А в реальности он может только рассчитывать на себя, на свой опыт, можно сказать – чутье. Ну а также по тому, как ведет себя скважина, по косвенным признакам понять (как я написал выше), понять, что происходит и что надо сделать. Например, спускает труду и раз, она не идет. Все понятно, нет прохода по стволу скважины. Или уперся в забой, или вообще там посторонний предмет, который мешает проходу. Или начал подъем, а труба не тянется вверх. Все, инструмент застрял. Только вся беда в том, что на глазок это определить не так уж просто, а, еще точнее, почти всегда невозможно. Или уже поздно, все заканчивается аварией.

Поэтому нужен какой-то прибор, по которому бурильщик может определять, что происходит с инструментом в скважине. И такой прибор существует, называется он ИВЭ –индикатор веса электронный. Именно ориентируясь на его показатели бурильщик, зная о той технологической операции, которая совершается, понимая, что происходит с инструментом, который он спускает, бурильщик может понять, что происходит в скважине.

Как уже понятно из названия, ИВЭ замеряет вес спускаемой/поднимаемой трубы и оборудования. Не массу, а именно вес – силу, которая действует, в нашем случае, на подвес. Как мы знаем со школы, сила – величина векторная, в нашем случае она направлена к забою скважины. Сила, как известно, измеряется в ньютонах. Но ньютон – это очень мало. Масса только одного метра самой используемой НТК 73 мм диаметром равна 9,2 килограмма, соответственно вес составляет примерно 92 ньютона. Поэтому ИВЭ измеряет вес либо в килоньютонах, либо в тонна-силах. Килоньютон равен силе, которую создает 101.97 килограмма, а тонна-сила – 1019.7 килограмма.

ИВЭ состоит из трех частей. Первая часть – это датчик усилия.

В теме про СПО я уже писал, что подвижность крюкоблока обеспечивает буровая лебедка. Ее вращение через талевую систему обеспечивает поступательное движение крюкоблока и подвешенной к нему колонны труб (Легко ли добыть нефть. КРС: Вира/майна)
Талевая система имеет два конца: ходовой, который прикреплен к барабану лебедки, и неподвижный (мертвый), закрепленный неподвижно. Именно к неподвижному концу и прикрепляется датчик усилия с помощью специальных хомутов (скоб). Принцип его действия прост и напоминает всем известный со школьной парты прибор – пружинный динамометр

Если кто помнит школьную физику, тот помнит, что сила измеряется от степени деформации упругого деформируемого элемента – пружины. Тоже самое и тут, только измеряют деформацию не пружины, а стального троса талевой системы.

Данные о растяжении/сжатии троса передаются собственно на сам прибор (переносной блок памяти), где они записываются в память, могут передаваться онлайн беспроводным способом, а также показатели выносятся на выносное табло, которое устанавливается так, чтобы показатели были всегда видны бурильщику

Переносной блок памяти

Выносное табло

К ИВЭ кроме датчика усилий можно подключать еще различные датчики, всего их возможно до 17, соответственно можно регистрировать до 17 параметров. В реальности же почти всегда в КРС он отображает только время и вес, иногда – скорость движения трубы и крутящий момент гидравлического ключа. Про буровую не скажу, не дивлюсь, что все там работает как часы.

Теперь давайте посмотрим, как это работает. Видео мое, не очень высокого качества, но я старался, как мог. Начнем с простейшего – спуска трубы

Помбур зацепил трубу элеватором, она движется по беговой и поднимается вверх. Как видим, не отображается ничего, максимум 0,1 тонн-сила (1 килоньютон)

Теперь труба пошла вниз и появился вес, создаваемый подвеской труб. Он плавает, по перед закрытием спайдера отразилось 17,4 тонн-силы. Легко можно подсчитать, что длинна подвески примерно составляет 1891 метр (естественно плюс/минус). Зная вес бурильщик может также определить, что происходит во время спуска. Например вес начал падать, предположим стал не 17,4, а 15. Это говорит о том, что в трубе имеется какое-то сужение, за которые инструмент и цепляется. Например загрязнение парафином, перекос обсадной трубы и тд. Значит перед спуском ЭЦН погонят такую штуку, чтобы отфрезеровать поверхность (если не поможет скребкование.

