Процесы и агрегаты нефтегазовых тенологий. Конспект лекций по дисциплине Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий для специальности 170200 Машины и оборудование
 Скачать 2.83 Mb.
|
|
Тема 2. ПРОИСХОЖДЕНИЕ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТИ И ГАЗА. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ, ТИПЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ. 2.1 Происхождение нефти и газа Несмотря на столетний опыт разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, происхождение нефти, газа и родственных им веществ до сего времени окончательно не выяснено. Под влиянием давления, температуры и других факторов нефть и газ переходят из одного физического состояния в другое. В результате таких преобразований появляются новые продукты, отличающиеся качественно от ранее существовавшего вещества. Кроме того, нефть и газ способны перемещаться из материнских пород, где они образовались, в другие породы. Все это очень осложняет исследования вопросов происхождения нефти. К настоящему времени наметились два основных направления в решении, этой проблемы. Одно из них предполагает неорганическое, а другое - органическое образование этих полезных ископаемых. Основные положения гипотезы неорганического происхождения нефти и природного газа были сформулированы еще в 1877 г. Д. И. Менделеевым, предполагавшим, что углеводороды могут образоваться в недрах Земли при действии перегретого водяного пара на карбиды тяжелых металлов в условиях высоких температур и давлений. В результате реакции происходит образование не жидкой нефти, а паров углеводородов, т. е. составных частей нефти и природного газа. Основоположником гипотезы органического происхождения нефти и природного газа является М. В. Ломоносов. Еще в 1750 г. он объяснил происхождение нефти разложением в недрах земли без доступа кислорода органических останков животных и растительных организмов под действием высокой температуры, давления, бактерий и катализаторов (глины, известняка). В результате такого разложения органических остатков образуются углеводороды - составная часть нефти и газа. Нефть в виде мельчайших включений пропитывает горную породу, подвергающуюся с течением времени все большему и большему горному давлению в связи с увеличением, мощности накапливающихся осадочных пород. Под влиянием горного давления она перемещается в более пористые породы (песчаники, известняки), образуя залежи. Органическое происхождение нефти и природного газа признается большинством ученых. Гипотеза органического происхождения ориентирует науку на поиски нефти и газа в толщах осадочных горных пород, к которым относятся все известные сегодня нефтяные и газовые месторождения. 2.2 Физико-химические характеристики нефти Химические соединения углерода с водородом называют углеводородами. Известно огромное количество различных по своим свойствам углеводородов, отличающихся друг от друга числом атомов углерода и водорода в молекуле и характером их сцепления. Наибольшее распространение в природе получили углеводороды так называемого метанового ряда: метан СН4, этан С2Н6, пропан СзН8 и др. Эти углеводороды называют также предельными или насыщенными, что подчеркивает их малую химическую активность, а также плохую способность вступать в соединение с атомами других веществ. По своей химической природе нефть и нефтяной газ являются смесью углеводородов метанового (СпН2п+а), нафтенового (СпН2п) и ароматического (СпН2п-в), а изредка и других рядов. В незначительных количествах содержит сернистые, азотистые, кислородные соединения и неорганические примеси. Углеводороды от метана до бутана С4Н10 включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С5Н12 - С17Н36), - жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти. Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, откосятся к твердым веществам. Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях. Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов, зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракции. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующего транспортирования, Товарные качества и фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки их. Разгонка нефти основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (С5Н12) точка кипения равна 36°С, у гексана (С6Н14) - 69°С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие; они доходят до 300°С и выше. Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти. Первичная характеристика нефти на промысле определяется по ее удельному весу. Обычно пользуются относительным удельным весом, представляющим собой отношение веса нефти к весу воды в таком же объеме при 4°С. Относительный удельный вес не имеет размерности. Для различных нефтей относительный удельный вес имеет величину от 0,78 до 0,98, т. е. нефть всегда легче воды. Легкие нефти с удельным весом до 0,88 являются наиболее ценными, так как содержат больше бензиновых и масляных фракций. Одно из основных физических свойств любой жидкости - вязкость (или внутреннее трение), т. е. свойство жидкости сопротивляться перемещению одной части жидкости относительно другой. Чем больше вязкость жидкости, тем больше сопротивление при ее движении. Нефти обладают самой различной вязкостью, в несколько раз превышающей вязкость воды. При повышении температуры вязкость любой жидкости (в том числе и нефти) резко уменьшается. Например, повышение температуры многих бакинских нефтей с 10 до 30°С уменьшает их вязкость в 2 раза. Поэтому при перекачке вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают. Как уже отмечалось, температура в земной коре увеличивается с глубиной. Поэтому и вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу каждой тонны нефти. Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа. В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда, до 300-400 м3 на1 м3 нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает её сжимаемость и объем. Физические характеристики нефти в пластовых условиях необходимо знать при подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии для извлечения нефти из пласта и т. п.  Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после ее дегазации, т. е. при «нормальных» условиях, носит название объемного коэффициента нефти:(2.1) Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м3дегазированной нефти. Объемный коэффициент нефти всегда больше единицы. У некоторых нефтей он равен 3. 2.3. Физико-химические характеристики газа. Природные горючие газы нефтяных и газовых месторождений по своей химической природе сходны с нефтью. Они так же, как и нефть, являются смесью различных углеводородов: метана, этана, провала, бутана, пентана. Самый легкий ив всех углеводородов - метан; в газах, добываемых из нефтяных и газовых месторождений, его содержится от 40 до 95% и более (по отношению ко всему количеству газа). Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга по своим физическим свойствам. Это естественно отражается и на физических свойствах самого нефтяного газа. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана и этана, тем легче этот газ и меньше его теплотворная способность. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, мало метана и этана. При нормальных условиях (т. е. при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0°С) метан и этан всегда находятся в газообразном состоянии. Пропан и бутан также относятся к газам, но они очень легко переходят в жидкость даже при очень малых давлениях. Вообще давление, потребное для перевода того или иного углеводорода из газообразного состояния в жидкое, т. е. упругость его паров, повышается с ростом температуры. При данной температуре оно тем больше, чем ниже удельный вес углеводорода. Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна - 82,1°С. Так же трудно переводится в жидкость этан. В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы - сухие и жирные. Под названием сухой газ подразумевается естественный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Название жирный газ относится и газу, который содержит тяжелые углеводороды в таких количествах, что из этого газа с выгодой можно получать сжиженные газы, или газовые бензины. На практике сухим считается такой газ, в 1 м3 которого содержится меньше 60 г газового бензина; в 1 м3 жирного газа 60-70 ггазового бензина. Более жирные газы сопутствуют обычно легким нефтям. С тяжелыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана. Нефтяные газы содержат кроме углеводородов в незначительных количествах углекислый газ, азот, сероводород, гелий и т. п. Основным физическим параметром нефтяного газа является его удельный вес. На практике обычно пользуются понятием относительного удельного веса газов. Относительным удельным весом газа называется отношение веса определенного объема газа к весу такого же объема воздуха при одинаковых температуре и давлении. Относительный удельный вес углеводородных газов колеблется в широких пределах: от 0,554 у метана до 2 у бутана и выше. 2.4 условия залегания нефти и газа Подавляющее большинство природных резервуаров насыщено водой. Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, начинают перемещаться или, как говорят геологи, мигрировать. Это происходит вследствие разницы в удельном весе нефти, газа и воды. Сначала нефть и газ перемещаются до кровли подземного резервуара, а затем, если пласт наклонный, вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия. В первом случае выходящий из подземного резервуара газ улетучивается в атмосферу, а нефть может образовать нефтяные ручьи и даже озера. Во втором случае нефть и газ скапливаются вблизи препятствия и образуют ловушку. Таким образом, ловушка есть часть природного резервуара, в которой со временем устанавливается равновесие воды, нефти и газа. Газ имеет наименьший удельный вес, поэтому он держится в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки. В  природе существуют самые разнообразные виды ловушек. Наиболее распространенными являются сводовые и экранированные ловушки (рис. 2.1).   