схема конструкції свердловини

Кондуктор служить також для встановлення противикидного гирлового. обладнаннята підвіски наступних обсадних колон. Кондуктор спускають на глибину кількох сотень метрів. Для надійного роз'єднання пластів, надання достатньої міцності та стійкості кондуктор цементується по всій довжині.

Експлуатаційнаколона спускається в свердловину для отримання нафти, газуабо нагнітання в продуктивний горизонт води або газуз метою підтримання пластового тиску. Висота підйому тампонажного розчину над покрівлею продуктивних горизонтів, а також пристроєм ступінчастого цементування або вузлом з'єднання верхніх секцій обсадних колон нафтовихі газовихсвердловинах повинна становити відповідно не менше 150-300 м та 500 м.

Проміжні (технічні) колони необхідно спускати, якщо неможливо пробурити до проектної глибини без попереднього роз'єднання зон ускладнень (проявів, обвалів). Рішення про їх спуск приймається після аналізу співвідношення тисків, що виникають при бурінні в системі свердловина-пласт.

Якщо тиск у свердловині Рс менше пластового Рпл (тиску флюїдів, що насичують пласт), то флюїди з пласта надходитимуть у свердловину, станеться прояв. Залежно від інтенсивності прояви супроводжуються самозливом рідини ( газу) на гирлі свердловини (переливи), викидами, відкритим (неконтрольованим) фонтануванням. Ці явища ускладнюють процес будівництва свердловини, утворюють загрозу отруєнь, пожеж, вибухів.

При підвищенні тиску в свердловині до деякої величини, званої тиском початку поглинання Рпогл, рідина зі свердловини надходить у пласт. Цей процес називається поглинанням буровогорозчину. Рпогл може бути близьким або рівним пластовому, а іноді наближається до величини вертикального гірського тиску, що визначається вагою розташованих вище гірських порід.

Іноді поглинання супроводжуються перетіканнями флюїдів з одного пласта в інший, що призводить до забруднення джерел водопостачання та продуктивних горизонтів. Зниження рівня рідини в свердловині внаслідок поглинання одному з пластів зумовлює зниження тиску іншому пласті і можливість проявів із нього.

Тиск, у якому відбувається розкриття природних зімкнутих тріщин чи утворення нових, називається тиском гідравлічного розриву пласта Ргрп. Таке явище супроводжується катастрофічним поглинанням буровогорозчину.

Характерно, що у багатьох нафтогазоноснихрайонах пластовий тиск Рпл близький до гідростатичного тиску стовпа прісної води Рг (далі просто гідростатичний тиск) висотою Нж, що дорівнює глибині Нп, на якій залягає даний пласт. Це тим, що тиск флюїдів у пласті частіше зумовлено натиском крайових вод, область живлення яких має зв'язок з денною поверхнею на значних відстанях від родовища.

Оскільки абсолютні значення тисків залежать від глибини Н, їх співвідношення зручніше аналізувати, користуючись величинами відносних тисків, які є відносинами абсолютних значень відповідних тисків до гідростатичного тиску Рг, тобто:

Рпл * = Рпл / Рг;

Ргр * = Ргр / Рг;

Рпогл * = Рпогл / Рг;

Ргрп * = Ргрп / Рг.

Тут Рпл – пластовий тиск; Ргр - гідростатичний тиск бурового розчину; Рпогл – тиск початку поглинання; РГРП - тиск гідророзриву пласта.

Відносний пластовий тиск Рпл часто називають коефіцієнтом аномальності Ка. Коли Рпл приблизно дорівнює 1,0, пластовий тиск вважається нормальним, при Рпл більшому 1,0 - аномально високим (АВПД), а при Рпл меншому 1,0 - аномально низьким (АНПД).

Однією з умов нормального неускладненого процесу буріння є співвідношення

а) Рпл *< Ргр* < Рпогл*(Ргрп*)

Процес буріння ускладнюється, якщо з якихось причин відносні тиски виявляться у співвідношенні:

б) Рпл * > Ргр *< Рпогл*

або

в) Рпл *< Ргр* >Рпогл* (Ргрп*)

Якщо справедливе співвідношення б), спостерігаються лише прояви, якщо в), то спостерігаються і прояви і поглинання.

Проміжні колони можуть бути суцільними (їх спускають від гирла до вибою) і не суцільними (які не доходять до гирла). Останні називаються хвостовиками.

Прийнято вважати, що свердловина має одноколонну конструкцію, якщо в неї не спускаються проміжні колони, хоча спущені напрям і кондуктор. При одній проміжній колоні свердловина має двоколонну конструкцію. Коли є дві та більше технічні колони, свердловина вважається багатоколонною.

