Итак, позвольте рассказать Вам о том, с чего начинается "жизнь" скважины и чем она заканчивается) в контексте Виртуального месторождения для подготовки специалистов нефтяной и газовой отрасли
1. Как найти нефть или газ?
Поиск и разведка нефти и газа ведутся с помощью сейсмической разведки в комплексе с другими геофизическими методами, что обеспечивает большую надёжность геологических прогнозов. Cейсморазведка является методом разведочной геофизики и основана на изучении особенностей распространения упругих (сейсмических) волн в земной коре с целью исследования её геологического строения.
При методе отражённых волн (МОВ) возбуждённая взрывом или механическим воздействием сейсмическая волна, распространяясь во все стороны от него, последовательно достигает нескольких отражающих границ. На каждой из них возникает отражённая волна, которая возвращается к поверхности Земли, где фиксируется приборами. МОВ позволяет одновременно изучать геологическое строение на глубинах от 0,1—0,2 до 7—10 км.
Полученные данные обрабатываются геофизиками. Зная физические свойства каждой породы, они выделяют пласты по литологии - песчаники, карбонаты, глины - и выполняют разбивку разреза по стратиграфии. Если на карте выявляется поднятие (ловушка), ее проверяют на наличие нефти или газа бурением скважины.
Теперь мы нашли ловушку ...
2. Как накапливается нефть и газ ?
Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к его верхней части и попадают в ловушку. Таким образом, ловушкой называется часть природного резервуара, в которой скопились нефть и газ. В природе существуют самые разнообразные ловушки, наиболее распространены сводовые.
1 – водяная; 2 – водонефтяная; 3 – нефтяная; 4 – газонефтяная; 5 – газовая; 6 – породы-коллекторы; H – высота залежи; Hг, Hн – высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи
Это в теории, а вот так выглядит настоящие геологические разрезы:
1 – газ; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – глина
Возможно нефть и газ и найдены, но как до них добраться? Нужно построить скважину....
3. Как добраться до нефти и газа?
Скважина – это цилиндрическая горная выработка, у которой длина ствола гораздо больше, чем ее диаметр. Скважина создается без доступа в нее человека. Последнее важное дополнение, колодец и шахта тоже горные выработки, но они выкопаны/вырублены самим человеком.
По назначению различают исследовательские, предназначенные для исследования земной коры, эксплуатационные — для разработки месторождений полезных ископаемых, строительные — для строительства различных сооружений (мостов, причалов, свайных фундаментов и оснований, подземных хранилищ для жидкостей и газов, водоводов), горнотехнические буровые скважины — для строительства и эксплуатации горных сооружений. Исследовательские буровые скважины делятся на картировочные, структурно-поисковые, опорно-геологические, опорно-технологические, инженерно-геологические, параметрические, поисковые и разведочные. Эксплуатационные буровые скважины по виду разрабатываемой залежи подразделяют на скважины нефтяной, газовой и водной залежи, по выполняемой функции — на добывающие, нагнетательные, оценочные, контрольные (пьезометрические, наблюдательные), по эксплуатационному состоянию — на действующие, ремонтируемые, бездействующие, законсервированные и ликвидированные.
Конструкция нефтяной скважины выбирается, исходя из особенностей геологического строения месторождения, глубины местонахождения залежи, назначения скважины и других факторов. При проектировании конструкции нефтяной скважины исходят из следующих основных требований:
• конструкция скважины должна обеспечивать свободный доступ к забою глубинного оборудования и геофизических приборов;
• конструкция скважины должна предотвращать обрушение стенок скважины;
• конструкция скважины должна обеспечивать надежное разобщение всех пластов друг от друга, то есть она должна предотвращать перетекание флюидов (пластовое содержимое, нефть, газ, вода) из одного пласта в другой;
• кроме того, она должна обеспечивать возможность герметизации устья скважины при необходимости.
Буровые скважины разделяют на мелкие — глубиной до 2000 м (из них подавляющее большинство — до нескольких сотен метров), средние — до 4500 метров, глубокие — до 6000 метров, сверхглубокие — свыше 6000 метров. Верхняя часть скважины называется устье, нижняя – забой. Стенки скважины – это ствол скважины.
4. Бурим?
Итак, пора бурить....
В цикл строительства скважины входят:
1)подготовительные работы;
2)монтаж вышки и оборудования;
3)подготовка к бурению;
4)процесс бурения;
5)крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;
6)вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.
В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.
Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.
Подготовка к бурению включает устройство направления I и пробный пуск буровой установки.