Рис. 2.1 Типы ловушек: а - сводовая; б – литологически экранированная; в - тектонически-экранированная; г - стратиграфически экранированная Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. В этом случае нефть и газ всплывают над водой, содержащейся в проницаемом пласте, попадают в свод антиклинали и оказываются в ловушке (рис. 2.1.а). В сводовой ловушке препятствием, или экраном для миграции нефти и газа, является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки. Однако, для образования ловушки совсем необязательно, чтобы проницаемый, пласт имел форму антиклинальной складки. Ловушка может образоваться и тогда, когда хорошо проницаемая порода на некотором протяжении ограничена плохо проницаемой породой. Ловушки подобного вида называют литологически экранированными (рис. 2.1.б). Ловушки могут образоваться и в местах контакта по трещине - сбрасывателю пористого пласта и плохо проницаемой породы. Ловушка такого типа, называемая тектонически-экранированной, показана на рис. 2.1. в. Как видно из рис. 2.1. в, нефть и газ, скопившиеся в приподнятой части пористого пласта на висячем крыле, оказались в ловушке, т. к. их миграция в плохо проницаемые породы лежачего крыла практически невозможна. Встречаются в природе и так называемые стратиграфически экранированные ловушки (рис. 2.1, г). В этом случае нефть и газ, находящиеся в наклонно залегающем пористом пласте, контактируют с горизонтально залегающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экраном для нефти и газа. В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки. Рассмотрим основные элементы и параметры нефтегазовой залежи (рис.2.2).  Рис. 2.2 Схема сводовой газо-нефтяной пластовой залежи: 1 - внутренний контур газоносности; 2 - внешний контур газоносности; 3 - внутренний контур нефтеносности; 4 - внешний контур нефтеносности Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водонефтяного раздела. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта - есть внутренний контур нефтеносности. Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой. Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта представляет внешний контур газоносности, а с подошвой пласта - внутренний контур газоносности.  Рис. 2.3 Схема массивной газонефтяной залежи: 1 - внешний контур газоносности; 2 - внешний контур нефтеносности В том случае, когда в сводовой нефтегазовой ловушке нефти и газа недостаточно для полного заполнения пласта (по всей мощности), внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать. Газовая шапка в пласте имеется в том случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти. При отсутствии в пласте нефти возможно образование чисто газовой залежи, у которой существуют внешний и внутренний контуры газоносности. В нефтегазовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис. 2.3). В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется только внешний контур газоносности. Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки. Высотой нефтяной части нефтегазовой залежи называется расстояние от подошвы до газонефтяного раздела. Длина залежи определяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи характеризуется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с контуром нефтеносности. Большая и малая оси залежи проводятся взаимно перпендикулярно с центром их пересечения в своде залежи. Кроме сводовых пластовых и массивных нефтегазовых и газовых залежей, принципиальные схемы которых были рассмотрены выше, существуют пластовые экранированные и литологически ограниченные залежи нефти и газа. Следовательно, трем основным типам природных резервуаров соответствуют три основные группы залежей нефти и газа: 1) пластовые залежи (сводовые и экранированные); 2) массивные залежи; 3) литологически ограниченные залежи. 2.5 Типы месторождений углеводородов Под месторождением, нефти и газа понимается совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых пластовых или массивных и т. д.), находящихся в недрах земной коры единой площади. Приведенное определение нуждается в пояснении, так как оно содержит некоторую условность в обобщенность. Условность состоит в том, что нефть и газ никогда не залегают в месте своего образования. Поэтому под термином «месторождение» надо понимать не место рождения нефти и газа, а место залегания ловушки, в которую попали эти полезные ископаемые вследствие миграции. Обобщенность заключается в том, что месторождение нефти и газа может иметь от одной до нескольких десятков залежей. Единичная залежь может считаться месторождением в том случае, если она содержит запасы нефти и газа, обусловливающие целесообразность ее разработки. Несколько залежей могут входить в одно месторождение при условии, если они характеризуются однотипными структурами, определяющими общность организации поисков, разведки и добычи нефти и газа. Однако не всегда можно определять