Роль нефтяных ресурсов в экономике, промышленности и жизни современной цивилизации

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Есть общепризнанное мнение, что почти все процессы в нашем современном мире напрямую связаны с нефтью. Люди активно используют её как топливо для средств передвижения, машин и различных механизмов, в химической промышленности, в энергетике. Большинство предметов, которые находятся у нас в квартирах, частично сделаны из нефтепродуктов. Также, использование и добыча нефти связаны с некоторыми мировыми глобальными процессами: мировая экономика и политика, мировая экология, мировая интеграция и географическое разделения труда, а также выявление специализации стран на определённых отраслях производства. И, кроме того, нефть - это ресурс исчерпаемый, и вскоре, как бы мы этого не хотели, запасы нефти, залегающие ныне в недрах земли, закончатся. В связи со всем этим возникает вопрос - а нужно ли так упорно использовать нефть, чтобы так сильно от неё зависеть, и так сильно на ней зацикливаться?

И достаточно ли эффективно мы её используем? Ведь помимо потребительско-технологического элемента, на нефти завязан целый огромный экономический блок. Постоянно меняющаяся динамика развития нефтяной промышленности, постоянно изменяющиеся цены и котировки оказывают огромное влияние на современные мировые торговые биржи, рынки и компании, а также на всю мировую экономику в целом. Цены на огромное количество самой различной продукции, так или иначе, напрямую зависят от цен на нефть. И так как наша страна позиционирует себя в мире, как страна с развитой энергетикой, в частности развитым теплоэнергетическим и нефтегазовым комплексами то, безусловно, ситуация с нефтью в мире может оказать непосредственное влияние на судьбу нашей страны, не раз пострадавшей от мирового финансового кризиса. Именно поэтому моё исследование является актуальным, поскольку рассматривает очень актуальный в наше время вопрос потребности в природных ресурсах, в частности - нефти, в мире, и оказывающий непосредственное влияние на экономическую, политическую и социальную ситуации в России. Ведь если рассмотреть ситуацию углублённо, то в 21 веке на нефти завязано очень много. Тема «нефти» в 21 веке не раз становилась яблоком раздора в отношениях различных стран - что привело к вооружённым конфликтам: страны стремятся взять под свой контроль нефтяные месторождения, прикрываясь различными освободительскими миссиями и уничтожением террористов. Главный пример: влияние США на страны Ближнего Востока и Африки. Но главная «война» разворачивается в экономическом и производственном секторах, где решаются самые важные и главные вопросы по добыче нефти, её переработке, продаже и последующем использовании, а также её непосредственному влиянию на мировую экономику. В своём исследовании я буду рассматривать два основных блока, применительно к нефтяной промышленности: экономический и технологический, выявляя при этом некоторую конкретику - этим и интересно моё исследование.

Целью моего исследования является выяснение роли нефтяных ресурсов в экономике, промышленности и жизни современной цивилизации. Для достижения этой цели необходимо решить следующие задачи:

Ш выяснить историю использования нефти и обозначить, зачем она используется, наши современные и будущие потребности в нефти

Ш разобраться в технологии разведки, добычи, транспортировки и переработки нефти, и изучить этот материал с точки зрения проблем эффективности

Ш разобраться в динамике развития нефтяной промышленности и её особенностях, ценах и потреблении нефти

Ш изучить материалы по запасам нефти, их территориальном расположении и странам-добытчикам

Ш разобраться в географии нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий

Моя работа будет состоять из двух частей. В первой части я попытаюсь освятить вопрос о технологических особенностях процесса добычи нефти. Во второй части, я попытаюсь раскрыть значение и роль нефти в мировой экономике, и какое влияние нефть оказывает на экономику современной цивилизации, а также рассмотрю основные перспективы и основную динамику развития нефтяной промышленности.

Глава 1. Технология добычи нефти

1.1 Из истории добычи нефти

Первые скважины в истории человечества бурили ударно-канатным способом за 2000 лет до нашей эры для добычи рассолов в Китае. До середины 19 века нефть добывалась в небольших количествах, в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на дневную поверхность. Со второй половины 19 века спрос на нефть стал возрастать в связи с широким использованием паровых машин и развитием на их основе промышленности, которая требовала больших количеств смазочных веществ и более мощных, чем сальные свечи, источников света.

