Бурение разведочных скважин
Несмотря на то, что перед закладкой новой скважины производят массу исследований и расчетов, до сих пор имеется определенная доля риска неудачных мероприятий по бурению.
В 20-х годах XIX века французы производили бурение в целях поиска воды. Чуть позже в той же Франции научились извлекать горную породу из скважины при помощи добываемой воды.
Конец 50-х годов того же столетия ознаменован началом бурения скважин на нефть. Скорость проходки тогда составляла не более 1 метра в сутки, а глубина скважин едва достигала 500 метров.
В начале прошлого века бурение приобрело новый характер. Благодаря роторному бурению порода измельчалась и выносилась на поверхность с помощью водного раствора. Этот метод позволил увеличить скорость проходки до полукилометра в сутки! А средняя глубина скважин увеличилась в несколько раз. Особых успехов в то время добились нефтяники из Баку.
Сегодняшние достижения в бурении основаны на опыте предшественников. Бурение происходит с помощью долота, присоединенного к бурильным трубам. С течением времени долото изнашивается и требует замены. Данная операция довольно трудоемкая, ведь требуется не только произвести подъем всей колонны труб, но и заменить долото и опустить все обратно в скважину. Из-за того, что диаметр долота превышает диаметр труб, между буровой колонной и горной породой остается зазор. Находящиеся на поверхности мощные насосные установки подают буровой раствор в трубы. Раствор, опускаясь вниз, за счет давления нагнетания поднимается по затрубному пространству вновь на поверхность и уносит с собой разбуренную горную породу. Здесь его очищают и вновь подают в трубы. Вращение бурильной колонны происходит за счет ротора, расположенного на поверхности.
Необходимо отметить, что данный способ бурения требует огромных энергетических затрат. Ведь при глубине скважины в несколько километров основная часть энергии тратиться не на само бурение, а на вращение труб.
В 1922 году Капелюшниковым была предложена схема бурения, при которой не требовалось вращать всю колонну. Двигатель при этом опускался в саму скважину, что способствовало значительной экономии энергии. Такой способ получил название «турбинное бурение».
С годами турбинное бурение претерпевало изменения и усовершенствования. Сегодняшний турбобур представляет собой изделие длиной более 10 метров с множеством ступеней, в каждой из которых имеется по две лопатки: неподвижный статор и вращающийся ротор. Привод осуществляется за счет бурового раствора, нагнетаемого в скважину для вымывания разбуренной горной породы.
Несмотря на то, что усилие каждой отдельной секции невелико, их суммарного вращения достаточно, чтобы бурение происходило в самой твердой горной породе.
Распространение получили также турбобуры с электрическим приводом. Подводимая по специальному кабелю электрическая энергия приводит в движение электродвигатель, который также размещается в скважине. Последний, в свою очередь, осуществляет вращение турбобура. Данная конструкция позволяет не только увеличить усилие при бурении, но и осуществить автоматизацию процесса.
Процесс бурения напрямую связан с качеством бурового раствора. Помимо подъема разбуренной породы на поверхность и вращения турбобура, назначение бурового раствора связано с охлаждением долота, подвергающегося колоссальным температурным нагрузкам. В его качестве применяют глинистый раствор, основу которого составляет глинопорошок. В отличие от обычной воды, такой раствор не позволяет разбуренной горной породе оседать в скважине в случае вынужденной остановки процесса бурения. Это позволяет избежать засыпания межтрубного пространства и потери всего дорогостоящего бурового инструмента, находящегося в скважине.
Помимо этого, буровой раствор должен обладать определенной плотностью. Данная характеристика очень важна в том случае, когда необходимо исключить проникновение жидкостей и газов в скважину в процессе бурения. Ведь основная задача буровиков – выполнить задание, связанное именно с бурением. Остальная работа – дело рук других специалистов. Важность исключения сообщения пластов друг с другом также важно из-за того, что ценный углеводород может быть просто вытеснен, например, водой, и бурение окажется напрасным. При всем этом буровой раствор также не должен проникать в разбуриваемые пласты. Подобрать необходимую плотность раствора бывает достаточно сложно, ведь при бурении встречаются пласты с различными характеристиками. Для решения этой задачи используют промежуточные обсадные колонны, которые монтируются из труб на определенных глубинах. Затрубное пространство этих колонн цементируется тампонажным раствором. После этого бурение продолжают. Таких колонн может быть несколько по всей глубине скважине. Верхнюю обсадную колонну называют кондуктором, а нижнюю – эксплуатационной колонной.
Известно, что на процесс добычи нефти оказывает влияние такие показатели, как пористость коллекторов и их проницаемость, характеризуемые наличием пустот и способностью пропускать через себя углеводороды. Процесс бурения неразрывно связан с проникновением бурового раствора в коллекторы. Давление нагнетания, оказываемое насосами, и давление столба жидкости заставляет буровой раствор просачиваться в пустоты горных пород. Результатом этого может стать забивание пустот, снижение проницаемости коллекторов и уменьшение притока нефти к забою скважины. Дебит, то есть объем добычи, может не только снизиться, но и отсутствовать вовсе. Несмотря на то, что данная проблема больше касается добывающих скважин, в плане разведочных мероприятий чистота призабойной зоны также имеет значение. Для решения этой задачи все чаще стали использовать не глинистые, а биополимерные буровые растворы. Их особенность в том, что спустя определенное время после вскрытия пласта, они разлагаются, не оставляя после себя ни следа.
Направление разведочных скважин чаще всего имеет вертикальную ось, а вот наклонно-направленное бурение встречается при разбуривании добывающего фонда скважин.