Райбер конический (конусный фрезер)

Соответственно при подъеме в этом месте вес будет расти. т. к в сужении будет застревать инструмент. Происходят т. н. затяжки. Хотя если сужение значительное, то подъем сразу прекратят, иначе при подъеме велика вероятность аврии с отрывом трубы.

Теперь рассмотрим срыв пакера. Я про них писал, когда была тема про солянокислотные обработки, напомню, что это устройство, нужное для перекрытия части ствола скважины, создания изолированного интервала. Про них я планирую написать отдельный пост, но чтобы было понятно, посмотрите это видео

Как понятно из видео, пакер сажают в стволе скважины, про полной посадке пакера благодаря упирабщимся в стенки механическим якорям и резинового элемента вес должен падать до нуля

Как видим, собственный вес подвески НКТ с пакером был 24 тонн-силы, при посадке пакера уменьшился до 11,2 тонн-силы, но потом механический якорь начал скользить и вес обратно вырос. На 45 секунде слышно, как Равшан и Джамшут обсудили причину непосадки пакера, заново подняли трубу и начали сажать.  Пакер все же посадили, примерно через час, вероятнее всего бригада плохо проскребковала (проскрепировала) этот интервал обсадной колонны (скрепирование - очистка поверхности обсадной трубы с помощью специального скребка - скрепера)

Теперь посмотрим обратную ситуацию - срыв пакера. Дотошности ради надо сказать, что это был стингер для ГРП, но не буду забивать голову неподготовленным читателям. При срыве происходит обратный процесс - трубу начинают поднимать и резиновая манжета и механический якорь выскакивают как пробка. Вес, соответственно, должен сначала вырасти, а потом резко уменьшиться.

Как видим, максимальный вес при натяжке составил 25 тонн-силы, а потом пакер сошел и вес сразу уменьшился до 21,5 тонн-силы.

Все данные по работе сохраняются в переносном блоке памяти, где могут храниться до двух лет. Если у заказчика возникнут вопросы, например при расследовании аварии, он может эти данные просмотреть в виде диаграмм (динамограмм), которые формируются в специализированной программе ASC Manager

Пример диаграммы, сформированной в программе ASC Manager

По этой гистограмме хорошо видно, как проводился подъем инструмента. Он начался в восемь утра и шел до пятнадцати часов. После этого по какой-то причине подъем не проводился до 18:30, после этого до 24:00 была полностью поднята труба. Начальный вес был порядка 26 тонн-силы, т. е подвеска была спущена примерно на 2826 метров, если взять усредненную длину трубы (исходить будем, что все трубы новые), то было спущено порядка 283 штук. Время подъема составило 12,5 часов, скорость подъема составила 22,64 штуки в час. Это меньше, чем положено по регламенту, если был подъем голой трубы или воронки.

Тем, кто прочитал этот бред статью и не умер от скуки - спасибо

Старый и мазутный металлолом, но работает.

На подъемнике имеется телескопическая двухсекционная мачта. Основа любого подъемника – это буровая лебедка. Через талевую (полиспастовую) систему вращающее движение лебедки преобразует в поступательное.

Лебедка

Талевая система состоит из системы неподвижных роликов наверху мачты – кронблока, подвижных роликов – талевого блока, к которому прикреплен крюк, поэтому данная конструкция называется крюкоблок.

Кронблок. Подъемник АПРС

Крюкоблок

Управление этой конструкцией ведется с рабочего места бурильщика, у него есть ручка управления механического тормоза - палка. Если кто читал анекдот про обезьяну и палку - вот про нее и речь.

Кроме основной лебедки есть вспомогательная лебедка, которую называют кермак. Она нужна  для СПО мелких предметов, например подтягивания труб и тд.

Вспомогательная лебедка

Так работает лебедка и движется блок с закрепленным элеватором. В начале видео видно, как обезьяна бурильщик управляет палкой. Опустил - затормозил, поднял - перестал прижимать тормозные ленты с колодками

Также для СПО необходимы ключи, про которые я уже подробно рассказывал. А также спайдер и элеваторы.

