18.10.2019 г. Главная arrow Нефть arrow Бурение arrow Уперлись в пух
         
Главное меню
Главная
Новости
Блог
Ссылки
Ленты новостей
Карта сайта
Фото камней
Гостевая
Общая информация
о камнях
походы и сплавы
Кристаллография
Сейсмика
Учебные пособия
Классификации
ювелирная
Словарь Куликова
Популярно о камнях
Камень в природе
Мертвая природа
История камня
Технические
Диковинки
Люди и камни
Тяжелое серебро
Минералог-любитель
Легенды и мифы
Об алмазах
Камни-талисманы
Полезные ископаемые
Нефть
Геология
 
 
Краткие новости
Уперлись в пух Печать E-mail
Автор Administrator   
18.11.2011 г.

Заброшенные и непокоренные
"Корень зла" отнюдь не в том, что у наших проходчиков не хватает квалификации или мастерства. Как раз наоборот. Как подтверждает история, этим можно больше укорить самарских буровиков. По данным, предоставленным ТатНИПИнефть, на Восточно-Александровской площади Самарской области есть ряд скважин, на которых местные специалисты попросту прекратили бурение после тщетных усилий. К примеру, скважина № 1 бурилась 510 суток (это 17 месяцев - полтора года). Зоны осложнения заливались соляно-бентонитовыми смесями, гель-цементом и быстросхватывающим цементным раствором, устанавливалась колонна-"летучка", но… Пробурив 2671 метр из проектных 2805, самарские проходчики ликвидировали скважину "по геологическим причинам".

Или взять для примера скважину № 4. Она строилась 390 суток (13 месяцев - больше года). Здесь тоже делали цементную заливку и устанавливали колонну-"летучку". Итог - на пробуренном 2390-м метре строительство прекратилось, не доходя до запланированных 2730. Возникла техническая авария, не позволившая вести работы дальше. В списке заброшенных и ликвидированных скважин фигурирует один вид осложнения - тот самый пресловутый ПУХ.

На берегу древней реки
На самом деле проблема кроется в геологическом строении недр. История самарского ПУХа складывалась несколько миллионов лет в результате разрушения рельефа под воздействием древних рек и ветров. Как разъясняет Алмаз Сайфуллин, заместитель начальника геологического отдела ООО "ТНГ-Ленбурнефть" (а именно это предприятие сегодня ведет бурение на сложнейших "ПУХовых" площадях), сложности бурения имеют геологическое происхождение и определяются наличием в разрезе большой толщи (до 400 метров) разрушенных глубокой эрозией карбонатов.
В большей степени эрозии подверглись породы Алимовского месторождения, нежели Александровского (бурение ведется на обоих). Поскольку территория Алимовского когда-то была прирусловой террасой древней реки – берегом- склоном. Образно говоря, берег размывался веками, породы постоянно выветривались, образовались карстовые пустоты. Так буровикам создавались дополнительные трудности и затяжные сроки их преодоления. Но за добычу качественной нефти грех не побороться.

Закалка татарская, проходка самарская
Лениногорские буровики на Александровское месторождение пришли в 2006 году. Выбор на лениногорцев пал не случайно. Им всегда доверяли сложные работы. Лениногорцы когда-то первыми начали реанимировать старый фонд скважин боковыми зарезками. Они же строили на Ашальчах "невозможные" битумные скважины с выходом на поверхность. Кому еще, как не опытным лениногорским буровикам поручить осваивать земли, от которых отступились даже местные проходчики?
Конечно, еще раньше на самарщину пришли коллеги-нурлатцы. Им покорились Вишневое, Студенцовское, Лужковское, Солдатское и ряд других месторождений. Но нурлатские буровики успешно строят скважины глубиной в 2200 метров, лениногорцам же достались глубины на самарский девон - 2900 метров. А это – принципиальная разница по затраченным на строительство дням.
- Согласно установленным нормативам, на бурение глубоких самарских скважин отводится от 80 до 90 суток - разъясняет главный технолог ООО "ТНГ-Ленбурнефть" Владимир Зубарев.
– Но при этом не учитываются затраты времени на преодоление осложнений. Они потому и называются осложнениями, что их сложно предусмотреть, и тем более - пронормировать.
В 2006-м году на Александровском месторождении буровики из бригады Ильшата Закиева приступили к строительству первой самарской наклонно-направленной скважины № 7. Скважина строилась по проекту, разработанному Самарским проектным институтом. Проектом предусматривалась глубина скважины 2715 метров, из них 1300 метров надлежало провести на глинистом растворе. ПУХ повстречался на интервале 1500-1700 метров. На его преодоление ушли недели. Над решением проблемы бились и наука, и специалисты "Татнефть-Бурения", и департамент супервайзерского сопровождения. Были разработаны мероприятия и создано дополнение на строительство скважин с учетом сложной проводки. Скважину удалось завершить через 196 суток - через полгода. В помощь буровикам пришла давняя разработка "Татнефти" - профильные перекрыватели.

