Разведка. Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений.

Обратная пропорция – объем/число скважин = производительность и стоимость.

Бурение – это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород (долблением или вращательным бурением)

Скважина – горная выработка сооружаемая без доступа людей, длина во много раз превышает длину. Верхняя часть скважины «устье», нижняя часть «забой» и стенки.

Скважина имеет несколько участков:

1. Направление. Глубина 4-8 м , пройти рыхлые осадочные породы. до устойчивых горных пород. Труба, кольца, бетон.

2. Кондуктор глубина от 50 до 400 м. диаметр 900 мм, закрепляется обсадной трубой (из свинченных стальных труб) . Затрубное пространство цементируют. Этим изолируют неустойчивые, трещиноватые породы.

Этапы поисково-разведочных работ. Стоимость. Разработка.

Мы узнали, как формируется коллектор нефти, имеющей коммерческую ценность. Теперь рассмотрим. Что нужно предпринять на поверхности, чтобы разведать, пробурить скважину и разработать пласт.

Состав нефти и газа. Химия нефти

Нефть - смесь трех классов углеводоро­дов - парафиновых (метановых), нафтеновых и ароматических - при разном их соотношении. Нефть - маслянистое вещество от жидкой до смолоподобной консистенции. Абсолютное большинство нефтей в стан­дартных условиях имеют плотность от 760 до 990 кг/м3. По сравнению с водой поверх­ностное натяжение нефти в два - три раза меньше. Нефть - диэлектрик. Плохо раство­ряется в воде и плохо растворяет воду.

Природный горючий газ - смесь ме­тана СН4, этана С2Н6, пропана С3Н8, изобу­тана С4Н10, нормального бутана С4Н10 и других более редких углеводородов. При этом метан составляет 85-91 %, он почти в три раза легче воздуха. Интерес­но, что при большом объеме газовой фазы, существенно превышающей объем контак­тирующей с ней нефти, последняя при рос­те давлении испаряется в газовую фазу. По­лучающаяся смесь именуется газоконден­сатом

Все процессы переработки нефти (за исключением первичной простой разгонки по фракциям) являются химическими реакциями. Поэтому важно знать основы химии нефти и ее состав.

Химический состав нефти. Нефть представляет собой сложное минеральное вещество. Она не образует самостоятельного пласта или линзы наподобие подземных резервуаров воды. Нефть в виде флюидов заполняет пустоты в пористых породах, принимая их форму. По внешнему виду нефть представляет собой маслянистую жидкость обычно темно-коричневого цвета с зеленоватым оттенком. Бывают нефти более светлые: светло-коричневые, красноватые, «белые» и бесцветные. Нефти более светлого цвета имею меньший удельный вес, а более темные обладают большей вязкостью. Все нефти обладают характерным специфическим запахом.

Состав нефти: элементный, фракционный и групповой составы.

Элементный (химический) состав.

Свойства вещества зависят от атомарного и молекулярного состава. Важнейшими параметрами любого химического вещества являются валентность и химические связи.

Валентность атома некоторого элемента равна числу атомов водорода (или их эквивалента), с которым этот атом может соединится.

Химическая связь – вид соединения между двумя атомами. Приближенно можно считать, что это сила электростатического взаимодействия. Нефть и газ - основные современные энергоносители - имеют углеводородную ос­нову и состоят из пяти химических элементов - углерода С, водорода Н, се­ры S, кислорода О и азота N. При этом в неф­ти углерода содержится 80-88%, водорода11-14.4%, а в углеводородной части природ­ных газов эти элементы составляют 75-82% и 18-25%, соответственно.

Примеси – сера около 7%, хотя во многих видах нефти серы нет. Сера содержится виде соединений с отдельными видами углеводородов (входит в их химический состав). Нефтепродукты подразделяются малосернистые, среднесернистые, высокосернистые. Американцы называют «сладкие» (sveet) или «кислые» (sour ).Малосернистые до 0,5% S , среднесернистые от 2,5% S. Сера в нефти содержится в чистом виде (самородная) или в виде сероводорода или меркаптанов. Сера вредна своим сильным коррозионным воздействием на металл.

Кроме углеводородов в нефти содержатся кислородные соединения – нафтеновые кислоты и асфальто - смолистые вещества ( все продукты окисления) - последние высокомолекулярные соединения, содержащие кроме углерода и водорода. – кислород до 2%, серу до 7%, азот до 1 %. При обычных температурах – малотекучее, или твердое вещество, плотность превышает плотность воды. Часть асфальто-смолистых веществ, растворимая в бензине называется смола, нерастворимая – асфальт.

По содержанию асфальтенов и смол нефти бывают: малосмолистые, содержание мене 8%, смолистые 8 – 28%, сильно смолистые. более 28%.

