Сегодня мы расскажем о том, как буровые станки бороздят просторы Сибири, из чего состоит скважина; зачем, для того, чтобы добыть что-нибудь нужное, надо сначала закачать в пласт что-нибудь ненужное, и из чего, собственно, сделана нефтяная залежь. Это вторая часть из серии статей для будущих математиков-программистов, которым предстоит решать задачи, связанные с моделированием нефтедобычи и разработкой инженерного ПО в области сопровождения нефтедобычи.
Первую часть серии можно прочесть здесь
Конструкция скважины
Скважина – это отверстие в земле, в земной коре (в почве, потом в глине, потом во всяких разных породах – все видели слоистость земли на стенке любого строительного котлована), пробуренное до глубины залегания месторождения с целью выкачивания из месторождения чего-нибудь нужного (нефти или газа) или закачивания в месторождение чего-нибудь ненужного (воды или углекислого газа). Места, где нефть можно просто черпать с поверхности земли или поднимать воротом из неглубоких колодцев, почти закончились: теперь до нефти нужно сначала добуриться.
Ссылка: ru.wikipedia.org/wiki/Нефтяная_промышленность_Азербайджана
Скважину бурят буровой установкой, которая насаживает на трубу специальное буровое долото с вращающимися резцами. В зависимости от способа, может вращаться сама труба вместе с резцами, или труба может не вращаться, но в буровой инструмент подаётся по той же трубе (бурильной колонне) электричество или буровой раствор под давлением. В последнем случае буровой раствор и приводит в движение долото, и он же обратным потоком жидкости выносит на поверхность всё, что там резец набурит. Не знаю, как вы, а я был в своё время восхищён такой инженерной идеей. Круче, по-моему, только ещё и телеметрию передавать обратно каким-нибудь ультразвуком тоже по потоку жидкости.
В процессе бурения можно увеличивать или уменьшать вертикальную нагрузку на долото (то есть, давить вниз) для изменения скорости проходки, а также потихоньку отклонять буровую колонну для того, чтобы направлять скважину в ту или иную сторону. По понятным причинам для бурения нескольких скважин удобнее всего начинать бурение в одном и том же месте, называемом кустом скважин: удобно подвозить к одному месту руду, дерево, ртуть, серу, кристаллы, золото материалы, бригады, оборудование, подводить электричество, а после запуска всех скважин в работу – собирать нефть. Делать это с десятка скважин на одном кусту очевидно удобнее, чем с десятка скважин, рассредоточенных на необъятных просторах торфяных болот Сибири. Поэтому начинают бурить все скважины куста с одной площадки, и постепенно разводят их по траекториям в разные стороны, чтобы на поверхности все траектории скважин куста сходились в одном месте, но внизу равномерно распределялись по какому-то заданному участку месторождения. Это означает, что чаще всего у набора скважин с одного куста есть несколько типовых участков траектории: начальный участок продолжается участком, где скважины разводятся по разным азимутам. Если кто забыл, азимут – это направление, на которое стрелка компаса указывает, точнее – отклонение от этой стрелки. Потом идёт участок набора глубины, потом участок хитрого входа в нефтесодержащий пласт, ну и собственно, участок скважины внутри нефтесодержащего пласта, где в скважину через её стенки поступает нефть.
Чаще всего месторождение “в длину” и “в ширину”, то есть по латерали, гораздо больше, чем “в высоту”, то есть по вертикали. По латерали месторождение может простираться на километры, десятки и сотни километров, а по вертикали – на метры, десятки и сотни метров. Также очевидно, что чем более длинная часть скважины находится внутри месторождения, тем больше нефти будет к такой скважине притекать. Поэтому сейчас большая часть буримых скважин – горизонтальные. Это не значит, что вся скважина горизонтальная – нет, наверху всё такой же “паук” с лапками вниз и в разные стороны. Условно вертикальная скважина “протыкает” месторождение вертикально, а условно горизонтальная скважина имеет довольно длинный (сотни метров) вскрывающий месторождение горизонтальный участок.
