Происхождение нефти. Миграция и образование ловушек. Поиски нефти

СИСТЕМА ЦИРКУЛЯЦИИ И ОЧИСТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА

Рассказ о системе циркуляции бурового раствора логично было бы начать с  буровых насосов (см. Рис. 6). Насосы и  их силовые установки являются «сердцем»  циркуляционной системы, а циркулирующий  буровой раствор – ее «кровью».  Буровые насосы – поршневого типа, они способны развивать давление до 5 000 psi. Насосы приводятся в действие от дизельных или электрических двигателей. Для обеспечения необходимого давления и скорости закачки под конкретные условия бурения подбирают определенные размеры поршней, втулок и насадок долота. Этот процесс называется оптимизацией гидравлической системы, оптимизация – ключевой элемент обеспечения эффективности буровых работ.

С выкидов насосов буровой раствор  под высоким давлением подается в стояк – длинную вертикальную трубу, установленную на мачте; из стояка буровой раствор подается на буровой шланг (грязевой рукав), затем через вертлюг он попадает в ведущую трубу. Далее буровой раствор закачивается в колонну бурильных труб и поступает на долото.  Как правило, долото имеет две и более насадки (сопла), которые служат для ускорения потока бурового раствора. Струя бурового раствора обрабатывает забой скважины, очищая таким образом шарошки и удаляя шлам с забоя. Затем буровой раствор поднимается вверх по затрубному пространству (так называется пространство между бурильной колонной и стенками скважины), увлекая за собой шлам.

На поверхности смесь шлама  и бурового раствора выходит через  наклонную трубу большого диаметра (выкидную линию) и поступает на одно или несколько вибросит, установленных на блоке системы очистки. Принцип действия вибросит основан на том, что буровой раствор проходит через сито, а большая часть частиц шлама задерживается на нем (так как размер частиц больше размера ячеек сита) и удаляется таким образом из циркуляционной системы. Проходя через вибросита, буровой раствор попадает в емкости-отстойники. Это – большие прямоугольные металлические резервуары, соединяющиеся между собой посредством труб или желобов. Буровой раствор в емкостях-отстойниках не перемешивается, поэтому твердая фаза, оставшаяся после обработки раствора на виброситах, осаждается из него. Из емкостей-отстойников буровой раствор попадает в емкости, оборудованные мешалкой.  Там происходит сепарация газа, песка и ила. После этого буровой раствор поступает в приемные емкости, откуда он снова закачивается в скважину. Приемная емкость служит также для введения различных химреагентов и добавок к буровому раствору. Для введения сыпучих добавок, таких как глинопорошок и утяжелители, используется гидромешалка с трубкой Вентури.

ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Буровой раствор должен иметь достаточную  плотность (удельный вес), чтобы создать  такое гидростатическое давление, при  котором был бы невозможен приток в скважину газа, нефти и воды. Однако иногда находящийся под большим давлением пластовой флюид все же прорывается в скважину. Прорыв пластового флюида в скважину называется «проявлением». Особую опасность представляют газо- и нефтепроявления. Чтобы справиться с нефтегазоводопроявлениями, буровые установки оборудованы комплектом противовыбросовых превенторов.  В зависимости от глубины скважины и условий работ, устанавливают несколько комплектов превенторов, которые монтируются на фланец колонной головки кондуктора(предыдущей колонны) и соединяются друг с другом фланцами. При проявлении закрываются один или несколько превенторов. Наличие нескольких превенторов на скважине обеспечивает гибкость и избыточную надежность противовыбросовой системы в случае неисправности одного из них.

Верхняя часть комплекта противовыбросовых  превенторов состоит из сферического универсального превентора, который  на западе называют «Hydril» по названию компании-производителя (в России – ПУГ). Универсальный превентор содержит сферический элемент, изготовленный из эластомера и усиленный стальными ребрами жесткости. При подаче гидравлической жидкости под давлением сферический элемент расширяется, герметизируя скважину. Под универсальным сферическим превентором установлены превенторы плашечного типа.  Они снабжены гидравлическими цилиндрами, которые толкают плашки по навстречу друг другу.  Плашечные превенторы имеют трубные, глухие или срезные плашки. Трубные плашки имеют в середине вырез под диаметр трубы, они выполняют ту же задачу, что и универсальный превентор, но плашки рассчитаны на более высокое давление.  Глухие плашки сходятся друг с другом и образуют герметичный стык, изолирующий скважину. Глухие плашки используются при отсутствии в скважине колонны, а также в аварийных ситуациях при обрыве и падении колонны на забой. Срезные плашки перед герметизацией скважины срезают верхнюю часть колонны.