Конструкція свердловини визначається таким чином: 426, 324, 219, 146 – діаметри обсадних колон у мм; 40, 450, 1600, 2700 - глибини спуску обсадних колон у м; 350, 1500 – рівень тампонажного розчину за хвостовиком та експлуатаційноїколоною м; 295, 190 - діаметри доліт в мм для буріння свердловини під 219 - і 146-мм колони.

1.2. СПОСОБИ БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН

Бурити свердловини можна механічним, термічним, електроімпульсним та іншими способами (кілька десятків). Однак промислове застосування знаходять лише способи механічного буріння – ударне та обертальне. Інші поки що не вийшли зі стадії експериментальної розробки.

1.2.1. УДАРНЕ БУРІННЯ

Ударне буріння. З його всіх різновидів найбільшого поширення набуло ударно-канатне буріння (рис. 8).

Мал. 8. Схема ударно-канатного буріння свердловин

Буровий снаряд, який складається з долота 1, ударної штанги 2, розсувний штанги-ножиць 3 і канатного замка 4 , спускають у свердловину на канаті 5, який, огинаючи блок 6, відтяжний ролик 8 і ролик 10, що направляє ролик, змотується з барабана 1 . Швидкість спуску бурового снаряда регулюють гальмом 12. Блок 6 встановлений на вершині щогли 18. Для гасіння вібрацій, що виникають при бурінні, застосовуються амортизатори 7.

Кривошип 14 за допомогою шатуна 15 призводить до коливального руху балансирну раму 9. При опусканні рами відтяжний ролик 8 натягує канат і піднімає буровий снаряд над вибоєм. При підйомі рами канат опускається, снаряд падає, і при ударі долота породу остання руйнується.

У міру поглиблення свердловини канат подовжують, змотуючи його з барабана 11. Циліндричність свердловини забезпечується поворотом долота в результаті розкручування каната під навантаженням (під час підйому бурового снаряда) і скручування його при знятті навантаження (під час удару долота породу).

Ефективність руйнування породи при ударно-канатному бурінні прямо пропорційна масі бурового снаряда, висоті його падіння, прискоренню падіння, числу ударів долота про забій в одиницю часу і обернено пропорційна квадрату діаметра свердловини.

У процесі розбурювання тріщинуватих і в'язких порід можливе заклинювання долота. Для звільнення долота в буровому снаряді застосовують штангу-ножиці, виготовлені у вигляді двох подовжених кілець, з'єднаних один з одним подібно до ланок ланцюга.

Процес буріння буде тим ефективнішим, чим менший опір долоту бурового снаряда вибурена порода, що накопичується на вибої свердловини, перемішана з пластовою рідиною. За відсутності або недостатнього припливу пластової рідини в свердловину з гирла періодично доливають воду. Рівномірний розподіл частинок вибуреної породи у воді досягається періодичним походжанням (підйомом та опусканням) буровогоснаряд. У міру накопичення на вибої зруйнованої породи (шламу) виникає потреба в очищенні свердловини. Для цього за допомогою барабана піднімають буровий снаряд зі свердловини і багаторазово спускають у неї желонку 13 на канаті 17, що змотується з барабана 16. У днищі желонки є клапан. При зануренні жолонки в зашламленную рідину клапан відкривається і желонка заповнюється цією сумішшю, при підйомі жолонки клапан закривається. Підняту на поверхню зашламленную рідину виливають у збірну ємність. Для повного очищення свердловини доводиться спускати желонку кілька разів поспіль.

Після очищення вибою в свердловину опускають буровий снаряд, процес буріння триває.

При ударному буріннясвердловина, як правило, не заповнена рідиною. Тому, щоб уникнути обвалення породи з її стінок, спускають обсадну колону, що складається з металевих обсадних труб, з'єднаних один з одним за допомогою різьблення або зварювання. У міру поглиблення свердловини обсадну колону просувають до вибою та періодично подовжують (нарощують) на одну трубу.

Ударний спосіб більше 50 років не застосовується на нафтогазовихпромисли Росії. Однак у розвідувальному бурінняна розсипних родовищах, при інженерно-геологічних дослідженнях, буріннясвердловин на воду тощо. знаходить своє застосування.

1.2.2. ОБЕРЮВАЛЬНЕ БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН

При обертальному бурінні руйнування породи відбувається внаслідок одночасного на долото навантаження і крутного моменту. Під впливом навантаження долото впроваджується в породу, а під впливом моменту, що крутить, сколює її.

Існує два різновиди обертального буріння – роторний та із забійними двигунами.

