Происхождение нефти. Миграция и образование ловушек. Поиски нефти

 

ДОБЫЧА НЕФТИ

 

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН

Следующим этапом после спуска обсадной колонны и хвостовиком является заканчивание скважины. Заканчивание означает подготовку скважины к добыче нефти или газа с определенным дебитом и давлением. На Рис. 7 показаны четыре самых распространенных метода заканчивания. Все четыре варианта предусматривают спуск обсадной колонны для защиты от обрушения пород. Если породы продуктивного пласта обладают достаточной прочностью, как в случае бурения в известняках, спуск и цементирование обсадной колонны может производится непосредственно над продуктивным интервалом, оставляя его необсаженным. Такой метод называется заканчиванием открытым стволом.  Если требуется защита от обрушения пород, применяются другие методы:

 

Заканчивание перфорацией  обсадной колонны или хвостовика. В этом случае обсадная колонна или хвостовик спускается и цементируется так, чтобы перекрывался весь продуктивный интервал. Затем при помощи взрывчатых веществ в обсадной колонне, цементе и в породе пласта создаются перфорационные отверстия. Перфорация производится при помощи специального устройства – перфоратора, спускаемого в скважину лебедкой. После спуска перфоратор срабатывает от электрического импульса, подрывая мощные кумулятивные заряды, пробивающие отверстия в трубах и породе пласта в заранее выбранном интервале. Сразу же после перфорирования в скважину начинает поступать нефть или газ (если перфорация производится на депрессии)..

 

Заканчивание перфорированным  хвостовиком или хвостовиком  с щелевыми отверстиями. Второй метод заключается в установке на конце колонны обсадных труб заранее перфорированного хвостовика или хвостовика с щелевыми отверстиями (отверстия или щели хвостовиков должны находится на глубине продуктивного интервала). Если порода пласта-коллектора слабосцементирована и стремится к обрушению, вместе с потоком нефти или газа в скважину будет поступать песок и иные твердые частицы. Для борьбы с выносом песка в перфорированном или щелевом хвостовике может быть установлен сетчатый или гравийнонабивной фильтр, задерживающий песок.

 

Заканчивание гравийнонабивным фильтром. Другим подходом к эксплуатации слабосцементированного пласта-коллектора (например, рыхлого песчаника) является заканчивание скважины традиционным фильтром с гравийной набивкой. Намыв гравийного фильтра производится путем циркуляции и закачки тщательно подобранного по размеру зерен гравия в кольцевое пространство между хвостовиком и стенками скважины. Гравийная набивка проницаема для пластового флюида, но задерживает твердые частицы, выносимые из пласта вместе с потоком.

 

НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ  ТРУБЫ (НКТ)

Трубы, по которым движется в скважине добываемые нефть или газ, называются насосно-компрессорными трубами (НКТ). Колонна НКТ устанавливается  внутри обсадной колонны или хвостовика. Диаметр НКТ – от ¾ до 4-1/2 дюйма, наиболее распространенный диаметр НКТ – 2-3/8, 2-7/8 и 3-1/2 дюйма. Вследствие относительно высокого отношения толщины стенок к диаметру, НКТ выдерживает большие давления по сравнению с обсадными трубами, тем самым обеспечивая безопасную эксплуатацию пластов высокого давления. При эксплуатации пластов высокого давления межколонное пространство между НКТ и обсадной колонной изолируется при помощи трубного пакера, устанавливаемого вблизи забоя. (Пакер – устройство для изоляции кольцевого пространства между двумя концентрическими колоннами труб, имеющее раздвижной герметизирующий элемент). После спуска и установки пакера, приток нефти и газа поступает в обсаженную часть ствола под пакером, затем – в НКТ и далее на поверхность. Давление и дебит регулируются расположенными на поверхности задвижками и штуцерами. Если скважина эксплуатирует два и более горизонта через одну колонну НКТ, для совместно-раздельной эксплуатации применяют специальный многоколонный пакер.  Еще один вариант совместно-раздельной эксплуатации – заканчивание скважины несколькими колоннами НКТ с многоколонным пакером, при этом поток добываемой нефти или газа из каждого пласта направляется в отдельную колонну НКТ. В затрубном пространстве над пакером находится стабильная, некоррозионная пакерная жидкость, покрывающая колонну НКТ снаружи. Пакерная жидкость находится в скважине годами. Она необходима для выравнивания давления и механических сил, воздействующих на обсадную колонну, НКТ и пакер.