При бурении скважина проходит участки разных пород, какие-то более прочные, какие-то менее. Какие-то могут держать форму, а какие-то будут обрушиваться. Некоторые слои, особенно ближе к поверхности, могут быть насыщены пресной водой, а мы же не хотим её загрязнения? Поэтому в процессе бурения в пробуренный ствол скважины спускаются металлические трубы и производится их обсадка и цементирование – заполнение пространства между трубой и породой цементной смесью. Пробурили очередной участок, подняли буровые трубы, спустили очередную обсадную трубу почти под диаметр скважины, залили цементом всё вокруг этой трубы – теперь ничего не обрушится, можно снова – уже в обсадную трубу – спускать буровую колонну меньшего диаметра и бурить дальше. Понятно дело, бурить приходится чуть шире, чем диаметр обсадной трубы, которую спустят, и по мере углубления обсадная труба становится всё меньше, входя в пласт каким-нибудь типовым диаметром в 146 мм. Кроме этого, нам может быть важно, чтобы месторождение, состоящее из нескольких пластов и пропластков, соединялось со скважиной одним пропластком и не соединялось другим, – этой цели и позволяет добиться самая нижняя обсадная труба, называемая эксплуатационной (те обсадные трубы, которые расположены выше, тоже имеют свои названия – направление, кондуктор, промежуточная и т.д.). Горизонтальный участок скважины тоже может иметь трубу с цементом вокруг, а может и не иметь, тогда говорят о горизонтальной скважине с открытым стволом.
Чтобы в скважину хоть что-то могло притечь (напоминаю, она металлическая, а ещё там цемент с той стороны металла), в эксплуатационной колонне надо сделать отверстия в нужных местах, называемых интервалом перфорации. Для этого в скважину спускают гирлянду зарядов со взрывчаткой – бабах! – при подрыве заряды создают кумулятивные отверстия в стенках скважины в нужных интервалах, через которые и будет поступать нефть. А вот если часть гирлянды так и не взрывается, вытаскивать её отправляют самого молодого и неопытного из бригады, кого меньше всего жалко.
После бурения скважину отдают в освоение. Дело в том, что при бурении скважина и прилегающая к ней часть пласта оказывается забита всяким мусором и шламом: мелкими и крупными частицами породы, утяжелителями бурового раствора, бентонитовой глиной и так далее. Задача освоения – очистить скважину, очистить место соединения скважины с пластом, очистить прилегающую часть пласта (призабойную зону) так, чтобы то, что мы хотим добывать или закачивать, не испытывало затруднений на своём пути. После освоения скважина готова к добыче: спускай длинную насосно-компрессорную трубу (НКТ), на которой находится насос, открывай задвижку на самой скважине, включай насос и готовь ёмкости или трубопровод.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Правда, даже если вы сделаете всё в точности как описано выше, ёмкость вам понадобится маленькая, а трубопровод тоненький. Всё потому, что большинство месторождений, находящихся в разработке сейчас, являются настолько плохими (низкопроницаемыми), что бурение обычных вертикальных или даже горизонтальных скважин становится экономически неэффективным. Причём хорошо, если просто экономически неэффективным – в конце концов, всегда можно напечатать долларов и раздать бедным сланцевым компаниям – а вот если энергетически неэффективным (когда в добываемой нефти энергии меньше, чем требуется потратить на бурение и добычу), то совсем пиши пропало. На помощь пришла технология гидравлического разрыва пласта.
Суть гидроразрыва пласта (ГРП) заключается в следующем. В скважину под большим давлением (до 650 атм. или даже 1000 атм.) закачивают специальную жидкость, похожую на желе (собственно, это и есть желе – при его производстве используют тот же самый пищевой агар). Это давление разрывает пласт, раздвигая слои породы. Но на той глубине, где обычно производится ГРП, порода сильнее сдавлена сверху, чем с боков, поэтому давлению проще раздвинуть её в стороны, чем вверх. Трещина получается почти плоская и вертикальная, при этом ширина её составляет считанные миллиметры, высота – десятки метров, а длина может доходить до нескольких сотен метров. Затем вместе с жидкостью начинает подаваться пропант – похожая на песок смесь крепких керамических гранул диаметром от долей миллиметров до миллиметров. Цель ГРП – закачать побольше пропанта в пласт так, чтобы образовалась очень хорошо проницаемая область, соединённая со скважиной. Жидкость, конечно, утечёт в пласт, а пропант останется там, куда успел дойти и не даст трещине полностью сомкнуться, обеспечивая высокопроводящий канал. Если до ГРП нефть в скважину притекала только со стенки самой скважины, то после ГРП нефть притекает со всей (ну может и не со всей, а может только с половины, точно никто не скажет) поверхности трещины. То есть площадь с которой притекает нефть, после ГРП увеличивается где-то в 1000 раз. Соответственно растёт и дебит скважины, что в конечном итоге позволяет разрабатывать месторождения, которые ранее считались нерентабельными.