При роторному бурінні (рис. 9) потужність від двигунів 9 передається через лебідку 8 до ротора 16 - спеціального обертального механізму, встановленого над гирлом свердловини в центрі вежі. Ротор обертає бурильнуколону та пригвинчене до неї долото 1. Бурильна колона складається з провідної труби 15 та пригвинчених до неї за допомогою спеціального перекладача 6 бурильних труб 5.

Отже, при роторному бурінні поглиблення долота в породу відбувається при русі вздовж осі свердловини бурильної колони, що обертається, а при бурінняіз вибійним двигуном – не обертається бурильноюколони. Характерною особливістюобертального буріння є промивання

При бурінняз вибійним двигуном долото 1 пригвинчено до валу, а бурильна колона - до корпусу двигуна 2. При роботі двигуна обертається його вал з долотом, а бурильна колона сприймає реактивний момент обертання корпусу двигуна, який гаситься ротором, що не обертається (у ротор встановлюють спеціальну заглушку).

Буровий насос 20, що приводиться в роботу від двигуна 21, нагнітає буровий розчин по маніфольду (трубопроводу високого тиску) 19 стояк - трубу 17, вертикально встановлену в правому куті вежі, далі в гнучкий буровий шланг (рукав) 14, вертлюг 10 і бурильнуколону. Дійшовши до долота, промивна рідина проходить через отвори, що є в ньому, і по кільцевому простору між стінкою свердловини і бурильною колоною піднімається на поверхню. Тут у системі ємностей 18 та очисних механізмах (на малюнку не показані) буровийрозчин очищається від вибуреної породи, потім надходить у приймальні ємності 22 бурових насосів і знову закачується в свердловину.

В даний час застосовують три види вибійних двигунів - турбобур, гвинтовий двигунта електробур (останній застосовують вкрай рідко).

При бурінні з турбобуром або гвинтовим двигуном гідравлічна енергія потоку бурового розчину, що рухається вниз бурильною колоною, перетворюється на механічну на валу вибійного двигуна, з яким з'єднано долото.

При бурінні з електробуром електрична енергія подається кабелем, секції якого змонтовані всередині бурильноюколони і перетворюється електродвигуном на механічну енергію на валу, яка безпосередньо передається долоту.

У міру поглиблення свердловини бурильнаколона, підвішена до поліспастної системи, що складається з кронблока (на малюнку не показаний), талевого блоку 12, гака 13 та талевого каната11, подається в свердловину. Коли провідна труба 15 увійде до ротора 16 на всю довжину, включають лебідку, піднімають бурильну колону на довжину провідної труби і підвішують бурильну колону за допомогою клинів на столі ротора. Потім відгвинчують провідну трубу 15 разом з вертлюгом 10 і спускають її в шурф (обсадну трубу, заздалегідь встановлену в похилу свердловину, що спеціально пробурена) довжиною, що дорівнює довжині провідної труби. Свердловина під шурф бурить заздалегідь у правому кутку вежі приблизно на середині відстані від центру до її ноги. Після цього бурильну колону подовжують (нарощують) шляхом пригвинчування до неї двотрубної або тритрубної свічки (двох або трьох звинчених між собою бурильних труб), знімають її з клинів, спускають у свердловину на довжину свічки, підвішують за допомогою клинів на стіл ротора, піднімають шурфу провідну трубу з вертлюгом, пригвинчують її до бурильної колони, звільняють бурильну колону від клинів, доводять долото до вибою та продовжують буріння.

Для заміни зношеного долота піднімають із свердловини всю бурильну колону, а потім знову спускають її. Спуско-підйомні роботи також ведуть за допомогою поліспастної системи. При обертанні барабана лебідки талевий канат намотується на барабан або змотується з нього, що забезпечує підйом або спуск талевого блоку і гака. До останнього за допомогою штропів і елеватора підвішують бурильну колону, що піднімається або спускається.

При підйомі БК розгвинчують на свічки та встановлюють їх усередині вежі нижніми кінцями на свічники, а верхні заводять за спеціальні пальці на балконі верхового робітника. Спускають БК у свердловину у зворотній послідовності.

Таким чином, процес роботи долота на вибої свердловини переривається нарощуванням бурильної колони і спуско-підйомними операціями (СПО) для зміни зношеного долота.

Як правило, верхні ділянки розрізу свердловини являють собою відкладення, що легко розмиваються. Тому перед бурінням свердловини споруджують стовбур (шурф) до стійких порід (3-30 м) і в нього спускають трубу 7 або кілька труб звинчених (з вирізаним вікном у верхній частині) довжиною на 1-2 м більше глибини шурфу. Затрубний простір цементують чи бетонують. В результаті гирло свердловини надійно зміцнюється.

