Последовательность строительства нефтяных скважин

В обязательный минимум работ, без выполнения которых не разрешается начало строительства скважин на разбуриваемой площади, входят: строительство подъездных путей от магистральной дороги, жилья и культурно-бытовых объектов, складских помещений, емкостей для нефтепродуктов, мастерских, стоянок для автомашин и тракторов и др.; организация снабжения водой и электроэнергией бытовых и производственных объектов, материально-технического обеспечения и связи.

Вопрос о расположении базы должен решаться в каждом конкретном случае на основе экономических расчетов и с учетом природных факторов. Изучение их помогает размещать жилищные и производственные объекты так, чтобы создать трудящимся более благоприятные условия жизни, труда и отдыха.

Сам производственный процесс строительства представляет собой комплекс частичных взаимосвязанных процессов и включает:

подготовительные работы к строительству скважины;

подготовительные работы к бурению;

бурение скважины и ее крепление;

Этапы организации процесса строительства скважины

испытание (опробование) скважины на продуктивность;

Распределение этих процессов во времени с установлением последовательности их проведения, доли каждого определяет в совокупности производственный цикл строительства скважины (табл.5).

Структура производственного цикла строительства скважины

Состав производственных процессов цикла строительства скважин

Подготовительные работы к строительству скважины

Подготовительные работы к бурению

Бурение скважины и ее крепление

Длительность цикла определяется суммой продолжительности отдельных трудовых процессов. Она зависит от рада факторов:

природных условий (рельеф местности, глубина бурения скважин, характер разбуриваемых пород, толщина и число продуктивных горизонтов;

уровня технической оснащенности предприятий (характер и состояние применяемой техники при проведении различных операций, наличие средств контроля за процессом бурения);

состояния организации ведения работ (организация обслуживания, уровень квалификации работников, уровень руководства работами).

Сокращение продолжительности цикла строительства скважин имеет большое экономическое значение. Оно позволяет повысить производительность труда работников бурового предприятия, снизить себестоимость строительства (около 65% всех затрат на строительство скважин зависят от его продолжительности), улучшить степень использования оборудования. Все это в конечном счете обеспечивает рост прибыли предприятия и рентабельности производства.

В состав подготовительных работ к строительству скважин входят: определение на местности точки заложения скважины, расчистка и планировка площадки для строительства буровой, прокладка водопровода, копка траншей, котлованов под фундаменты оборудования и т.д. С целью сокращения сроков и удешевления подготовительных работ широко применяется совмещение отдельных видов работ во времени.

Подготовку к строительству скважин проводит специализированная подготовительная бригада, в состав которой входят землекопы, сварщики, газорезчики, электрики.

После окончания подготовительных работ производится строительство и монтаж наземных сооружений (собирается на месте и перетаскивается с другого места вышка, сооружаются фундаменты под вышку, монтируются наземные сооружения. Большая часть этих работ выполняется параллельно. Вышкомонтажные работы, как правило, проводит комплексная бригада численностью от 10 до 20 человек в зависимости от класса установки (глубины бурения) и типа привода (электрический или дизельный).

По окончании монтажа оборудования производят подготовительные работы к бурению: оснастку буровой, сборку бурильных труб в свечи, бурение шурфа под квадратную штангу (рабочую трубу) и под направление, спуск направления. Эти работы выполняют, как правило, буровые бригады. В некоторых буровых предприятиях для проведения всех подготовительных и заключительных работ после окончания бурения скважин создают специальные бригады. Это повышает занятость буровых бригад непосредственно на проходке.

Демонтаж всего бурового и силового оборудования производят после испытания скважины на продуктивность (если не используются специальные установки) или после выполнения ею геологических задач. Демонтированное оборудование перевозят на базу для ремонта, а при его исправном состоянии — на площадку нового строительства.

Процесс бурения (проводки скважины) включает в себя следующие операции: механическое бурение (разрушение горной породы); спускоподъемные операции, связанные со сменой изношенного долота; подготовительно-вспомогательные работы (наращивание инструмента, электрометрические исследования и т.д.); крепление ствола (спуск обсадных колонн и их цементирование); работы по ремонту оборудования, ликвидация осложнений, аварий, брака.

