Происхождение нефти и ее характеристика

Нефть – горючая маслянистая жидкость преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. Существует три теории происхождения нефти: минеральная, космическая, органичная. Органическая - суть теории такова - органический материал(органические остатки), преобразованный сначала в уголь, а потом в нефть. Минеральная теория - нефть образуется на больших глубинах при высокой температуре вследствие взаимодействия воды с карбидами металлов. Космическая - Суть ее сводится к тому же минеральному синтезу углеводородов из простых веществ, но на первоначальной, космической стадии формирования Земли. Предполагалось, что образовавшиеся углеводороды находились в газовой оболочке, а по мере остывания поглощались породами формировавшейся земной коры. Высвобождаясь затем из остывавших магматических пород, углеводороды поднимались в верхнюю часть земной коры, где образовывали скопления.

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (ρ). Плотность нефти ρ = 0,730÷1,05. По плотности нефти делятся на 3 группы:

• легкие (ρ = 0,8-0,87);

• средние (ρ = 0,87-0,97);

• тяжелые (ρ > 0,97).

Плотность < 0,8 имеют газовые конденсаты. Легкие нефти наиболее ценные (до ρ = 0,88 г/см³). Вязкость (внутреннее трение) - свойство жидкости сопротивляться перемещению одной части жидкости относительно другой (между молекулами). Это очень важное свойство при добыче нефти, характеризуется коэффициентом динамической вязкости (μ, Па^.с). При увеличении давления нефть сжимается, поэтому плотность пластовой нефти всегда больше ее плотности на поверхности.Характеризуется сжимаемость нефти соответствующим коэффициентом сжимаемости. Из-за наличия растворенного газа пластовая нефть увеличивается в объеме.Объемный коэффициент – отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему в нормальных условиях (стандартных). Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание (газовый фактор) – количество газа в 1м ³ нефти (может быть до 320–1000 м ³/м ³). По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна давлению при данной температуре давлением насыщения. Если проще, тодавление насыщения – это то давление, при снижении до которого начинают выделяться пузырьки газа.

Состав и физические свойства газа. Содержание в газе воды и механических примесей. Растворимость газа в нефти и воде.

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли либо в виде самостоятельных залежей, либо в растворенном виде содержатся в нефтяных залежах. Тогда их называют нефтяными или попутными газами, так как их добывают попутно с нефтью. Это смесь углеводородных газов, но обычно метан преобладает (48 – 99%).

Относительная плотность газа – отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (0°С) к плотности воздуха при тех же давлении и температуре.

Теплоемкость – количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема газа на 1°С.

Теплота сгорания – количество тепла, выделяющееся при сжигании единицы веса или объема газа – это основной показатель, характеризующий газ как топливо. Если при Т = const повышать давление какого-либо газа, то при достижении определенного значения давления этот газ сконденсируется, то есть перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние – это так называемая критическая температура.

Аналогично, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, для метана Ркр. = 4,7 МПа, Ткр. = 82,5°С.

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом, и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня. Верхний и нижний пределы взрываемости – это соответственно минимальное и максимальное содержание газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение. Эта смесь называется гремучей.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых углеводородов – газы разделяются на:

• сухие – газы, не содержащие тяжелых углеводородов.

• жирные – газы, содержащие тяжелые углеводороды (пропан и выше).

На практике сухим считается газ с содержанием газового бензина до 60 г/м ³, жирным – 60 – 70 г/м ³ газа.

Физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс бурения, основные закономерности разрушения горных пород.