До вікна в трубі приварюють короткий металевий жолоб, яким у процесі буріння буровий розчин направляється в систему ємностей 18 і далі, пройшовши через очисні механізми (на малюнку не показані), надходить у приймальну ємність 22 бурових насосів.

Трубу (колонну труб) 7, встановлену в шурфі, називають напрямом. Установка напряму та ряд інших робіт, що виконуються до початку буріння, Належать до підготовчих. Після їх виконання складають акт про введення в експлуатаціюбурової установки та приступають до буріння свердловини.

Пробуривши нестійкі, м'які, тріщинуваті та кавернозні породи, що ускладнюють процес буріння(зазвичай 400-800 м), перекривають горизонти кондуктором 4 і цементують затрубний простір 3 до гирла. При подальшому поглибленні можуть зустрітися горизонти, що також підлягають ізоляції, такі горизонти перекриваються проміжними (технічними) колонами обсадними.

Пробуривши свердловину до проектної глибини, спускають та цементують експлуатаційнуколону (ЕК).

Після цього всі обсадні колони на гирлі свердловини обв'язують один з одним, застосовуючи спеціальне обладнання. Потім проти продуктивного пласта в ЕК і цементному камені пробивають кілька десятків (сотень) отворів, за якими в процесі випробування, освоєння та наступної експлуатації нафту (газ) надходитимуть у свердловину.

Сутність освоєння свердловини зводиться до того, щоб тиск стовпа бурового розчину, що знаходиться в свердловині, поменшало пластового. В результаті перепаду тиску нафту ( газ) із пласта почне надходити в свердловину. Після комплексу дослідницьких робітсвердловину здають у експлуатацію.

На кожну свердловину заводиться паспорт, де точно відзначаються її конструкція, місце розташування гирла, вибою та просторове положення стовбура за даними інклінометричних вимірювань її відхилень від вертикалі (зенітні кути) та азимуту (азимутальні кути). Останні дані особливо важливі при кущовому бурінні похило-спрямованих свердловин, щоб уникнути попадання стовбура свердловини, що буриться в стовбур раніше пробуреної або вже експлуатується свердловини. Фактичне відхилення вибою від проектного має перевищувати заданих допусків.

Бурові роботи повинні виконуватися з дотриманням законів про охорону праці та навколишнього природного середовища. Будівництво майданчика під бурову, трас для пересування бурової установки, під'їзних шляхів, ліній електропередач, зв'язку, трубопроводів для водопостачання, збору нафтиі газу, земляних комор, очисних пристроїв, відвал шламу повинні здійснюватися лише на спеціально відведеній відповідними організаціями території. Після завершення будівництва свердловини або куща свердловин всі комори та траншеї мають бути засипані, весь майданчик під буровий – максимально відновлений (рекультивований) для господарського використання.

1.3. КОРОТКА ІСТОРІЯ БУРІННЯ НАФТОВИХІ ГАЗОВИХСВЕРДЛОВИН

Перші свердловини в історії людства бурили ударно-канатним способом за 2000 років до нашої ери. видобуткурозсолів в Китаї.

До середини 19 століття нафтудобувалась у невеликих кількостях, в основному з неглибоких колодязів поблизу природних виходів її на денну поверхню. З другої половини 19 століття попит на нафтустав зростати у зв'язку з широким використанням парових машин та розвитком на їх основі промисловості, яка вимагала великих кількостей мастильних речовин та більш потужних, ніж сальні свічки, джерел світла.

Дослідженнями останніх років встановлено, що перша свердловина на нафтубула пробурена ручним обертальним способом на Апшеронському півострові (Росія) у 1847 р. з ініціативи В.М. Семенова. У США перша свердловина на нафту(25м) була пробурена в Пенсільванії Едвіном Дрейком у 1959 р. Цей рік вважається початком розвитку нафтовидобувноюпромисловості США. Народження російської нафтовийпромисловості прийнято відраховувати від 1964, коли на Кубані в долині річки Кудако О.М. Новосільцев почав бурити першу свердловину на нафту(глибиною 55 м) із застосуванням механічного ударно-канатного буріння.

На рубежі 19-20 століть були винайдені дизельний та бензиновий двигуни внутрішнього згоряння. Впровадження їх у практику призвело до бурхливого розвитку світової нафтовидобувноюпромисловості.