границы месторождения только с учетом типа структуры. Иногда крупная структура характеризует целую зону нефтегазонакопления, содержащую несколько месторождений нефти и газа. Примером такой зоны может служить залегание осадочных горных пород, характеризующееся одним типом структуры - моноклиналью. Но моноклиналь на своем протяжении может иметь различного рода экранированные залежи. В этом случае не исключена возможность образования нескольких разрозненных залежей нефти и газа, требующих разного подхода к организации работ по разведке и добыче полезного ископаемого. В результате единая моноклинальная структура, являющаяся зоной нефтегазонакопления, разбивается по территориальному признаку на несколько месторождений. Поэтому в определении понятия «месторождение нефти и газа» говорится не только о типе структуры, но и о распространении залежей в недрах земной коры одной и той же площади. Существование в земной коре двух основных геологических структур - геосинклиналей и платформ предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса: I класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях; II класс - месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях. Характерными представителями месторождений I класса являются месторождения Северного Кавказа и юго-восточной части Кавказского хребта, а также Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Ферганы, Узбекистана, Таджикистана и Сахалина. Все месторождения нефти и газа, расположенные между Волгой и Уралом, относятся к месторождениям II класса. ТЕМА 3. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПоискОВ и разведкИ нефтЕгазОВЫХ месторождений. НАЗНАЧЕНИЕ И КОНСТРУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА СУШЕ 3.1. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПоискОВ и разведкИ нефтЕгазОВЫХ месторождений. 3.1.1 Этапы поисково-разведочных работ. Поисково-разведочные работы осуществляются в целях открытия нефтяного или газового месторождения, определения его запасов и составления проекта разработки. Комплекс поисково-разведочных работ включает в себя полевые геологические, геофизические и геохимические работы с последующим бурением скважин, позволяющим осуществить разведку месторождения. Поисковые работы делятся на несколько последовательных этапов. На первом этапе, называемом общей геологической съемкой, составляется геологическая карта местности. Горных выработок на этом этапе не делают, а производят лишь небольшие расчистки местности для обнажения коренных пород. Общая геологическая съемка позволяет получить некоторое представление о геологическом строении современных отложений на изучаемой площади. Характер залегания пород, покрытых современными отложениями, остается неизученным. На втором этапе, называемом детальной структурно-геологической съемкой, бурят картировочные и структурные скважины для детального изучения геологического строения площади. Картировочные скважины бурят глубиной от 20 до 300 мдля определения мощности наносов и современных отложений, а также для установления формы залегания слоев, сложенных коренными породами. По результатам общей геологической съемки и картировочного бурения строят геологическую карту, на которой условными обозначениями изображается распространение пород различного возраста. Для более полного представления об изучаемой площади геологическая карта всегда дополняется сводным стратиграфическим разрезом отложений и геологическими профилями. Сводный стратиграфический разрез, вычерчиваемый в виде колонки пород, должен содержать подробную характеристику пород, слагающих изучаемый район. Геологические профили строятся вкрест простирания пород для изображения геологического строения участка в вертикальных плоскостях. Для детального выяснения характера залегания пластов или, как говорят, для изучения их структурной формы в дополнение к геологической карте строят структурную карту по данным специально пробуренных структурных скважин. Структурная карта изображает поверхность интересуемого нас пласта и дает представление о форме изгиба пласта при помощи горизонталей (рис. 3.1.). После осуществления комплекса геофизических и геохимических исследований приступают к третьему этапу поисковых работ - глубокому бурению поисковых скважин. У  спешность поисковых работ на третьем этапе в значительной степени зависит от качества работ, проведенных во втором этапе. В случае получения из поисковой скважины нефти или газа заканчиваются поисковые работы, и начинается детальная разведка открытого нефтяного или газового месторождения. На площади одновременно бурят так называемые оконтуривающие, оценочные и контрольно-исследо-вательские глубокие скважины для установления размера, или контура, залежи и контроля за ходом разведки месторождения.