Все технические и организационные мероприятия в процессе механического бурения в первую очередь направлены на повышение скорости проходки и сооружения скважины в заданном направлении.

Повышение скорости бурения в значительной мере зависит от правильного выбора режима, к основным параметрам которого относятся осевая нагрузка на долото, частота его вращения, количество и качество промывочной жидкости.

Спускоподъемные операции относятся к наиболее трудоемким работам. На них приходится до 40% всего времени.

Механизация этих работ является наиболее эффективным средством ускорения и облегчения проведения.

Основное назначение электрометрических работ — изучение свойств геологического разреза бурящейся скважины и выявление нефтегазоводоносных коллекторов. Для этих целей производят каротажные работы, боковое зондирование пород и т.д. Электрометрические исследования также помогают определять азимут (направление) и кривизну ствола.

Эти работы осуществляют специализированные партии, входящие в состав геофизического предприятия.

Использование испытателей пластов в процессе бурения дает возможность отказаться от спуска обсадной колонны, если пласт оказывается «сухим».

После спуска обсадных колонн производится цементирование, т.е. заливка цементного раствора в скважину с поднятием его до определенного уровня в заколонном пространстве. Эта операция обеспечивает герметичность системы «скважина-пласт».

Работы по цементированию выполняет специализированный тампонажный цех бурового предприятия или тампонажное управление. Основными производственными единицами являются бригады по цементированию. В их состав входят машинисты и мотористы-водители, один-два оператора и шофер цементовоза.

Каждая бригада обслуживает 7-8 цементировочных агрегатов и 5-6 цементосмесительных машин.

Работами по цементированию руководит инженер по заливкам. Эффективность работ по креплению скважины в значительной мере зависит от качества проработки ствола скважины (очистки его стенок), надежности свинчивания (соединения) труб в процессе спуска, обеспечения правильной высоты подъема цементного раствора за колонной.

Одной из основных черт рациональной организации производственного процесса является отсутствие в ходе его выполнения перерывов, не предусмотренных технологией производства. Перерывы в процессе бурения скважин связаны с ремонтом бурового оборудования, ликвидацией осложнений и аварий, а также организационными неполадками.

Затраты времени на ремонт в общих затратах на бурение в среднем составляют 6%. Для его сокращения необходим своевременный профилактический осмотр оборудования, проведение ремонтов параллельно с другими работами (например, ремонт буровых насосов возможно проводить во время спускоподъемных операций).

В процессе бурения возникают различного рода осложнения в основном, геологического характера (поглощение промывочной жидкости, осыпание пород, нефтегазопроявления и т.д.). Работы по их ликвидации занимают около 5-7% общих затрат времени на бурение.

Могут происходить аварии по техническим причинам (слом бурильных труб, долот и т.д.) или по вине буровой бригады (прихват инструмента, разрушение долота в результате нарушения режима бурения и т.д.).

Затраты по ликвидации аварий занимают до 15-20% общих затрат времени. Основные мероприятия по снижению аварийности — соблюдение заданной технологии, профилактика оборудования и инструмента, обучение буровых бригад правилам безаварийной работы.

Большая доля в общих затратах на бурение скважины (около 15%) приходится на простои организационного характера. Особенно они велики из-за отсутствия электроэнергии, воды, транспорта, рабочих и т.д.

Для уменьшения простоев необходимо своевременное обустройство районов разбуривания и создания систем энерго — и водоснабжения, дорог, баз по ремонту оборудования, а также организация планово-предупредительного ремонта и материально-технического снабжения буровых предприятий и бурящихся скважин.

Бурение скважины осуществляет буровая бригада, которую возглавляет буровой мастер. Ее количественный состав определяется с учетом необходимости обеспечения непрерывности процесса. Буровая бригада, как правило, состоит из трех основных вахт (смен) и одной дополнительной.