Исследованиями последних лет установлено, что первая скважина на нефть была пробурена ручным вращательным способом на Апшеронском полуострове (Россия) в 1847 г. по инициативе В.Н. Семенова. В США первая скважина на нефть (25м) была пробурена в Пенсильвании Эдвином Дрейком в 1959 г. Этот год считается началом развития нефтедобывающей промышленности США. Рождение российской нефтяной промышленности принято отсчитывать от 1964 г., когда на Кубани в долине реки Кудако А.Н. Новосильцев начал бурить первую скважину на нефть (глубиной 55 м) с применением механического ударно-канатного бурения. На рубеже 19-20 веков были изобретены дизельный и бензиновый двигатели внутреннего сгорания. Внедрение их в практику привело к бурному развитию мировой нефтедобывающей промышленности. В 1901 г в США впервые было применено вращательное роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости. Необходимо отметить, что вынос выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобрел в 1848 г. французский инженер Фовелль и впервые применил этот способ при бурении артезианской скважины в монастыре св. Доминика. В Росси роторным способом первая скважина была пробурена в 1902 г. на глубину 345 м в Грозненском районе.

Одной из труднейших проблем, возникших при бурении скважин, особенно при роторном способе, была проблема герметизации затрубного пространства между обсадными трубами и стенками скважины. Решил эту проблему русский инженер А.А. Богушевский, разработавший и запатентовавший в 1906 г. способ закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением его через низ (башмак) обсадной колонны в затрубное пространство. Этот способ цементирования быстро распространился в отечественной и зарубежной практике бурения.

В 1923 г. выпускник Томского технологического института М.А. Капелюшников в соавторстве с С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым изобрели гидравлический забойный двигатель - турбобур, определивший принципиально новый путь развития технологии и техники бурения нефтяных и газовых скважин. В 1924 г. в Азербайджане была пробурена первая в мире скважина с помощью одноступенчатого турбобура, получившего название турбобура Капелюшникова.

Особое место занимают турбобуры в истории развития бурения наклонных скважин. Впервые наклонная скважина была пробурена турбинным способом в 1941 г. в Азербайджане. Совершенствование такого бурения позволило ускорить разработку месторождений, расположенных под дном моря или под сильно пересеченной местностью (болота Западной Сибири). В этих случаях бурят несколько наклонных скважин с одной небольшой площадки, на строительство которой требуется значительно меньше затрат, чем на сооружение площадок под каждую буровую при бурении вертикальных скважин. Такой способ сооружения скважин получил наименование кустового бурения.

В 1937-40 гг. А.П. Островским, Н.Г. Григоряном, Н.В. Александровым и другими была разработана конструкция принципиально нового забойного двигателя - электробура.

В США в 1964 г. был разработан однозаходный гидравлический винтовой забойный двигатель, а в 1966 в России разработан многозаходный винтовой двигатель, позволяющий осуществлять бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ.

В Западной Сибири первая скважина, давшая мощный фонтан природного газа 23 сентября 1953 г. была пробурена у пос. Березово на севере Тюменской области. Здесь, в Березовском районе зародилась в 1963 г. газодобывающая промышленность Западной Сибири. Первая нефтяная скважина в Западной Сибири зафонтанировала 21 июня 1960 г. на Мулымьинской площади в бассейне реки Конда.

Что такое нефть и где она залегает?

Первые упоминания о нефти можно найти около 3-ёх тысяч лет назад. Древние египтяне, жители Междуречья и обитатели государств Ближнего Востока собирали нефть с поверхности воды. Использовали они её, прежде всего, для освещения домов, строительства, а также бальзамирования умерших. Но местные жители ещё не знали и не представляли, насколько в будущем нефть будет важна для современной человеческой цивилизации.

Бурный научно-технический прогресс и высокие темпы развития различных отраслей науки и мирового хозяйства в XIX-XX веках привели к резкому увеличению потребления различных полезных ископаемых, особое место среди которых заняла - нефть. Так что же такое нефть? Нефть - это, прежде всего, очень ценный природный ресурс, представляющий собой вязкую чёрную жидкость, из которой можно делать различные «продукты», посредством химической переработки. Можно обратиться к точному определению: нефть - это природное горючее, полезное ископаемое в виде маслянистой жидкости, обладающей специфическим запахом; залегает в осадочных породах оболочки Земли на глубине 1,2 - 2 км., часто совместно с природными горючими газами; на 82%-87% нефть состоит из углерода, до 14,5% - из водорода, до 0,35% - из кислорода; в ней также содержится сера, азот, вода, минеральные соли, металл (их для не превышает 1%). Нефть является одним из наиболее ценных полезных ископаемых.

