фонтаноопасность. Фонтаноопасность. Фонтаноопасность
 Скачать 51.53 Kb.
|
|
Фонтаноопасность залежи – потенциальная способность создать при ее разбуривании условия неуправляемого поступления флюида в ствол скважины, интенсивного развития ГНВП с последующим переходом его в открытое фонтанирование и оказывать воздействие на окружающую среду при возникновении фонтана. ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ, ОБУСЛАВЛИВАЮЩИЕ ФОНТАНООПАСНОСТЬ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН Под физическими условиями возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов понимается наличие в скважине (как правило, в зоне открытого ствола) геологических или технологических факторов, которые потенциально могут вызвать непредусмотренное технологией работ и неуправляемое поступление пластового флюида в ствол скважины в процессе ее сооружения, эксплуатации или ремонта. Под газонефтеводопроявлениями, как физическим явлением, понимается перенос пластовых флюидов из пород, слагающих разрез, в буровой раствор, заполняющий пространство скважины. Открытый фонтан – это последняя стадия развития газонефтеводопроявления, когда пластовый флюид, поступающий из проявляющего пласта, полностью вытесняет буровой раствор из скважины и беспрепятственно изливается на дневную поверхность. Пластовые жидкости и газы могут поступать в скважину только из проницаемых пород, насыщенных соответствующим флюидом. Поэтому можно констатировать, что горно-геологическим фактором возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов является наличие по разрезу геологических объектов (пластов), характеризующихся различного рода проницаемостью, и насыщенных пластовым флюидом. Первостепенное значение имеет наличие пластового флюида. Это значит, что насыщенность объекта потенциального проявления жидкостью или газом является необходимой при отнесении его к объекту потенциальной опасности возникновения газонефтеводопроявления и открытого фонтана, но не достаточной. Только совместное событие – наличие пластовых флюидов и проницаемость пласта – позволяет считать этот пласт фактором потенциального возникновения проявлений. Каждый конкретный геологический объект, потенциально предрасположенный к возникновению газонефтеводопроявлений и открытого фонтана, по-разному воспринимается технологическими службами с позиций опасности возникновения подобных осложнений и аварий. Это восприятие зависит, во-первых, от способности предотвратить возможное газонефтеводопроявление, а во-вторых, от степени опасности последствий от газонефтеводопроявления или открытого фонтана для обслуживающего персонала и окружающей среды. В свою очередь, возможность предотвращения газонефтеводопроявления и открытого фонтана, а также степень опасности последствий от их возникновения определяются геолого-физическими характеристиками флюидосодержащих пластов и свойствами пластовых флюидов. Каждая скважина (на стадии строительства, эксплуатации или ремонта) представляет собой конкретный технико-технологический объект с определенной технической оснащенностью и номенклатурой технологических действий. Технические средства, как фактор возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, можно разделить на три основные группы: 1. Технические средства, не связанные напрямую с предупреждением возникновения и ликвидации газонефтеводопроявлений, режимы работы которых (особенно неисправности или выходы из строя) являются источником их возникновения. В качестве примера можно привести следующие технические средства: буровые насосы и элементы циркуляционной системы (устройства очистки и дегазации); система долива бурового раствора при спускоподъёме; механизмы спуска и подъема бурильных труб; элементы фонтанной арматуры; подземное оборудование для ремонта и эксплуатации; элементы технологической оснастки бурильных и обсадных колонн и т.д. 2. Технические средства, устанавливаемые на скважинах для обеспечения фонтанной безопасности проведения технологически предусмотренных работ. Примером тому являются все виды противовыбросового оборудования и дополнительные элементы устьевой оснастки скважин при их бурении, эксплуатации и ремонте. 3. Контрольно-измерительные приборы и аппаратура, предназначенные для своевременного обнаружения признаков газонефтеводопроявлений. Выход из строя или неисправности технических средств каждой из вышеперечисленных групп если и не приводят непосредственно к возникновению газонефтеводопроявления или открытому фонтану, то, во всяком случае, способствуют увеличению опасности (риска) возникновения этих осложнений или аварий. Технология проведения работ при строительстве, эксплуатации или ремонте скважин должна планироваться и реализовываться таким образом, чтобы исключить возможность возникновения любых осложнений или аварийных ситуаций, в том числе связанных с газонефтеводопроявлением и открытым фонтанированием. Однако на практике вступают в силу различного рода противодействующие обстоятельства: неверный выбор режимно-технологических параметров из-за недостаточности информации о горно-геологических условиях бурения, ошибочные действия исполнителей работ, принятие непродуманных инженерно-технологических решений, невыполнение технологических требований и предписаний исполнителями работ, в результате чего может сложиться ситуация, когда эти, упомянутые выше, факторы технологического характера приведут к возникновению ГНВП или, как следствие, открытому фонтанированию. Можно сказать, что реализация технологических операций при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин, как фактор воздействия на состояние геолого-технического объекта (скважины), несет в себе опасность создания таких условий, при которых возможно возникновение газонефтеводопроявлений