Количественный состав отдельной вахты зависит от типа силового привода буровой установки. Так, при электрофицированном силовом приводе вахта состоит из четырех человек: бурильщика и трех помощников. При силовом приводе с двигателями внутреннего сгорания в состав вахты дополнительно вводят одного-двух (в зависимости от количества двигателей) дизелистов. При бурении скважины электробуром в состав вахты включают одного электромонтера.

Старшим в вахте является бурильщик V или VI разряда в зависимости от категории скважины. Первый помощник бурильщика имеет IV разряд, второй помощник — третий разряд. Разряды помощников бурильщика могут быть увеличены при бурении скважин глубиной свыше 4000 м в особо сложных геологических условиях.

Кроме персонала сменных вахт буровую установку обслуживает слесарь по ремонту оборудования, а при использовании электропривода кроме того и электромонтер, оба они работают в одну смену.

При спуске обсадных колонн состав вахты увеличивается на 2-4 человека в зависимости от диаметра колонн. При спуске обсадных колонн со стыкосварными соединениями в зависимости от вида сварки (ручная или автоматическая) в состав вахты вводят необходимое число электросварщиков.

В состав буровой бригады разрешается вводить дополнительно: должности начальника буровой, двух буровых мастеров и инженера по промывочной жидкости при бурении скважин глубиной свыше 4500 м; должности старшего бурового мастера — начальника буровой, бурового мастера и инженера по промывочной жидкости при бурении скважин глубиной свыше 3500 м в осложненных геологических условиях.

Испытание скважин на продуктивность — завершающий этап цикла строительства скважин, в него входят: монтаж и демонтаж установок для испытания (если необходимо), оборудование устья скважин, спуск насосно-компрессорных труб, перфорация обсадной колонны, вызов притока и исследование продуктивного горизонта, ремонто-изоляционные работы по перекрытию пластовых вод, работы по интенсификации притока.

Организация процесса испытания скважин прежде всего зависит от применяемых техники и технологии. В настоящее время для испытания скважин широко используют передвижные специализированные агрегаты. Если процесс испытания скважин на продуктивность занимает незначительное время, то пользуются буровой установкой.

Наиболее распространенный способ вызова притока нефти — компрессорный, при котором в затрубное пространство (между фонтанными трубами, спускаемыми в скважину при ее испытании, и эксплуатационной колонной) закачивают газ (или воздух), вытесняющий промывочную жидкость в фонтанные трубы, вследствие чего резко уменьшается давление на продуктивный пласт. Этот способ применяют при испытании скважин с высоким пластовым давлением и когда продуктивные пласты сложены устойчивыми породами.

Организационные формы работ по испытанию скважин в различных районах неодинаковы, их осуществляют как буровые, так и специализированные бригады по испытанию, перфорацию обсадной колонны в скважине — геофизические партии.

Вахты по испытанию скважин состоят из 4-5 человек. Они работают, как правило, в две смены. Для увеличения загруженности бригад в связи со значительными технологическими остановками предусматривается работа одновременно на двух скважинах.

В некоторых районах испытание осуществляют буровое и нефтегазодобывающее предприятия совместно. В этом случае буровики производят спуск насосно-компрессорных труб с фильтром и промывку скважины, монтаж и опрессовку фонтанной арматуры. Нефтегазодобывающее предприятие монтирует емкости, трапы, подключает скважину к промысловому коллектору и производит вызов притока нефти (газа).

Частичные производственные процессы, связанные со строительством скважины, делятся на основные и вспомогательные.

К основным относятся: вышкомонтажные работы, бурение и крепление ствола скважины, ее испытание.

Важнейшие виды вспомогательных процессов следующие: выработка энергии различных видов; техническое обслуживание орудий труда (профилактические осмотры оборудования, текущий и капитальный ремонт, изготовление запасных частей и деталей); проведение геофизических исследований (замер кривизны и азимута ствола), другие электрометрические исследования; проведение заливочных работ (установка цементных мостов в скважине, цементирование обсадных колонн); прочие виды обслуживания (транспортировка грузов, лабораторные исследования, хранение инструмента, материалов и др.).