Но что же может дать человеку нефть? Так, путём физико-химической переработки из неё производят огромное количество продуктов, общее количество которых составляет порядка 3 тысяч. Среди них: бытовое топливо, бензин, керосин, растворители, парафин, дорожный и строительный битум, медицинские средства, среди которых вазелин, и много другое. Нефтепродукты применяются во всех отраслях промышленного производства, имеют огромное военно-стратегическое значение. Продукты переработки нефти широко используются в производстве пластмасс, клеёв, антикоррозийных и электроизоляционных материалов, огнестойких покрытий, смазочных масел, в металлургической промышленности при электроплавке алюминия и стали, а также в фармакологии, пищевой, косметической, парфюмерной промышленностях, медицине. Основным процессом переработки нефти после её обезвоживания, обессоливания и удаления лёгких металлов и газов является перегонка. В процессе перегонки из нефти сначала отбираются бензин (автомобильный или авиационный), реактивное топливо, керосин, дизельное топливо, мазут. Из мазута при дальнейшей переработке получают дистиллятные масла, парафины, битумы и другие вещества и материалы. Также, мазут иногда используют как жидкое котельное топливо. Остаток после отгонки от мазута масляных дистиллятов (концентрат, гудрон) служит для получения масел различного вида. Люди научились применять нефть в производстве многих необходимых веществ и использовать её на благо, это - то вещество, которое всегда будет необходимым, актуальным и востребованным и главное, никогда не обесценится.

Промышленные скопления нефти встречаются почти исключительно в верхней, осадочной оболочке земной коры. Изредка их обнаруживают в вулканических (базальты), интрузивно-магматических (граниты) или метаморфических (гнейсы) породах. Залежи нефти и газа находят практически во всех типах осадочных горных пород, но преимущественно в песках, песчаниках, известняках, доломитах, поскольку они отличаются повышенной пористостью и представляют естественные вместилища - коллекторы, резервуары жидких и газообразных углеводородов. Но и более плотные породы - глины, плотные карбонаты могут представлять такие коллекторы, если они достаточно трещиноваты. Общей особенностью осадочных толщ, вмещающих залежи нефти, является их субаквальное происхождение, то есть отложение в водной среде.

Происхождение нефти долгое время было предметом жарких споров, которые полностью не затихли и в наши дни. Существуют две противоположные версии происхождения нефти: неорганическая и органическая. Выбор между этими версиями обуславливается тем, что нефть - весьма подвижное вещество-флюид, оно способно к перемещению или миграции внутри земной коры и ее осадочной оболочки на большие расстояния, и скопления нефти нередко находятся достаточно далеко от предполагаемого места образования. Органическая теория происхождения нефти впервые была высказана Менделеевым и заключается в том, что вода протекала мимо раскаленных карбидов металлов, и, таким образом, образовывались углеводороды, которые впоследствии превращались в нефть. Вторая - органическая теория, заключалась в том, что нефть образовывалась, как правило, в морских и лагунных условиях, путем перегнивания органических остатков животных и растений (илов) в определенных термобарических условиях (высокое давление и температура). В общем, по всей сумме накопленных фактов достаточно обоснованной может считаться лишь концепция органического, биогенного происхождения нефти, выдвинутая немецким ботаником Г. Потонье в начале XX века. В нашей стране она была разработана Г.П. Михайловским, И.М. Губкиным, но наиболее полно и на современном уровне Н.Б. Вассоевичем, который назвал ее осадочно-миграционной теорией нефтеобразования. Согласно этой теории, источником нефти является захороненное в осадках органическое вещество - продукт разложения организмов, - отлагающееся вместе с минеральными частицами осадков. В свою очередь, источником этого органического вещества являются две группы организмов: наземная растительность, остатки которой сносились реками в морские или озерные бассейны, бактерии и морской зоо- и фитопланктон, причем именно последнему принадлежит главная роль в нефтеобразовании. Различия в составе органического вещества, отложенного из двух этих источников - гумуса и сапропеля, прослеживаются в составе нефти, возникших за их счет. Накопление значительных масс органического вещества в осадках было возможно в условиях отсутствия или ограниченного доступа свободного кислорода, что могло происходить лишь в водной среде. Органическое вещество находится в осадках в рассеянном состоянии. Одни типы осадков им обогащены в большей степени, другие - в меньшей или даже практически его лишены, но среднее содержание очень редко превосходит 1% от массы осадка. И лишь относительно небольшая часть этого вещества (10-30%) затем преобразуется в нефть, остальная сохраняется в осадке и переходит в образующуюся из него осадочную породу.