Азота содержится 1,7% - инертен. Азотистые соединения представлены, в частности, порфирами, которые как считается, образовались из хлорофилла растений и гемоглобина животных. Что является одним из подтверждений органического происхождения нефти.

Кислород содержится в составе химических соединений (кислоты, фенолы, эфиры …) – 3,6%. Содержание металлов разнообразно от железа. Никеля до ртути, но определяется только в золе после сжигания (обогащение).

Фракция - объединение некоторых соединений образующих сырую нефть в группы. «Фракция – объединяет все соединения, которые кипят в заданном интервале температур».

Начало кипения фракции - температура выпадения первой капли сконденсировавшихся паров.

Конец кипения фракции – температура, при которой испарение фракции прекращается.

Бензин – фракция, интервал кипения которой 35 - 205 гр Ц..

Керосин – интервал кипения 150 – 315 гр, Ц.

Дизельное топливо - 180 – 350, гр. Ц.

Масла - 350 и выше.

Эти температуры называют границами кипения фракции или пределами выкипания ПВ.

Важно знать, ч то различные нефти сильно различаются по фракционному составу. Легкая нефть - больше бензина (газолин), нафты (тяжелый бензин, бензино-лигроин, лигроин).

Тяжелая нефть – больше газойля и мазута.

Обычно сырая нефть содержит следующие фракции:

Температура кипения	Фракция
До 32 гр. С.	Углеводородные газы (бутан и более легкие)
32 – 105	Бензин (газолин)
105 -160	Нафта (тяжелый бензин, бензинолигроиновая фракция, лигроин)
150 – 230	керосин
230 -240	газойль
Свыше 340	Остаток (мазут)

Фракционный состав определяется при разделении по температуре кипения. Фракция (иногда называют дистиллят, иногда - погон) это доля нефти выкипающая в определенном интервале температур. Цена на сырую нефть зависит от ее фракционного состава (тяжести) (примесей) то есть от последующих затрат на ее переработку. (сернистая нефть – кислотность – износ оборудования).

ПЛОТНОСТЬ нефти измеряют как относительную плотность

ОР = масса вещества /масса воды

Групповой состав – количественное соотношение отдельных групп углеводородов и соединений.

«Углеводород – химическое соединение углерода и водорода. Бывают – парафиновые, нафтеновые, и ароматические.»

Парафины (алканы) – метан, этан, пропан и т.д. - органические соединения состоящие только из углерода и водорода и не содержащие двойных и тройных связей. Насыщенные (предельные) углеводороды представляют собой один из основных гомологических рядов и имеют общую формулу - Сn Н2n+2. Предельные или насыщенные углеводороды не вступают в реакцию присоединения, для них характерна лишь реакция замещения.

При n = от 1 до 4 - это газы. От n = 5 до 15 - жидкости. При n> 16 - твердые вещества. Твердые углеводороды метанового ряда называются парафинами. Температура плавления – 52 – 62 гр. С. В пласте парафины находятся в растворенном состоянии. При падении давления в пласте могут кристаллизоваться. Создавать пробки.

Нафтены - класс циклических соединений.

Нафтеновые углеводороды (цикланы) содержат меньше водорода, формула Cn H2n. В отличие от парафинов они имеют циклическое строение. Нафтеновые углеводороды содержатся во всех фракциях нефти, они составляют основу (важнейший компонент) моторных топлив и смазочных масел, улучшают эксплуатационные свойства бензина, уменьшают зависимость вязкости масел о температуры. Это сырье для получения ароматических углеводородов.

Олефины и ароматические углеводороды (арены).

Олефины. Существуют молекулы углеводорода, в которых два атома углерода соединены с четырьмя атомами водорода. При этом правила валентности не нарушены, поскольку атомы углерода соединены двойной связью. Формула олефинов Cn H2n.

Однако, двойная связь слабее чем одинарная. Химическое соединение оказывается неустойчивым и может легко реагировать с другими веществами, при этом превращаясь в другое, более устойчивое, соединение, в котором нет двойной связи.

(Рис. …)

Поэтому этилен часто используют для синтеза более сложных химических соединений. Цепочка из множества связных молекул этилен дает широко известный полиэтилен.

В природе олефины не существуют. Их нет в сырой нефти. Они появляются в результате термического или химического воздействия на природные углеводороды, в процессе крекинга.

Другие олефины, пропилен (С3 H6 ) и бутилен (С4 H8 ) являются исходным сырьем для ряда химических процессов нефтепереработки.

Ароматические углеводороды. Формула Cn H2n-6 . При n = 6, получаем классический представитель этого класса углеводородов – бензол ( C6 H6 ). (Рис. …

Олефиновые и ароматические углеводороды, все ароматики, включают в себя бензольные кольца.