Спайдер предназначен для захватывания и удерживания труб на весу во время СПО. Он имеет пневмоцилиндр для открывания/закрывания клиньев, состоящих из разъемных секций. На внутренней стороне клиньев находятся сухари, которые буквально впиваются в тело трубы и клинья плотно обжимают ее, не давая сдвинуться вниз под собственным весом.

Сухарь спайдера

Сам спайдер

Если надо трубу поднять или опустить, то спайдер открывают с помощью пневмоцилиндра, его управлением занимается бурильщик.

Работа спайдера

Элеватор также как и спайдер предназначен для удержания труб во время СПО, но если спайдер находится неподвижно на устье скважины, то элеватор движется на крюкоблоке, к которому присоединяется с помощью массивных металлических серег - штроп

Штропы для двухштропного элеватора

Чаще всего применяется элеватор ЭТА

Он очень удобен и имеет простую конструкцию - корпус, в котором находятся сменные захваты для разных типов труб, и ручку для закрытия/открытия

Сменный захват

Если вес большой, то применяют более массивный, сложный, тяжелый и менее удобный элеватор типа КМ.

Элеватор КМ, одетый на трубу перед срывом стингера. Виден вертлюг с подбитым РВД

Теперь рассмотрим, как спускают трубы. Они расположены на стеллажах сбоку от приемных мостков (беговой)

Приемный мост и стеллажи без труб. К сведению, для общего развития, на мостике лежит фрак арматура для гидроразрыва пласта, красным покрашена

Трубы лежат рядами, по регламенту число рядов не должно превышать шесть. Верхние ряды легко накатывать и сбрасывать, руками, ногой, или с помощью такого крючка

Если нижние ряды, то наступает проблемая, поэтому обычно их подтягивают кермаком или, как тут, с помощью крюкоблока (кермак сломан)

Работа у помбуров на свежем воздухе, физически активная, как говорил мой напарник Женек. когда я был помбуром - это ты должен доплачивать за работу мечты)))

После этого ниппели труб смазывают специальной графитовой резьбовой смазкой. После этого надевают элеватор и поднимают.

Смотрим подробно за руками. Под конец помбур переворачивает элеватор зевом вверх для безопасности, если он забудет его закрыть, то труба не упадет на черепушку

Труба идет вверх вместе с элеватором, под конец видео он ловит проходной шаблон, который кидают в трубу, чтобы проверить ее проход. Не буду супервайзером, но сказу, что труба смазана, или смазана резьба муфты, а надо смазывать ниппель. И колпачка нет.

Скручивает трубу (опять же не сделав несколько оборотов вручную), потом затягивает ее с помощью гидравлического ключа. Бурильщик открывает спайдер, отпускает тормоз лебедки (палку), и под собственным весом трубы спускаются вниз. Под конец видео видно, как в трубу кидают проходной шаблон

Оцените работу бурильщика. Без суеты, с профессиональным навыком делает свое дело. Все же не каждая обезьяна научится, даже не каждый человек так сможет. Хотя со стороны все просто.

Если брать подъем, то он происходит примерно также, только в обратной последовательности. Норма зависит от типа спускаемого инструмента, в данном случае спускают воронку под солянокислотную обработку, это 300-330 труб в день. Тяжело это или легко - оценивать вам, мои уважаемые читатели. Я уже на себе оценил этот труд.

Следующая тема по КРС будет касаться работы ИВЭ -индикатора веса электронного, третьего глаза бурильщика

Основной пик банкроств, был в 2016 году. Но 2019 год по показателям вдвое обогнал предыдущий 2018 год. И потери идут по нарастающей. В 4 квартале 2019, потери среди нефтегазовых компаний, немного не догнали 2018.

И такое число разорившихся компаний происходит при цене по 60 долларов за баррель. А что будет, если цена упадет до 40 долларов? И это при том, что в США гораздо лучшие условия для добычи сланцевого газа (и нефти), чем в нашей стране, Баккен - это вам не Бажен.