и даже открытых фонтанов. Очевидно, что только совместное влияние этих факторов определяет уровень опасности возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов в каждом конкретном случае при определении аварийной обстановки. В зависимости от сочетания характеристик этих факторов можно судить о потенциальной осложненности проведения процессов строительства, эксплуатации и ремонта скважин. Иными словами, в каждом конкретном случае можно оценить уровень опасности возникновения аварийной ситуации, то есть определить фонтаноопасность технологического объекта (скважины). Под фонтаноопасностью при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин понимается потенциальная возможность развития возникшего газоводонефтепроявления в открытый фонтан при существующих горно-геологических условиях, используемых технических средствах и применяемой технологии ведения работ. Можно оценить фонтаноопасность по каждой группе факторов, влияющих на возникновение газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, в отдельности. Такая оценка состоит в анализе характеристик горно-геологических, технических и технологических факторов, от которых зависят условия поступления флюидов из пласта в ствол скважины [2]. Забойные двигатели для бурения скважин Одним из видов погружных устройств, которые применяются для бурения скважин, разного типа являются забойные двигатели. Принцип работы механизмов заключается в том, что происходит преобразование электрической энергии в гидравлическую или пневматическую. В результате этого происходит вращение бурового долота, что приводит к разрушению породы в середине забоя скважины. Оборудование можно условно подразделить на несколько видов: вращательные; ударные; пневматические; гидравлические (объемного типа и гидродинамические); электронные. Энергия проходит по колонне, расположенной в середине бурильной трубы посредством использования специального типа кабеля. Применение забойного двигателя способствует повышению скорости выполнения рабочего процесса, уменьшению стоимости рабочего процесса, понижения затрат энергии, уменьшает возможность возникновения аварийных ситуаций. Возможные сложности Добыча нефти и газа — процесс непростой, который сопровождается многочисленными проблемами. Как правило, это возникающие технические сложности. Они могут сделать работу более тяжелой или существенно ее замедлить, могут вовсе заставить остановить процесс. Задача геологов, инженеров и других инженеров, специализирующихся на разработках — предусмотреть все сложности и разработать план действий на случай возникновения каждой из них. Самые распространенные проблемы — это: обвалы породы, разрушение ствола; впитывание почвой раствора для промывки; техническая неисправность оборудования; выход из строя шахты; ошибки при бурении. Стенки могут обвалиться, когда работать приходится с нестабильными горными породами. Распознать обвал можно по таким признакам, как рост давления и повышение вязкости промывочного раствора. Еще один верный признак: когда на поверхность начинает выходить больше кусков породы, чем должно. Раствор должен растворять породу, но иногда он просто впитывается ей. Так происходит, когда жидкость забирает нижележащий пласт. Вероятность повышается при высокой впитываемости и пористой структуре этого пласта. Чтобы скважину не размывало, требуется погрузить в начало трубу, которая проводит раствор в желоб, чтобы тот шел целенаправленно. Как будут вращаться буровой вал и шпиндель — одинаково или на разных скоростях и частотах, зависит от типа пробиваемой породы и диаметра коронки, служащей для бурения. Скоростью управляют через регулятор, он дозирует нагрузку на коронку. Необходимо создать подходящее давление и на стенки, и на резцы коронки. Фонтанный способ добычи нефти: самый дешевый и простой Освоение новых месторождений всегда осуществляется с использованием фонтанного способа добычи. Это самый простой, эффективный и дешевый метод. Он не требует дополнительных затрат энергоресурсов и сложного оборудования, так как процесс подъёма продукта на поверхность происходит за счет избыточного давления в самой нефтяной залежи. Основные преимущества Главные преимущества фонтанного способа: Простейшее оборудование скважины; Минимум затрат электроэнергии; Гибкость в управлении процессами откачки, вплоть до возможности полной остановки; Возможность дистанционного управления процессами; Продолжительный межтехнологический интервал работы оборудования; Для эксплуатации новой скважины нужно установить над ней полный контроль. Укрощение фонтана производится с помощью монтажа специальной запорной арматуры, позволяющей впоследствии управлять потоком, контролировать режимы работы, производить полную герметизацию, а если нужно, то и консервацию. Скважины оборудуют подъёмными трубами разного диаметра, в зависимости от предполагаемого дебита добычи и внутрипластового давления. При больших объёмах добычи и хорошем давлении используют трубы большого диаметра. Малодебитные скважины для длительного сохранения процесса фонтанирования и уменьшения себестоимости добычи оборудуют подъёмными трубами малого диаметра. По завершению процесса фонтанирования, на скважине начинают применять механизированные методы добычи. Технология бурения нефтяных скважин На начальном этапе пробуривают ствол с небольшой глубиной до 30 метров и диаметром до 40 см. Затем на его дно опускают трубу, которая будет задавать направление для бурения. Стенки между трубой и грунтом цементируют. Затем заглубляют скважину примерно на уровень 500-800 м с меньшим диаметром. Этот участок называют кондуктором, так как он предназначен для изоляции неустойчивых и рыхлых слоёв грунта при бурении. Внешние стенки труб также подвергают цементированию, чтобы