1.Основными физико-механическими свойствами горных пород, влияющими на процесс их разрушения при строительстве сква­жин, являются упругость и пластичность, твердость, абразивность и сплошность

1. Складки земной коры:

а — антиклиналь и синклиналь; 6 — сброс и взброс; в — элементы залегания пластов; 1 — кровля пласта; 2 — подошва пласта

Упругие свойства горных пород. Все горные породы мол воздействием внешних нагрузок претерпевают деформации, исче­зающие после удаления нагрузки или остающиеся. Первые из них называются упругими деформациями, а вторые — пласти­ческими. Большинство породообразующих минералов являются телами упругохрупкими, т. е. они подчиняются закону Гука и разрушаются, когда напряжения достигают предела упругости. При простом растягивании или сжатии упругого тела относительное удлинение или сжатие пропорциональны нормальному напря­жению:

где Е — модуль Юнга; — деформация.

Горные породы относятся к упруго-хрупким телам и подчиня­ются закону Гука только при динамическом приложении нагрузки. Упругие свойства горных пород характеризуются модулем упру­гости (модуль Юнга) Е и коэффициентом Пуассона ( , где — поперечная деформация; — продольная деформация). Модуль упругости горных пород зависит от их минералогического состава, вида нагружения и величины приложенной нагрузки, структуры, текстуры и глубины залегания пород, состава и строе­ния цементирующего вещества у обломочных пород, степени влаж­ности, песчанистости и карбонатности пород.

Коэффициент Пуассона для большинства пород и минералов находится в пределах 0,2...0,4, и только у кварца он аномально низок — примерно 0,07, что обусловлено особенностями строе­ния его кристаллической решетки.

Пластические свойства горных порол (пластичность). Разруше­нию некоторых горных пород предшествует пластическая дефор­мация, которая начинается при превышении напряжения в по­роде предела упругости. Пластичность зависит от минералогичес­кого состава горных пород и уменьшается с увеличением содер­жания кварца, полевого шпата и некоторых других минералов. Высокими пластическими свойствами обладают глины и поро­ды, содержащие соли. При определенных условиях некоторые горные породы подвержены ползучести. Ползучесть проявляется ч постоянном росте деформации при неизменном напряжении. Значительной ползучестью характеризуются глины, глинистые сланцы, соляные породы, аргиллиты, некоторые разновидности известняков.

Твердость горных пород. Под твердостью горной породы пони­мается ее способность оказывать сопротивление проникновению нее (внедрению) породоразрушаюшего инструмента.

В геологии большое распространение имеет шкала твердости минералов Мооса, по которой условную твердость минералов определяют методом царапания. В основу этой шкалы взяты твердости наиболее часто встречающихся и породе минералов, причем менее твердым из них присваиваются меньшие номера:

1 - тальк; 2 - гипс пли каменная соль; 3 - известковый шпат или кальцит; 4 - плавиковый шпат; 5 - апатит; 6 - полевой шпат; 7 - кварц; 8 - топаз; 9 - корунд; 10 - алмаз.

На основании многочисленных исследований Л.А. Шрейнер предложил классификацию горных пород, отличающуюся от шкалы твердости Мооса тем, что она наиболее полно учитывает основ­ные физико-механические свойства горных пород, которые влия­ют на процесс бурения (табл. 1.1).

К I группе относятся породы, не дающие общего хрупкого разрушения (слабо сцементированные пески, суглинки, извест­няк-ракушечник, мергели, глины с частыми прослоями песча­ников, мергелей и т.п.). Ко II группе относятся упругопластичные породы (сланцы, доломитизированные известняки, крепкие ангидриты, доломиты, конгломераты на кремнистом цементе, кварцево-карбонатные породы и т.п.). К III группе относятся упругохрупкие, в основном изверженные, и метаморфические породы.

Как правило, по твердости породы, участвующие в сложении нефтяных залежей, относятся к первым восьми категориям.