Направление - его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов.
Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.
Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.
В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.
Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.
Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.
В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15... 16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.
При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают на специальную площадку - подсвечник, а верхний - на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.
Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.
Про бурение и буровые установки мы снимали великолепное видео с использованием VR с участием инструктора Антона Епихина..... вот ссылка:
Также достаточно интересно рассказывает виртуальный ИИ инструктор ():
Кстати, работа на такой буровой связана с достаточно высокой опасностью, вот что говорит об этом наш виртуальный инструктор:
Именно по этой причине для обучения персонала в обязательном порядке используются тренажеры, например:
https://habr.com/ru/articles/844810/
https://lcontent.ru/product/trenazhernyj-kompleks-kreslo-burilshhika/
https://lcontent.ru/product/burovaya-ustanovka-5000-320-er-euk/
5. Как "закончить и освоить" скважину?
Для добывающих скважин под освоением понимается вызов притока нефти и газа из пласта; для нагнетательных - вызов притока пластовой жидкости, очистка призабойной зоны и обеспечение других условий, при которых продуктивный пласт начинает принимать рабочий агент (воду или газ) в необходимом объеме.
Вызов притока жидкости обусловлен перепадом давления между пластом и столбом жидкости в скважине. Это гидростатическое противодавление понижают либо путем уменьшения плотности жидкости (замены бурового раствора водой или нефтью), либо уменьшением высоты столба жидкости в скважине.
Для замены бурового раствора на воду последнюю с помощью насоса через открытую задвижку нагнетают в затрубное пространство. Раствор, заполняющий ствол скважины, оттесняется водой и по внутренним трубам (которые в данном случае выполняют роль промывочных) поступает на поверхность Если пластовое давление достаточно велико, то скважина может начать фонтанировать еще до момента полной замены промывочного раствора на воду. Продукция скважины (нефть, газ) направляется в верхнюю выкидную линию через задвижку.
Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора На забой одним из следующих способов:
1)промывка - замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или нефтью;
2)поршневание (свабироваиие) - снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в Насосно-компрессорНые трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится На поверхность.
От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливаиия сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.
Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.
После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают На несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.
По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки.
Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:
· герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства;
· жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину;
· возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.
Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации. Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления. Наиболее распространена колонная головка клиновая. Она предназначена для обвязки двух колонн - промежуточной и эксплуатационной или эксплуатационной и кондуктора . После установления колонной головки на устье газовой скважины ее опрессовывают.. Колонные головки испытывают на герметичность опрессовкой воды на рабочее давление согласно паспортным данным, а также на прочность корпуса на пробное давление.
Если эксплуатация скважины планируется в сложных климатических условиях - устанавливают укрытия. Укрытие предназначено для укрытия нефтяных эксплуатационных и нагнетательных скважин от воздействия климатических факторов окружающей среды. Укрытие скважины - блочная конструкция. В качестве ограждающих конструкций блока использованы трехслойные панели с утеплителем. Помещение блока по площади достаточное для создания безопасного и удобного обслуживания оборудования обвязки скважины. В состав укрытия входят: бокс; система отопления (электрическое); система вентиляции; система освещения (лампы накаливания); площадка обслуживания.
После успешного освоения скважина сдается заказчику. Если при испытании скважины не получен приток пластовой жидкости или газа не из одного горизонта скважину ликвидируют - на устье устанавливают репер с бетонной тумбой.
Для под��отовки специалистов ТКРС (текущего и капитального ремонта скважин) также эффективно применяются компьютерные имитационные тренажеры - такие как https://lcontent.ru/razrabotan-vr-trenazher-po-remontu-neftyanyh-skvazhin/
6. Как эксплуатировать скважину?
Попросим нашего виртуального инструктора рассказать и показать процесс эксплуатации...
А также еще раз посмотрим на подземную часть...
Работа операторов добычи чрезвычайно ответственная, поэтому для их обучения (формирования знаний, умений и навыков по профессии) применяются современные программно-аппаратные комплексы (ПАК) включающие интерактивные макеты фонтанной арматуры; макеты станции управления; макеты дополнительных приборов и оборудования.
Не забываем и про правила безопасности на кустовой площадке:
Ссылки:https://lcontent.ru/product/kustovaya-ploshhadka/
7. Как поддержать пластовое давление?
В процессе разработки залежей углеводородов пластовое давление снижается, что приводит к уменьшению дебитов скважин, изменениям физико-химических свойств флюидов, усложняет их добычу. Поэтому разработку и эксплуатацию залежей ведут с поддержанием пластового давления.