Современные технологии дошли до того, что позволяют сделать на скважину не одну трещину ГРП, а целый набор, называемый стадиями (чемпионские скважины сейчас имеют длину горизонтального участка до 2000 м. и до 30-40 трещин ГРП).
Физико-химические свойства нефтесодержащей породы
Как уже говорилось выше, нефтесодержащая порода больше всего похожа на очень плотно спрессованный песок. Песчинки плотно прилегают друг к другу, но так как они не ровно кубические, и уложиться в равномерную упаковку “без щелей” не могут, то часть объёма между ними должна быть заполнена чем-то жидким или газообразным. Если взять какой-нибудь единичный объем породы и посчитать суммарный объем плотных частичек и оставшуюся “пустоту”, то доля этой “пустоты” в общем объёме называется пористостью. При этом сами крупинки породы, которые слагают месторождение, тоже могут иметь ещё более мелкие пустоты внутри, но если все эти пустоты друг с другом не соединены, считать их за пористость как бы бесполезно. Поэтому чаще всего, когда говорят о пористости, на самом деле имеют в виду эффективную пористость – долю пустого объёма, соединённую в единый объём. Типичные значения хорошей пористости традиционных месторождений -0.16-0.20 (то есть 16-20%), типичные значения пористости у сланцев — менее 0.05 (5%). Почему пористость важна? Потому что она определяет верхний предел запасов нефти в месторождении — сколько нефти в принципе там может содержаться. Если пористость высока, то еще, конечно, не факт, что всю нефть месторождения удастся добыть. Но если пористость низка, то качай не качай -много не добудешь при самых лучших способах добычи.
Важно понимать, что и пористость, и все остальные описываемые далее параметры, не являются на самом деле одним числом, которое справедливо для всего месторождения. Это показатели, которые зависят от самой породы и пропитывающих её флюидов, и, конечно же, меняются от точки к точке, потому что само месторождение практически всегда неоднородно (пусть и масштаб этой неоднородности может быть очень разным). Там, где в пределах месторождения залегают глины, пористость будет мала, где залегают песчаники – там пористость будет велика, и так далее. Кстати, мы всё равно не сможем описать каждый кубический сантиметр породы, поэтому от реальности при моделировании нам придётся отступить, и считать, что на каком-то масштабе (например, в ячейках размером 10 метров на 10 метров на 1 метр) свойства породы и всего остального не меняются.
Второй важный показатель – проницаемость породы. Она показывает способность породы пропускать сквозь себя флюид. Флюид, кстати, – это то, что может течь, жидкость или газ. Когда пустот в породе мало, порода не пропускает сквозь себя флюид. Мысленно представим, что пустот в породе становится всё больше и больше: начиная с определённого момента отдельные пустоты начинают соединяться друг с другом и происходит перколяция – возникают каналы, по которым флюид может начинать двигаться. В быту мы часто сталкиваемся с пористыми материалами с высокой и низкой проницаемостью: губку для посуды легко “продуть” насквозь, хлеб уже больше сопротивляется попыткам продуть сквозь него воздух, а продуть насквозь пробку не легче, чем надуть резиновую грелку. Измеряется она в единицах дарси, но чаще в ходу миллидарси мД и нанодарси нД.
Во всех этих случаях можно заметить следующие закономерности. Через одни материалы (с высокой проницаемостью) всё фильтруется легче, чем через другие – и жидкости, и газы. Кроме этого, газы вообще фильтруются легче, чем жидкости. Да и среди жидкостей всё не так однозначно – любой может заметить в домашних условиях, что жидкий гелий (у любой рачительной хозяйки в холодильнике всегда есть) фильтруется гораздо легче, чем вода… а вода фильтруется гораздо легче, чем, например, кисель. Это происходит потому, что на скорость фильтрации влияет не только проницаемость (через что фильтруется), но и вязкость (что фильтруется).
Нефтяники всё время говорят про фильтрацию, используя именно это слово, но нужно привыкнуть к его особенному значению. Кофе фильтруется через бумажную салфетку, оставляя на ней частицы зёрен, но нефть, газ и флюиды фильтруются через породу немного в другом смысле. Слово “фильтруется” в нефтянке надо понимать просто как “течёт сквозь”.