У 1901 р. у США вперше було застосовано обертальне роторне буріння з промиванням вибою циркулюючим потоком рідини. Слід зазначити, що винесення вибуреної породи циркулюючим потоком води винайшов у 1848 р. французький інженер Фовелль і вперше застосував цей спосіб при бурінні артезіанської свердловини в монастирі св. Домініка. У Росії роторним способом перша свердловина була пробурена в 1902 на глибину 345 м в Грозненському районі.

Однією з найважчих проблем, що виникли при бурінні свердловин, особливо при роторному способі була проблема герметизації затрубного простору між обсадними трубами і свердловини стінками. Вирішив цю проблему російський інженер А.А. Богушевський, який розробив і запатентував у 1906 р. спосіб закачування цементного розчину в обсадну колону з наступним витісненням його через низ (черевик) обсадної колони в затрубний простір. Цей спосіб цементування швидко поширився у вітчизняній та зарубіжній практиці. буріння.

У 1923 р. випускник Томського технологічного інституту М.А. Шляпників у співавторстві з С.М. Волохом та Н.А. Корнєєвим винайшли гідравлічний забійний двигун - турбобур, який визначив принципово новий шлях розвитку технології та техніки буріннянафтових та газовихсвердловин. У 1924 р. в Азербайджані була пробурена перша у світі свердловина за допомогою одноступінчастого турбобура, який отримав назву турбобура Капелюшникова.

Особливе місце посідають турбобури історія розвитку бурінняпохилих свердловин. Вперше похила свердловина була пробурена турбінним способом у 1941 р. в Азербайджані. Удосконалення такого буріння дозволило прискорити розробку родовищ, що розташовані під дном моря або під сильно пересіченою місцевістю (болота Західного Сибіру). У цих випадках бурять кілька похилих свердловин з одного невеликого майданчика, на будівництво якого потрібно значно менше витрат, ніж на спорудження майданчиків під кожну бурову буріннявертикальні свердловин. Такий метод спорудження свердловин отримав назву кущового буріння.

У 1937-40 pp. А.П. Островським, Н.Г. Григоряном, Н.В. Олександровим та іншими було розроблено конструкцію принципово нового забійного двигуна – електробура.

У 1964 р. було розроблено однозахідний гідравлічний гвинтовий забійний двигун, а 1966 р. у Росії розроблено багатозахідний гвинтовий двигун, що дозволяє здійснювати буріння похило-спрямованих і горизонтальних свердловин на нафту і газ.

У Західному Сибіру перша свердловина, що дала потужний природний фонтан. газу 23 вересня 1953 р. була пробурена біля сел. Березове на півночі Тюменської області. Тут, у Березівському районі зародилася 1963 р. газодобувнапромисловість Західного Сибіру. Перша нафтова свердловина в Західному Сибіру зафонтанувала 21 червня 1960 на Мулим'їнській площі в басейні річки Конда.

Кожна країна намагається всіляко підкреслити свій внесок у загальносвітову скарбничку знань. Оскільки багато рішень «купити» приймаються на емоційному рівні, внесок у світову науку та інженерну справу – питання не скільки престижу окремих фахівців, скільки підтримки вартості бренду країни загалом.

Тому й боротьба за першість у нафтогазової галузійде не лише за поточну ринкову частку або майбутній видобуток, а й за попередні винаходи. Є сотні прикладів, коли ті самі рівняння чи підходи називаються по-різному в різних мовах. Хто ж був першим? І наскільки це взагалі важливе?

Перша нафтова свердловина

Нафта видобувалася з давніх-давен з поверхні в місцях природного просочування. Відомі згадки про видобуток нафти із збудованих колодязів глибиною до 50 метрів (у районі Баку з 1594 року).

Вважається, що першу промислову експлуатаційну свердловину збудував у 1858 році Едвін Дрейк. Після виходу на пенсію залізничник Дрейк міг подорожувати країною безкоштовно. Це і випадкова зустріч у готелі дало Дрейку роботу геологорозвідника, оклад $1000 на рік і кілька акцій компанії Seneca Oil.

Будівництво глибоких свердловин у Пенсільванії до Дрейка вважалося нерозв'язним завданням через швидке обвалення ґрунту. Промисловими новаціями Дрейка стало застосування парового двигуназамість ручного приводу і обсадження стовбура свердловини нарощується чавунною трубою в процесі поглиблення стовбура. Саме так 2500 років тому китайці бурили свердловини завглибшки до 500 метрів для видобутку розсолу. Як розповідають китайські літописи, іноді в обсаджену бамбуком свердловину проривався горючий газ або нафту. Не дивно, що єдиним буровиком, який погодився на авантюру Дрейка, був Вільям Сміт - фахівець із буріння свердловин на сіль.