Абразивность горных пород. Под абразивностью горной породы понимается ее способность изнашивать контактирующий с ней породоразрушающнй инструмент в процессе их взаимодействия. Абразивность пород проявляется в процессе абразивного (преимущественно механического) изнашивания и является его характе­ристикой. Поэтому показатели абразивности можно рассматривать как показатели механических свойств горных пород.Абразивность горной породы, как и любой другой показатель механических свойств, отражает ее поведение в конкретных ус­ловиях испытания или работы. Понятие об абразивной способ­ности тесно связано с понятием о внешнем трении и износе. Абразивные свойства горных пород изучены недостаточно. На трение существенно влияет среда. Коэффициент трения о поро­ду, поверхность которой смочена глинистым раствором, мень­ше, чем тот же коэффициент при трении о породу, смоченную водой, и значительно ниже, чем коэффициент трения о сухую породу.Среди горных пород наибольшей абразивностью обладают квар­цевые и полевошпатовые песчаники и алевролиты (сцементирован­ные породы с обломочными зернами размером от 0,01 до 0,1 мм). Разработано несколько классификаций по абразивности горных пород.Сплошность горных пород. Данное понятие предложено для оценки структурного состояния горных пород и их способности передачи внутри породы воздействия, например давления внеш­ней жидкостной или газовой среды. Степень пригодности для такого воздействия определяется внутриструктурными наруше­ниями в породе (трещины, поры, поверхности рыхлого контак­та зерен и т.д.).

Горные породы разрушаются вследствие отрыва (от нормальных на­пряжений) или сдвига, скалывания, среза (от касательных напряжений). При сжатии порода разрушается преимущественно на скалывание, при растяжении – на отрыв. Разрушение горных пород – процесс сложный, и разрушения на скалывание и отрыв сопровождают друг друга.

Процесс разрушения требует времени и происходит постепенно, но с различной скоростью. Разрушение обычно проходит по контактным по­верхностям отдельных минеральных зерен. Продолжительность разруше­ния для одной и той же породы при прочих равных условиях определяется нагрузкой, температурой, активностью среды, напряженным состоянием и т.д.

При бурении скважин разрушение горных пород долотами различного типа может быть поверхностным и объемным. Первый вид разрушения обычно неэффективен – он сводится к дроблению, истиранию, выламыва­нию из массива и проталкиванию в направлении движения инструмента частиц породы. Не вдаваясь в более подробное рассмотрение процесса, связанного с возникновением своеобразного клина из выломанных и пере­двигаемых частиц, создающих распор и способствующих разрушению по­роды, а также механизма их истирания, остановимся на объемном разру­шении горных пород.

Очевидно, разбуривание породы долотом с известным приближением можно рассматривать как процесс вдавливания в породу наконечника (штампа) с плоским и криволинейным основаниями.

Переход от меньшей степени нагрузки на штамп к большей изменяет скорость деформации. При этом различаются три фазы напряженного со­стояния породы под штампом: уплотнение (затухание деформации), пре­дельное равновесие (разрывы и сдвиги) и разрушение.

В первой фазе скорость деформации уменьшается до нуля; в скальных породах при этом деформации являются упругими; в глинистых пластич­ных породах первая фаза – это фаза уплотнения. При разрушении горных пород первая фаза характеризуется поверхностным разрушением.

Во второй фазе скорость деформации не затухает, и при некоторой нагрузке деформация ползучести становится постоянной. Внешним прояв­лением второй фазы деформации, по В.С. Федорову, являются появление скалывания по контуру давления в хрупких породах (появление клинооб­разного углубления) или пластические деформации у пластических пород. При всестороннем сжатии (под штампом сферической формы) порода ха­рактеризуется физико-механической неоднородностью. Любой дефект – вероятный очаг концентрации перенапряжений, вызывающий рост тре­щин.

При увеличении напряжения и росте сети трещин в породе возникают поверхности следующих друг за другом сдвигов, характеризующих дефор­мации. Происходит объемное разрушение породы, причем в реальных гор­ных породах, характеризующихся наличием дефектов, процесс разрушения идет и при нагрузках более низких, чем критические, но медленно. Дли­тельность второй фазы определяется нагрузкой и условиями, в которых происходит процесс разрушения (температура, активность и т.д.).

Третья фаза, по В.С. Федорову, – это фаза прогрессивного роста де­формаций, фаза объемного разрушения. Для скальных пород она длится доли секунды.