Про гофры, головы и башмаки
"Головой" и "башмаком" буровики именуют верх и низ профильных перекрывателей - оборудования для локального крепления скважин (ОЛКС). Разработка эта целиком и полностью принадлежит компании "Татнефть". Оборудование заменяет собой промежуточные колонны, колонны-"летучки", хвостовики, но в отличие от них при использовании ОЛКС не происходит уменьшения диаметра скважины. Производством ОЛКС сегодня занимается Азнакаевский завод ЗАО "Перекрыватель", а его установкой в скважины - сервисная компания "СК-Внедрение".
На деле оборудование представляет собой "смятые" продольно трубы - гофры, в сечении напоминающие "восьмерку". Между собой трубы соединяются сваркой или резьбами в секцию длиной, необходимой для перекрытия зоны осложнения. Чугунная пробка, закрывающая низ секции на буровом сленге называется "башмак". Верх секции с разъединительным переводником для отстыковки бурильных труб, на которых спускается профильная труба, называется "головой".
Предварительно перед закатыванием гофры, интервал зоны осложнения расширяется гидромеханическими расширителями. После спуска гофра раздувается и развальцовывается. При этом её сечение из "восьмерки" превращается в почти идеальную окружность. Гофра закатывается в нишу, прочно крепясь на стенках скважины. Таким образом "ПУХовая" зона перекрывается, бурение продолжается без потери нужного диаметра.
Другой вопрос, до каких пределов возможно наращивать гофры. Ведь зоны осложнения по протяженности обширнее 200-250 метров. По словам главного технолога "Ленбурнефти", в некоторых скважинах общая длина гофр доходит до 400 метров. В одну скважину устанавливают несколько профильных перекрывателей, ведь зоны осложнения в пластах тоже встречаются не единожды.

Новый рецепт для жарких скважин
Второй по счету на Александровском месторождении стала скважина № 9. Она строилась уже с использованием опыта татарстанских буровиков: до интервала 2000 метров бурилась на технической воде. Основные зоны осложнения были уже известны благодаря проходке первой скважины. Они также были ликвидированы по технологии, применяемой в "Татнефти".
Интервал бурения на растворе был практически сокращен на 800 метров. Скважина была закончена гораздо раньше - за три месяца. Но нельзя сказать, что ПУХ - единственная причина "торможения" строительства. Низкие глубины - это всегда высокие температуры. А глубины в Самарской области превышают привычные татарстанские раза в полтора-два. Соответственно и температура здесь превышает татарстанские градиенты почти в два раза. В глубоких самарских скважинах достаточно жарко - до +70. При таких градусах традиционный в бурении раствор теряет свои реологические свойства, становясь непригодным для бурения.
Чтобы продолжить безаварийное бурение, буровикам приходилось заменять раствор по два, по три раза. А если учесть удаленность бригад от баз, то нетрудно понять, что для этого требовались огромные затраты времени и денежных средств.
- Для решения этой проблемы наши специалисты специально ездили за опытом в Оренбургскую область, - рассказывает начальник технологического отдела ООО "ТНГ-Ленбурнефть" Ильдус Кагарманов.
- Выясняли, как борются с высокими температурами на низких глубинах оренбуржцы. В итоге совместно с ТатНИПИнефть были разработаны специальные рецептуры раствора на основе совершенно новых реагентов. Огромная заслуга в "оттачивании" рецептуры, адаптации её к конкретным условиям принадлежит мастеру Ильшату Закиеву. Теперь при бурении на растворе даже порядка километра первоначальные свойства сохраняются.
Третья по счету скважина № 8 бурилась по новому рецепту. Он позволил сократить сроки строительства на 5-8  суток.