Под противовыбросовыми превенторами расположена крестовина, имеющая  боковой отвод для выхода бурового раствора и жидкости притока из скважины. Крестовина соединяется со штуцерной линией высокого давления через специальный дроссельный клапан (штуцер). При глушении скважины дроссель используется для поддержания определенного избыточного давления в затрубном пространстве во время закачки тяжелого раствора по бурильной колонне. Если приток содержит газ, его необходимо удалить из поступающего со скважины бурового раствора. В этом случае газированный буровой раствор поступает через штуцерную линию на газосепаратор.  Сепарированный газ сжигается на факеле, а буровой раствор подается в емкости для обработки и закачки в скважину.

ОБСАДНАЯ КОЛОННА И  ХВОСТОВИК

Во время бурения скважины возникает  необходимость защиты вскрытых пластов  стальными трубами. Для этого  есть несколько причин: защита от обрушения  стенок скважины, защита ранее вскрытых интервалов и изоляция пластов друг от друга. Такие защитные трубы называются обсадными колоннами и хвостовиками. Обсадной называется колонна, начинающаяся на устье скважины и спущенная в нее на достаточную глубину. Термин хвостовик обозначает колонну труб, верхний конец которой не выходит на поверхность, но спущен на глубину и соединен внахлест с нижним концом обсадной колонны или другого хвостовика. Обсадная колонна и хвостовик могут цементироваться полностью или частично.

Обсадная колонна. В скважине могут быть две, три и более колонны обсадных труб, трубы меньшего диаметры спускаются в трубы большего диаметра, причем трубы меньшего диаметра спускаются на большую глубину. Колонна-кондуктор спускается в скважину с последующим цементированием для защиты водоносных горизонтов и для предотвращения фильтрации бурового раствора в залегающих близко от поверхности песчаниках и гравийных пластах.  Глубина спуска кондуктора – около 2 000 футов. Затем спускается так называемая «промежуточная» или «техническая» колонна. Техническая колонна спускается и цементируется для защиты вскрытых пластов и колонны кондуктора от гидростатического давления, создаваемого тяжелым раствором. Ниже технической колонны может быть спущена еще одна колонна обсадных труб или хвостовик.

Хвостовик. По экономическим или техническим соображениям установка еще одной колонны от устья до забоя для защиты лишь небольшого открытого интервала в уже обсаженную скважину может не оправдаться, особенно с учетом сужения ствола скважины по мере приближения к забою.  Поэтому в скважине устанавливают хвостовик, спускаемый до забоя и соединяющийся внахлест с обсадной колонной в интервале нескольких сот футов. Хвостовик крепится к обсадной колонне при помощи специального устройства, которое называется подвеской хвостовика.  Хвостовик служит для защиты открытого интервала вблизи забоя скважины, в который зачастую входит вскрытый продуктивный пласт.

ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ

После спуска в скважину обсадной колонны или хвостовика внутрь обсадной колонны или хвостовика быстро закачивают заранее приготовленный цементный раствор. Под давлением цементный раствор выходит из-под низа обсадной колонны и поднимается в затрубное пространство между трубой и стенками скважины. Вслед за цементом в скважину закачивается жидкость в объеме, достаточном для вытеснения почти всего цемента из обсадной колонны или хвостовика, с таким расчетом, чтобы небольшая часть цемента осталась на забое. После того как цемент затвердеет, часть цемента, оставшаяся в обсадной колонне или хвостовике, разбуривается и скважина углубляется еще на несколько футов ниже конца колонны. Затем обсадная колонна или хвостовик испытываются опрессовкой для определения максимального удельного веса раствора, который они способны выдержать. Если колонна не проходит испытание, проводится исправительное цементирование закачкой цемента под давлением. Если же испытание проходит успешно, бурение возобновляется.

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ  КОНТРОЛЬ (ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ)

Имеются несколько методов, при  помощи которых во время бурения выделяются геологические пласты по их типу и возрасту и ведется наблюдение за признаками нефти и газа.  Одним из этих методов является газовый каротаж. Он заключается в исследовании литологических характеристик шлама и его флуоресцентных свойств, являющихся признаком нефтеносности. Присутствие углеводородов можно определить,  анализируя газ, поступающий из скважины вместе с буровым раствором. Глубина, скорость проходки и иные параметры коррелируются с признаками нефти и изменениями литологических характеристик.