трубы были защищены от возможных смещений пластов. Затем процедура бурения существенно усложняется и не во всех случаях удаётся достичь проектной глубины предполагаемого нефтеносного слоя. Это связано с тем, что продуктивные слои могут располагаться не в виде единого пласта, а нескольких, и добыча должна производиться из более заглублённого участка. В таких ситуациях монтируют промежуточную колонну, которую также цементируют по наружной поверхности. После того, как был достигнут необходимый уровень устанавливают эксплуатационную колонну. Она предназначена для добычи нефти и газа, а также для подачи воды с целью создания необходимого давления. Конструктивно она отличается от обычных колонн наличием в боковых стенках отверстий, а также в цементном слое. Кроме того, в ней применяется специальная дополнительная оснастка: пакеры, центратор, обратный клапан, обсадные кольца и т. д. Технические особенности проходки При бурении в скважину необходимо опускать колонны, для закрепления горных пород, окружающих ствол. Делают это последовательно отдельными секциями. При сложных бурениях осуществляют многоколонные выработки. Это существенно усложняет техпроцесс и следствием этого является существенный износ обсадных труб и буровых. Чтобы снизить влияние фактора износа применяют защитные кольца, выполненные в виде металлического каркаса с двумя резиновыми оболочками, закреплёнными на стальные штыри. Их устанавливают над ротором буровой при выполнении операций спуска или подъёма. Разделяют горные пласты при помощи цементирования специальными растворами. Поскольку требуется обеспечить не только высокую прочность, а и работу в сложных условиях, то при их замешивании добавляют ингибиторы и реагенты. Они ускоряют процесс набора прочности бетона и в результате не приходится ждать по 30 дней пока он будет пригоден к эксплуатации. Другое название раствора – тампонажные. Они являются ключевыми в конструкции нефтяной скважины, так как служат для закрепления колонн и предотвращении его деформации при смещениях плотных пород. Виды нефтяных скважин Тип скважины зависит, в первую очередь, от тех условий, в которых находится пласт. Поэтому для того, чтобы разработать месторождение нефти, необходимо определиться с типом выработки. Они отличаются между собой тем, как отклоняется угол ствола от вертикальной оси. Бывают вертикальные, наклонно-направленные и горизонтальные. Последние, к примеру, абсолютно горизонтального расположения не имеют, ведь пласты лежат по-разному. Поэтому пробурить прямую линию невозможно. Учитывая все это, можно сделать более емкое толкование: под горизонтальной нефтяной скважиной подразумевается конструкция, имеющая вид длинного ствола, который бурится под определенным углом. Этот наклон высчитывается исходя из того, куда направлен целевой пласт. Многоствольные и многозабойные скважины имеют два ствола и более. Когда «рукав» находится над пластом, тогда выработка называется многоствольной. В данном случае подразумевается несколько точек, в которых работник может пробить пласт. Когда ответвления располагаются непосредственно в пласте, тогда скважина называется многозабойной, то есть при наличии единственной точки пробитий может быть много. Скважины для добычи нефти бывают нескольких категорий: добывающие — приспособлены для того, чтобы добывать нефть, газ иди газовый конденсат; нагнетательные — требуются для закачки воды в пласты; опорные скважины применяются для того, чтобы найти, провести разведку и добыть нефть. С их помощью идет исследование состава пластов, возраста породы; параметрические скважины. Они позволяют рассчитать перспективность района относительно добычи нефти; структурные возводят с целью определения перспективных площадей; поисковые — ищут места залежей нефти; разведочные — дают возможность исследовать параметры пластов, их структуру, провести оценку количества залежей, раздобыть необходимую информацию, которая пригодится в ходе составления проекта будущей скважины; наблюдательные — контролируют процесс разработки; дублирующие — вступают в эксплуатацию в результате непредвиденных ситуаций, аварий или когда основной скважине требуется ремонт; специальные — нужны для того, чтобы сбрасывать воды, ликвидировать фонтаны. Что такое скважина в нефтяной промышленности? Помимо скважины, есть еще такие горные выработки, как колодец и шахта. В чем их отличие от рассматриваемого нами определения? На само деле, все довольно просто. В шахту или колодец человек может попасть, а в скважину – нет. Таким образом, дополнительное определение этого сооружения таково – горная выработка, схема и форма которой исключает доступ в неё человека. Всем известно, что скважины делают при помощи бурения. Однако сказать, что их просто бурят было бы неверно. Эти капитальные сооружения, сложные в своем строении, под землей скорее строят, в связи с чем они относятся к основным средствам организации, а затраты на их бурение и обустройство являются капитальными вложениями. Турбинные и турбинно-винтовые забойные двигатели Отличительной особенностью забойных двигателей турбинного типа заключается в том, что их конструкция включает в себя турбины. Такие двигатели могут быть выполнены в нескольких вариантах: цельнолитые металлические; составные металлические с точным литьем; составные пластмассовые, представляют комплект ступицы из металла и проточной части из пластмассы. Современные технологии позволяют разрабатывать и внедрять в производство новые модели турбинных забойных двигателей. Для выполнения процесса бурения скважин на большой глубине, используются турбовинтовые забойные двигатели. При помощи использования оборудования данного типа можно выполнять бурение скважин в двух направлениях: вертикальном и наклонном. Кроме