Я понимаю, что у нас любят кричать о сланцевой революции, о себестоимость нефти, которая упала, якобы, ниже сорока долларов за баррель (хотя насчитать себестоимость разную можно, главное - как считать), про бурное развитие технологий и тд. Громче всего при этом кричат те, кто нефть в глаза и не видел. Но, иной раз, складывается впечатление, что весь сланцевый американский нефтегаз стоил дороже, чем затраты на него. Потому что можно обмануть людей, можно обмануть финансистов, экономистов, но невозможно изменить физику и EROEI

На территории нашей страны имеется крупнейшее в мире (известное на данный момент) месторождение сланцевой нефти – Баженовская свита.

История баженовской свиты начинается с 1959 года, когда ее как отдельную группу геологических пород выделил российский ученый-нефтяник Фабиан Григорьевич Гурари.

Фабиан Гурари

Через два года, в 1961 году, он же, как принято говорить, «на кончике пера» сделал предположение, что если данное геологическое образование будет трещиноватым, то в нем могут содержаться значительные запасы нефти. Доказательства справедливости этого смелого предположения удалось получить Правдинской экспедиции в 1968 году, добывшей первую нефть баженовской свиты на Салымском месторождении.

Тогда дело не обошлось без случайностей и казусов. Первоначально, во время углубления разведочной скважины 12-Р на юрские отложения при забое 2840 метров, произошло неконтролируемое фонтанирование скважины нефтью, в результате чего буровая загорелась. По визуальной оценке дебит достигал порядка 700 тонн в сутки. По поручению первого секретаря Тюменского обкома КПСС Бориса Щербины (того самого, что спустя годы ликвидировал последствия Чернобыльской аварии и стал прототипом одноименного героя знаменитого сериала «Чернобыль») для расследования чрезвычайного происшествия была назначена прокурорская проверка. Усилиями лучших специалистов удалось доказать, что в случившемся виноват не человек, а природный фактор. Нефтяной фонтан возник там, где в принципе его быть не могло – при бурении «образцовых глин». При этом фактическое пластовое давление превысило ожидаемое почти в два раза. Близлежащие сверху и снизу песчаники отложений ачимовской и тюменской свит, соответственно, по самым оптимистичным оценкам могли дать максимум 20–30 тонн нефти в сутки.

Руководители Правдинской экспедиции А.В. Тян, И.И. Нестеров и Ф. К. Салманов приняли решение о бурении новой разведочной скважины 24-Р, где в целевой части разреза через каждые десять метров планировалось делать каротаж (детальное исследование строения разреза скважины с помощью спуска-подъема в нее геофизического зонда) и проводить испытания. В августе 1969 года эта скважина прошла ачимовскую толщу, где были зафиксированы лишь небольшие проявления нефти, но когда забой достиг середины баженовской свиты, то был получен мощный фонтан в 300–400 тонн нефти в сутки. Именно это событие можно считать отправной точкой в изучении баженовской свиты как промышленно нефтеносной формации. На западносибирских месторождениях активно начали отбирать керн и испытывать эти отложения, а научные геологические институты стали анализировать и обрабатывать поступающие материалы. Вскоре была открыта нефтеносность баженовской свиты Студеной, Верхне-Шапшинской, Мултановской разведочных площадей.

В 1974 году на Салымском участке площадью более 10 тыс. гектаров были пробурены 72 экспериментальные скважины, из которых 11 оказались сухими, 25 скважин были выведены из разработки с накопленной добычей менее 1 тыс. тонн и только в 19 скважинах накопленная добыча превысила 20 тыс. тонн. Именно тогда стало абсолютно ясно, что к бажену так просто не подступиться. Однако, несмотря на казавшиеся тогда неисчерпаемыми ресурсы традиционных месторождений Западной Сибири, проблему бажена не отложили в долгий ящик. Фактически ею вплоть до 90-х годов прошлого века активно занимались все научно-исследовательские институты, так или иначе связанные с геологией и нефтегазовой отраслью. А в непростые 90-е годы прошлого века интерес к баженовской свите и вовсе утих. Как и ко многим другим суперпроектам огромной страны.