Они содержатся во всех фракциях нефти, обладают хорошей растворяющей способностью по отношению к органическим веществам, высокотоксичны.

Когда в молекуле углеводорода число атомов углерода становится больше шести. число их их комбинаций в структуре начинает лавинообразно возрастать.

В чистом виде классы нефти: парафиновые, нафтеновые, ароматические в природе не существуют. Нефть представляет собой смесь углеводородов с преобладанием определенного класса. Чтобы описать состав нефти или нефтепродуктов, иногда, достаточно указать долю, процентное содержание парафинов, нафтенов, и ароматики. Эти группы характеризуют основные физические свойства: плотнорсть, вязкость, температуру кипения и др.

Физические свойства нефти.

Основные физические свойства: удельный вес, вязкость, поверхностное натяжение, теплоемкость, температура кипения, застывания и испарения, теплота сгорания, растворимость, электрические и оптические свойства.

Природные газы делятся на три группы:

• Газы, добываемые из чисто газовых месторождений

• Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений

• Газы, добываемые из нефтяных месторождений.

Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений.

Поисково-разведочные работы необходимы для выявления, оценки запасов и разработки промышленных залежей.

Существуют следующие методы поиска разведки месторождений:

• Геологический;

• Геофизический;

• Гидрогеохимический;

• Бурение разведочных скважин;

• Исследование скважин.

Геологический метод.

Предшествует всем остальным видам поисковых работ, включает в себя:

• Геологические полевые работы – изучение пластов горных пород, выходящих на дневную поверхность, их состав и углы наклона

• Изучение коренных пород скрытых наносными породами методом закладки шурфов глубиной до 3-х метров

• Исследование глубоко залегающих пород. Бурение картировочных скважин глубиной до 600 метров

• Камеральные работы - обработка материалов полученных в результате плевых работ. Создание геологической карты и геологического разреза местности. См. рис 1.

Геологическая съемка местности дает представление о строении верхней части горных пород.

Для исследования строения глубинных пород применяются методы, основанные на физико-химических свойствах пород.

Геофизический метод.

Геофизические методы – сейсморазведка, электроразведка, гравитационная разведка магниторазведка.

Сейсмическая разведка – использует закономерности распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн.

Упругие волны создаются следующими способами:

• взрыв заряда в скважине на глубине до 30 метров,

• механическим вибратором на поверхности,

• преобразованием энергии взрыва в механическую вибрацию

Скорость распространения сейсмических волн в породах различна и зависит от их плотности.

Чем выше плотность - тем выше скорость распространения упругих волн.

На границе раздела сред с различной плотностью наблюдается эффект частичного отражения.

Отраженные волны регистрируются датчиками (сейсмоприемниками). См. рис. 2

График отраженных сигналов дает представление о глубине залегания пласта породы, его плотности, угла наклона к поверхности.

Трехмерная сейсморазведка – основана на распространении упругих волн в трех измерениях (объемное распространение).

При трехмерном сборе и обработке данных получаются многослойные и мигрированные трассы, размещающиеся на прямоугольной решетке с малым шагом, которая охватывает область разведки.

Из объемного изображения можно выделить любое желаемое сечение.

На основе объемного изображения, можно построить вертикальное сечение вдоль любого зигзагообразного разреза. Сечения, выделяемые для анализа, так же могут быть не вертикальными.

Электрическая разведка – основана на электропроводности различных горных пород.

• Граниты, известняки, песчаники насыщенные минерализованной водой обладают хорошей электропроводностью.

• Глины и песчаники, насыщенные нефтью обладают низкой электропроводностью.

Высокое электрическое сопротивление горной породы – косвенный признак наличия нефти или газа. См. рис. 3.

Гравитационная разведка – основана на зависимости гравитационных сил от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью и газом имеют меньшую плотность в сравнении с породами насыщенными водой. Цель гравитационной разведки – выявить места с аномально низкой гравитацией.

Гравитационные аномалии чаще всего определяются методом авиаразведки.

Магниторазведка – использует явление магнитной проницаемости горных пород.

Магнитное поле Земли искажается в зависимости от состава горных пород и наличия в них нефти и газа.

Аэромагнитная съемка позволяет выявить залежи углеводородов, чаще всего в виде антиклинали, на глубине до 7 тыс. метров, при толщине залежи не более 200 – 300 метров.

Геологические и геофизические методы дают представление о строении и толщине осадочных пород, форме ловушек для природных углеводородов.

Однако присутствие ловушки в толще осадочных пород вовсе не означает наличие в ней залежи нефти или газа.

Выявить наиболее перспективные на нефть и газ структуры, без бурения скважин, возможно гидрогеохимическими методами.