После бурения необходи-мого числа глубоких скважин для разведки месторождения период поисково-разведочных работ заканчивается и начинается период б у р е и и я э к с п л у а т а ц и о н н ы х скважин внутри контура 3.1 Построение структурной карты нефтеносности (или газоносности), через которые будет осуществляться добыча нефти или газа из недр земли. Таким образом, успех поисково-разведочных работ в значительной степени зависит от геофизических и геохимических методов поисков нефти и газа. Эти методы достигли в настоящее время такого уровня развития, что в ряде случаев они позволяют полностью или частично отказаться от бурения структурных скважин. 3.1.2 Геофизические в геохимические методы разведки Существуют различные геофизические методы разведки, наибольшее распространение из которых получили сейсморазведка и электроразведка. Сейсмическая разведка основана на использовании закономерностей распространения упругих волн в земной коре, искусственно создаваемых в ней путем взрывов в мелких скважинах. Сейсмические волны распространяются по поверхности земли и в ее недрах. Некоторая часть энергии этих волн, дойдя до поверхности плотных пород, отразится от нее и возвратится на поверхность земли. Отраженные волны регистрируются специальными приборами, называемыми сейсмографами (рис.3.2). По времени прихода отраженной волны к сейсмографу и расстоянию от места взрыва судят об условиях залегания пород.  3.2 Сейсмическая разведка Электрическая разведка основана на способности пород пропускать электрический ток, т. е. на их электропроводности. Известно, что некоторые горные породы (граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой) хорошо проводят электрический ток, а другие (глины, песчаники, насыщенные нефтью) практически не обладают электропроводностью. Естественно, что породы, имеющие плохую электропроводность, обладают высоким сопротивлением. Зная величину сопротивления различных горных пород, можно по характеру распределения электрического поля определить последовательность и условия их залегания. Электроразведка осуществляется следующим образом. Через металлические стержни, выполняющие функции электродов, в землю вводится электрический ток. При помощи других электродов, расположенных между стержнями-электродами, изучается (с применением специальной аппаратуры) распределение искусственно созданного электрического поля (рис. 3.3). На основании этих данных определяются сопротивление и условия залегания пород.  3.3 Полевая электроразведка Электрические методы изучения недр земли нашли широкое применение при исследовании разрезов в пробуренных скважинах при так называемой электрометрии скважины. В  скважину на специальном кабеле спускают три электрода, а четвертый заземляют на поверхности у устья скважины. Включают электрический ток. Специальными приборами измеряют разностью потенциалов по всему стволу скважины и записывают на бумаге диаграмму кажущегося сопротивления пород и кривую потенциалов (рис. 3.4). Против таких пород, как известняки и насыщенные нефтью песчаники отмечается большое кажущееся сопротивление; против глин и водоносных песчаников регистрируются несравнимо меньшие кажущиеся сопро-тивления. Жидкость в скважине не является изолированной от пласто- вой жидкости. Вследствие перепада давления жидкость из скважины может перемещаться Рис. 3.4 Электрометрия в скважинев пласт и наоборот. В результате движения соленой, минерализованной воды через пористые породы происходит поляризация и возникает естественная электродвижущая сила. 3.1.3 Способы и технология бурения нефтяных и газовых скважин Способы бурения скважин классифицируются по характеру воздействия на горные породы: механическое, термическое, физико-химическое, электроискровое и т. д. Однако промышленное применение находят пока только способы бурения, обеспечивающие механическое разрушение горной породы. Другие же способы бурения пока еще не вышли из стадии экспериментальной разработки. Способы бурения скважин, связанные с механическим воздействием на горную породу, осуществляются либо с использованием мускульной силы человека (ручное ударно-вращательное бурение), либо с применением двигателей (механическое бурение с использованием энергии электродвигателей или двигателей внутреннего сгорания). Ручное ударно-вращательное бурение находит применение главным образом при инженерно-геологических исследованиях и при решении проблем водоснабжения, когда бурятся скважины малого диаметра (100-150 мм) на небольшую глубину (до 20-30 м). Существует два вида механического бурения с использованием энергии двигателей - ударное и вращательное. Ударное бурение. В настоящее время все ещё применяется ударно-канатное бурение, схема которого приведена на рис.3.5. Б  уровой снаряд состоит из долота 1, ударной штанги 2 и канатного замка 3. Он подвешивается на канате 4, который перекидывается через блок 5 мачты станка 12, оттяжной ролик 7 балансира станка 6, вспомогательный ролик 8. Канат наматывается на инструментальный барабан бурового станка 11. При вращении шестерен 10 шатун 9, совершая возвратно-поступательное движение, приподнимает и опускает Балансирную раму 6. При опускании рамы оттяжной ролик 7 натягивает канат и поднимает буровой снаряд над забоем. При подъеме рамы канат опускается, снаряд падает на забой и разрушает породу.