Решение − в режимах и долотьях
Существенным резервом сокращения цикла строительства скважин в Самарской области стала оптимизация режимов бурения. К решению проблемы привлекли фирму "ВолгаБурМаш-Сервис". Первая из трудностей - ограниченные возможности применения роторного способа бурения. Роторный способ не устраивал из-за очень низкой механической скорости. Пробовали бурить с винтовым забойным двигателем. Механическая скорость возросла, но из-за быстрого износа винтовой пары приходилось прерывать процесс и поднимать бурильную колонну для замены отработанного двигателя.
По рекомендации азнакаевских буровиков лениногорцы попробовали бурить редукторным турбобуром ТРШ-195. И, наконец-то, получили что хотели: увеличены механическая и рейсовая скорости, проходка на долото. Сегодня на Александровском месторождении бригада Ильшата Закиева бурит скважину № 12 - уже седьмую по счету. (Завершены и сданы № 7, 8, 9, 10, 11, 14). На этой скважине, по словам Владимира Зубарева, может быть достигнута рекордная скорость строительства. Однако резервы для сокращения сроков еще есть. Будущее видится в применении зарубежных долот, которые позволят повысить проходку на долото в интервалах бурения на растворе.

Разгадка пока не найдена
Тяжелее ситуация на Алимовской площади. Здесь бригада небезызвестного Виктора Прохорова - "первопроходцы" сквозных битумных скважин - строит третью по счету скважину. Строит почти четыре месяца. Основная трудность по-прежнему заключается, как упоминалось выше, в геологическом строении.
На древнем "береге-склоне" ни одна из пробуренных скважин не повторяет по строению предыдущую. Вероятность спрогнозировать прохождение зон обваливания сводится к минимуму. Например, на первой скважине № 27 по опыту нурлатских буровиков, работающих по соседству, зоны осложнения вскрывались роторной компановкой с наполнителем. Эта технология при огромных затратах позволила углубиться лишь на 40 метров. Дальнейшее углубление было решено вести на воде. Два профильных перекрывателя - один 197 метров длиной, другой 80 метров - все же позволили завершить строительство.
При бурении скважины № 28 также были установлены две гофрированных трубы. Но при установке перекрывателя, говоря языком буровиков, произошло "бутылкообразование": "башмак" за "дно" зацепился, а вот интервал, где должна была закрепиться "голова" конструкции, - обвалился.
В скважине № 35, которая бурится и по сей день, горно-геологические условия еще сложнее. Обваливание происходит при каждом спуске-подъеме бурильного инструмента. Так были потеряны два ствола.
Дважды забуривался новый ствол. Сегодня совместными усилиями специалистов ТатНИПИнефть, "СК-Внедрение", департамента супервайзерского сопровождения последний забуренный ствол нормализован.
Конечно, опыт горький. Но необходимый для будущего строительства новых скважин на этой площади. На примере последней скважины принято решение отныне ликвидировать зоны обваливания поинтервально сверху вниз. Специалисты "Ленбурнефти" путем проб и ошибок продолжают упорно идти к своей цели. Они смотрят с надеждой на науку, и, опираясь на свой опыт, считают, что по прошествии времени смогут найти ключи к разгадке Алимовского месторождения.
Наталья Клюева, «НВ», 2007 год

 

Добавить комментарий

:D:lol::-);-)8):-|:-*:oops::sad::cry::o:-?:-x:eek::zzz:P:roll::sigh:
Жирный Цитата


« Пред.   След. »
 
   
         
 
Design by Камни
Rambler's Top100