С начала развития нефтяной промышленности до 40-х годов ХХ века залежи нефти разрабатывались на режимах истощения, при которых извлекали не более 25 % нефти от начальных запасов. Редко встречался естественный водонапорный режим. Отбор остаточных запасов производился с помощью так называемых вторичных методов добычи нефти – закачки воздуха и горячей газо-воздушной смеси, вакуум-процесса и др.
Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и высокой эффективности вытеснения нефти водой заводнение стало высокопотенциальным и основным способом воздействия на пласты при разработке нефтяных месторождений.
В настоящее время заводнение – это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти.
В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают:
– законтурное;
– приконтурное;
– внутриконтурное заводнение.
Поддержание пластового давления — процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычинефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ поддержания пластового давления или их комбинацию.
Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, ступенчатого осевого, барьерного (для нефтегазовых залежей) площадного, очагового или изибрательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор искусственной газовой шапки. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.
При площадном заводнении в зависимости от геологического строения нефтяной залежи и стадии её разработки для поддержания пластового давления применяют рядное, 4-точечное, 7-точечное и другое расположение нагнетательных и добывающих скважин. В размещении скважин по правильной геометрической сетке могут допускаться отклонения, если площадное заводнение проводят дополнительно к ранее внедрённой системе заводнения с учётом её эффективности, геологического строения и состояния разработки пластов-коллекторов. Суммарный объём закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания и большей частью от коллекторских и упругих свойств пластов. Число нагнетательных скважин при известном объёме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательных скважин определяется коэффициентом приёмистости, так же как производительностьнефтяной скважины — коэффициентом продуктивности. Максимальное давление нагнетания зависит от типа имеющегося насосного оборудования. Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти определяется отношением заданного объёма закачки воды в сутки к поглотительной способности одной скважины. Об эффективности процесса заводнения судят по увеличению текущей добычи нефти из действующих скважин. Применение поддержания пластового давления резко увеличило темпы отбора нефти, сократило сроки разработки нефтяных залежей, обеспечило высокие конечные коэффициенты нефтеотдачи.
Для подготовки специалистов для системы ППД также успешно применяются компьютерные имитационные тренажеры.
Ссылки: https://lcontent.ru/product/blochnaya-kustovaya-nasosnaya-stancziya-bkns/
Виртуальная экскурсия по объекту от нашего виртуального инструктора:
8. Ремонт скважины?
Текущий ремонт скважин необходим для поддержания работоспособности, устранение неисправностей, очистку оборудования и забоя от отложений, а также на восстановление продуктивности через изменение режима эксплуатации, в то время как капитальный ремонт — это комплекс работ по восстановлению конструкций скважины (обсадных колонн, цементного камня, призабойной зоны) после аварий или при их несоответствии условиям разработки, что включает более серьезные вмешательства, как изоляция пластов, создание новых стволов или ремонт сложных участков.
Для подготовки специалистов ТКРС (текущего и капитального ремонта скважин) также эффективно применяются компьютерные имитационные тренажеры - https://lcontent.ru/razrabotan-vr-trenazher-po-remontu-neftyanyh-skvazhin/
9. Запасы исчерпаны, что дальше?
Перевод на механизированную добычу — это переход от фонтанного способа эксплуатации нефтяных скважин к принудительному подъему жидкости с помощью специальных механизмов. Этот этап наступает, когда пластовой энергии становится недостаточно для того, чтобы нефть самостоятельно поднималась на поверхность. Основные способы механизированной добычи: УЭЦН (Установка электроцентробежного насоса), ШГН (Штанговый глубинный насос), УЭВН (Установка электровинтового насоса), Газлифт и др.
Также возможен перевод скважины их эксплуатационной в нагнетательную скважину системы ППД.
10. Ликвидация
Ликвидация скважин — это комплекс работ по безопасному выводу скважины (нефтяной, газовой, водной) из эксплуатации, предотвращению загрязнения окружающей среды и водоносных горизонтов путем тампонажа (заполнения цементом/глиной), установки заглушек и восстановления участка. Этот процесс включает геофизику, очистку ствола, установку изоляционных мостов, засыпку и бетонирование, что позволяет безопасно использовать землю в дальнейшем, в отличие от консервации, которая сохраняет возможность повторного использования.
В следующей статье постараюсь рассказать о процессе сбора, транспорта и подготовки нефти и газа.