Залежи нефти непременно сопутствуются и другими веществами, такими как: газ и газоконденсат, вода. Газа может быть растворено от 1 до 400 кубических метров в кубическом метре нефти. Сам этот газ в основном состоит из метана, но ввиду трудности его подготовки (осушения, очищения и доводить до определенной теплоты сгорания) попутный газ очень редко используется в бытовых целях. Грубо говоря, если газ с промысла пустить в квартиру в газовую плиту, последствия могут быть от копоти на потолке до насмерть испорченной плиты и отравлений (например, сероводородом).

Преобразование исходного органического вещества в нефть - процесс длительный, сложный и еще до конца непонятый. Известно, что углеводороды нефтяного ряда образуются уже в телах живых организмов и их обнаруживают в современных осадках. Однако, как показал Н.Б. Вассоевич, процесс идет очень медленно, пока осадки не погрузятся на глубину более 2 км, будучи перекрыты более молодыми слоями, и не нагреются до 80-100°C. Лишь тогда наступит главная фаза нефтеобразования. На большей же глубине, порядка 6 км, и при более высокой, более 120°C температуре вместо нефти начнет образовываться газ. По более современным представлениям нефтеобразованию существенно способствуют (кроме погружения и роста температуры с глубиной) поступающие из мантии флюиды. И по существу процесс нефтеобразования завершается лишь тогда, когда капли нефти начнут собираться в более крупные скопления. А это происходит только при отжимании нефти вместе со связанной водой из материнской породы под весом вышележащих слоев, напором газа и при ее переходе в пористые породы-коллекторы, в частности пески и песчаники.

Схема 1

Необходимо иметь в виду, что вместе с нефтью и даже раньше нее из материнской породы отжимается и вода, притом в неизмеримо больших количествах. А породы-коллекторы обязательно являются водоносными. Вода может иметь в них различное происхождение - она может захороняться вместе с осадками (погребенные воды) или проникать с поверхности на выходе пластов на эту поверхность (инфильтрационные воды). Все нефтегазоносные осадочные бассейны являются одновременно артезианскими, и нефть и газ перемещаются, мигрируют не сами по себе, а вместе с водой, нефть по существу первоначально в виде нефтеводной смеси (капли нефти в воде). Но вскоре происходит отделение нефти и газа от воды, вследствие более низкого удельного веса нефть всплывает над водой и скапливается в залежи, стремясь занять в пласте-коллекторе наиболее высокое гипсометрическое положение. Необходимым условием сохранности сформированной залежи нефти или газа является наличие над пластами-коллекторами непроницаемых или слабопроницаемых пород - флюидоупоров, в просторечии обычно называемых покрышками. Наилучшими флюидоупорами служат соленосные образования.

1.2 Технология разведки нефти

Разведка месторождений углеводородов является самым важным звеном в общей системе добычи нефти. Если обратиться к более точному, научному определению, можно отметить, что разведка месторождений полезных ископаемых (геологоразведка) - это совокупность исследований и работ, осуществляемых с целью выявления и оценки запасов полезных ископаемых, в частности нефти. В ходе геологической разведки выявляются следующие параметры залежей полезных ископаемых:

· геологическое строение месторождения полезных ископаемых;

· пространственное расположение, условия залегания, формы, размеры и строение залежей;

· количество и качество полезных ископаемых;

· технологические свойства залежей и факторы, определяющие условия эксплуатации месторождения;

Само по себе, нефтяное месторождение влияет на изменение рельефа, состава почвы и свойств растений. Из этого следует, что все традиционные методы разведки нефтяных месторождений основываются на наблюдении, исследовании и анализе этих изменений.

Существует огромное количество геологоразведочных методов разведки месторождений нефти. Среди них следует отметить: геофизический и геологический методы, аналитический метод. Геофизический и геологоразведочный методы строятся в основном на работе непосредственно с горными породами, почвой, с температурой, давлением, в лице традиционной геологической съемки, составления геологических профилей, гидрогеологических и термо- и баро- исследований. Аналитический метод строится на решении задачи выявления аномалий углеводородов по прямым признакам их наличия в различных зонах рельефа и структурах почв. В основном, это различные химические исследования и опыты.