Штанговий насос на експлуатаційній свердловині. Насос рухається паровою машиною, яка топиться дровами. Tarr Farm, Долина Нафтовий струмок (Oil Creek Valley), Пенсільванія, 1868. Фотографія музею Свердловини Дрейка.

Тим часом перша розвідувальна свердловина знаходиться поряд з Баку. Вона була побудована під керівництвом інженера Василя Семенова, на ту саму глибину – 21 метр. З доповідної записки намісника на Кавказі князя Воронцова від 14 липня 1848 р.: «… Директор Бакинських і Ширванських мінеральних промислів доносив, що пробурена на Бібі-Ейбат бурова свердловина, у якій знайдено нафту».

Парову ж машину для буріння у Росії вперше застосували лише 1859 року поблизу м. Подольська. Перша експлуатаційна свердловина була побудована в Росії на Кубані у 1864 році. Відставання у застосуванні механізованого буріння визначило наступне відставання у застосуванні інших технологій видобутку нафти. У них до певного часу просто не бачили необхідності.

Пласт на розрив

Ранні технології буріння призводили до забруднення привибійної зони фільтратом бурового розчину на кілька метрів углиб пласта. Крім того, свердловини, пробурені ударно канатним способом, в повному обсязі розкривали весь пласт, т.к. інакше обсадна колона Дрейка перекривала б продуктивну зону. Дебіт свердловини через це міг бути в десятки разів нижчим від можливого.

У 1865 році відставний полковник Е. Робертс отримує патент № 59,936 на «торпедування» привибійної зони свердловини. Послуга вартістю $100-200 та роялті в 1/15 майбутнього видобутку була настільки популярна, що на ринку з'явилося безліч шабашників («moonlighters»), які порушують патент і технологію поводження зі збройовим порохом та нітрогліцерином. Робертсу довелося наймати детективів агентства Пінкертона і витратити в цілому $250 000 на судові витрати, організувавши найбільший в історії США захист патенту. Метод припинив застосовуватися лише 5 травня 1990 року, коли закінчилися складські запаси знятого з виробництва нітрогліцерину.

Наступною технологією стало перфорування обсадної труби за допомогою багатозарядного перфоратора, що дозволило спускати обсадну колону нижче продуктивної зони і розкривати весь пласт. З 1930 по 1956 Ira McCullough отримує безліч патентів на перфоратори. Однак пласт перфорується недостатньо глибоко, і видобуток залишається в кілька разів нижчим від потенційного.

Для вирішення цієї проблеми в 1947 році Floyd Farris і Joseph B. Clark (Stanolind Oil and Gas Corporation) наймають компанію Halliburton для створення в пласті штучної тріщини - гідророзриву пласта (ГРП), що проходить крізь пошкодження і заповнена провідним розклинювальним матеріалом - пропантом. Для цього потрібно було підняти тиск рідини на забої вище гірського тиску і тримати тріщину відкритою кілька годин, поки пропант закачується з рідиною займе своє місце і насоси можна буде вимикати.

Польовий експеримент із гідророзриву було проведено 1947 року на газовому родовищі в Канзасі. Викладки з газовому родовищу Hugoton, Канзас (глибини 730 метрів) показували необхідний тиск 50-100 атм на гирлі (130-180 атм на вибої) та обсяги накачування кілька кубометрів гелю на базі дизельного палива, змішаного з річковим піском. Процес був запатентований нафтовою компанією і відразу переуступлений за ліцензією Halliburton. Перша промислова операція 17 березня 1949 року за 12 миль від м. Данкен, штат Оклахома. Того ж дня другу операцію було проведено в сусідньому Техасі.

До 1980 на 500 000 свердловин США було проведено понад 150 000 операцій ГРП. Повторні ГРП було проведено на 35% їх. Перша операція зі створення тріщини втретє у тій же свердловині (tri-frac) проведено 1955 року. Максимальна кількість операцій ГРП було відзначено 1955 р. - приблизно 54 000 ГРП на рік.

У СРСР ГРП почали застосовувати з 1952 р. задовго до винайдення сучасних комп'ютерів, в 1955 році радянські вчені Християнович і Жовтов розробили першу двомірну модель - KGD (Kristianovitch-Geertsma-de Klerk). У 1961 році другу 2D модель - PKN розробили Perkins і Kern, з модифікацій Nordgren (1971). Після півстоліття на ринку конкурують десятки програм для псевдо-3D дизайну та оптимізації ГРП на базі моделі PKN, переважна більшість створюється і допрацьовується в США та Канаді. Точніше, повністю тривимірне одночасне моделювання геомеханіки, гідравліки та процесу переносу вимагає обчислень довжиною в кілька місяців і не використовується на практиці.