В настоящее время применяются несколько форм организации работ по строительству скважин, которые являются разновидностью двух основных — специализированной и комплексной.

При специализированной форме (табл.6) отдельные элементы цикла строительства скважины выполняют высококвалифицированные специализированные бригады. При этом обеспечивается быстрое и качественное проведение работ. Эта форма особенно эффективна в условиях высокой концентрации буровых работ. Ее недостатком является невозможность закрепления бурового оборудования за отдельными буровыми бригадами, сложность координации работ специализированных бригад, участвующих в строительстве скважин.

При комплексной форме организации все работы (кроме подготовительных работ к строительству) производит универсальная буровая бригада, в состав которой вводится звено вышкомонтажников.

Эта форма организации позволяет закрепить буровое оборудование за бригадами, улучшить его использование, обеспечить полную загруженность бригады.

Процесс строительства скважин имеет ряд особенностей, отличающих его от процессов других производств нефтяной и газовой промышленности.

Источник: studbooks.net

Особенности конструкции нефтяных скважин

Для эффективной разведки или разработки нефтяных месторождений используют различные технические решения, неотъемлемой частью которых является нефтяная скважина. Она представляет собой цилиндрический ствол, пробуренный в пластах земляных и горных пород, который не предоставляет прямого доступа для человека внутрь неё. Основным её назначением является обеспечение доступа к нефтяному слою, удалению остатков горных пород и подачи нефти в хранилища.

Конструкция нефтяной скважины

Нефтяная скважина для добычи нефти в диаметре может составлять от 75 до 400 мм. Всё зависит от конкретных условий бурения, от типа залегающих на глубине пород, а также от размеров нефтеносного слоя. То есть больший диаметр позволяет вести выкачку нефти из недр земли с большей скоростью.

Скважина состоит из трёх основных частей: устья, ствола и забоя. Устье – это верхняя часть скважины, которая предназначена для предотвращения обвалов и разрушений неплотных пород поверхностных слоёв, а также для защиты от размытия буровым раствором. Ствол определяет направление бурения и служит для удаления разрушенных пород из скважины. Забой служит для укрепления колонн на глубине и для добычи нефти из продуктивного пласта.

Последовательность операций при бурении скважин следующая:

1. Производится заглубление ствола скважины путём разрушения пород при помощи буровой установки.
2. Удаление разрушенных частей породы из скважины на поверхность земли.
3. Во время погружения нефтяная скважина укрепляется специальными обсадными колоннами.
4. Изучение размеров нефтяного слоя путём геологических и геофизических исследований.
5. Спуск завершающей колонны на рабочую глубину, с которой и предполагается эксплуатировать скважину.

Технология бурения нефтяных скважин

На начальном этапе пробуривают ствол с небольшой глубиной до 30 метров и диаметром до 40 см. Затем на его дно опускают трубу, которая будет задавать направление для бурения. Стенки между трубой и грунтом цементируют. Затем заглубляют скважину примерно на уровень 500-800 м с меньшим диаметром.

Этот участок называют кондуктором, так как он предназначен для изоляции неустойчивых и рыхлых слоёв грунта при бурении. Внешние стенки труб также подвергают цементированию, чтобы трубы были защищены от возможных смещений пластов.

Затем процедура бурения существенно усложняется и не во всех случаях удаётся достичь проектной глубины предполагаемого нефтеносного слоя. Это связано с тем, что продуктивные слои могут располагаться не в виде единого пласта, а нескольких, и добыча должна производиться из более заглублённого участка. В таких ситуациях монтируют промежуточную колонну, которую также цементируют по наружной поверхности.

После того, как был достигнут необходимый уровень устанавливают эксплуатационную колонну. Она предназначена для добычи нефти и газа, а также для подачи воды с целью создания необходимого давления. Конструктивно она отличается от обычных колонн наличием в боковых стенках отверстий, а также в цементном слое. Кроме того, в ней применяется специальная дополнительная оснастка: пакеры, центратор, обратный клапан, обсадные кольца и т. д.