Гидрогеохимические методы:

• Газовая съемка,

• Люминесцентно - битумонологическая съемка,

• Радиоактивная съемка,

• Гидрохимический метод.

Газовая съемка – определение с помощью газоанализатора присутствия углеводородных газов в пробах горных пород и грунтовых вод, отобранных с глубин от 2 до 50 метров.

Вокруг любой нефтяной и газовой залежи за счет естественной диффузии и фильтрации образуется ореол рассеянных углеводородных газов.

Люминесцентно - битумонологическая съемка – основана на явлении свечения битумов в ультрафиолетовом свете.

Над залежами нефти наблюдается повышенное содержание битумов в породе. По характеру свечения можно судить о наличии природных углеводородов в предполагаемой залежи.

Радиоактивная съемка – основана на явлении снижения уровня естественного радиационного фона над местом скопления нефти и газа.

Естественный радиационный фон Земли обусловлен присутствием рассеянных трансурановых элементов и воздействием жесткого космического излучения.

Недостаток метода – возможность возникновения радиационной аномалии в результате иных причин.

Гидрохимический метод – основан на изучении химического состава подземных вод, содержания в них растворенных газов и органических соединений, в частности, аренов.

Концентрация этих компонентов в подземных водах возрастает по мере приближения к залежи, что позволяет сделать вывод о присутствии в ловушке нефти или газа.

Этапы поисково-разведочных работ

Выявление нефтегазоносной залежи состоит из двух основных этапов поиска и разведки.

Поиск включает в себя три стадии:

• Региональные геологические и геофизические работы

• Подготовка площадей к глубокому поисковому бурению

• Поиск месторождений

Цель региональных геолого-геофизических работ:

• изучение основных закономерностей геологического строения новых и мало изученных осадочных бассейнов и литолого-стратиграфических бассейнов

• оценка перспектив их нефтегазоносности

• обоснование потенциальных ресурсов (категория Д2)

• обоснование районов для первоочередного проведения поисковых работ

На первой стадии (региональной) методами геологии и геофизики:

• изучается геологическое строение площади (области, района), тектоника и характер отложений

• выявляется тип и характер геологического разреза

• определяется форма коллекторов и покрышек,

• выявляются продуктивные горизонты (залежи)

• дается предварительная оценка фазового состояния углеводородов в залежи

• устанавливаются возможные нефтегазоносные зоны

• дается оценка запасов, потенциальных и прогнозных ресурсов (Д1 + Д2) нефт, газа, конденсата

• определяются первоочередные, наиболее перспективные зоны для дальнейших детальных поисковых работ

На второй стадии (подготовительной) осуществляется:

• более детальное и на большую глубину изучение нефтегазоносных зон, главным образом методом сейсмической разведки

• выделение площадей для поискового бурения

В ходе региональной и подготовительной стадии должны быть выполнены:

• аэромагнитные и гравиметрические съемки

• профильная сейсморазведка и точечное сейсмическое зондирование

• электроразведка

• геологическая и геоморфическая съемка

• аэрофотосъемка и космическая съемка

• бурение опорных, параметрических или структурных скважин

На третьей стадии производится бурение поисковых скважин для изучения всей толщи осадочных пород.

Цель – обнаружение в недрах исследуемой области промышленных нефтеносных или газоносных пластов (залежей).

Первые (контрольные) скважины бурятся:

• на максимальную глубину до консолидированного (складчатого) фундамента, там, где он технически достижим, или

• на всю толщину осадочного слоя перспективного в нефтегазоносном отношении на технически доступную величину

Последующие скважины производят разведку каждого из "этажей" месторождения, начиная с верхнего. См. рис 4.

Результатом указанной работы является предварительная оценка запасов открытых месторождений и рекомендации по их детальной разведке.

Разведочный этап – подготовка месторождения к промышленной разработке. Предметом изучения служит непосредственно залежь.

В процессе разведки:

• залежи оконтуриваются

• определяется состав месторождения

• устанавливается мощность пластов, их нефтегазонасыщенность

• исследуются коллекторские свойства пластов (продуктивных горизонтов)

• рассчитываются промышленные запасы (предварительная оценка категорий С1 и С2)

• формируются рекомендации по вводу месторождения в разработку

Важным является факт, что поисково-разведочный процесс, условно разделенный на этапы, является объективно непрерывным. На практике отдельные этапы перекрывают друг друга или сливаются.

На стадии поискового этапа используются высоко технологичные способы поиска:

• аэрогеологическая съемка (площадь охвата 500 – 700 кв. км)

• съемка из космоса (площадь охвата более 7000 кв. км)

Аэрогеологическая съемка предусматривает визуальное наблюдение, а также использует следующие виды съемки:

• фотографическую

• телевизионную

• спектрометрическую

• инфракрасную

• радарную

Фотографическая и телевизионная съемка позволяет увидеть очень крупные геологические элементы Земли – мегаструктуры или морфоструктуры.