этого, турбинно-винтовые двигатели успешно используются и в качестве забойного привода или двигателя-отклонителя. Основные сведения Россия располагает сегодня приблизительно 13% разведанных в мире нефтяных месторождений. Основным источником пополнения государственного бюджета нашей страны являются отчисления от результатов деятельности нефтегазодобывающей отрасли. Нефтеносные слои находятся, как правило, глубоко в недрах земли. Скопление нефтяных масс в месторождениях происходит в горных породах пористой структуры, находящихся в окружении более плотных слоёв. Образцом природного резервуара служит пласт песчаника куполообразной формы, со всех сторон заблокированного слоями плотной глины. Далеко не каждое разведанное месторождение становится объектом промышленной разработки и добычи. Решения по каждому принимаются только по итогам тщательного экономического обоснования. Главный показатель месторождения – коэффициент нефтеотдачи, отношение объёма нефти под землей, к объёму, который можно получить для переработки. Пригодным для разработки является месторождение с прогнозируемым коэффициент нефтеотдачи от 30% и выше. По мере совершенствования технологий добычи в месторождении данный показатель доводится до 45% и выше. В подземном хранилище всегда одновременно присутствуют сырая нефть, природный газ и вода под огромным давлением пластов земной коры. Параметр давления оказывает решающее влияние на выбор способа и технологии добычи. Рабочая пара «Рабочая пара» гидравлического винтового забойного двигателя (сокращенно: ГЗД или ВЗД) – это одно из названий двигательной секции ВЗД. Можно даже с уверенностью сказать, что это самое популярное «народное» название двигательной секции среди отечественных нефтяников. Рабочая пара (она же двигательная секция, силовая секция, секция рабочих органов, «power section», турбинная секция, винтовая пара) – это основной узел двигателя, где гидравлическая энергия потока рабочей жидкости передается в механическую, генерируя крутящий момент. Основных элементов двигательной секции (рабочей пары) два, т. е. пара: статор и ротор. Обкладка статора – эластомер (специальная резина устойчивая к абразивному воздействию и работоспособная в среде бурового раствора) определенного винтового профиля. Ротор (изготавливается из легированной стали с износоустойчивым покрытием) – ответная часть статора аналогичного профиля с числом зубьев меньшим на один, чем у статора. Профиль рабочей пары – это то, что задает энергетические характеристики ВЗД. Пара ротор-статор изготавливается с определенным натягом зубчатого зацепления ротор-статор. Значение натяга зависит от диаметральных и осевых размеров рабочей пары, свойств рабочей жидкости (бурового и промывочного растворов), забойной температуры, свойств эластомера статора и оказывает существенное влияние на энергетические и ресурсные характеристики двигателя. Рабочая пара – это сердце ВЗД, задающее основные энергетические параметры забойного двигателя, а также его ресурс и межремонтный период (МРП). К основным энергетическим характеристикам рабочей пары относятся: обороты, момент и мощность.Теоретические энергетические характеристики задаются с помощью геометрии профиля секции: диаметр секции, координаты винтового профиля, длина активной части (часть статора, где непосредственно создается крутящий момент – винтовая часть ротора и статора), число шагов винтового зуба статора, количество зубьев пары ротор-статор.Фактические энергетические характеристики рабочей пары (реальные характеристики двигательной секции после её изготовления) могут отличаться от теоретических в несколько раз. Это связано с погрешностью изготовления основных элементов пары: ротор-статор. Ротор рабочей пары, а также пресс-форма статора – сложное изделие, чистота и точность изготовления которого, оказывают существенное влияние на рабочие характеристики двигателя. Для рабочих пар малогабаритных двигателей, применяемых при капитальном ремонте скважин (наружный диаметр статора 43-127 мм и длина активной части до 2000мм), МРП, как правило, составляет от 30 до 100 часов наработки (общий ресурс 300 мото-часов). Рабочие пары, которые используются в бурении (габарит 106 – 240мм, длина активной части статора от 3000 мм и выше) отличаются большей ресурсностью – МРП таких ВЗД и двигательных секций уже составляет минимум 200 мото-часов, а общий ресурс доходит до 600 и более часов наработки. Это достигается за счет увеличения длины активной части статора, применения более износоустойчивых материалов и деталей двигателя (более качественные материалы эластомера и ротора, применение твердосплавных радиальных опор и осевых подшипников повышенной грузоподъемности). Но, даже идеально изготовлена рабочая пара (с полученными идеальными энергетическими характеристиками) не гарантирует стопроцентный результат при проведении бурильных работ — всё может быть перечеркнуто неправильными условиями эксплуатации. Есть ряд определенных факторов, которые отрицательно влияют, как на рабочие характеристики винтовой пары, так и на весь забойный двигатель в целом. К факторам, негативно влияющим на ресурс рабочей пары (двигательной секции), относятся: низкая степень очистки рабочей жидкости; химический состав рабочей жидкости, не соответствующий применяемому виду эластомера (высокое содержание нефти, соли, хлорид-ионов, применение азотосодержащих и кислотосодержащих растворов); не соответствие температуры на забое типу эластомера статора рабочей пары (двигательной секции); запуск при минусовой температуре без предварительного прогрева двигательной секции; превышение рабочих режимов бурения (постоянная работа на максимальных режимах и превышение их); применение рабочей пары с фактическим натягом зацепления ротор-статор несоответствующим