Годы упорного труда, миллионы рублей тратятся, конечно, вовсе не для того, чтобы потрогать неостывшие кусочки породы, лежавшие на многокилометровой глубине. Керны исследуют всеми имеющимися в распоряжении науки физико-химическими методами.
      В скважину также опускают десятки чутких датчиков, приборов, которые рассказывают исследователям о самочувствии земной коры. Промыслово-геофизические исследования, которые с легкой руки французских специалистов во всем мире называют каротажными или каротажем, дают возможность по всей длине скважины определить литологический состав, мощность пород, выделить интервалы залегания продуктивных горизонтов, установить коллекторские свойства горных пород... Словом, каротаж дает возможность ответить на сотни вопросов, интересующих специалистов.
      Наверное, поэтому в настоящее время насчитывается свыше 40 различных методов каротажа - электрические, радиоактивные, акустические, индукционные... Но хороший результат дает только их оптимальное сочетание.
      Например, по электрическому сопротивлению пород довольно четко можно выявить продуктивные горизонты, на которых стоит искать нефть и газ. Эти исследования дополняются акустическими и индукционными измерениями, позволяющими по тому, как распространяются вокруг скважины акустические колебания, как изменяется индуктивность близлежащих пород, оценивать их нефтенасыщенность.
      Термометрический каротаж позволяет изучать изменение температуры вдоль ствола скважины. Эти данные позволяют расшифровать температурный режим недр, выделить газовые залежи, которые отмечаются по минимальным температурам. Дело в том, что адиабатическое расширение газа, согласно законам физики, приводит к понижению его температуры.
      На СГ-3 (см. предыдущую статью ), кстати, температурный каротаж задал немало загадок. Поначалу температуры росли так медленно, что многие геофизики даже обозвали Балтийский щит «булыжником».
      - Температурный режим в нем нарушен, говорили они, - щит пассивен, поэтому бесполезно искать тут рудообразования или какие-то другие залежи полезных ископаемых...
      И действительно, поначалу температура возрастала очень медленно: на глубине 4 километра она составляла всего лишь 40° С, хотя по расчетам, давно должна была составлять градусов пятьдесят-шестьдесят... Потому случилось непредвиденное - температура, напротив стала нарастать ускоренными темпами и к 11-километровому рубежу достигла 200° С против ожидаемой сотни с небольшим. Что это - следствие древнего выветривания пород? Или ледяного «компресса», который длительное время прикрывал своей шапкой землю в данном районе?.. Пока геофизики разбираются в температурном феномене.
      «Велико есть дело достигать во глубину земную разумом, куда рукам и оку досягнуть возбраняет натура; странствовать измышлениями в преисподней, проникать рассуждениями сквозь тесные расселины, и вечной ночью помраченные вещи и деяние выводить на солнечную ясность...»
      Так писал в свое время М. В. Ломоносов, и его слова не потеряли своего значения за прошедшие два с лишним века. Все, о чем мы говорили в этой главе - не более, чем технические средства проникновения в тайны природы. Главный же ключ к познанию этих тайн - человеческий разум.
      С помощью этого универсального инструмента был открыт еще один способ, позволяющий подвести итоговую черту под всеми другими методами исследования недр. Речь идет о возможности «сделать недра прозрачными».
      Конечно, эти слова нё надо понимать буквально. Речь идет о новом способе комплексного использования всех тех данных, о которых вы прочли ранее.
      - С переходом к познанию глубоких горизонтов земной коры, - сказал по этому поводу известный советский геолог Н. И. Хитаров, - показ результатов геологических исследований на одной плоскости недостаточен. Нужны «объемные» геологические карты...
      Что же должна, представлять собой такая карта? Метод инжнеров-конструкторов, которые изображают объем на плоскости при помощи трех проекций одной детали, в данном случае не подходит; строение геологических структур подчас настолько сложно, что в трех проекциях немудрено запутаться. Тогда геологи решили воспользоваться опытом географов.
      Как всем хорошо известно, что на обычных географических картах всегда присутствует и третье измерение - высота или глубина. Чем коричневый цвет горного массива, тем, значит, выше здесь горы. По тому же пути пошли и картографы подземных горизонтов. В качестве базы они берут определенную глубину, например 100 метров или 100 километров, - это зависит от масштаба карты и от того, для каких именно целей она предназначена. И дальше все как на обычной географической карте - цветом выделяется понижение или повышение данного района относительно уровня моря.
      Если мы, например, будем рассматривать подобную карту Восточно-Европейской низменности, то увидим, что на ней преобладает зеленый цвет. Им выделены самые древние образования - архейские и протерозойские. Поверх него слой за слоем лежат более поздние, осадочные породы.
      Чем глубже под осадочными породами находится поверхность кристаллического фундамента, тем темнее зелень на карте. В тех же местах, где фундамент поднялся выше уровня моря, вышел на дневную поверхность, цвет карты становится светло-оранжевым. Так выделены Тиманский кряж, Украинский и уже знакомый нам Балтийский щит.
      Такая карта обобщает огромное количество сведений, накопленных геологией, в наглядном виде. На ней нашли отражение все методы исследования земных недр и в первую очередь, разведочное бурение - как источник самых достоверных сведений.
      Ну, а чтобы не нагромождать на одну карту чересчур много сведений, стали делать послойные разрезы. Их можно сравнить, пожалуй, с поэтажными планами огромного небоскреба. Бессмысленно ведь показывать расположение комнат каждого этажа на одном общем плане - никто, наверняка, ничего не поймет. Вот так и послойные геологические карты. Для той же Восточно-Европейской платформы их будет издано около тридцати.
      Возможно, из них когда-нибудь синтезируют и общую карту, использовав для этого методы голографии и помощь современной вычислительной техники. И тогда геологи действительно увидят своими глазами прозрачную Землю, смогут до тонкостей понять ее строение, досконально определят запасы полезных ископаемых.