Спектрометрическая съемка исследует спектр естественного электромагнитного излучения геологических объектов.

Инфракрасная съемка – устанавливает региональные и глобальные тепловые аномалии.

Радарная съемка – исследует поверхность при наличии плотного облачного покрова.

Визуальное наблюдение и съемки из космоса позволяют судить о строении шельфов, находить глобальные геологические структуры, где возможно размещение месторождений нефти и газа.

Несмотря на высокую научно-техническую вооруженность, повышение эффективности процесса поиска месторождений по-прежнему остается актуальным.

Среднее мировое значение коэффициента успешности поиска нефтяных и газовых месторождений составляет около 0,3. Только каждый третий разбуренный объект оказывается месторождением. На практике это значение может быть и меньшим.

Исследование залежи методом бурения скважин

Бурение поисково-разведочных скважин осуществляется с целью определения:

• Контура залежи

• Глубины залегания пластов

• Количества пластов

• Мощности (толщины, насыщенности) нефтегазоносных пластов

В процессе бурения отбираются цилиндрические образцы породы (керны) на заданных глубинах.

Анализ кернов дает данные о физико-химических свойствах и нефтегазоносности породы.

После завершения бурения производится ее исследование скважины по всей ее глубине геофизическими методами:

• Электрокаротаж

• Термометрия

• Акустический метод

• Радиометрический метод

Канатный каротаж – регистрация и измерение сигналов передаваемых приборами, перемещаемыми вдоль ствола скважины на стальном тросе или кабельном канате.

В скважину опускается специальный зонд и электронный блок. Устройство перемещается снизу вверх в заданной скоростью, которая зависит от конкретного вида измерений.

Поступающие данные обрабатываются и записываются в идее каротажной диаграммы на пленке с помощью оптического регистрирующего устройства.

Диаграммы представляют электрический или радиационный каротаж.

Электрокаротаж – наиболее распространенный способ исследования скважин.

В скважину на тросе опускается прибор, определяющий электрические свойства отдельных слоев породы.

Результат измерений представляется в виде электрокаротажной диаграммы.

На диаграмме обозначены глубины залегания пород с высоким электрическим сопротивлением, что свидетельствует о присутствие в них нефти.

Электрокаротаж надежно фиксирует нефтеносные пласты в песчано-глинистых породах.

В карбонатных породах возможности электрокаротажа ограничены. В этом случае применяются другие способы исследования скважин.

Электрокаротаж проводится после извлечения из скважины бурильных труб, поэтому он еще называется "каротаж необсаженной скважины".

Стандартная диаграмма электрического каротажа регистрирует два вида величин: потенциал самопроизвольной поляризации и удельное сопротивление.

Удельное сопротивление дает представление о литологии пласта и содержании жидкости (минерализованной воды или нефти).

Радиометрический метод – измерение естественной радиоактивности пород.

Каротаж на радиоактивность может проводиться как в свободной, так и в обсаженной скважине.

Полная диаграмма каротажа по радиоактивности включает два типа кривых – гамма-каротажа и нейтронного каротажа.

Величина радиоактивности зависит от типа горной роды. Наибольшую природную радиоактивность имеют сланцевые породы и вулканические породы. Осадочные породы имеют относительно низкую радиоактивность, что легко читается на каротажной диаграмме.

Акустический метод – измерение скорости звука в породах.

Акустический каротаж использует ультразвуковые сигналы, которые генерируются и проходят сквозь толщу породы.

Скорость распространения звука в различных породах различна. Метод позволяет исследовать литологию пластов, их пористость и насыщенность жидкостью и флюидами углеводородов.

В нефти и газе скорость распространения ультразвука ниже, что регистрируется приемником (датчиком) на поверхности и фиксируется на диаграмме.

Термометрический метод – измерение температуры по разрезу скважины,

Каротажная диаграмма – любое отображение состояния скважины в табличной или графической форме.

Для оценки пластов применяются следующие виды каротажа:

• Анализ бурового раствора

• Измерение давления

• Исследование керна

• Кабельный каротаж

Дополнительными методами оценки пластов при поисково-разведочном бурении являются буровой журнал и журнал анализа образцов.

Буровой журнал содержит описание операций и работ, геологические и механические данные, на протяжении каждой смены (вахты). См. рис. 5.

Геологические и механические данные:

• состав пород пройденных пластов,

• наличие и состав потоков жидкостей

• проявления признаков нефти или газа

• скорость проходки

Журнал анализа образцов.

Измельченные в процессе бурения горные породы - буровой шлам, выносится на поверхность циркулирующим буровым раствором.