внутрискважинной температуре. История Первое в мире бурение скважины для целей нефтедобычи проведено в 1846 году по предложению члена Главного управления Закавказским краем Василия Николаевича Семенова (1801—1863) на основе идей Николая Воскобойникова (1801—1860) в посёлке Биби-Эйбат близ Баку, входившем тогда в Российскую империю. Глубина скважины составила 21 м. Работа была осуществлена под руководством директора Бакинских нефтяных промыслов, Корпуса горных инженеров — майора Алексеева, скважина была разведочной. В 1864 году первая в России эксплуатационная скважина была пробурена на Кубани, в селе Киевском, в долине реки Кудако. Первую американскую нефть из буровой скважины глубиной 15 м получил инженер Уильямс в 1857 году в Эннискиллен. Однако чаще всего считают, что первую нефть из промышленной скважины получил американец Эдвин Дрейк 27 августа 1859 года. В Баку в 1930 году был разработан (см. Мир-Бабаев М. Ф., 2007 г.) и в 1934 году на Грозненских нефтепромыслах успешно применен метод наклонно-направленного бурения, при котором скважины делаются не вертикальными, а наклонными (с отклонением ствола скважины от вертикали и изменением зенитного угла и азимута бурения). При этом буровая вышка может находиться на значительном расстоянии от месторождения. С помощью наклонных скважин, заложенных на окраине Баку, добывали нефть из-под городских кварталов. В 1930 году на всех бакинских нефтяных промыслах применялся электрокаротаж и приборы для измерения кривизны бурения. На Баилове (район Баку) в 1941 году впервые в мире бурится наклонная скважина на глубину 2000 м турбинным способом (бурение было осуществлено бригадой мастера Ага Нейматулла). Также 1941 году, начато бурение самой глубокой скважины в СССР (3200—3400 м) на месторождении Говсаны (Азербайджан). Наклонное бурение позволяет использовать стационарную буровую на берегу для добычи нефти на шельфе. Именно так работает часть скважин в Норвегии на берегу Северного моря. Первые наклонно-направленные скважины имели криволинейную траекторию: от поверхности бурение ведётся сначала вертикально вниз, а затем набирается угол наклона для приведения к заданному направлению. Прямолинейная наклонная нефтедобывающая скважина впервые была пробурена на Старых промыслах Грознефти в 1949 г. (разработка инженера Бузинова М. М.) На основе наклонного бурения был разработан метод кустового бурения, при котором с одной кустовой площадки расходится «куст» в 10—12 наклонных скважин, охватывающих большую нефтеносную площадь. Этот метод позволяет проводить буровые работы на бо́льших глубинах — до 6000 метров. Как бурят нефтяные скважины Основными элементами любой скважины являются: устье (самая верхняя часть); ствол (промежуточная часть); забой (самая нижняя часть, находящаяся в продуктивном пласте). Буровая вышка Иными словами, длина и глубина вертикальной скважины совпадают, а наклонной – нет. Бурение нефтяных и газовых скважин, как правило. происходит с постепенным уменьшением диаметра ствола после того, как пробурили определенный участок. Начальный диаметр такой выработки, как правило, не более 900 миллиметров, а диаметр в области забоя – от 75 миллиметров и более. Процесс углубления такой горной выработки представляет собой разрушение пород либо по всей площади забоя (так называемое сплошное бурение), либо по его периферии (колонковое). Во втором случае в стволе выработки остается кусочек породы цилиндрической формы, называемый керном. Керны периодически извлекают из скважины для изучения состава пройденных породы. Специальность человека, который занимается бурением, называется бурильщик. Чаще всего используют такие технологии, как: ударно-канатная; с использованием роторной техники или забойного мотора; турбинной технологией; с винтовым мотором; электрическим буром. Самый проверенный и практичный метод был назван первым — ударно-канатный. Он предполагает пробивание долотом с конкретной периодичностью. Сила удара формируется весом самого инструмента и утяжеления в виде штанги. Обратное движение выполняется за счет балансира. При использовании роторной техники бурение осуществляет вращающийся механизм. Ротор устанавливается на устье через трубы, он работает, как вал. Если это небольшая скважина, то будет достаточно шпиндельного двигателя. Привод ротора присоединяется к лебедке и кардану, благодаря этому можно управлять скоростью. Турбина создает вращающий момент, это воздействие двигателем на колонну, используется гидравлическая энергия. Турбобур создает из энергии гидравлики механическую, она и будет вращать элементы. Мы рассмотрели, как бурят скважину на нефть, прошлись по всем необходимым работам и способам бурения. Общий вывод такой: главная задача при разработке — передать энергию на долото, чтобы создать движение, направленное на углубление. Отличие технологий в типе энергии и способе ее передачи. Для бурения скважин применяется ряд специализированных машин и механизмов. На пути к проектной глубине нередко попадаются участки породы с повышенной твердостью. Для их прохождения приходится давать на буровую колону дополнительную нагрузку, поэтому к добывающему оборудованию предъявляются достаточно серьезные требования. Оборудование буровой установки стоит недешево и рассчитано на долгосрочное использование. В случае остановки добычи из-за поломки какого-либо механизма придется ждать замены, что серьезно снизит рентабельность предприятия. Оборудование и механизмы для добычи углеводородов должны быть изготовлены из высококачественных и износостойких материалов. Оборудование буровой платформы можно разделить на три части: Буровая часть – бур и бурильная колонна. Силовая часть – ротор и талевая система, обеспечивающие вращения буровой колонны и спускоподъемные