По мере углубления скважины канат удлиняют (сматывают с инструментального барабана 11) на необходимую величину. Цилиндричность выработки обеспечивается п  оворотом долота во время его подъема над забоем. Долото поворачивается во время работы само по себе, так как канат раскручивается под нагрузкой (во время Рис. 3.5 Схема ударно-канатного подъема) и скручивается при снятии нагрузкибурения (во время удара долота о породу). По мере накопления на забое разрушенной породы (шлама) возникает необходимость в его чистке. Для этого поднимают буровой снаряд из скважины и спускают в нее желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости и разбуренных частиц породы клапан открывается, и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается. Желонка спускается в скважину до потребной очистки забоя от выбуренной породы. С увеличением глубины скважины возникает опасность обрушения породы из-за отсутствия надлежащего противодавления на стенки скважины. Поэтому последние крепятся обсадными трубами. Эффективность ударно-канатного бурения прямо пропорциональна весу бурового снаряда, высоте его падения, ускорению падения, числу ударов долота о забой и обратно пропорциональна квадрату диаметра скважины. Однако при всех прочих равных факторах производительность ударно-канатного бурения в значительной степени зависит от правильности выбора для данной породы типа долота и его качества. При бурении в породах мягких и средней твердости наилучшие результаты дают двутавровые долота (рис. 3.6,а). Они имеют широкое и сравнительно тонкое лезвие с двутавровой формой боковых поверхностей лопасти долота. При бурении в твердых породах целесообразно применять зубильные тяжелые долота (рис. 3.6.б). Эти долота более массивны, они длиннее двутавровых долот. Для срезания выступов на стенках скважины долоту придают округленную форму.  Рис. 3.6 Долота для ударного бурения: а - двутавровое; б - зубильное; в - крестовое; 1 -лопасть; 2 -шейка; 3 -резьбовая головка; 4 -лезвие; 5 -резьба; α -угол заострения долота. При бурении в твердых трещиноватых породах больший эффект дают крестовые долота (pиc. 3.6.в). Масса бурового снаряда на 1 см длины лезвия долота должна составлять:  Увеличение высоты падения снаряда приводит, с одной стороны к повышению эффективности удара, а с другой стороны, - к уменьшению числа ударов в единицу времени. Практика показала, что оптимальная длина хода оттяжного ролика составляет 350-1000 мм, а число ударов в минуту – 40-50. Ускорение падения снаряда в скважине зависит от высоты столба жидкости, обогащенной частицами выбуренной породы, а также от плотности этой жидкости. Следовательно, для увеличения эффективности ударно-канатного бурения необходимо своевременно очищать забой скважины от выбуренной породы. Станки ударно-канатного бурения имеют сравнительно небольшой вес (3-12 т); их легко перевозить с места на место. Мощность электродвигателя для них не превышает 20-30 кВт. Поэтому они могут работать в местностях, удаленных от населенных пунктов и дорог. Вращательное бурение. Полный цикл работ по проходке скважины вращательным способом состоит из следующих основных операций: 1) подготовительные земляные работы и строительство фундаментов под оборудование; 2) строительство вышки; 3) монтаж оборудования; 4) бурение скважины; 5) разобщение пластов; 6) вызов притока нефти и сдача скважины в эксплуатацию; 7) демонтаж оборудования. До начала строительства вышки и монтажа оборудования к месту будущей буровой подводятся: 1) дороги; 2) водопровод; 3) глинопровод (в тех районах, где приготовление глинистого раствора централизовано); 4) телефонная линия; 5) электроэнергия; 6) паропровод от котельной (для обогревания паром при бурении в зимних условиях). Все перечисленные работы желательно поручать комплексной вышкомонтажной бригаде, планирующей свою работу так, чтобы отдельные виды работ перекрывались в целях сокращения сроков строительства и монтажа буровой. Объем земляных работ в значительной мере зависит от рельефа местности, на которой строится буровая, и от типа выбранных фундаментов под оборудование. Механизация земляных работ, широко внедряемая в последнее время, и применение быстросборных металлических фундаментов под вышку и буровое оборудование значительно уменьшили объем земляных работ и ускорили их. Сейчас почти на всех промыслах земляные работы состоят только яз нивелировки местности под вышку и привышечные сооружения и копки траншей под различные трубопроводы и силовые линии. Внедрение крупноблочного монтажа бурового и энергетического оборудования позволило не сооружать специальных массивных фундаментов под насосы, двигатели, желобную систему, так как в данном случае оборудование подвозится крупными блоками и устанавливается на своем месте. После окончания бурения скважины демонтаж оборудования осуществляется также крупными блоками. Монтаж