Среди особо перспективных и быстро прогрессирующих научных методов поиска и разведки нефтяных ресурсов следует выделить большую группу геоморфологических методов, среди них: ландшафтный метод, морфографический метод, морфометрический метод. Эти методы позволяют прогнозировать возможность нахождения залежей углеводородов на основе анализа карт и аэрокосмических снимков. Использование этих методов базируется на специализированном визуальном и компьютерном, дешифрировании аэро и космических снимков, снятых в различных масштабах и диапазонах спектров. К примеру, при использовании ландшафтных методов в качестве поисковых признаков используется оценка различных связей возможных залежей углеводородов с изменением фототона почвы, растительного покрова, цвета воды внутренних акваторий, тепловыми потоками, фиксируемыми в инфракрасном диапазоне. Данные ландшафтного анализа являются основой для дальнейшего морфографического и морфометрического анализа. Применение морфографических методов основано на качественном анализе рельефа, расчлененности рельефа, рисунка гидросети рельефа и других признаков тектонических структур, имеющих косвенное, но иногда вполне определенное отношение к возможным залежам углеводородов. Морфометрические методы позволяют представить качественные морфографические показатели в количественной форме: в виде цифровой информации, карт изолиний и т.д. Нужно отметить, что основным недостатком геоморфологических методов является расплывчатость их результатов. Ландшафтные методы обычно позволяют анализировать только приповерхностные залежи и плохо работают при прогнозе структур глубокого залегания. Все эти методы дают, с той или иной степенью вероятности, ответ на один вопрос: есть или нет в недрах Земли углеводороды. Но не отвечают на многие другие вопросы: какова мощность продуктивных пластов и глубина их залегания, каковы запасы и конкретные параметры качества углеводородного сырья, может ли прогнозируемая залежь считаться промышленной, перспективной для разработки или нет.

Недостатки традиционных методов разведки нефтяных месторождений побудили учёных создать некую систему определённых алгоритмов, в которых будет отражено выполнение конкретных задач по выявлению месторождений нефти. Так, был создан структурометрический анализ. Нужно отметить, что структурометрический анализ зародился много десятилетий назад как одна из разновидностей геоморфологических методов исследования аэрокосмических изображений земной поверхности. Первоначально этот метод использовался только для решения природоведческих, географических и экологических задач - всего трёх задач. Но в последние годы внимание исследователей было распространено и на задачи поиска и разведки углеводородов и других видов минерального сырья. Проведенные исследования позволили установить принципиально новый механизм целенаправленного выявления практически любых территориально распределенных или структурированных данных. В основе структурометрического метода лежит познание следов воздействия залегающих в теле Земли тел полезных ископаемых на земную поверхность. Эти залежи, как и все другие горные породы, излучают под действием энергии, исходящей из ядра Земли, акустические волны. За многие миллионы лет, прошедшие со времени образования залежей углеводородов, эти, казалось бы, маломощные акустические волны, действуя неустанно и непрерывно, приводят к существенной перестройке земных ландшафтов, формируя в первую очередь миллиарды образований центрального типа для которых в научной литературе укоренилось наименование «кольцевые структуры». Полевыми исследованиями было подтверждено, что в разных частях таких кольцевых форм наблюдается зональное изменение рельефа земной поверхности, уплотнение или разрыхление почв, изменение свойств грунтов и растительности. Используя эти начальные физические предпосылки, была разработана системная методология структурометрического анализа и создана универсальная комплексная компьютеризированная методика, позволяющая проводить научный анализ, прогнозировать размещение и устанавливать различные параметры нефтегазовых залежей и других объектов геологической среды, в том числе находящихся на больших глубинах, вплоть до 20-25 км. Суть ее заключается в нижеследующем. Каждая точка залежи углеводородного сырья, вибрируя под действием приходящей из недр Земли энергии, становится источником постоянно излучаемых акустических волн, идущих к поверхности Земли конусом. При этом максимальный «след» воздействия акустических волн проявляется по краям этого конуса, приводя к образованию на поверхности Земли кольцевой структуры. Этот след более или менее устойчиво прослеживается на аэрокосмических снимках, хотя зачастую он в одной зоне спектра будет читаться хорошо, а в другой - гораздо хуже. По снимку, прошедшему этап геометрической коррекции (т.е. точно соответствующему по масштабу и проекции топографической карте), можно установить, как глубоко залегает пласт, излучающий акустические волны. К примеру, если он лежит на глубине 5 км, то радиус кольцевой структуры будет около 7 км., при глубине 3 км. - радиус составит около 4 км., а при залегании на 1,5 км. - радиус будет приблизительно равняться 2 км. Именно этот принцип используется для определения глубины залегания залежей углеводородов. Поиск и тематическое дешифрирование кольцевых структур происходит путем сканирования практически каждой пиксели аэрокосмического изображения и установления для нее всех кольцевых структур, центром которых она является. Сравнивая рисунки кольцевых структур, имеющих одинаковый радиус (т.е. расположенных на одной глубине от земной поверхности), выявляют локальные закономерности изменения рисунка этих структур.