Технические особенности проходки

При бурении в скважину необходимо опускать колонны, для закрепления горных пород, окружающих ствол. Делают это последовательно отдельными секциями. При сложных бурениях осуществляют многоколонные выработки. Это существенно усложняет техпроцесс и следствием этого является существенный износ обсадных труб и буровых.

Чтобы снизить влияние фактора износа применяют защитные кольца, выполненные в виде металлического каркаса с двумя резиновыми оболочками, закреплёнными на стальные штыри. Их устанавливают над ротором буровой при выполнении операций спуска или подъёма.

Разделяют горные пласты при помощи цементирования специальными растворами. Поскольку требуется обеспечить не только высокую прочность, а и работу в сложных условиях, то при их замешивании добавляют ингибиторы и реагенты. Они ускоряют процесс набора прочности бетона и в результате не приходится ждать по 30 дней пока он будет пригоден к эксплуатации. Другое название раствора – тампонажные. Они являются ключевыми в конструкции нефтяной скважины, так как служат для закрепления колонн и предотвращении его деформации при смещениях плотных пород.

Разработка нефтяных скважин

Процесс разработки нефтяных скважин заключается в проведении ряда комплексных мер и работ по осуществлению наиболее эффективной добычи нефти их пласта. Перед вводом в эксплуатацию скважины проводится ряд разведывательных работ, на основе которых создаётся специальная проектная документация, которая определяет технические параметры бурения и размеры забоя. В проекте закладывается количество объектов разработки, последовательность добычи, методы оказания различных воздействий с целью получения максимальной выработки месторождения.

Скважины при разработке над местом разведки и добычи располагают в виде сетки. В неё входят не только добывающие скважины, а и нагнетающие. В зависимости от особенностей пласта сетку располагают в равномерном или неравномерном порядке. Если нефтяной слой достаточно толстый, то сетку располагают наиболее плотным упорядоченным способом, с целью увеличения скорости добычи.

Этапы разработки скважин

Нефтяная скважина разрабатывается в такой последовательности:

1. Освоение объекта. Этап характеризуется интенсивной добычей нефти с минимальной обводнённостью, значительным снижением давления в пласте, увеличением количества скважин и величиной коэффициента нефтеотдачи в пределах 10%. Сроки завершения освоения могут составлять до 5 лет. Условием завершения принимается снижение добычи за год относительно общих балансовых запасов.
2. Обеспечение стабильно высокого уровня добычи в пределах 3-17% в зависимости от вязкости нефти. Длительность разработки может составлять от 1 до 7 лет. Число скважин при этом также увеличивается за счёт использования резервов, однако происходит и частичное закрытие старых. Это связано с тем, что нефть становится более обводнённой вплоть до 65%. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 30-50%. Добыча на некоторых скважинах выполняется механическим способом, то есть принудительной откачкой мощными насосами.
3. Снижение добычи. Коэффициент нефтеотдачи снижается до 10% в год, а темпы отбора сокращаются до 1%. Все скважины переводятся на механизированный способ добычи. Количество резервных скважин значительно сокращается. Обводнение достигает значений в 85%. Данный этап является самым сложным, так как необходимо замедление скорости откачки нефти. Определить разницу между предыдущим этапом и текущим достаточно затруднительно, так как изменения среднегодового коэффициента добычи минимальны. За 3 периода нефтеносный слой вырабатывается до 90% от общего объёма.
4. Завершающая стадия. Отбор нефти сокращается до 1%, а уровень обводнённости становится максимальным (от 98%). Прекращается разработка нефтяных скважин и они закрываются. Но длительность данного этапа может составлять до 20 лет и ограничивается только рентабельностью проекта.

Видео: Схема нефтяной скважины

Источник: snkoil.com

Нефтяная скважина: конструкция и этапы разработки

Газ и нефть являются полезными ископаемыми, из которых производят топливо. Именно такое топливо больше всего потребляет человечество. Нефть стали добывать относительно давно, но эра интенсивной добычи «черного золота» началась в девятнадцатом-двадцатом веке.