При бурении разведочной скважины образцы шлама отбираются из участков, расположенных на равных расстояниях вдоль всего ствола скважины.

Отобранные образцы изучаются. Данные заносятся в журнал.

Анализ образцов позволяет определить:

• тип горной породы (песчаник, сланец, известняк, доломит и т.д.)

• конкретный пласт, через который идет бурение и его мощность

• возраст породы

• глубину, на которой обнаружен пласт

• пористость, проницаемость, содержание нефти

Анализ бурового раствора – непрерывный контроль промывочной жидкости и частиц породы на наличие следов нефти или газа.

Диаграммы анализа буровых растворов составляются для разведочных скважин

Цель - обеспечение безопасности буровых работ, предотвращение неконтролируемого (аварийного) выброса нефти.

Если анализа бурового раствора показывает резкое увеличение общего содержания газов или тяжелых газов в пробах, это означает что долото проходит через пласт-коллектор.

Анализ бурового раствора дает следующие сведения, включая:

• наличие углеводородных газов в буровом растворе

• хроматографический анализ на содержании индивидуальных углеводородов

• наличие нефти в буровом растворе и шламе

• данные о скорости бурения (в виде графика функции)

• диаграмму литологического разреза скважины и даны о пористости пород

• характеристики бурового раствора

Анализ бурового раствора, как методика исследования, имеет следующие преимущества:

• получение конкретных результатов в короткие сроки

• исследования проводятся непрерывно и не препятствуют процессу бурения

• диаграмма данных анализа записывается одновременно с буровым журналом

Измерения по давлению.

Диаграмма давления – компьютерный анализ параметров бурения.

Данные от нескольких источников расположенных на буровой площадке непрерывно обрабатываются (интегрируются) с помощью компьютера и дают представление о давлении в пласте.

Диаграмма давления в пласте используется при бурении поисково-разведочных скважин, поскольку параметры давления в пласте не предсказуемы и не могут быть исследованы иными методами.

Аномальное давление в плате может быть оценено графически с помощью регистрации выходов газа.

Давление является важным показателем, так как связано с пористостью горной породы.

Пласты, характеризующиеся высоким давлением на определенной глубине, представляют собой зоны с аномально высокой пористостью.

Высокая пористость является одним из важнейших признаков породы-коллектора.

Отбор и исследование керна – регистрация данных по анализу керна и литологического разреза в зависимости от глубины скважины.

Отбор керна является одним из наиболее старых и достоверных методов оценки пласта.

Керн – крупный кусок породы цилиндрической формы полученный с заданной глубины скважины.

Данный метод используется:

• для оценки продуктивности приконтурных (граничных) разведочных скважин.

• при разработке месторождения (эксплуатационные скважины) определяется место окончания скважины

• для предварительной оценки нефтеносности участка (залежи)

• при проектировании и оценке результатов применения технических методов повышения нефтеотдачи пластов

Керн получают при помощи специального колонкового бурового долота или бокового керноотборника.

Колонковое долото – специальный буровой инструмент с отверстием посредине.

При бурении часть пласта остается в центральном пространстве инструмента. Длина керна варьируется от 3 до 25 метров.

Съемный керноотборник помещается (спускается) внутрь бурильной трубы и может быть применен без поднятия всей бурильной колонны. В этом случае диаметр керна составляет от 2 до 5 см.

Для получения керна большего диаметра керноотборник прикрепляется вместо обычного долота к нижней части буровой колонны.

Боковой отбор керна – дополнительная операция осуществляемая, когда традиционный способ получения образца затруднен.

В скважину на тросе опускается специальный прибор, и отбор керна производится из стенки скважины. В этом случае диаметр керна составляет 2 - 3 см, длина – не боле 10 см.

Лабораторные исследования керна дают информацию о пористости, проницаемости, насыщенности водой и флюидами нефти, перспективах нефтеотдачи пласта или коллектора через которые идет бурение.

Бурение и обустройство скважин

Первые сообщения о скважинах пробуренных для добычи воды, соляных растворов и газа получены около 600 лет до н.э.

Первая в мире нефтяная скважина пробурена промышленником Н.И. Воскобойниковым в Закавказье на Бакинском промысле Биби-Эйбате в 1848 году.

В этот же период французский инженер Фровель предложил способ поднятия породы наверх, очистки скважины, путем ее промывки, без остановки процесса бурения.

В 1922 году русский инженер М.А. Капелюшников изобрел гидравлический турбобур, что явилось революционным прорывом в технологии бурения, значительно увеличило эффективность бурения и скорости проходки скважин.

Бурение – процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.

Скважина – горная выработка круглого сечения, сооружаемая без доступа в нее людей. Длина скважины многократно превышает ее диаметр.