Три фазы разрушения составляют полный цикл разрушения горной породы. Ярко выраженный скачкообразный характер наблюдается у хруп­ких прочных пород. У хрупких, но менее прочных пород цикличность по­вторяется, но скачкообразный характер не столь ярко выражен. Мало­прочным породам свойствен еще более плавный характер разрушения. При разрушении пластических глин скачкообразности вообще не наблюдается.

При ударном воздействии горные породы могут разрушаться при на­пряжениях меньше критических, соответствующих пределу прочности. При некотором значении силы порода разрушается после первого удара. Уменьшение силы требует увеличения числа ударов по одной и той же точке. Ниже некоторого значения силы разрушения породы не произойдет при любом числе ударов.

Разрушение породы при циклических напряжениях обусловливается ее усталостью. Число циклов нагружения при напряжениях, близких к пределу усталости, необходимое для разрушения таких пород, как мрамор, известняк, доломит, кварцит, составляет 50–110. Отношение предела уста­лости к прочности для этих пород в зависимости от пластичности колеб­лется в пределах от 1/21 до 1/29.

Установлено, что в процессе вдавливания наконечников разрушение породы наступает при их погружении на 0,10–0,25 мм, а продолжитель­ность цикла разрушения породы составляет около 0,002 с. Таким образом, скальные породы разрушаются без внедрения в них зубцов шарошек. При большей продолжительности контакта зубцов с породой происходит их по­гружение, но не в материнскую породу, а в продукты ее разрушения. Меньшей, но продолжительно действующей силой можно достигнуть боль­шего разрушительного эффекта, чем большей силой, но действующей мгновенно. Следовательно, в реальных условиях при бурении с увеличени­ем частоты вращения долота необходимо увеличивать осевую нагрузку. На эффект разрушения горных пород частота вращения долота оказывает двоякое влияние: эффективность разрушения возрастает, но вместе с тем снижается продолжительность контакта зубцов шарошки с породой, что снижает эффективность разрушения.

При поверхностном разрушении механическая скорость проходки увеличивается пропорционально росту частоты вращения.

Порода разрушается и при действии на нее струи жидкости, которая истекает из отверстий долота, причем следует выполнять следующие усло­вия: поток жидкости должен оказывать на забой давление р;, скорость пе­ремещения струи у относительно плоскости забоя не должна превышать некоторой величины, конкретное значение которой зависит от р1 и прочно­сти породы ,Ксж.

Между этими величинами установлена эмпирическая зависимость р; > > к0Ксж, что справедливо при у = 0,5 м/с (здесь к0 – опытный коэффици­ент, равный 0,25–0,35).

Для конкретных условий бурения максимальная механическая ско­рость проходки будет только при определенном сочетании частоты враще­ния, осевой нагрузки на долото и расхода жидкости. Этот расход – опти­мальный. Рекомендуется подбирать соответствующее сочетание параметров гидромониторной струи, обеспечивающее окончательный отрыв и увлече­ние частиц, преодоление угнетающего их перепада давления, образующе­гося при непрерывном процессе фильтрации жидкости в зону разрушения.

Под буримостью понимают углубление скважины за 1 ч собственно бурения – так называемую механическую скорость проходки ум (м/ч). Эта скорость с течением времени вследствие износа долота экспоненциально уменьшается.

При правильно подобранных режимах бурения, когда обеспечивается объемное разрушение горных пород, механическая скорость изменяется обратно пропорционально твердости. Она зависит также от других свойств (упругости, пластичности и др.).

Если породы определенной группы разбуривают долотами одной и той же модели, одного размера, при постоянных режимах бурения, то по темпу снижения механической скорости проходки можно судить об относитель­ной абразивной способности пород.

Структурно-поисковое бурение. Глубокое разведочное бурение. Бурение опорных скважин.