Сегодня более 60% мировых запасов нефти сосредоточено на Ближнем Востоке, а ведущими потребителями являются Соединенные Штаты Америки и Европа. С девяностых годов (в связи с развитием альтернативных источников энергии) темпы добычи нефти постепенно снижаются.

Этапы разработки скважин

Выделяют несколько этапов разработки нефтяных скважин:

1. Освоение объекта. Представляет собой усиленную добычу нефти с минимальной водной насыщенностью, интенсивным снижением давления в пласте, повышением числа скважин и размером показателей нефтеотдачи в лимите 10%. Длительность исследования может составить до 5 лет. Под условием окончания освоения понимается снижение выработки за один год по отношению к общему количеству запасов сырья.
2. Гарантирование постоянства высоких показателей добычи, лимитированное 3-17%, в зависимости от вязкости нефти. Продолжительность времени выработки может варьироваться от одного года до семи лет. Количество скважин при этом также растет за счет эксплуатации запасов, но происходит закрытие части старых. Это зависит от насыщенности нефти водой, что может составлять до 65%. Таким образом, нефтеотдача может оказаться около 30-50%. Добыча природного ресурса на некоторых выработках выполняется принудительно, способом механической откачки насосами.
3. Сокращение выработки. Показатели нефтеотдачи падают до 10% за год, а интенсивность добычи сокращается до 1%. Каждая скважина переходит на механический способ выкачки. Число скважин, находящихся в резерве, интенсивно сокращается. Насыщенность водой слоев может достигать 85%. Это самый сложный этап, потому как существует необходимость торможения скорости выкачивания нефти. Рассчитать разницу показателей между прошлым этапом и данным достаточно тяжело, потому как разница коэффициента за несколько лет добычи обычно минимальна. За эти три этапа отдача нефтяных слоев достигает 90% от общего объёма.
4. Окончательный этап. Забор нефти уменьшается до 1%, а коэффициент заводнённости поднимается на максимальный уровень — от 98%. Завершается выработка нефтяных скважин, после чего они закрываются. Но продолжительность этого этапа может варьироваться и достигать 20 лет.

Конструкция

Конструктивные качества нефтяных скважин обеспечиваются за счет:

1. Механической устойчивости части пласта, примыкающего к забою.
2. Возможности спуска в скважину забойного оборудования, предотвращения обрушения пластов.
3. Крепкой гидродинамической связи между нефтяными пластами и забоем скважины.
4. Возможности выработки нефти из тех пластов, которые насыщены природным материалом, путем изоляции мест, насыщенных газом и водой, если из них не планируется добыча.
5. Возможности использования дренажной системы всего нефтенасыщенного слоя.

Типовые конструкции забойных нефтедобывающих скважин

При открытом способе забоя используется следующий метод: обсаживается и цементируется башмак скважины непосредственно перед началом пласта. Далее происходит вскрытие нефтяного пласта, при этом колонна скважины остается открытой. Такая конструкция устанавливается, только если:

• порода достаточно плотна, однородна и не имеет газовых либо водяных слоев;
• имеются четкие данные о кровле и подошве скважины еще до установки оборудования и вскрытия слоя;
• при малой толщине пластов, которые можно не закреплять;
• если отсутствует необходимость вскрывать резервные пласты рядом.

Достоинством этого способа забоя являются его гидродинамические качества. Такие скважины считаются идеальными образцами. Однако имеются минусы. Существует угроза обвалов, что ограничивает частичное вскрытие резервных пластов за счет воздействия на них буровых установок.

Фильтрационные забои имеют два вида конструкции:

1. Выработка пробуривается до подошвы слоя, ставится обсадная колонна, в которой имеются отверстия, заранее высверленные против толщи нефтяного слоя, в конце заливается цементом. Такая конструкция идентична с конструкцией открытого забоя, но здесь имеет место более эффективное крепление скважины, что обеспечивает сохранение колонны, если произойдет частичный обвал.
2. Башмак колонны цементируется еще до достижения кровли пласта. Фильтр с мелкой фракцией отверстий установлен в открытой части слоя, а пространство между ним и колонной герметизируется. Такая конструкция предотвращает попадания в скважину песка.