Рисунок кольцевых структур изменяется, если при сканировании «проходят» вначале по горным породам, не имеющим углеводородов, а потом «наталкиваются» на их залежь. Этот прием используется для выявления залежей углеводородов из окружающих горных пород. Но не всегда анализируемые кольцевые структуры будут представлять собой идеальные окружности. В условиях гористого рельефа кольцевая структура может иметь очень сложную форму, а радиусы ее по разным направлениям будут отличаться от нескольких сот метров до километра и более. Все используемые при структурометрическом анализе методы и приемы обработки исходных аэрокосмических изображений, автоматизированного дешифрования и картографического моделирования, образуют составные элементы разработанной нами комплексной компьютерной технологии, включающей применение различных программных продуктов, основные элементы которых не имеют аналогов в мировой практике - только в России.

Используя данную методику на этапе разведочных работ, можно более обоснованно выбирать места заложения контрольно-разведочных и промышленных буровых скважин (с учетом минимизации ущерба природной среде), оптимальных показателей геологического строения, составить точный прогноз залегания углеводородов и эколого-геофизических параметров участка.

Было подтверждено, что большим достоинством данной методики является то, что в результате ее применения потребителям передаются не исходные аэрокосмические изображения, по которым еще нужно искать залежи углеводородов, а тематические фотокарты, геологические разрезы и другие графические и табличные материалы, которые содержат весьма точную и самую разнообразную прогнозную информацию, которая может служить основой для организации поисковых и разведочных работ в любой точке Земного шара. Эта методика не требует выезда на местность, проведения предварительных полевых работ и может успешно работать вообще без геологической или иной информации. Применение этой методики распространяется не только на уже изученные или освоенные нефтяные месторождения, но и на совершенно неизученные территории Земли и космоса. Уникальность и особая привлекательность для. потребителей данной методики заключается в том, что, с одной стороны, она не имеет мировых аналогов, а с другой, - по своим экономическим показателям она на несколько порядков эффективнее всех существующих методов.

1.3 Экономика разведки нефти

Наиболее широким применением отличается традиционная схема поиска залежей углеводородного сырья, в размерах которой обязательно проводятся комплексные полевые геологические и геофизические работы, научно-исследовательские и картографические работы, которые завершаются буровыми работами.

Такие традиционные методы очень дороги: их среднемировая стоимость на поисковом этапе составляет от 3 тыс. до 5 тыс. долл./км². На разведочном этапе при выборе места под бурение сейсмическим методом "3D» затраты составляют не менее 10 тыс. долл./км². Выполнение этих работ растягивается на годы, и поэтому применение традиционных методов оказывается выгодным только в условиях разведки крупных и средних антиклинальных нефтегазоносных структур, залегающих на небольших глубинах.

Так как в последнее время наблюдается переход к поиску и освоению нестандартных, маломощных, в том числе залегающих на больших глубинах, залежей углеводородного сырья, традиционные подходы часто неэффективны, нередко дают сбои и приводят к неоправданным затратам.

Это доказывается мировой статистикой успешности поискового бурения (исчисляемой по доле в % продуктивных скважин от общего числа поисковых скважин). В нашей стране в 1981-1985 годах при использовании традиционной схемы поисковых работ успешность поискового бурения составила около 24%, в США (1986 год) - 19,8%, в континентальной Европе (1986 г.) - 23,8%.

Таким образом, к реальным затратам на бурение каждой продуктивной скважины, составляющим обычно 3-7 млн. долл., прибавляется 10-28 млн. долл., затрачиваемых на бурение сухих скважин, в которых ресурсы углеводородного сырья отсутствуют. Поэтому в поисковых и разведочных работах пробуют многие другие подходы. Быстро растет число используемых методов, что обусловлено стремлением к поиску более дешевых и точных методов разведки. Но эффективных и универсальных методов пока так и не было найдено, поэтому дешевизна применения метода оборачивается огромными потерями при проведении холостых буровых работ.