      О многих вопросах, связанных с техническими проблемами при разведочном бурении, мы говорили ранее. В этом выпуске я хотел бы немного осветить отличия между бурением разведочных и эксплуатационных скважин.
      Условно процесс СТРОИТЕЛЬСТВА скважины (по всем классификациям такой вид деятельности, как бурение, относится к строительству) делится на такие этапы: подготовительные работы, вышкомонтажные работы, бурение и крепление, испытание. Эти этапы выделяются при строительстве как разведочной, так и эксплуатационной скважины. Но в чем их отличие, давайте посмотрим внимательнее.
       Подготовительные работы- это строительство основания, на котором будет установлена буровая установка, прокладка подъездных дорог. Как правило, разведочные скважины бурятся одиночными. Задача разведочной скважины - "пощупать" внутренности в пределах конкретной местности. Когда же принимается решение о бурении на месторождении эксплуатационных скважин, уже известно, что можно ожидать и бурением одной скважины не ограничиваются. Но строить под каждую скважину площадку и бурить скважину без отклонения от места забуривания очень накладно. Поэтому при эксплуатационном бурении поступают следующим образом: с одной площадки бурится несколько скважин и применяется так называемое наклонно-направленное бурение. При таком бурении ствол скважины значительно отклоняется от того места, где начиналось бурение и такое отклонение может достигать от сотен метров до нескольких километров. Так как на одном основании нужно размещать несколько скважин, соответственно площадка должна быть большего размера. Кроме того, если скважины бурятся с одной площадки, то было бы неплохо не разбирать буровую установку после бурения очередной скважины, а перетаскивать ее для бурения следующей скважины. В настоящее время такое перемещение производят по специально проложенным рельсам.
      По сути дела при бурении разведочных и эксплуатационных скважин применяются различные типы буровых установок. Во многом из-за этого различается второй этап строительства скважин - вышкомонтажные работы. На этом этапе выполняется транспортировка буровой установки, ее монтаж, проверка работы, проведение необходимых коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП). Также транспортируется и монтируется необходимое дополнительное оборудование, дизельные станции, жилой городок, в котором потом будут жить буровики.
      Зачастую, когда на участке начинается эксплуатационное бурение, это участок уже обустроен: проведены все коммуникации, проложены дороги. Разведчикам же приходится добираться до места работ на вертолетах и по зимним дорогам, которые тают летом. В таких условиях ни о каких линиях электропередачи речи не идет. В основном все буровые станки, предназначенные для разведочного бурения, работают от установок дизельного привода, чем отличаются от установок эксплуатационного бурения, которые больше ориентированы на привод от электричества. Хотя бывают исключения, когда на участке ведется эксплуатационное бурение, но электричество туда не проведено. В этом случае на площадке ставят мощные дизельные электростанции, вырабатывающие электроэнергию, от которой работают буровые установки.
      В Западной Сибири в настоящее время самыми распространенными буровыми установками для эксплуатационного бурения являются буровые установки БУ-3000 ЭУК, выпускаемые екатеринбургским предприятием "Уралмаш".
      Процесс буренияэксплуатационных скважин так же отличается от бурения "разведок". Самое главное отличие состоит в том, что практически все эксплуатационные скважины являются наклонно-направленными, а разведочные - вертикальными.
      Существуют еще и горизонтальные скважины. Они тоже относятся к эксплуатационным скважинам. У горизонтальных скважин последняя колонна входит в продуктивный пласт под углом и затем проходит горизонтально по пласту. Это позволяет достичь большей площади соприкосновения обсадной трубы и продуктивного пласта.
      На этапе испытания скважины обсадная труба пробивается в районе соприкосновения с продуктивным пластом. У горизонтальных скважин дебит намного превышает дебит обычных скважин.
      Отклонение в процессе бурения достигается за счет включения в компоновку бурящей части (между бурильной трубой и турбобуром) так называемого кривого переводника.
      Он просто соединяет бурильную трубу и турбобур, но при этом концы переводника находятся под небольшим углом (1-2 градуса) относительно друг друга, что позволяет придавать скважине отклонение в процессе бурения. В этом процессе очень велика роль технолога, который должен правильно сориентировать компоновку при сборке и спуске. Однако, каким бы классным специалистом не был технолог, никто не ограничивается доверием к его мастерству. При бурении наклонно-направленных скважин (и тем более горизонтальных) применяют специальные навигационные системы, которые позволяют отслеживать местоположение долота. В состав компоновки низа бурильной колонны включают специальный прибор, который замеряет необходимые параметры и передает их наверх, где они регистрируются и расшифровываются. Интересен способ передачи их наверх - через буровой раствор. Прибор, находящийся внизу производит толчки, которые передаются через весь столб бурового раствора наверх.
       Испытаниеэксплуатационной скважины тоже отличается от испытания разведочной скважины. Чаще даже у эксплуатационных скважин этот этап называется освоением. Как правило, у разведочных скважин испытывают несколько продуктивных объектов, начиная с самого нижнего. Потом испытанный объект изолируется путем установки так называемого цементного моста и производится испытание следующего объекта.
      Самой главной операцией при испытании является перфорация - пробивание обсадной трубы в интервале соприкосновения с продуктивным пластом. Для проведения этой операции в скважину спускают перфоратор, в который заложены специальные заряды. Перфоратор устанавливается на уровне продуктивного пласта в скважине и на него подается сигнал, который генерирует взрыв направленных зарядов. Заряды пробивают обсадную колонну, цемент за ней, и создают дополнительные трещины в нефтеносной породе. Чем лучше перфорационные заряды, тем больше проникающих трещин они создают в продуктивном пласте. Но часто в эксплуатационных скважинах проведением перфорации не ограничиваются и проводят так называемый гидроразрыв пласта (ГРП). Суть этой операции состоит в закачке под большим давлением в скважину жидкости, которая создает дополнительные трещины в продуктивном пласте. Глубина таких трещин может достигать нескольких метров.
      Еще одним отличием разведочного и эксплуатационного бурения является объем проводимых промыслово-геофизических исследований в скважинах. В разведочных скважинах проводят большой объем всевозможных исследований, в эксплуатационных же стараются ограничиться только самыми необходимыми. Стоимость промыслово-геофизических исследований в разведке может в десятки раз превышать затраты на геофизиков по эксплуатационной скважине.