Устье – верхняя часть скважины.

Забой – дно скважины.

Стенка – боковая поверхность.

Ствол скважины – пространство, ограниченное стенкой.

Длина скважины – расстояние между устьем и забоем.

Глубина скважины – проекция длины на вертикаль.

Длина и глубина совпадают только у строго вертикальных скважин.

Основные элементы конструкции скважины: См. рис №6

Направление (направляющая труба) (участок №1) – состоит из шурфа до глубины залегания устойчивых горных пород (4-8 метра), в который установлена стальная труба.

Диаметр направляющей трубы при бурении - с морских платформ 750 -1080 м.м., на суше 400 – 500 м.м.

Пространство между трубой и стенкой шурфа заполнено бетоном.

Кондуктор (участок №2)– цилиндрический участок скважины диаметром до 900 мм., глубиной 150 – 400 метров закрепленный стальной обсадной трубой.

Минимальная глубина кондуктора составляет обычно 10% от ожидаемой суммарной глубины скважины.

Пространство между обсадной трубой и стенкой скважины заполнены цементом.

С помощью кондуктора укрепляются (изолируются) неустойчивые мягкие, трещиноватые породы.

Промежуточная колонна (участок №3) – участок скважины, обрадованный цементированной обсадной трубой.

Назначение промежуточной колонны:

• перекрыть сложные для бурения горизонты,

• отсечь продуктивные пласты, эксплуатация которых данной скважиной не планируется

Эксплуатационная колонна (участок №4) – предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины; нагнетания воды или газа в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления.

Пространство между обсадными трубами эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполнены цементным раствором.

Это сделано с целью:

• предотвратить перетоки нефти газа в вышележащие горизонты

• исключить перемещение воды в нижележащие продуктивные пласты (обводнение пластов)

Для извлечения нефти и газа из пластов применяются специальные методы вскрытия и оборудования забоев скважины.

Наиболее распространенный способ – создание ряда отверстий в той части эксплуатационной колоны, которая находится в продуктивном пласте, методом простреливания (перфорации) обсадных труб и цементной оболочки.

В устойчивых породах забойную зону скважины оборудуют фильтрами и не цементируют. В отдельных случаях обсадные трубы доводят только до кровли продуктивного пласта.

Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют специальной арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и т.д.)

Типы и виды скважин.

При поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят следующие типы скважин:

• Опорные скважины – служат для изучения состава и возраста пород в районах ранее не исследованных методом бурения

• Параметрические скважины – закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности

• Структурные скважины – предназначены для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению

• Поисковые скважины – бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа

• Разведочные скважины – бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения исходных данных для подсчета запасов нефти и газа и проектирования ее разработки

• Эксплуатационные скважины – закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат ля извлечения нефти и газа из земных недр

• Нагнетательные скважины – предназначены для воздействия на продуктивный пласт различных агентов (вода, газ и другие) с целью изменения и или поддержания его коллекторских свойств

• Наблюдательные скважины – предназначены для контроля за состоянием эксплуатируемой залежи: изменение пластового давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.

Классификация способов бурения

По способу воздействия на горные породы - механическое и немеханическое бурение.

Механические способы подразделяются на ударные и вращательные.

Нефтяные и газовые скважины в настоящее время сооружаются исключительно способом вращательного бурения.

Горные породы разрушаются вращающимся долотом, на которое действует вертикальная осевая нагрузка.

Крутящий момент на долото передается двумя способами:

• с поверхности от ротора через колонну бурильных труб (роторное бурение)

• от забойного двигателя установленного непосредственно над долотом (турбобура, электробура, винтового двигателя)

По характеру разрушения горных пород различают сплошное и колонковое бурение.

Сплошное бурение разрушает породу по всей площади забоя.

Колонковое бурение разрушает породу по кольцу с целью получения цилиндрического образца – керна.

Буровые установки, оборудование и инструмент.

Буровая установка – комплекс наземного оборудования, необходимый для проходки скважины.

В комплекс входят:

• буровая вышка

• оборудование для механизации спусковых и подъемных операций

• оборудование для осуществления процесса бурения

• силовой привод

• система циркуляции бурового раствора

• привышечные сооружения

Буровая вышка – сооружение для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных сечей, защиты персонала от атмосферных воздействий.

Бурильная свеча – соединение нескольких бурильных труб между собой длинной 25 … 36 метров.

Существуют два основных вида буровых вышек – башенные и мачтовые.

Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду, выполненную из конструкционной стали.

Мачтовая консольная вышка бывает одноопорной и двухопорной (А – образной).

А – образные вышки более трудоемки в изготовлении и следовательно более дороги. Они менее устойчиво, но более мобильны и просты в установке.