Технология бурения

Нефтедобыча представляет собой очень сложный и трудоёмкий технологический процесс. Это целая система, которая может рухнуть, убери из неё хоть один элемент. Сначала, бурят пробные скважины - так называемая, геологическая разведка территории, - а впоследствии уже и промышленные скважины - которые будут непосредственно эксплуатировать для добычи нефти. Нефтяная скважина представляет собой очень важный элемент при добыче нефти, поскольку именно от правильной её эксплуатации зависит успешность и эффективность добычи нефти. Обращаясь к более точному определению, можно отметить, что «скважиной» называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины, и предназначенная для добычи либо разведки нефти и попутного газа. (Рис. 1).

*Разными цветами, в чётко структурированной последовательности представлены горные породы, различные виды и подвиды почв.

Основные элементы буровой скважины:

* устье скважины (1) - пересечение трассы скважины с дневной поверхностью

* забой скважины (2) - дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу

* стенки скважины (3) - боковые поверхности буровой скважины

* обсадные колонны (4) - колонны соединенных между собой обсадных труб; если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают

* ствол скважины (5) - пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной

* ось скважины (6) - воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины

Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем, рис. 2 а) или по его периферийной части (кольцевым забоем, рис. 2 б). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы - керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.

Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров. Бурение одной скважины занимает около месяца.

В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

1) Разведочные - строятся для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.

2) Структурно-поисковые - для уточнения положения перспективных нефтегазоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

3) Нагнетательные - для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

4) Эксплуатационные скважины - они строятся для добычи нефти, газа и газового конденсата.

5) Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные - для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефти, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

Также, в процессе нефтедобычи используют, построенные специально, нефтяные вышки. Для чего нужна вышка? Чтобы подвесить на ней буровые трубы, которые будут нужны для укрепления скважины и сохранения её структуры, а также для поднятия и последующей замены бура или других внутренних, подземных элементов буровой установки.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются следующим образом: (рис. 3)

· Вертикальные (1);

· Наклонные (2);

· Прямолинейно-искривленные (3);

· Искривленные (4);

· Прямолинейно-искривленные с горизонтальным участком (5);

· Сложно-искривлённые (6);

Пространственное расположение скважин существенно влияет на скорость, эффективность и общую структурированность процесса добычи нефти. Самое приемлемое, с точки зрения эффективности, расположение нефтяной скважины - прямо под источником нефти, «вертикальное» расположение. Но бывают случаи, когда нефтяную скважину просто напросто нельзя оборудовать непосредственно вертикально, прямо под источником нефти. Происходит это по самым разным причинам: неустойчивая поверхность, опасное месторасположение (близость к обрыву и т.п.), неблагоприятный рельеф и т.д. В таких случаях, рабочие прибегают к «искривлённому» расположению скважин, проводя при этом наклонное бурение и направленное бурение. Непреднамеренное искривление называется естественным, а искривление скважин с помощью различных технологических и технических приемов - искусственным. Вообще, искривление скважин сопровождается осложнениями, к числу которых относятся более интенсивный износ бурильных труб, повышенный расход мощности, затруднения при производстве спускоподъемных операций, обрушение стенок скважины. Однако, в ряде случаев искривление скважин позволяет значительно снизить затраты средств и времени при разработке месторождений нефти и газа. Таким образом, если искривление скважины нежелательно, то его стремятся предупредить, а если оно необходимо, то его развивают. Этот процесс называется направленным бурением, которое может быть определено как бурение скважин с использованием закономерностей естественного искривления и с помощью технологических приемов и технических средств для вывода скважины в заданную точку. При этом искривление скважин обязательно подвергается контролю и управлению.

Расположение и местонахождение нефтедобывающих вышек может быть самым разнообразным и влиять на тип, механизм и сам технологический процесс добычи нефти. Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах (Рис.4).

С технической точки зрения, наиболее распространены три способа добычи нефти. Фонтанный способ - это когда пластовое давление в горной породе очень высокое, и нефть не просто поступает в скважину, а еще и поднимается до самого ее верха и переливается, поступая в трубу с большой скоростью. Также, существуют два способа добычи нефти, или точнее, выкачивания её с помощью двух типов насосов: ШГН (штанговый глубинный насос) и ЭЦН (электроцентробежный насос). Суть работы насосов проста: создание дополнительного давления, чтобы жидкость, поступившая в скважину, могла по скважине подняться до поверхности земли, впоследствии нефть поднимается по трубам. В случае ШГН (Рис. 4.1), станок-качалка двигает своей "головой" вверх-вниз, соответственно, приводя в движение штангу. Штанга при движении вверх увлекает за собой насос (открывается нижний клапан), а при движении вниз насос опускается (открывается верхний клапан), и вот так по немного жидкость поднимается вверх. ЭЦН, работает напрямую от электричества, от своего собственного мотора. Внутри насоса крутятся колеса (горизонтальные), в них есть прорези, так нефть и поднимается наверх.