Основний вектор розвитку моделей – точніший і швидший прогноз багатостадійних операцій на декількох горизонтальних свердловинах одночасно (zip fracs). Також цікавим є опис інтерференції тріщин (stress shadowing) та транспорт пропанту, а також комбінування допоміжних технологій, включаючи закачування трасерів, використання оптоволокна, та мікросейсмічний моніторинг. У дальшій перспективі – потрібно винайти раніше протестоване використання пін з урахуванням CO2 і азоту.

Пік застосування ГРП у СРСР припав на 1959 р. З початку 1970-х і до кінця 1980-х ГРП у СРСР практично не проводилося, у зв'язку з введенням у розробку великих нафтових родовищЗахідного Сибіру. Відродження практики застосування ГРП у Росії почалося після падіння ціни на нафту, наприкінці 1980-х. За 1988-1995 р.р. у Західному Сибіру було здійснено понад 1,6 тис. операцій ГРП.

У процесі розділу НК ЮКОС і передачі його активів НК Роснефть, низка високопосадовців називала ГРП «варварським» і «хижацьким» методом видобутку, що, однак, не завадило збільшити кількість і тоннаж операцій на тих же родовищах у Росії з 5 000 у 2006 році до приблизно 15 000 у 2016 році.

З досвіду розробки родовищ США у Росії можливо потенціал реперфорації і повторних ГРП, як це практикується через 5-10 років після первинної стимуляції свердловини. За рахунок геомеханічного моделювання можна передбачити, наскільки нова тріщина відхилиться від старої, а гідродинамічна модель покаже зони, які необхідно охопити заводненням. І якщо крила нової тріщини підчеплять слабодреновані пропластки, різко скоротиться обводненість і вміст газу в рідині, що видобувається. Це буде сигналом, що повторна операція не тільки збільшила темп відбору, а й запаси цієї ділянки родовища. Чи варто говорити, що «варварський метод», без якого рідко обходиться нова свердловина в Росії, вже призвів до перевороту ринку, зниження ціни і початку експорту американської нафти. З урахуванням високої обводненості та низького дебіту нафти у свердловинах, пробурених у 2012 році і раніше, технічні ризики більшості повторних ГРП невисокі – втрачати особливо нічого.

Нарощуючи обсяги

Завдяки тому, що нафта часто легша за воду, тиск у пласті здатний доставити нафту на поверхню фонтаном. Але при цьому дебіт нафти виходить у п'ять разів нижче за максимально можливе, і енергії пласта вистачає ненадовго. Для традиційних колекторів – кілька місяців, для сланцевих родовищ – кілька років.

І знову промисловим новатором виступив Дрейк, взявши з кухні ручну помпу. Створивши з поверхні розрядження в одну атмосферу, він збільшив видобуток із 10 до 25 барелів на день, залишивши все містечко Titusville без оборотних бочок під віскі. Цей приклад добре показує небезпеку порівняння лише даних з дебіту. Без даних щодо тиску – фінансові аналітикиможуть легко помилитися в кілька разів, порівнюючи свердловину, що фонтанує через штуцер зі свердловиною, що працює в порожній забій (AOF).

Насос на поверхні може створити розрядження і додати атмосферний тиск енергії самого пласта. Створити більше розрядження можна насосом у свердловині, але як привести його в рух? Перше рішення – механічна передача з поверхні, але тоді потрібна довга штанга, хід якої обмежить максимальний дебіт. У 1865 році, тільки коли перестали фонтанувати свердловини з першої хвилі промислового буріння, американці почали масове використання занурювальних плунжерних насосів, з поршнем, що приводиться в дію двигуном з поверхні через баланс від бурового верстата і дерев'яну штангу (див. малюнок 1). У Росії її новація знайшла свій ринок лише 1874 року.

А що якщо свердловини стають все глибшими і глибшими і потрібно створити тиск у кілька сотень атмосфер? І буровики навчилися бурити похилі шпари під потрібним кутом?

Тоді розумно помістити і насос, і двигун у свердловину. Для цього потрібно надмалий розмір пристрою та велика потужність на одиницю об'єму. Електричний двигун був єдиним на той момент варіантом. В 1911 Армаїс Арутюнов відкриває в Катеринославі свою компанію і створює високооборотний компактний електричний мотор, який може працювати повністю зануреним у воду. А в 1916 році, доводить до розуму пару, що працює на одному валу: мотор і відцентровий насос. При цьому потужний мотор розташовується нижче насоса і охолоджується потоком рідини, що набігає.

