Бурение

1 ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА

Геологоразведочные работы (ГРР) - это первый и важнейший этап буровых работ на нефть и газ (и не только)

Целью этого этапа является выявление и комплексная оценка запасов исследуемых полезных ископаемых (нефть и газ, вода, руды и др.)

Однако, прежде чем производить оценку результатов ГРР, необходимо произвести параметризацию полученных данных

Параметризация учитывает следующие аспекты:

геологическое строение месторождения

его расположение в пространстве и связанные с ним рельефные условия

кол-во и кач-во полезных ископаемых

прогнозируемые условия эксплуатации месторождения (факторы, их обусловливающие)

Принято выделять 3 основных этапа ГРР на нефть и газ:

Региональный

Поисковый

Разведочный

ГРР работы осуществляются именно в такой последовательности, на каждом из этих этапов востребованы знания из смежных областей: геофизики, геохимии, гидродинамики и др.

Суть регионального этапа ГРР сводится к проведению региональных геолого-геофизических работ в две стадии:

стадия прогнозирования нефтегазоносности

стадия оценки зон нефтегазонакопления

Стадия прогнозирования нефтегазоносности концентрируется на осадочных бассейнах и связанных с ними частях, при этом выделяются литолого-стратиграфические комплексы, фациальные зоны, нефтегазоперспективные зоны и др.

Стадия оценки зон нефтегазонакопления фокусируется исключительно на нефтегазоперспективных и нефтегазонакопительных зонах, попутно выполняется количественная оценка перспектив нефтегазоносности, выделение наиболее крупных ловушек и др.

Также в рамках регионального этапа проводятся региональные аэрокосмофотосъемка, геофизическая и геохимическая съемка, построение региональных сейсмопрофилей, бурение опорных, параметрических и структурных скважин, проведение ГИС, изучение керна. Ресурсы оцениваются по категориям D1 и D2.

Поисковый этап сводится к обеспечению необходимых условий для прироста разведанных запасов нефти и газа, проводится в две стадии:

стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения

стадия поиска месторождений

Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения относится к отдельным площадям в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления, при этом устанавливаются условия залегания и другие геолого-геофизические свойства нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов, проводится выявление перспективных ловушек и их количественная оценка ресурсов в них и др.

В рамках этой стадии широко применяются геофизические методы исследований (гравимагнитосъемка, электро- и сейсморазведка)

Стадия поиска месторождений оперирует ловушками, подготовленными для поискового бурения. В ее рамках определяются геолого-геофизические свойства горизонтов и пластов, проводится подсчет запасов открытых залежей и др.

В течение этой стадии проводятся петрофизические исследования, анализируется керн.

Заключительный разведочный этап призван подготовить промышленные месторождения к разработке в течении следующих двух стадий:

стадия оценки месторождений

стадия подготовки месторождений к разработке

Стадия оценки месторождений обычно приурочена к открытым месторождениям и выявленным залежам и оперирует установленными характеристиками залежей для определения их промзначимости, установленными физико-химическими свойствами нефти и гахов, подсчитанным коэффициентом продуктивности скважин и др.

Стадия подготовки месторождений к разработке в целом повторяет стадию оценки месторождений, добавляя к ней интерпретацию геолого-геофизических материалов и детальное проведение площадных (сейсморазведка, структурное бурение) и скважинных (электроразведка и др.) геолого-геофизических работ.

К завершению разведочного этапа должны быть подготовлены данные по:

запасам нефти и газа

экономической эффективности проведенных работ

На настоящий момент в РФ финансирование ГРР работ может быть осуществлено как средствами федерального бюджета, так и частными инвесторами.

2 РАЗВЕДОЧНОЕ БУРЕНИЕ

Этап разведочного бурения следует после ГРР.

Под разведочным бурением на нефть и газ понимается бурение скважин всех известных типов (опорных, параметрических, поисковых и разведочных) буровыми установками нефтяного ряда, роторным, турбинным способом и электробурами для региональных исследований, а также поисково-разведочных работ, связанных с разработкой нефтяных и газовых месторождений.

Разведочное бурение, в сущности, заключается в разработке и эксплуатации разведочной скважины. Разведочная скважина обычно бурится вертикально, то есть без заметного отклонения от места забуривания.

В самом общем виде, конструкцию разведочной скважины графически можно представить так:

Разведочные скважины принято бурить ударно-канатным, ударно-вращательным и вращательным вибрационным способами.

В последние годы при разведочном бурении активнее остальных средств применяются электрические турбобуры.

Турбобуры запускаются специальными электромоторами малого диаметра, которые располагаются в нижнем конце колонны. Двигатель заимствует энергию через специальный кабель, расположенный внутри бурильной трубы. Подобный механизм позволяет развивать на долоте значительные усилия и, самое главное, легко поддается автоматизации.