Рис. 4.1. Насос типа ШГН Рис. 4.2. Насос типа ЭЦН

С течением времени нефть перестает выжиматься из породы под весом вышележащих толщ. Тогда в работу вступает система ППД - поддержания пластового давления. Бурятся нагнетательные скважины, и в них закачивается вода под высоким давлением. Естественно, закачанная или пластовая вода рано или поздно попадет в добывающие скважины и будет подниматься наверх вместе с нефтью. Еще надо отметить, что чем больше доля нефти в потоке, тем быстрее она течет, и наоборот. Поэтому чем больше воды течет вместе с нефтью, тем труднее нефти выбраться из пор и попасть в скважину.

1.4 Технология обсадных труб

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы (рис. 5).

Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами - «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются, и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн. В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивные каверно-образования, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом (рис. 6). Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами.

Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием. Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом (рис. 7).

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны. В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах. Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.

Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине. Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м. Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

Технология гидроразрыва

В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва.

Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта

Создание трещины

Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.

Удержание трещины в раскрытом состоянии

Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант (обычно песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.

Удаление жидкости разрыва

Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:

1) Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса эксплуатирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности.

2) Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости. Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируется именно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.

После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин, за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача, за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам создаваемых трещин. Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв, как эффективное средство воздействия на призабойную зону скважин. При этом бывает достаточным создание трещин длиной 10-20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц тонн проппанта. В этом случае дебит скважин увеличивается в 2-3 раза.

Технология применения ГРП в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры. Первые достаточно простые модели, определяющие связь между давлением жидкости разрыва, пластической деформацией породы и результирующими длиной и раскрытием трещины, отвечали потребностям практики до тех пор, пока операции ГРП не требовали вложения больших средств. Внедрение глубокопроникающего и массированного ГРП, требующего большого расхода жидкостей разрыва и проппанта, привело к необходимости создания более совершенных двух- и трехмерных моделей трещинообразования, позволяющих более достоверно прогнозировать результаты обработки. В настоящее время в промысловой практике распространение получили псевдотрехмерные модели, представляющие собой совокупность двух известных двумерных моделей, описывающих рост трещины и течение жидкости в ней в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва - передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины.

Технологические жидкости гидроразрыва должны обладать достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости за счет их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом. Также они должны иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости. Также они должны обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиговую стабильность, т.е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге; легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после обработки; быть технологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях; иметь низкую коррозионную активность; быть экологически чистыми и безопасными в применении; иметь относительно низкую стоимость.

1.5 Оценка технологической эффективности ГРП

В соответствии с принятой в настоящее время классификацией современных методов увеличения нефтеотдачи пластов гидроразрыв относится к группе физических методов.

Технологическая эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи характеризуется:

- дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта;

- текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта;

- сокращением объема попутно добываемой воды. Дополнительно добытая нефть за установленный период времени определяется арифметической разностью между фактической скважин с ГРП и расчетной добычей без проведения ГРП (базовая добыча);

При подсчете добычи нефти за истекший период основная задача заключается только в правильном определении базовой добычи нефти. Одним из методов является повариантный расчет технологических показателей разработки, базирующийся на физически содержательных математических моделях. В этом случае достаточно надежная адаптация расчетных показателей к фактическим возможна при наличии исходных физических параметров и длительной истории эксплуатации. При надежной адаптации метод позволяет определять изменения добычи по группам скважин, залежам и особо привлекателен возможностью количественной оценки взаимовлияния (интерференции) скважин. Точность результатов зависит как от надежности и полноты исходной информации, так и возможностей математической модели.

Что касается расчетных методов оценки, то, исходя из конкретной ситуации, необходимо отметить следующее. Скважины с ГРП рассредоточены практически по всей территории крупного месторождения. Создание расчетной модели объектов даже по отдельным площадям сопряжено с огромным объемом работ и задействованием мощной вычислительной техники. К тому же, к настоящему времени по скважинам имеется очень скудная геолого-физическая и геолого-промысловая информация, часть которой подвержена изменениям в процессе эксплуатации скважин, во времени. В итоге, в значительной мере затрудняется адаптация расчетной модели и получения надежных прогнозных технологических показателей разработки.