ОТБОР И АНАЛИЗ КЕРНА

Анализ керна является одним из наиболее информативных методов изучения коллектора. Керн – это часть породы, извлеченная из исследуемого пласта. Пластовой керн в виде цилиндрических отрезков длиной несколько футов извлекается специальным колонковым долотом, соединенным с колонковой трубой (керноотборником). Колонковое долото имеет внутри полый канал, по которому керн поступает в керноприемник. Боковой керн небольшой длины извлекается при помощи геофизического инструмента, спускаемого на кабеле.  Отбор бокового керна производится после того, как скважина пробурена. Сперва керн изучается промысловым геологом на буровой, однако для более полного исследования керн направляют в лабораторию, где измеряют его пористость, проницаемость, глинистость, исследуют литологические свойства, признаки нефти и иные важные характеристики. Отбор керна – дорогостоящая операция, применяемая только при насущной необходимости получения наиболее полных, достоверных характеристик пласта.

ОПРОБОВАНИЕ СКВАЖИНЫ ПЛАСТОИСПЫТАТЕЛЕМ НА БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ (DST) И ПОИНТЕРВАЛЬНОЕ ОПРОБОВАНИЕ СКВАЖИНЫ (FIT)

Опробование скважины пластоиспытателем  на бурильных трубах (DST, drill-stem testing) и поинтервальное опробование скважины (FIT, formation-interval testing) – два похожих метода, использующихся для непосредственного замера потенциального притока из пласта, отбора проб флюида из исследуемого интервала, измерения давления и температуры. Метод опробования скважины пластоиспытателем заключается во временной отработке пласта по колонне бурильных труб с установленным на конце колонны извлекаемым пакером (пластоиспытателем). Пакер изолирует затрубное пространство, а пластоиспытатель обеспечивает приток жидкости из исследуемого участка вскрытого пласта. Затем пластоиспытатель закрывается, пакер срывается, а колонна бурильных труб извлекается из скважины. Одновременно с испытанием отбирают пробу пластового флюида. Приборы, установленные на пластоиспытателе, записывают давление и температуру. Поинтервальный испытатель пластов (FIT) спускается не на бурильных трубах, а на кабеле, в рабочем положении поинтервальный испытатель прижат к стенке скважины. Во время испытаний отбирается проба пластового флюида, измеряется давление и температура. Затем пластоиспытатель вместе с пробой флюида под давлением поднимают из скважины.  Проба под давлением помещается в другой контейнер и отправляется на анализ в лабораторию.

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НА КАБЕЛЕ

Геофизические исследования (каротаж) на кабеле являются самым распространенным способом изучения пласта. В скважину спускается специальный инструмент для измерения электрических, акустических и радиоактивных параметров пласта. Каротажный зонд соединяется с наземной каротажной станцией посредством электрического кабеля.  Аппаратура наземной каротажной станции позволяет усиливать принимаемый сигнал зонда, записывать его или оцифровывать для последующего компьютерного анализа. Каротажные диаграммы служат для поиска и выделения вскрытых скважиной пластов, для геологической корреляции с соседними скважинами. Различные виды геофизических исследований позволяют определить литологический состав, пористость, проницаемость, тип флюида (нефть, газ, пресная вода, минерализованная вода), глубину контактов жидкостей и, до некоторой степени, выявить наиболее перспективную часть залежи. Каротаж служит для измерения давлений, температур и диаметра ствола скважины. При помощи геофизических методов можно определить техническое состояние обсадной колонны, проверить качество цементного камня.

НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ

До недавнего времени большинство  скважин бурились вертикально. Однако в соответствии с требованиями сегодняшнего дня надо бурить все больше и больше скважин с большими углами наклона  и даже горизонтальных скважин (с  углом отклонения 90° от вертикали). В дополнение к бурению скважин под большим углом, изменение направления (азимута) современных скважин может достигать 180°. Это необходимо по многим причинам, большинство из которых относятся к категории экономических, либо обусловлены экологическими требованиями и техническими условиями. Наклонные скважины дренируют большую площадь пласта-коллектора, чем вертикальные. Горизонтальные скважины показали отличные результаты, их количество постоянно растет. В одном случае ствол наклонно-направленной скважины пересекает несколько соседних отдельных вертикальных трещин (Меловые отложения Остин, шт. Техас, США). В другом случае, наклонно-направленная скважина может вскрывать продуктивный интервал большой длины маломощного линзовидного пласта.

Из-за огромной стоимости морского бурения, одна морская платформа обычно служит в качестве «стартовой площадки» для нескольких наклонно-направленных скважин с большим отходом, которые дренируют крупную залежь целиком или большую ее часть. Строительство скважин с большим отходом характерно для нефтепромыслов Северного моря, Мексиканского залива и т.д.  В некоторых случаях наклонная скважина несколько раз меняет угол отклонения от вертикали и азимут, в результате чего ее траектория напоминает букву S или U.