металлической вышки производится по методу Я. М. Кер-шенбаума. Этот метод позволяет собирать вышку «сверху - вниз» при помощи специального подъемника в любое время дня и ночи и при любой погоде. После окончания бурения скважины металлическая вышка, как правило, не разбирается, а перетаскивается на новое место вместе с фундаментом. После окончания монтажа вышки и установки соответствующего оборудования и контрольно-измерительной аппаратуры приступают к бурению скважины. При вращательном способе бурения скважина углубляется в результате одновременного воздействия на породу крутящего момента и осевой нагрузки на долото, которая создается частью веса бурильной колонны, состоящей из высокопрочных стальных бурильных труб. Под действием осевой нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента происходит скалывание, дробление и истирание породы. В зависимости от типа применяемого долота производится либо разрушение всей массы породы (сплошное бурение), либо только кольцевого пространства у стенок скважины (колонковое бурение). В последнем случае неразрушенный в центре скважины цилиндр породы (керн) извлекается на поверхность, что позволяет изучать геологическое строение пройденных пластов и т. д. Существуют два способа вращательного бурения - роторный и с забойными двигателями. При роторном бурении (рис. 3.7) устанавливаемый в центре буровой ротор получает вращение от двигателя. Ротор в свою очередь передает вращение ведущей трубе, а через нее - бурильным трубам и долоту. При бурении с забойными двигателями принцип передачи долоту мощности и вращающего момента коренным образом отличается от описанного выше. В этом случае отпадает необходимость во вращении всей бурильной колонны, так как забойный двигатель располагается между долотом и бурильными трубами. Широкое применение нашли два вида забойных двигателей - турбобур и электробур. При турбинном бурении вращение вала турбобура происходит за счет преобразования гидравлической энергии потока промывочной жидкости, двигающейся по бурильной колонне и поступающей в турбобур, в механическую энергию на валу турбобура, с которым жестко соединено долото. При этом в процессе работы долота на забое корпус турбобура и бурильная колонна не вращаются. При электробурении питание электробура осуществляется через кабель, секции которого укреплены концентрично внутри бурильной колонны. В этом случае, как я при турбинном бурении, в процессе работы долота на забое вращается только вал забойного двигателя, а корпус его вместе с бурильной колонной остается неподвижным. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка скважины водой или глинистым раствором. От буровых насосов 15 (см. рис. 3.7) промывочная жидкость поступает в стояк 8, в буровой гибкий шланг 7, в вертлюг 5 и дальше в бурильную колонну, по которой она прокачивается вниз к долоту. Пройдя через отверстия в долоте, промывочная жидкость подхватывает кусочки выбуренной породы и по кольцевому пространству между стенками скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в желобной системе 12 и в очистительных механизмах 16 она очищается от выбуренной породы и вновь закачивается в скважину.  Рис. 3.7 Схема установки для роторного бурения: 1 — кронблок; 2 —талевый канат; 3 —талевый блок; 4 — крюк; 5 — вертлюг; 6 — ведущая труба; 7 — буровой шланг; 8 — стояк; 9 — подвышечное основание; 10 — долото; 11 — ротор; 12 — желобная система; 13— лебедка; 14 — двигатели; 15 — буровой насос; 16 — очистительные механизмы (вибрационное сито); 17—емкость для промывочной жидкости Закончив проходку определенного интервала, в скважину спускают обсадную колонну. Затем затрубное пространство цементируют. В скважину нагнетают цементный раствор и продавливают его в кольцевое пространство (иногда даже до устья скважины). Затвердев, он обеспечивает надежное крепление стенок скважины, а также разобщение нефтеносных, газоносных и водоносных пластов, что необходимо для безаварийной эксплуатации скважины. После затвердения цементного раствора проверяется качество образовавшегося цементного кольца. Убедившись в надежности цементирования обсадной колонны, можно приступать к вскрытию продуктивного пласта. 3.2 Назначение И КОНСТРУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА СУШЕ 3.2.1 Цели и задачи бурения Бурение скважин — это процесс сооружения направленной горной выработки большой длины и малого (по сравнению с длиной) диаметра. Начало скважины на поверхности земли называют устьем, дно — забоем. Этот процесс — бурение — распространен в различных отраслях народного хозяйства. Нефть и газ добывают, пользуясь скважинами, основными процессами строительства которых являются бурение и крепление. Необходимо осуществлять качественное строительство скважин во все возрастающих объемах при кратном снижении сроков их проводки, а также при уменьшении трудо - и энергоемкости и капитальных затрат. Бурение скважин — единственный метод результативной разработки, приращения добычи и запасов нефти и газа. Цикл сооружения нефтяных и газовых скважин до сдачи их в эксплуатацию состоит из следующих последовательных звеньев: строительство наземных сооружений; проходка ствола скважины, осуществление которой возможно только при выполнении параллельно протекающих работ двух видов — углубление забоя посредством локального разрушения горной породы и очистка ствола от разрушенной (выбуренной) породы; разобщение пластов, состоящее из последовательных работ двух видов — закрепление стенок ствола обсадными трубами, соединенными в обсадную колонну, и герметизация (цементирование, тампонирование) заколонного пространства; освоение скважины как эксплуатационного объекта. 