В ходе разведочного бурения особая роль принадлежит буровому раствору. Буровой раствор должен:

поддерживать во взвешенном состоянии обломки выбуренной породы

способствовать вращению турбобура

способствовать охлаждению бурового долота

характеризоваться определенным значением плотности, оптимальным для данных физико-геологических условий бурения

содержать минимальное количество глинистой фракции (для предотвращения появления засоров в коллекторе)

Прежде чем приступать к разведочному бурению, необходимо заранее определить его Объемы.

Количественно объем разведочного бурения определяется как запланированный прирост запасов по категориям / принятая эффективность ГРР

Объемы разведочного бурения будут неизбежно расти и в связи с этим будут создаваться новые или наращиваться существующие производственные мощности предприятий разведочного бурения. Далее стартует фаза разбуривания месторождения добывающими, нагнетательными и другими скважинами.

3 ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ БУРЕНИЕ. ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ

3.1 ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ БУРЕНИЕ

Этап эксплуатационного бурения закономерно продолжает работу, начатую при бурении разведочном.

Эксплуатационному бурению предшествует комплексное обустройство участка бурения, сопряженное с развитием разведочного бурения.

При бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин используют специальные навигационные системы, отслеживающие местоположение долота.

Специальный прибор установлен в компоновке низа бурильной колонны, именно он измеряет необходимые параметры и передает их наверх через буровой раствор

рис. 1 Типы профилей наклонно-направленных скважин

1 - наклонный участок; 2 - участок набора угла наклона ствола;

3 - прямолинейный наклонный участок; 4 - участок снижения угла наклона ствола

К эксплуатационным скважинам также часто относят горизонтальные скважины. Их последняя колонна способна входить в эксплуатируемый пласт под определенным углом и далее принимать горизонтальное положение, этим достигается высокий уровень соприкосновения обсадной трубы и эксплуатируемого пласта. В целом, у горизонтальных скважин дебит значительно выше, чем у обычных скважин.

3.2 ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ

После эксплуатационного бурения начинается процесс испытания скважины - ее освоение.

Главным в случае испытания эксплуатационной скважины считается процесс перфорации - операция, проводимая в скважине при помощи специальных стреляющих аппаратов с целью создания в обсадной колонне отверстий, служащих сообщением между скважиной и пластом-коллектором.

Заряд, вызываемый перфоратором, пробивает обсадную колонну и создает дополнительные трещины в нефтеносной породе. При испытании эксплуатационной скважины часто возникает необходимость в дополнительном проведении гидравлического разрыва пласта помимо перфорации.

4 ДОБЫЧА. ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА

4.1 ДОБЫЧА НЕФТИ

После проведения всех необходимых буровых работ наступает собственно процесс добычи нефти.

Условно принято выделять 4 его стадии:

1 стадия интенсивного освоения нефтяного месторождения

2 стадия максимального уровня добычи (выход на полку)

3 стадия падения добычи нефти

4 завершающая стадия разработки

Первые 3 стадии составляют основной период разработки. В это время отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти месторождения.

Длительность каждой стадии и объемы добычи нефти определяются проектной документацией на разработку месторождения.

1 стадия характеризуется:

- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ¸ 2 % в год от балансовых запасов);
- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от максимального;
- резким снижением пластового давления;
- небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);
- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4-5 лет

2 стадия характеризуется:
- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти в течение 3-7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями; 1-2 года - при повышенной вязкости;
- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;
- нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2-3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);
- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;
- текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10 ¸ 15%.

3 стадия характеризуется:
- снижением добычи нефти (в среднем на 10-20 % в год при маловязких нефтях и на 3-10 % при нефтях повышенной вязкости);
- темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5 %;
- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;
-прогрессирующим обводнением продукции nв до 80-85 % при среднем росте обводненности 7-8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50-60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20-30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
- суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 -10 и более лет.

4 стадия характеризуется:

- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% );
- большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7-7 м3/м3);
- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);
- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4-0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);
- отбором за период стадии 10-20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин.

Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

4.2 ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА

Перед тем, как запустить процесс транспортировки нефти или создать необходимые условия для ее хранения, нефть подвергается промысловой подготовке.

Ее физико-химическая сущность состоит в обезвоживании и обессоливании подготовляемого вещества. Помимо этого проводится сепарация фракций и очистка нефти от механических примесей. Конечным результатом промысловой подготовки считается достижениестабилизации нефтяных фракций.

Промысловая подготовка выполнятся для:

обеспечения показателей установленного качества сырья на НПЗ и ГПЗ

с целью снижения влияния вредных компонентов нефти на срок службы МНП (магистральных нефтепроводов).