манипуляции. Вспомогательная часть – генераторы, насосы, емкости. Бесперебойная работа буровой установки зависит от правильной эксплуатации оборудования и технического обслуживания механизмов, в сроки предписываемые производителем Не менее важно своевременно менять расходные части, даже если по внешнему виду с ними все нормально. Без соблюдения правил эксплуатации невозможно гарантировать безопасность персонала буровой платформы, недопущение загрязнения окружающей среды и бесперебойную добычу нефти или газа Сплошные преимущества Роторные управляемые системы, как ясно из самого их названия, предполагают использование роторного бурения — такого, при котором бурильная колонна постоянно вращается. В результате ствол получается более гладким и плавным, чем при использовании ВЗД, и скважина лучше очищается от шлама — остатков выбуренной породы. Все это снижает вероятность осложнений — прихватов, уменьшает силу трения. Скорость бурения возрастает в среднем в два раза. РУС может менять направление за счет действия отклоняющей системы, расположенной за долотом, управлять которой можно с поверхности. Две основные разновидности конструкции РУС различаются по устройству этой отклоняющей системы. В первом случае отклонение траектории происходит за счет изменения положения лопаток, упирающихся в стенки ствола скважины и отклоняющих долото в нужную сторону (см. рис. на стр. 52). Во втором, чтобы добиться аналогичного результата, специальный механизм изгибает вал, вращающий долото. При этом встроенная система телеметрии, расположенная гораздо ближе к долоту, чем при использовании ВЗД, постоянно контролирует отклонения ствола и передает данные на поверхность, где принимаются решения о дальнейших корректировках траектории. Система позволяет добиться не только удивительной точности и значительного отхода от вертикали, недоступных для ВЗД. С их помощью можно бурить идеально вертикальные скважины с углом отклонения не более 0,2 градуса. А за счет сокращения времени бурения уменьшается и период контакта бурового раствора с продуктивным пластом, и тот меньше загрязняется реагентами, что позитивно сказывается на его фильтрационных свойствах и притоке нефти в скважину. Классификация способов добычи В свою очередь к механизированному можно отнести газлифтный и насосный методы подъёма. Если нефть из недр выдавливается на землю только под воздействием природной энергии нефтеносного пласта, то способ добычи называют фонтанным. Но всегда наступает момент, когда запасы энергии пласта истощаются, а скважина перестаёт фонтанировать. Тогда подъем осуществляют с применением дополнительного энергетического оборудования. Такой способ добычи и является механизированным. Механизированный способ бывает газлифтным и насосным. В свою очередь газлифт можно осуществлять компрессорным и бескомпрессорным методом. Насосный способ реализуется посредством использования мощных глубинных насосов: штанговых, электроцентробежных погружных. Рассмотрим более подробно каждый способ в отдельности. Конструкция нефтяной скважины Скважины в основной своей массе строятся вертикально, хотя иногда бурение проходит под необходимым углом. Конструкция состоит из трех отделов: Устье — верхняя часть, необходимая для того, чтобы предотвращать возможные обвалы, разрушения рыхлых пород. Забой — нижняя часть, создана для укрепления колонн на глубине и добычи полезного ископаемого из продуктивного пласта. Ствол — средняя часть, которая уходит вниз, задает путь бурению и удаляет разрушенные породы из скважины. Строительство скважины происходит в несколько шагов: Буровая установка заглубляет ствол скважины благодаря разрушению пород. Удаляется природный материал, который возник в процессе бурения. Укрепляются стенки в момент погружения. Изучаются размеры слоя нефти. Колонна спускается на необходимую глубину. Само ископаемое добывается двумя методами: Методом фонтанирования. Этот способ работает при накоплении в пластах чрезмерного давления, благодаря которому углеводороды вырываются наверх. Методом нагнетания. Вода, газ, различные смеси и прочие вещества подаются в скважину для того, чтобы создать искусственное избыточное давление. О технологических особенностях У разработки нефтяных месторождений есть своя специфика. Для добычи воды можно использовать среднее или даже легкое оборудование, то в данном случае необходима тяжелая техника. Сперва необходимо установить буровую мачту, ее направление должно строго совпадать с осью вышки, которая проходит по центру. Для соответствия производится центровка, после чего ствол уже будет идти в строго определенном направлении. Чтобы укрепить ствол, закладывается труба, начало заливается цементом определенной фракции. Затем необходимо вновь отцентровать вышку с осью. Рядом создают еще одну небольшую скважину, ее называют шурф. Туда опускают ведущую трубу в периоды, когда бурение прерывается. Чтобы сделать, пользуются ротором и турбобуром, при использовании последнего нужно собрать подводящую трубу и долото. На вышке будет зафиксирован канат, его предназначение — в управлении скоростью вращения. В последние дни перед стартом добычи собирается консилиум. На нем присутствуют инженеры-технологи, бурильщики и геологи, другие специалисты. Они обсуждают и оценивают важнейшие моменты, как особенности конкретного объекта, состав породы, которую предстоит бурить, предусматривают возможные проблемы и способы их разрешения. Если тебе интересны способы добычи других природных ресурсов, обратись к статье “Извлечение цветных металлов по инновационным технологиям”. Обозначение выпускаемых ВЗД Например: Д-106.2000.78-100 Двигатель тип «Д» – двигатель в прямом исполнении, предназначен для бурения и капитального ремонта вертикальных скважин. Двигатель тип «ДО» – двигатель-отклонитель с жестким кривым переводником (нерегулируемым углом искривления шпиндельной) секции для бурения наклонно-направленных скважин. Двигатель тип «ДР» — двигатель с регулятором угла (регулируемым углом искривления шпиндельной секции) для бурения наклонно-направленных скважин. .106 – наружный диаметр (габарит) двигателя в мм .2000 – длина активной части статора в мм .78 – заходность (7/8) — 100 – осевой шаг статора. Методы добычи нефти Метод добычи нефти зависит от величины давления в пласте и способе его поддержания. Можно выделить три метода: Первичный – нефть фонтанирует из скважины за счет высокого давления в нефтеносном пласте и не требует создания дополнительного искусственного нагнетания давления, коэффициент извлечение нефти 5-15%; Вторичный – когда естественное давление в скважине падает и подъем нефти не возможен без дополнительного нагнетания давления за счет ввода в пласт воды или природного/попутного газа, коэффициент извлечение нефти 35-45%; Третичный – увеличение извлечения нефти из пласта после снижения ее добычи вторичными методами, коэффициент извлечение нефти 40 – 60%. Конструкция нефтяной скважины Нефтяная скважина для добычи нефти в диаметре может составлять от 75 до 400 мм. Всё зависит от конкретных условий бурения, от типа залегающих на глубине пород, а также от размеров нефтеносного слоя. То есть больший диаметр позволяет вести выкачку нефти из недр земли с большей скоростью. Последовательность операций при бурении скважин следующая: Производится заглубление ствола скважины путём разрушения пород при помощи буровой установки. Удаление разрушенных частей породы из скважины на поверхность земли. Во время погружения нефтяная скважина укрепляется специальными обсадными колоннами. Изучение размеров нефтяного слоя путём геологических и геофизических исследований. Спуск завершающей колонны на рабочую глубину, с которой и предполагается эксплуатировать скважину. Механизированный способ добычи нефти – насосный Насосная эксплуатация обеспечивает подъем нефти по скважине соответствующим насосным оборудованием. Насосы бывают штанговые и бесштанговые. Бесштанговые – погружного типа электроцентробежные. Наиболее распространена схема откачки нефти штанговыми глубинными насосами. Это относительно простой, надёжный и не дорогой метод. Доступная для этого способа глубина – до 2500 м. Производительность одного насоса – до 500 м3 в сутки. Главными элементами конструкции являются насосные трубы и подвешенные в них на жёстких штанговых толкателях плунжеры. Возвратно-поступательное движение плунжеров обеспечивается станком-качалкой, расположенным над скважиной. Сам станок получает крутящий момент от электродвигателя через систему многоступенчатых редукторов. В связи с не высокой надёжностью и производительностью штанговых плунжерных насосов в наше время все больше применяются насосные установки погружного типа – электроцентробежные насосы (ЭЦН). Основные преимущества Преимущества электроцентробежных насосов: простота технического обслуживания; очень хороший показатель производительности в 1500 м3 в сутки; солидный межремонтный период до полутора лет и более; возможность обработки наклонных скважин; производительность насоса регулируется количеством ступеней, общая длина сборки может варьироваться. Центробежные насосы хорошо подходят для старых месторождений с большим содержанием воды. Для подъёма тяжёлой нефти лучше всего подходят насосы винтового типа. Такие насосы обладают большими возможностями и повышенной надёжностью с высоким КПД. Один насос легко поднимает 800 кубических метров нефти в сутки с глубины до трех тысяч метров. Имеет низкий уровень сопротивляемости коррозии в агрессивной химической среде. Свойства пластовых флюидов, обуславливающие характер развития ГНВП и степень фонтаноопасности Основными свойствами пластовых флюидов, которые определяют характер развития ГНВП и степень фонтаноопасности, являются: • тип флюида; • агрегатное состояние; • плотность; • вязкость; • растворимость; • наличие примесей; • токсичность (предельно допустимые концентрации (ПДК), при которых допускается нахождение в рабочей зоне); • пожаро- и взрывоопасность (концентрация, при которой происходит воспламенение). Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин или разрабатываться с использованием эксплуатационных скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы; газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном, смешанном в различных пропорциях Тем не менее, по совокупности характерных признаков и физико-химических свойств пластовые флюиды, которые представляют угрозу с позиций возникновения и развития проявлений, по степени убывания фонтаноопасности располагаются следующим образом: • природные газы (метан, бутан, пропан, N2, СО2, H2S, Не); • газоконденсаты; • нефтегазоконденсаты; • нефть; • газированные пластовые воды; • минерализованные воды и рапа. Агрегатное состояние. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном (природные газы и га зоконденсаты) и жидком (нефтегазоконденсаты, нефть, нефтегазоконден-саты, минерализованные воды и рапа). Газ - это агрегатное состояние вещества, при котором ионы, молекулы, атомы имеют кинетическую энергию теплового движения намного большую, чем потенциальная энергия их взаимодействия, в результате чего они занимают равномерно все предоставленное им пространство. Жидкость - это агрегатное состояние вещества, при котором тела имеют объем, но не имеют упругости формы, т. е. отсутствует модуль сдвига, являясь переходным между газом и твердым телом. Различия, обусловленные агрегатным состоянием, определяют различную фонтаноопасность газов и жидкостей и отличительные особенности при их проявлении и фонтанировании. Фонтаноопасность газов более высока по следующим причинам: • в газовых залежах более высокие пластовые давления; • более стремительное развитие газопроявления (по сравнению с проявлением жидких флюидов) во времени; • наличие миграции газа по стволу скважины после ее герметизации, что приводит к дальнейшему росту давления во всех сечениях скважины; • низкий порог возгораемости; • взрывоопасность; • токсичность; • летучесть (способность газов легко перемещаться в атмосфере); • повышенная растворимость в воде; • высокий дебит. В связи с более высокой фонтаноопасностью газов по сравнению с жидкостями к ним предъявляются повышенные требования по обеспечению фонтанной безопасности при вскрытии газонапорных горизонтов. Плотность. С позиций фонтаноопасности плотность пластовых флюидов следует рассматривать в нескольких аспектах. Во-первых, плотность флюида играет важную роль при фильтрации пластового флюида к скважине. В этом случае, согласно закону Дарси, чем выше плотность флюида, тем меньше скорость фильтрации, а следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей. Во-вторых, плотность пластового флюида определяет скорость миграции (всплытия) флюида в скважине, что во многом определяет характер развития проявления в открытый фонтан. Если при поступлении в скважину жидких флюидов (высокая плотность) миграция практически не происходит, то при проявлениях газа она является весьма существенным фактором, заставляющим незамедлительно предпринимать технологические мероприятия по ликвидации проявления (например, вымыв газированного БР) во избежание возникновения открытого фонтана. Такой исход может быть из-за того, что рост давления в скважине в результате миграции газа может вывести из строя противовыбросовое оборудование, разрушив устье скважины. В-третьих, плотность флюида (или его паров) играет существенную роль при оценке фонтаноопасности с позиций воздействия на окружающую среду при возможном попадании пластового флюида на поверхность в результате открытого фонтанирования скважины. В основном это касается газообразных или легкоиспаряющихся жидкостей (например, метанол). Флюиды с меньшей плотностью более легко распространяются в атмосфере и поражают большие площади земной поверхности, поэтому их фонта-ноопасность выше. В расчетах по ликвидации ГНВП принято считать нефтегазоконден-саты жидкообразными с плотностью 700-800 кг/м3, плотность жидкой части газоконденсатов принимается аналогичной. Вязкость - это физическая характеристика, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине: чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей. Растворимость. Наиболее существенными свойствами пластовых флюидов (особенно газов) являются их растворимость в жидких флюидах или БР в пластовых условиях и в воде на земной поверхности. Способность растворяться в жидких флюидах или в БР имеет важное значение для характеристики газообразных пластовых флюидов (особенно токсичных), потому что это позволяет оценить их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом (ГНВП или открытый фонтан) или с БР (при циркуляции). В таком случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или БР в результате падения давления (от пластового до атмосферного). Если при бурении существует возможность контакта пластового флюида или БР с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность скважины считается высокой. Для характеристики количества растворенного газа в нефти вводится понятие газового фактора, которым называют объемное количество газа в м3 (при нормальных условиях), получаемое при сепарации нефти, приходящееся на 1 м3 (или 1 т) дегазированной нефти. Принято считать, что при газовом факторе свыше 200 м3/м3 нефть характеризуется высоким содержанием газа. На практике газосодержание достигает 300-500 м3/м3 и более. Газосодержание 100-200 м3/м3 - обычное для большинства нефтей. Наличие примесей. Фонтаноопасны примеси токсичных ядовитых веществ. Природный газ имеет в своем составе, в основном, газообразные примеси: сероводород, углекислый газ, азот, гелий и др., концентрация которых зависит от месторождения. Наиболее опасной примесью считается сероводород: его содержание в газе свыше 6 % (по объему) считается высокой и требует особых мер. Газоконденсат - это смесь жидких углеводородов (С5Н12 + высшие) и газов, в которых доля конденсата колеблется от 5-10 до 500-1000 г/м3, а основным содержанием газовой составляющей являются: метан (70-95 %), СО2, N2 (до7 %), H2S (до 30 %). Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный. Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит при стандартных условиях из жидких углеводородов. Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа. На практике используется также характеристика, называемая газоконденсатным фактором, - это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3. Нефть - горючая маслянистая жидкость, представляющая собой сложное природное образование углеводородов (метановые, нафтеновые и ароматические) и не углеводородных компонентов (кислородные, сернистые и азотистые соединения). Токсичность пластового флюида определяет степень его вредного воздействия на человека и окружающую среду. К токсичным и ядовитым веществам относятся: метан (СН4), сероводород (H2S), сернистый ангидрит (SO2), метанол (СН3ОН). При нефтегазопроявлениях большую опасность представляют самовозгорание, образование взрывоопасной смеси с воздухом, отравления. Особенно опасно проявление сероводорода, поскольку при очень небольших его концентрациях (0,001 мг/дм3) уже нельзя работать без специальной защиты. К тому же сероводород вызывает за короткое время специфическую коррозию оборудования и бурильного инструмента, обусловливающую наводороживание, охрупчивание, обрыв труб, разрыв обсадных колонн и т. д. |