Конструкция с установленными в забое фильтрами используется значительно реже открытой, исключительно для отсеивания песочных заторов в выработке пластов, склонных к проявлению песка.

Есть еще перфорированные забойные скважины. Такие конструкции распространены очень широко. Показатели использования достигают 90%. При проектировании скважины делается отметка в пласте, на уровень которой пробуривается колонна скважины. Нижняя часть достигает самой продуктивной отметки залежи нефти и исследуется при помощи геофизических средств.

Это позволяет определить интервалы, насыщенные водой, газом и нефтью, для дальнейшей четкой эксплуатации объекта. Такая конструкция имеет ряд преимуществ:

• технологические особенности прокладки скважины и геофизические исследования стали упрощенными;
• сохраняется эффективная изоляция смежных пластов;
• существует возможность открыть резервные, насыщенные нефтью пласты;
• допускается нагрузка на дополнительные метки предзабойной зоны;
• возможность долгосрочной эксплуатации скважины и сохранение ее бурового сечения.

Такой перфорированный вид забоя не защитит скважину от появления песчаных заторов в слоях, склонных к проявлению такового. Чтоб обеспечить защиту, необходимо ставить дополнительные фильтры с малой фракцией отверстий, чтоб задержать мелкие частицы. Однако при этом резко возрастает сопротивление фильтров к поступающей пластовой жидкости.

Последовательность операций при бурении скважин

При бурении нефтяных скважин последовательность операций такова:

1. Порода разрушается с помощью бурового механизма, после чего осуществляется заглубление колонны скважины.
2. Разрушенные части удаляются из отверстия земли на поверхность.
3. Устанавливается нефтяная скважина, после чего укрепляется цементом на определенном уровне.
4. Проводятся геофизические исследования и замеры.
5. Колонна спускается до метки нефтенасыщенного пласта, который вскрывается, и происходит выкачка ресурса.

Строительство

Начальный этап строительства нефтяных скважин предусматривает выработку породы глубиной и диаметром 30 м и 40 см соответственно. В самый низ опускается труба, которая должна указывать направление бурения. Околотрубное пространство цементируется, после чего в трубу помещается буровая скважина и опускается уже с меньшим диаметром на 500-800 метров в рабочем порядке. Этот участок разрабатывается и цементируется для изоляции неустойчивых слоев породы.

Далее процесс бурения становится более сложным, а достижение рабочей глубины нефтяного слоя существенно замедляется. Это зависит от того, что иногда эффективные пласты располагаются в виде нескольких слоев, и нефтедобыча должна осуществляться из более глубокого резервного участка. В такой ситуации внедряют посредственную колонну, которая цементируется по наружной части.

После достижения необходимого рабочего уровня на него устанавливают главную эксплуатационную колонну, которая предназначена не только для выкачки газа и нефти, но и для введения необходимого количества воды, чтоб достичь нужного давления. На ее боковых стенках имеются отверстия, цементный слой отличен от слоев других колонн, в ней применяются дополнительные оснастки: центраторы, обратные клапана, пакеры и т. д., чем колонна отличается от обычных.

Эксплуатация

Эксплуатация нефтяных скважин зависит от давления в пластах и делится на несколько способов:

1. Фонтанный. Осуществляется за счет давления газа и воды в межпластовом пространстве. Является самым распространенным и экономным видом добычи.
2. Насосный. Осуществляется с помощью насосных установок, которые перегоняют нефть непосредственно в скважину.
3. Газолифтный. Осуществляется с помощью введения в пласт газа высокого давления из-за отсутствия такового в залежах.

Виды режимов эксплуатации залежей

Разделяют следующие виды режимов эксплуатации скважин.