В 1919 Арутюнов емігрують спочатку до Берліна, потім, в 1923 в Лос-Анджелес, де намагався переконати впровадити свою розробку. Скрізь слідувала відмова була зі словами, що пристрій суперечить відомим законам електрики. За 50 років до цього в Австрії професор Грацького університету Яків Пешль прочитав лекцію про нездійсненність використання змінного струму в електродвигунах одному зі своїх студентів. Студента звали Нікола Тесла, а ім'я професора Пешля назавжди залишиться в історії інженерної справи.

В 1928 Арутюнов переїжджає в Оклахому і з партнером Frank Phillips (директор Phillips Petroleum Co.) відкриває свою компанію. У 1930 році компанія була перейменована в REDA pump Co. (Від Russian Electrical Dynamo of Arutunoff). У ній знайшли роботу сотні звільнених у Велику депресію американських робітників. До кінця 30-х років REDA мала більше 90 патентів, а Арутюнов ні в чому не відмовляв до кінця життя. Його портрет висить у Залі Слави штату Оклахома.

Марка електровідцентрових насосів (ЕЦН) REDA була єдиною на ринку США до 1957 року, і через сторіччя після створення прототипу все ще входить до продуктову лінійку Schlumberger. Примітно, що родовище North Burbank Unit, на якому розбагатів Frank Phillips, досі дає нафту за допомогою закачування CO2 (див. статтю НГВ «Парниковий ефект у видобутку нафти» в номері #13/14 за 2017 р.) і напору, створюваного ЕЦН REDA.

Перший ЕЦН в СРСР був спущений в 1943 р., коли із США по ленд-лізу було отримано 53 насоси REDA. Вітчизняний аналог спущено 20 березня 1951 р. у свердловину № 18/11 Грознефти. Західносибірську провінцію стали освоювати набагато пізніше родовищ Оклахоми і Техасу, тому дебіти залишаються вищими, ніж у США і вимагають потужних насосів. Досі у Росії понад 80% нафти видобуваються ЕЦН. Ними оснащено понад 80 000 свердловин.

Сланцева революція різко підвищила дебіти свердловин США, а дешева нафта різко знизила зарплати в Росії, тож для виробників ЕЦН Росії: Борець (ТОВ «Лисьванефтемаш»), Новомет (одноіменна компанія, м. Перм), Алмаз (м. Райдужний, ХМАО) та Алнас ​​(ГК Рімера – частина Холдингу ЧТПЗ) відкривається унікальне вікно можливостей. Але тільки якщо вони зможуть конкурувати за шириною діапазону дебіту при високому газовому факторі з REDA (Schlumberger) і Centrilift (Baker Hughes), і ціною з китайськими виробниками. Одним із бар'єрів входу буде, як не дивно, відсутність досвіду роботи з встановлення та обслуговування ЕЦН в американців. Для них ера масового застосування ЕЦН закінчилася в 1970-х роках, але починається знову, причому в тих же районах нафтовидобутку, що й півстоліття тому.

Нові технології та пілотні зразки часто з'являються за межами США, але дивно системно штати стають місцем їх масового застосування, доопрацювання та перетворення на масовий експортний продукт. Винахідники-щасливчики можливо і робить один унікальний прорив, але справжні перевороти в індустрії роблять люди, які систематично перепробували сотні і тисячі підходів і знайшли вірну комбінацію відомих раніше технологій. Тому не дуже важливо, де технологія народилася, важливо, хто першим здогадався схрестити її з кількома вже відомими і довести продукт для масового використання.

Американці пов'язують народження нафтової індустрії з Дрейком не тому, що він був визначним винахідником або хоча б успішним бізнесменом. Він не мав ділової хватки і метод буріння залишився незапатентованим. Програвшись на біржі в 1863 році, він був змушений в старості жити на спеціальну пенсію штату $1,500/рік (немислима на ті часи щедрість), у півтора рази вище за свій стартовий оклад від Seneca Oil.

Дрейк став відомий тому, що пішов проти думки фахівців із буріння водяних свердловин, проскакав 90 миль у пошуках буровика-солодобувника, який візьметься за шалене замовлення. Крім того, він поєднав відомий спосіб буріння із відомою технологією відкачування води. Видобуток збільшився в рази і став комерційним.

Користувачеві необхідно проводити оптимізацію для десятка сценаріїв, а не боротися з незручним у щоденній роботі інструментом і ворожити над незрозумілими параметрами та вихідними даними. Альтернатива новим методам є – це старий добрий принцип, відомий усіма мовами – «ми завжди так робили». Тому, щоб не відстати, варто працювати на майбутнє, а не чіплятися за велике минуле.