 

ОБОРУДОВАНИЕ ДОБЫЧИ

После заканчивания скважина готова к вводу в эксплуатацию и добыче нефти. Добыча осуществляется при помощи специального оборудования, расположенного на поверхности.  Тип оборудования зависит от конкретных условий эксплуатации скважины, требования к оборудованию меняются по мере истощения скважины. Важнейший критерий выбора системы добычи состоит в том, достаточно ли пластового давления для эксплуатации скважины фонтаном или требуется перевод скважины на систему механизированной добычи. Если скважина эксплуатируется фонтаном, для нее достаточно простого устьевого оборудования.  Устьевое оборудование (фонтанная арматура) состоит из нескольких регулировочных задвижек, штуцеров и манометров, смонтированных на крестовинах. Из фонтанной арматуры нефть и газ поступают на сепаратор или подогреватель-деэмульгатор для разрушения водонефтяной эмульсии и подготовки нефти к перекачке в нефтехранилище или по трубопроводу. Перед транспортировкой по трубопроводу газ подвергается компримированию.

 

МЕТОДЫ НАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Если пластовое давление недостаточно для того, чтобы довести поток нефти, газа или воды из глубины до поверхности, скважина оборудуется системой механизированной добычи. Насосная эксплуатация – экономически оправданный метод извлечения нефти на поверхность. Сам насос спускается на глубину, ниже уровня жидкости. Штанговый насос поршневого (плунжерного) типа подает нефть в лифтовую колонну во время хода плунжера вверх и заполняется нефтью во время хода вниз. Колонна насосных штанг соединяет штанговый насос со станком-качалкой, установленным на поверхности. Погружные электрические центробежные насосы – еще один широко распространенный метод извлечения нефти и воды из скважины.  Электроцентробежный насос спускается в скважину, электроэнергия к двигателю насоса поступает по кабелю. Еще один метод механизированной добычи – газ-лифт. При газлифтной эксплуатации в скважину подается газ (добытый из той же скважины или поступающий из другого источника), который служит для подъема нефти на поверхность. Он закачивается под давлением в затрубное пространство через несколько газлифтных клапанов. Жидкость (нефть или вода), которая находится над газлифтным клапаном, поднимается вверх благодаря снижению плотности вследствие закачки газа. Этот метод позволяет извлекать газ, нефть и воду до тех пор, пока это экономически выгодно.

 

 

ИЛЛЮСТРАЦИИ К ГЛАВЕ 1.

 

 

 

 

Рис. 1а. Антиклинальная ловушка

 

 

 

Рис. 1b. Сбросовая ловушка

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 2а. Стратиграфическая ловушка. Биогенный риф, залегающий в глине, и выклинивание песчаника.

 

 

Рис. 2b. Ловушка, обусловленная несогласным залеганием пластов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 2с. Формирование соляной структуры (источник: Geology of Petroleum , A. I. Levorson).

 

 

 

Рис. 3. Установка роторного бурения (источник: Petex).

 

Циркуляционная система 1. Растворные амбары 2. Шламовые насосы 3. Стояк 4. Нагнетательный шланг 5. Хранилище глинопорошка 6. Обратная линия 7. Вибросито 8. Илоотделитель 9. Пескоотделитель 10. Дегазатор 11. Запасной амбар

Система вращения 12. Вертлюг 13. Ведущая труба 14. Вкладыш  15. Стол ротора Подъемная система 16. Крон-блок 17. Балкон верхового 18. Талевый блок 19. Крюк 20. Лебедка

21. Подвышечное основание 22. Талевый канат Противовыбросовое оборудование 23. Универсальный превентор 24. Плашечные превентора 25. Аккумулятор 26. Штуцерный манифольд 27. Газосепаратор Система энергоснабжения 28. Генераторы

Трубы и трубоподъемное оборудование 29. Стеллаж 30. Приемные мостки 31. Желоб 32. Шурф Прочее оборудование 33. Бытовка 34. Колодец 35.Вспомогательная лебедка 36. Кран

 

Рис. 4а. Шарошечное долото с твердосплавным вооружением (TCI)

 

 

Рис. 4b. Алмазные долота PDC.

 

 

Рис. 4c. Долото с фрезерованными зубцами.  Рис. 4d. Алмазное колонковое долото.

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 5. Конструкция бурильной колонны.

 

 

 

 

Рис. 6. Циркуляционная система.

 

 

Рис. 7а. Заканчивание скважины открытым стволом.

 

Рис. 7b. Заканчивание скважины перфорированием.

 

 

 

 

 

Рис. 7с. Заканчивание скважины хвостовиком.

 

 

Рис 7d. Заканчивание скважины гравийно-намывным фильтром.

 

Introduction                                1.               Revision No: A-0 / Revision Date: 03/31/98