Во всех приведённых примерах чтобы что-то начинало продуваться, мы начинали дуть, то есть прикладывать разность давлений. Если взять сантехническую трубу, набить её пористой средой и приложить к одному концу трубы повышенное давление газа или жидкости (с другой стороны будет обычное, атмосферное), то закон Дарси утверждает, что скорость фильтрации (дебит, то есть расход продуваемого флюида в секунду) будет пропорциональна проницаемости и перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости и длине трубы. Если в два раза увеличить длину трубы, для сохранения такой же скорости потока нужно в два раза увеличить перепад давления, а если в два раза увеличить вязкость продуваемого газа или жидкости, то для сохранения скорости продува нужно в два раза увеличить проницаемость продуваемой среды.
Как связана пористость и проницаемость?
Во-первых, для реальных материалов, в том числе для горных нефтенасыщенных пород, они действительно друг с другом чаще всего коррелируют. Во-вторых, правильнее говорить, что пористость является причиной для проницаемости. Очевидно, что если пористость равна нулю, то и проницаемость тоже равна нулю. Но вот все остальные зависимости – скорее статистические. Да, действительно, чаще всего, чем больше пористость, тем больше и проницаемость, и вообще, чаще всего пористость и проницаемость связаны экспоненциальной статистической зависимостью (обратите внимание, что на картинке одна ось – логарифмическая). Однако техногенные вещества могут эту зависимость нарушать: так аэрогель имеет высокую пористость (90-99%), но очень низкую проницаемость (я думаю, меньше 1 нД).
На что влияет проницаемость? На скорость добычи, конечно. Насос, спущенный в скважину очень быстро “выбирает” нефть вокруг себя и снижает давление в призабойной (прилегающей к нижней части скважины) зоне, а дальше в игру вступает проницаемость. Если она достаточно высока, то перепад давления, созданный насосом, вызывает фильтрацию пластовой жидкости из дальней зоны, а если проницаемость мала, то сколько ни снижай насосом давление в призабойной зоне (а у давления нет верхнего предела, но очень даже есть нижний – создать давление ниже нуля атмосфер ещё никому не удавалось!), существенный приток не вызовешь. Гипотетически, если выкопать скважину глубиной два километра в породе с нулевой проницаемостью (говорю же – гипотетически), то скважину можно полностью осушить, и на дне её будет то же самое атмосферное давление (ну ладно, чуть больше), но ничего никуда течь не будет.
В итоге, в так (неправильно) называемых “сланцевых” месторождениях нетрадиционной нефти с их крайне низкой проницаемостью бурить обычные скважины бесполезно: нефть есть, её много, но из-за низкой проницаемости скорость фильтрации такая низкая, что скважины дают мизер, не окупающий даже их эксплуатацию. Что делать? Увеличивать площадь скважины, но не увеличивая её диаметр (обрушится!), а создавая в пласте соединённую со скважиной открытую трещину ГРП, пусть и тонкую, но с большой площадью стенок. И даже это позволяет добывать нефть только с того объёма, который хоть как-то трещинами был затронут, а с соседнего кубокилометра так ничего и не притечёт.
Итак, пористость определяет теоретический доступный к добыче объём месторождения, а проницаемость определяет скорость фильтрации нефти к скважине. Третий важный параметр, описывающий свойства нефтесодержащей породы – это насыщенность, в частности, нефтенасыщенность. Пористость описывает объем “пустоты” в породе, которую может занимать любой подвижный агент – хоть жидкость, хоть газ. Но таких кандидатов в месторождении несколько: это может быть действительно газ, в условиях месторождения это чаще всего природные газообразные углеводороды (метан, этан, пропан и так далее), или какой-нибудь техногенный углекислый газ, если его уже успели закачать. И это может быть, собственно, нефть и вода. Откуда там возьмётся вода? Правильный вопрос на самом деле – откуда там взялась нефть, потому что вода там была с самого начала: напоминаю, когда-то всё это было дном океана. Это нефть в ловушку месторождения пришла и вытеснила воду, но вытеснила не всю воду, что там изначально была. В итоге когда мы начинаем разрабатывать месторождение, часть порового объёма в любой точке может быть занята нефтью, часть газом, а часть водой.
Доля порового объёма, занимаемая нефтью – это и есть нефтенасыщенность. Особенность этого показателя в том, что он может меняться в процессе разработки месторождения. Когда через нагнетательные скважины начинают закачивать воду, нефтенасыщенность в разных точках месторождения начинает меняться.