3.2.2 Классификация скважин Скважины можно классифицировать по назначению, профилю ствола и фильтра, степени совершенства и конструкции фильтра, количеству обсадных колонн, расположению на поверхности земли и т.д. По назначению различают скважины: опорные, параметрические, структурно - поисковые, разведочные, нефтяные, газовые, геотермальные, артезианские, нагнетательные, наблюдательные, специальные. По профилю ствола и фильтра скважины бывают: вертикальные, наклонные, направленно-ориентированные, горизонтальные. По степени совершенства выделяют скважины: сверхсовершенные, совершенные, несовершенные по степени вскрытия продуктивных пластов, несовершенные по характеру вскрытия продуктивных пластов. По конструкции фильтра скважины классифицируют на: незакрепленные, закрепленные эксплуатационной колонной, закрепленные вставным щелевым или сетчатым фильтром, закрепленные гравийно-песчаным фильтром. По количеству находящихся в скважине колонн выделяют скважины: одноколонные (только эксплуатационная колонна), многоколонные (двух-, трех-, п -колонные). По расположению на поверхности земли скважины различают: расположенные на суше, шельфовые, морские. Назначение структурно-поисковых скважин — установление (уточнение) тектоники, стратиграфии, литологии разреза пород, оценка возможных продуктивных горизонтов. Разведочные скважины служат для выявления продуктивных пластов, а также для оконтуривания разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений. Добывающие (эксплуатационные) предназначены для добычи нефти и газа из земных недр. К этой категории относят также нагнетательные, оценочные, наблюдательные и пьезометрические скважины. Нагнетательные необходимы для закачки в пласт воды, газа или пара с целью поддержания пластового давления или обработки призабойной зоны. Эти меры направлены на удлинение периода фонтанного способа добычи нефти или повышение эффективности добычи. Назначение оценочных скважин — определение начальной водонефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности пласта и проведение иных исследований. Контрольные и наблюдательные скважины служат для наблюдения за объектом разработки, исследования характера продвижения пластовых флюидов и изменения газонефтенасыщенности пласта. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных регионов с целью установления общих закономерностей залегания горных пород и выявления возможностей образования в этих породах месторождений нефти и газа. 3.2.3 Технология строительства скважин Современный процесс бурения скважины — это сложный технико-технологический процесс, состоящий из цепи звеньев, выход из строя одного из которых может привести к осложнениям, авариям или даже к гибели скважины. Безотносительно к способу разрушения горных пород процесс бурения скважины включает ряд операций:
Применяются другие операции технологического и геофизического характера, которые непосредственно не участвуют в проходке ствола скважины. Технологические способы проходки ствола скважины можно классифицировать по принципу бурения, способу привода породоразрушающего инструмента, виду углубления забоя, ориентации породоразрушающего инструмента, давлению на забое, количеству проходимых из одного устья стволов. По принципу бурения различают способы: вращательные, ударные, вибрационные, гидродинамические, термические, электрофизические, взрывные, химические, комбинированные. По приводу породоразрушающего инструмента способы делят на: роторные, погружными (забойными) двигателями, гравитационные (ударные), комбинированные. По виду углубления забоя выделяют способы: сплошным, кольцевым и ступенчатым забоем. По ориентации породоразрушающего инструмента различают: вертикальную, горизонтальную и ориентированную по странам света проходку. По забойному давлению выделяют способы: с репрессией и с депрессией на пласты, а также сбалансированные. По количеству проходимых стволов без перемещения буровой установки различают: индивидуальное, двухствольное, кустовое и мгногозабойное бурение. Перечень технологических операций, обеспечивающих сооружение скважины, включает:
В состав полного цикла сооружения скважины входят следующие работы:
В табл. 3.1 приведены некоторые термины, относящиеся к различным методам бурения, и определения для этих терминов. Таблица 3.1   |