      После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом. Об этом мы поговорим попозже.
      Наверное, у многих из Вас отложились в памяти кадры из старых советских фильмов о первых добытчиках сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью. Нужно отметить, что с того времени много что изменилось. И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будет бегать много людей, но только они не станут радоваться, а больше будут озабочены тем, как предотвратить этот экологически вредный выброс. В любом случае то, что было показано на экране – это нефтяной фонтан. Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти.
      В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру.
      Не будем разбираться во всех деталях этого оборудования. Отметим только, что это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить.
      После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации.
      При добыче газа фонтанный способ является основным.

Газлифтный способ добычи нефти

      После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.
      Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.
      По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт.

Рисунок 13.2.

      В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ — повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.
      Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.
      Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа — кольцевыми и центральными (см. рис. 13.2).
      При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 13.2,а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 13.2,б).
      При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 13.2,в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.
      При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.
      Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. 13.2,г).
      Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.
      Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник (см. рис. 13.2,д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.
      Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.
      1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.
      2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа.
      З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.
      4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.
      5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.
      6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.
      7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.
      Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки
      1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций
      2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.
      З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.
      Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.
      Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.
      При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют безкомпрессорный газлифт для добычи нефти.
      Эта система может быть временной мерой — до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.
      Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40—60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.
      Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

      В предыдущем выпуске мы поговорили о фонтанном и газлифтном способе добычи нефти. Но по статистике только чуть более 13% всех скважин в России эксплуатируются этими способами (хотя эти скважины дают более 30% всей российской нефти). В целом статистика по способам эксплуатации выглядит так:

Эксплуатация скважин штанговыми насосами

      У обывателя при разговоре о нефтяном деле возникает образ двух станков – буровой вышки и станка-качалки. Изображения этих устройств встречаются всюду в нефтегазовой отрасли: на эмблемах, плакатах, гербах нефтяных городов и так далее. Внешний вид станка-качалки известен всем. Вот как он выглядит.
      Станок-качалка и есть один из элементов эксплуатации скважин штанговым насосом. По сути, станок-качалка является приводом штангового насоса, расположенного на дне скважины. Это устройство по принципу действия очень похоже на ручной насос велосипеда, преобразущий возвратно-поступательные движения в поток воздуха. Нефтяной насос возвратно-поступательные движения от станка-качалки преобразует в поток жидкости, которая по насосно-компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность.
      Если по порядку описать происходящие процессы при данном виде эксплуатации, то получится следующее. На электродвигатель станка-качалки подается электричество. Двигатель вращает механизмы станка-качалки так, что балансир станка начинает двигаться как качели и подвеска устьевого штока получает возвратно-поступательные движения. Энергия передается через штанги – длинные стальные стержни, скрученные между собой специальными муфтами. От штанг энергия передается штанговому насосу, который захватывает нефть и подает ее наверх.