Графически, схему сбора и подготовки скважинной продукции на нефтепромысле можно представить так:

1 - нефтяная скважина

2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ)

3 - дожимная насосная станция (ДНС)

4 - установка очистки пластовой воды

5 - установка подготовки нефти

6 - газокомпрессорная станция

7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды

8 - резервуарный парк

5 ТРАНСПОРТИРОВКА И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ.

После стадии разведочного и эксплуатационных бурений, а также первичной промысловой подготовки следует этап Транспортировки нефтепродуктов или их хранения

5.1 ТРАНСПОРТИРОВКА нефти и нефтепродуктов осуществляется по:

магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам

различными видами транспорта: ж/д, автомобильным, воздушным, морским и речным

Непосредственно нефть и нефтепродукты транспортируют в наливных судах, ж/д и автомобильных цистернах с внутренним маслобензостойким и паростойким защитным покрытием, в железных и полимерных бочках, канистрах и др.

В бочках и канистрах перевозят небольшие объемы нефти и нефтепродуктов.

Бензин и светлые топлива перевозят в цистернах, оборудованных нижним сливом.

Вязкие топлива перевозят Ж/д цистернами и автоцистернами.

Смазочные материалы перевозят в полимерной таре, ж/д цистернах и автоцистернах, канистрах, бочках.

Емкости для перевозки смазочных материалов готовятся различно для 3-х главных групп, отличных по степени вязкости, температуре и др :

Масла турбинные

Автомобильные моторные масла

Масла трансмиссионные

Битумы перевозят в автомобильных и ж/д емкостях с подогревом, а также в таре из картона, бумаги, дерева.

В настоящее время наиболее популярным и безопасным материалом для транспортировки нефтепродуктов являются тары из полимерных материалов.

Таким образом, следующие группы нефтепродуктов качественно различаются по условиям транспортировки и хранения:

Огнеопасные и взрывоопасные жидкие нефтевещества: бензины, дизтоплива

Густые топлива (мазуты)

Смазочные материалы

Битумы

Основной транспортирующий агент нефти и нефтепродуктов - Продуктопровод.

Принято выделять 4 основных типа продуктопроводов:

1 Выкидная линия - по продуктопроводу данного типа сырая нефть или природный газ движутся от промысловой скважины до промысловых танков хранения или резервуаров

2 Промысловый магистральный трубопровод и фидерные линии - нефть и газ собирается из различных промыслов для последующей перекачки до центральных накопителей. Фидерные линии собирают нефть и газ из нескольких точек для доставки прямо в магистральный продуктопровод.

3 Магистральный продуктопровод - сырая нефть и природный газ движутся от нефтегазодобывающих районов до НПЗ, далее от НПЗ до нефтехранилищ и нефтераспределительных систем (НРС)

4 Магистральный нефтепродуктопровод - транспортируются жидкие нефтепродукты от НПЗ до нефтетерминалов, от нефтетерминалов до распределительных терминалов.

5.2 ХРАНЕНИЕ

Нефть и нефтепродукты хранятся в нефтехранилищах

Основные виды топлив хранят в металлических резервуарах с внутренними антикоррозионными покрытиями

Бензины и нефти следует хранить в резервуарах с плавающей крышей или понтоном или оборудованных газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации резервуаров

Застывающие нефтепродукты следует хранить в резервуарах, оборудованных стационарными или переносными средствами обогрева

В настоящий момент, как и в случае с транспортировкой, в хранении металлические емкости вытесняются полимерными тарами.

Нефтепродукты в таре следует хранить на стеллажах, поддонах или в штабелях в крытых складских помещениях, под навесом или на спланированной площадке, защищенной от действия прямых солнечных лучей и атмосферных осадков.

6 ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ

Все буровые и транспортирующие работы завершаются этапом Переработки нефти.

Сырую нефть из скважины практически не используют в чистом виде.

Целью переработки является получение широкого спектра нефтепродуктов и сырья

Под переработкой понимают многоступенчатый процесс физико-химической обработки сырой нефти, этот процесс идет по 3-м основным направлениям:

топливное (переработка с целью получения моторных и котельных топлив)

топливно-масляное (дополнительное получение смазочных масел)

нефтехимическое (предусматривает производство сырья для нефтехимии)

Весь спектр нефтеперерабатывающих процессов идет на НПЗ - промышленном предприятии, специализирующемся на переработке нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии.

Производственный цикл НПЗ включает в себя процессы подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.

Процессы нефтепереработки делят на Первичные и Вторичные

Первичный блок включает в себя:

подготовку нефти

атмосферную перегонку

вакуумную дистилляцию

Вторичный блок состоит из процессов:

риформинга

гидроочистки

крекинга (каталитического и гидрокрекинга)

коксования

изомеризации

алкилирования