1.Структурные скважины бурят для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей. По полученным в результате бурения структурных скважин данным определяют элементы залегания пластов (тектонику, стратиграфию и литологию) в различных точках и составляют профили данной площади.Поисковые скважины бурят на площадях, подготовленных геолого-поисковыми работами (геологической съемкой, структурным бурением, геофизическими и геохимическими исследованиями или комплексом этих методов) с целью установления нефтегазоносности.Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоностностью для оконтуривания месторождения, подсчета запасов и подготовки его к разработке. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакоплений, с целью выбора наиболее перспективных направлений геолого- разведочных работ на нефть и газ.

Сборка ведущей трубы с вертлюгом и переводниками, соединение бурового рукава (шланга) с горловиной стояка и вертлюга, обвязка бурового рукава страховочным канатом.

На верхнем конце бурильной колонны расположена ведущая труба, предназначенная для передачи вращения от привода через ротор бурового станка бурильной колонне, состоящей из бурильных труб, замков и утяжеленных бурильных труб. На нижней конец бурильной колонны навинчено долото или другой инструмент. В отличии от бурильных труб, замков и УБТ ведущая труба, как правило, имеет форму квадрата.

Ведущая труба так же предотвращает реверсивное вращение бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя( турбобура, электробура).

В практике бурения ведущие трубы применяются сборной конструкции, состоящей из трубы, верхнего и нижнего переводника, а так же цельной. Ведущие трубы сборной конструкции изготавливаются в основном квадратного сечения, верхний переводник ПШВ для соединения с вертлюгом и нижний переводник ПШН для присоединения к бурильной колонне.

Ведущие трубы сборной конструкции изготавливаются по ТУ 14 – 3 – 126 – 73 размерами 112х112, 140х140, 155х155 мм и по ТУ 14 – 3 – 755 – 78 размерами 65х65 и 80х80 мм. На концах ведущей трубы нарезается трубная коническая резьба, правая на нижнем и левая на верхнем.

Верхний переводник снабжен левой резьбой для предотвращения его самопроизвольного отвинчивания от ствола вертлюга. Сборка переводника с трубой по резьбе профиля ТТ должна производится горячим способом с нагревом переводников до температуры 380 – 450 градусов. После свинчивания соединение должно быть обеспеченно сопряжение торца трубы и внутреннего упорного торца переводника по всему периметру стыка упорных поверхностей.

Категории скважин.

Природным источником сырья ( нефти, газа ) является залежь. Доступ в нее обеспечивается посредством множества скважин. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

добывающие ;

нагнетательные;

специальные.

Добывающие скважины , имеющие фонтанное , насосное или газлифтное оборудование и предназначены для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным , так как характерен для вновь открытых , энергетически не истощенны месторождений. При поддержании пластового давления путем закачки воды или газа в залежь в отдельных случаях удается существенно продлить период фонтанирования скважин.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированные способы добычи нефти .

При газлифтном способе добычи в скважину для подъема нефти на поверхность подают ( или закачивают с помощью компрессоров ) сжатый ( углеводородный ) газ или крайне редко воздух, т.е. подают энергию расширения сжатого газа.

В насосных скважинах подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов - штанговых ( ШСН ) или погружных ( ЭЦН). На промыслах используют и другие способы эксплуатации скважин.

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурные, приконтурные и внутриконтурные. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должна обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

Наблюдательные и пьезометрические скважины служат в качестве контрольных и предназначены для:

-наблюдательные для периодического наблюдения за изменением положения ВНК и ГНК , ГВК , за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

- пьезометрические - для систематического изменения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях ( залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С .

Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды , сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

Скважины – дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения ( физического износа) или по техническим причинам ( в результате аварий при эксплуатации ) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин – дублеров, на многопластовых месторождениях - с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.

Законсервированные скважины - не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации ( независимо от их назначения ), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации ( действующие ), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта , находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.

К находящимся в эксплуатации ( действующим ) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

В фонде, находящихся в эксплуатации ( действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово- профилактическом обслуживании( простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце ).