Площадь баженовской свиты составляет около 1 200 000 квадратных километров, толщина нефтеносных пород — от 10 до 100 метров. По самым оптимистичным оценкам геологов, ее ресурсный потенциал может составлять до 60 миллиардов тонн нефти. Это в 4−7 раз больше оценки потенциала формации Баккен в США, ставшей родиной сланцевой революции! Свита залегает на глубине двух-трех километров и была образована морскими отложениями на рубеже юрского и мелового периода (около 145 миллионов лет назад). Важный момент: доисторическая нефть, по оценкам экспертов, отличается отменным качеством: ее легко перерабатывать, но сложно добывать. Пока сложно.

Нефтяное сообщество России вернулось к обсуждению возможности промышленного освоения баженовской свиты лишь к середине 2000-х. В 2007 году стартовала масштабная научная работа по теме: «Проведение фундаментальных исследований, разработка технологических решений и оборудования для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного сырья», исполнителями которой стали ведущие вузы и научные организации России. Он является наиболее скрупулезным исследованием по данной тематике первой декады XXI века.

Пионерами нового витка изучения и экспериментальной добычи с бажена стала компания РИТЭК – дочерняя компания ЛУКОЙЛа – и компания «Сургутнефтегаз», которая, впрочем, не останавливала работы на баженовской свите и в 90-е годы прошлого века. Сейчас на бажене активно работают «Сургутнефтегаз», «Роснефть», «РуссНефть», РИТЭК и «Газпромнефть». Причем проект последней «Создание комплекса отечественных технологий и высокотехнологичного оборудования разработки запасов баженовской свиты» в 2017 году получил статус национального, а в ХМАО был создан технологический центр «Бажен». Сейчас компанией разработан паспорт федерального проекта «Освоение баженовской свиты в Западной Сибири».

В течение последних пяти лет «Газпром нефть» системно реализует масштабную программу геологического изучения и отработки технологий добычи нефти баженовской свиты: изучается керн, проводятся большие научные исследования, проведен ряд опытно-промысловых испытаний внутрискважинного оборудования, адаптирована технология многостадийного гидроразрыва пласта. В 2018 году пробурено уже более 10 высокотехнологичных горизонтальных скважин (преимущественно на Пальяновском месторождении), подтвердивших эффективность гидроразрыва для баженовской свиты и, как следствие, ее потенциальную продуктивность. По предварительным прогнозам, к 2025 году объем добычи нефти из баженовский свиты может достичь 10 миллионов тонн в год, 25% из которых будет приходиться на долю «Газпром нефти».

Первая полученная «трудная» нефть из баженовской свиты в России стоила примерно $95 за баррель, сейчас «Газпром нефти» уже удалось снизить ее себестоимость до $60 за баррель. К 2021 году компания планирует создать промышленную технологию разведки и добычи и достигнуть показателя себестоимости добычи $40 за баррель. По мнению специалистов, достижение этой планки позволит ввести запасы баженовских горизонтов в промышленную разработку и сделать ее максимально рентабельной. Коммерческую добычу баженовской нефти планируется начать уже в 2025 году, к этому моменту за счет развития сервисного рынка в России стоимость ее может снизиться до $30 за баррель.

К 2027 году «Газпром нефть» намеревается пробурить на баженовской свите более 100 горизонтальных скважин с проведением многостадийного гидроразрыва пласта. Технологический задел, который страна может получить при освоении этих месторождений, способен серьезно продвинуть вперед не только нефтедобывающую отрасль. Это и новые рабочие места, и новые градообразующие предприятия, и новые знания о геологической истории планеты, и создание нового рынка технологий с оборотом в десятки миллиардов рублей. Предстоит еще много десятилетий тяжелого труда, но уже можно с уверенностью судить о том, что слухи о скором прекращении разработки месторождений черного золота, регулярно появляющиеся в СМИ, сильно преувеличены. Главная цель — уже в ближайшие годы создать необходимые условия для ее добычи.

Цикл, посвященный добыче сланцевой нефти окончен. Или приостановлен. Будет информация – напишу еще. Следующая публикация на тему ТРИЗов будет касаться доманику и доманиковой нефти