Кроме нефтенасыщенности есть ещё и газонасыщенность – доля свободного газа в поровом объёме (какое-то количество газа, кроме этого, ещё и растворено в нефти – оно учитывается в другом месте). В каких-то месторождениях есть свободный газ (он скапливается в верхней части месторождения в виде так называемой газовой шапки), в каких-то нет. Какая-то часть порового объёма, кроме этого, обязательно занята водой – доля этого объёма называется водонасыщенностью. В любом случае, сумма нефте-, газо- и водонасыщенности всегда равна единице, потому что – а чем ещё может быть занят поровый объём между крупинками породы?
Следующим важным физическим параметром, влияющим на добычу нефти, является так называемое пластовое давление – давление флюида между частичками породы в каждой точке месторождения. Сами частички ещё испытывают на себе геостатическое давление “скелета” всей породы, что ещё лежит сверху, но это уже совсем другая история.
Нефтяники любят высокое давление и не любят низкое давление, потому что давление – это накопленная энергия, которой можно воспользоваться. Иногда нефть находится в месторождении под таким высоким давлением, что её, по сути, и качать не надо – достаточно добуриться скважиной до месторождения, и пластовое давление начнёт самостоятельно выталкивать нефть на поверхность: скважина даст фонтан нефти – только и успевай подставлять вёдра и тазики, нефть хлещет сама, без каких-либо затрат электричества на добычу!
Давление тесно связано с таким показателем, как сжимаемость. Мысленно представим себе колбу, наполненную, например, газом. Пусть давление там равно атмосферному. Затолкаем туда ещё 1% объёма газа и посмотрим, как изменилось давление. Если у вас нет под руками манометра, придётся поверить на слово – изменится не очень сильно (вы удивитесь — но на на тот же 1%). Возьмите пустую бутылку 0.7 (можно взять полную и предварительно её опустошить, но тогда дальнейшие опыты могут столкнуться с проблемами) и убедитесь, что немного воздуха туда выдохнуть всегда можно: газ очень хорошо сжимаем, его сжимаемость велика. А вот если газ заменить на жидкость, попытка впихнуть ещё немного жидкости в полную колбу в случае успеха, скорее всего, закончится печально: давление вырастет моментально и очень сильно, потому что жидкость плохо сжимается, её сжимаемость мала.
Можно сказать, что сжимаемость позволяет накапливать упругую энергию сжатия в веществе, и именно сжимаемость гораздо больше, чем давление, определяет, сколько энергии в сжатой среде накоплено. Если сжимаемость велика, энергии можно накопить много. Если сжимаемость мала, энергии много не накопишь. Представьте баллон с манометром, показывающим 220 атмосфер давления внутри. Если эту энергию пустить в дело, например, засунуть в ракету, то высоко ли она полетит? Оказывается, всё определяется не тем, сколько атмосфер давления, а тем, что там внутри сжато. Если там воздух, ракета взлетит, а если только вода – не взлетит. Посмотрите, как летают пневмогидравлические ракеты и подумайте, зачем они “пневмо” и зачем гидравлические. Тот же самый принцип используется в гидроаккумуляторах в домашней системе водоснабжения – вода не позволяет накопить много энергии сжатия, чтобы не включать каждый раз насос, когда вы открываете кран, а газ – легко.
Сжимаемость нефти больше сжимаемости воды, но гораздо меньше сжимаемости газа, поэтому при добыче нефти, если не замещать доставаемый объём из месторождения чем-то ещё, пластовое давление очень быстро падает. Ещё, когда говорят о сжимаемости, нужно держать в уме, что при наличии породы и различных насыщающих агентов (воды, нефти, газа), сжимаемость (разная) есть у них всех, и кроме этого, можно говорить об общей сжимаемости всей этой системы.
Газовая шапка на месторождении часто играет ту же самую роль аккумулятора, что воздух в пневмогидравлической ракете, поэтому случайно стравить газовую шапку месторождения – значит потерять ту значительную часть энергии, которая могла бы выдавливать в скважины нефть, а еще к тому же пустить нефть туда, где раньше был газ. А всем известно, если пролить куда-то сметану из банки, а потом попытаться собрать ее обратно, чтобы мама не ругалась… часть сметаны обратно собрать не получится, и с нефтью то же самое.
В следующей части мы расскажем, как месторождения образовывались, что с ними происходит в процессе добычи, а также изучим физико-химические свойства нефти, воды и газа.
Продолжение следует…