Водонапорный режим предусматривает высасывание и перемещение нефтяных залежей по открытым пространствам между пластами за счет контактирующей с ними воды. Режимы делятся на:

• Жесткий: нефть к скважинам подходит с помощью подпорки межпластовых вод. Это позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи.
• Упругий: предусматривает упругое сжатие водных ресурсов, при котором накапливается энергия, что позволяет расширить межпластовое породное пространство и передвижение ресурса к нефтяной скважине.

Компании, специализирующиеся в данной области, могут использовать различные методы, но многое зависит от типа скважины.

Газонапорный режим схож с водонапорным, но эксплуатация выработки осуществляется в верхних слоях путем давления газового пространства. За счет этого газ вытесняет нефтяные залежи на поверхность к скважине. Но если залежи газа расположены вблизи скважины, они способны проникнуть в нее, что значительно снижает приток нефти. Поэтому есть риск снижения показателей коэффициента полезной добычи.

Растворенный газ используется в нефтяных залежах, в которых нет газа и мало воды. Для выдавливания нефти используют растворенный газ. Он выделяется из нефтяных месторождений и распространяется по пустотам. Газ вытесняет нефть частично в связи с малым давлением и энергией газа между пластами. Коэффициент нефтеотдачи при таком режиме довольно низок.

Гравитационный режим предусмотрен тогда, когда в пластах полностью отсутствует какая-либо энергия. Выработка нефти происходит только лишь за счет силы тяжести самой нефти с помощью наклонных буровых скважин.

Бурение нефтяных и газовых скважин

В зависимости от местонахождения пластов, бурение может быть вертикальным, горизонтальным, наклонным. После подготовки территории и оформления документов начинаются подготовительные работы.

С помощью бурильной техники ствол скважины внедряется в породу на определенную глубину, трубы объединяются в колонны, после чего закрепляются цементом во избежание обвала породы. Когда колонна достигла рабочей зоны, вскрывается нефтяной пласт и начинается непосредственный процесс откачки сырья.

Технология бурения

Бурение выработок – очень сложная технологическая операция, которая предусматривает несколько последующих действий. С помощью буровой установки в земную породу вводится сверхпрочный ствол. Технология бурения нефтяных скважин такова:

1. Ведение выработки осуществляется таким образом, что происходит разрушение породы посредством мощной буровой отдачи.
2. Устраняются из скважины лишние части пробуренной породы.
3. Укрепляется ствол выработки обсадными колоннами.
4. Исследуются породы геофизическим методом, определяется направление бурения.
5. Происходит спуск на нужную рабочую глубину и цементирование конечной колонны.

Технология бурения нефтяных и газовых скважин предусматривает два способа:

1. Механический – самый распространенный. С помощью мощных пневмомолотов разрушается слой земли, лишняя порода убирается посредством бурового раствора или газа. Он делится на подвиды: вращательный, ударный.
2. Немеханический:

• термический;
• взрывной;
• гидравлический;
• электроимпульсный.

Бурение производится с помощью специализированных буровых установок, профессионального инструмента и комплекса наземного оборудования, используемого для установки, выкачки и обслуживания станций.

Установка состоит из: оборудования для спускоподъёмных операций, буровой вышки, вышечного сооружения, силового привода, наземного оборудования, системы подачи бурового раствора. Успешное завершение технологического процесса напрямую зависит от свойств бурового раствора, который готовится на основе воды либо нефти.

Первая нефтяная скважина в Баку

Интересным фактом является то, что первую в мире нефтяную выработку установили в Баку, когда город входил в состав России. Именно бакинскими учеными был разработан наклонный метод бурения, который используют в мире повсеместно. В Баку была построена первая нефтяная скважина в 1846 году. Это предусматривает размещение месторождения на большом расстоянии от насосной установки.

Был разработан метод, при котором буровые насосы разветвляются, что позволяет выкачивать нефть из нескольких источников одновременно. Таким образом, количество добытой нефти в районе при помощи буровых установок к 1890 году составило почти семнадцать миллионов баррелей. И уже к 1901 году мировой процент добычи нефти в этом регионе составил 95%.

Источник: www.syl.ru