Основные параметры вышки:

• грузоподъемность

• высота

• емкость "магазина" для хранения бурильных свечей

• размеры верхнего и нижнего основания

• длина свечи

• масса

Грузоподъемность вышки – предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не может быть превышена в процессе всего цикла проходки скважины.

Высота вышки – определяет длину буровой свечи, которую можно извлечь из скважины. Чем длиннее свеча, тем на меньшее число частей необходимо разбирать буровую колону, тем меньше времени затрачивается на подъемно-спусковые операции.

Для бурения скважин на глубину 300 – 500 м. используются вышки 16 -18 м.; при глубине 2000 – 3000 м. – высота 42 м. и при глубине более 4000 м – высота 53 м.

Емкость "магазина" – суммарная длина бурильных труб, которая может быть размещена в нем. Емкость магазина фактически определяет техническую глубину бурения для данной вышки.

Оборудование для механизации подъемно-спусковых работ состоит из системы талей и лебедки.

Система талей состоит из неподвижного кронблока, подвижного талевого блока, бурового крюка и талевого каната.

Буровая лебедка выполняет следующие операции:

• спуск и подъем бурильных и обсадных труб

• удержание на весу бурильного инструмента

• подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и самой вышки при ее монтаже или установке

Оборудование для осуществления процесса бурения включает в себя:

• автоматический ключ для свинчивания и развинчивания замковых соединений буровых труб

• пневматический клиновой захват для механического захвата, удержания и освобождения бурильных и обсадных труб

Наземное оборудование, используемое при бурении:

• вертлюг – механизм соединения не вращающуюся талевую систему и буровой крюк с вращающимися буровыми трубами

• буровые насосы и напорные рукава – система подачи бурового раствора в скважину через вертлюг

• ротор – устройство передачи вращательного движения буровому инструменту, удержания на весу буровой колонны или обсадных труб

Силовой привод – снабжает энергией лебедку, буровые насосы, ротор и может быть:

• дизельным

• электрическим

• дизель-электрическим

• дизель-гидравлическим

Суммарная мощность силового привода вышки составляет от 1000 до 4500 кВт

Система циркуляции бурового раствора служит для сбора, очистки отработанного раствора, приготовления новых его порций и нагнетания раствора в скважину через напорные шланги и вертлюг.

В систему циркуляции входят:

• желоб для отвода использованного раствора от устья скважины

• средства механической очистки (вибросита, гидроциклоны)

• емкости для химической обработки, накопления и отстоя очищенного раствора

• шламовые насосы

• блок приготовления свежего раствора

• буровые насосы

Привышечные сооружения:

• помещение для размещения двигателей и лебедки

• насосное помещение для размещения буровых насосов

• приемные мостки (эстакада) для транспортировки технологического оборудования, инструментов, запасных частей, расходных материалов

• запасные резервуары для хранения бурового раствора

• трансформаторная подстанция

• площадка для приготовления бурового раствора и хранения сухих компонентов

• стеллаж для размещения труб

Буровое оборудование и инструмент

Забойные двигатели – турбобур, электробур, винтовой двигатель, устанавливаются в скважине непосредственно над долотом.

Турбобур – многоступенчатая турбина, число ступеней до 350. Статор жестко укреплен в корпусе турбобура и ротора укрепленного на валу. Поток жидкости стекая с лопаток статора падает на лопатки ротора и отдает ему часть кинетической энергии, меняя вектор скорости создает вращательный момент, снова натекает на следующую лопатку статора и т.д. Каждая ступень развивает относительно небольшую мощность, но благодаря большому количеству ступеней создается достаточная мощность для бурния самых твердых гранитов.

При турбинном бурении рабочим телом является промывочная жидкость, подаваемая с поверхности по бурильной колоне к турбобуру.

Бурильная колонна при этом способе бурения остается неподвижной вращается только долот. Бурильная колонна испытывает, только реактивный момент.

Электробур – получает питание по кабелю проходящему внутри бурильной колонны.

Винтовой двигатель состоит также из статора и ротора. Внутренняя поверхность статора представляет собой многозаходную винтовую поверхность покрытую резиной. Ротор изготовлен из стали в виде многозаходного винта. Количество винтовых линий (заходов) на одну меньше чем у статора. Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом, в результате чего создается ряд камер (шлюзов) с повышенным давлением жидкости. Давление в камере создает вращательный момент.

Инструмент, используемый при бурении, подразделяется на основной (долота) и вспомогательный (бурильные, трубы, бурильные замки, центраторы).

Долота бывают: лопастные, шарошечные, алмазные, твердосплавные.

Бурильные трубы предназначены для передачи вращательного момента долотам (при роторном бурении) и восприятии реактивного момента двигателя при бурении забойным двигателем.