К находящимся в капремонте после эксплуатации относятся скважины, выбывшие из действующих, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

Конструкция скважин

Понятие о конструкции скважины. Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты подъема закачанного цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, а иногда и других данных называется конструкцией скважины (рис. 10.1).

Конструкция скважины должна обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.

Кроме того, конструкция скважины должна обеспечивать:

доведение скважины до проектной глубины;

осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) и методов их эксплуатации. Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя (под конструкцией забоя понимается сочетание элементов конструкции скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение напорных горизонтов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также длительную эксплуатацию скважины с оптимальным дебитом);

предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов;

минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.

Ч исло обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных требований, определяется исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно.

Рис. 10.1. Конструкция скважин:

а— профиль; б— концентрическое расположение колонн в стволе; в — графическое изображение конструкции скважины; г — рабочая схема конструкции скважины

В конструкции скважины используютсяca следующие типы обсадных колонн:

направление — для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины;

кондуктор — для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;

промежуточная обсадная колонна — для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Служит для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего интервала. В благоприятных условиях промежуточная колонна может быть использована в качестве эксплуатационной;

эксплуатационная колонна — для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами.

Промежуточные обсадные колонны могут быть: сплошные, т.е. перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья, независимо от крепления предыдущего интервала; хвостовики — для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны, не менее чем на 100 м; летучки — специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для ликвидации осложнений и не имеющие связи с предыдущей или последующими обсадными колоннами. Летучки до устья скважины не наращиваются.

Промежуточная колонна-хвостовик может наращиваться до устья скважин или при благоприятных условиях служить в качестве эксплутационной колонны. Когда износ последней промежуточной колонны незначительный, эксплуатационная колонна может быть спущена в виде хвостовика.

При подсчете числа колонн, входящих в конструкцию скважин, направление и кондуктор не учитывают. Конструкцию скважины, состоящую из эксплуатационной и одной промежуточной колонны, называют двухколонной, а из эксплуатационной и двух промежуточных — трехколонной и т.д.

Выбор числа обсадных колонн и глубины их спуска. Основными исходными данными для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска являются:

цель бурения и назначение скважины;

проектный горизонт (пласт), глубина скважины, диаметр эксплуатационной колонны;

пластовые давления и давления гидроразрыва пород стратиграфических горизонтов;

способы заканчивания скважины;

профиль скважины (вертикальная, наклонно-направленная) и его характеристики (величина отклонения от вертикали, темп изменения утла и азимута искривления); характеристика пород по крепости.

При бурении первых трех разведочных скважин, если достоверность геологического разреза недостаточна, допускается включение в конструкцию скважины резервной промежуточной обсадной колонны. Если в процессе бурения будет установлено, что необходимость в спуске резервной обсадной колонны отпала, то продолжают углубление ствола под очередную обсадную колонну до запроектированной глубины.

Выбор диаметров обсадных колони и долот, высоты подъема цемента. Выбор диаметров обсадных колонн и диаметров долот осуществляется снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. При заканчивании скважин открытым стволом выбор диаметров обсадных колонн и долот начинается с открытой части ствола. Диаметр эксплуатационной колонны зависит от способа заканчивания скважины, условий ее эксплуатации и задается заказчиками на буровые работы.

Диаметр долота D_д., которым предстоит бурить ствол скважины под колонну обсадных труб, определяют по следующей формуле:

D_д = D_м + 2 ,

где Д, — диметр муфты спускаемой колонны обсадных труб, мм; — величина зазора между муфтой обсадной трубы и стенками, мм. Величина зазора зависит от диаметра и типа соединений обсадных труб и профиля скважины, сложности геологических условий, гидродинамических давлений при бурении и креплении интервала, а также выхода из-под башмака предыдущей колонны. Величина выбирается в результате анализа опыта бурения и крепления скважин в данном районе или специально поставленных исследовательских работ при проходке опорно-технологических скважин на данной площади:

Наружный диаметр

обсадной колонны, мм 114 141 168 219 273 325 377

127 146 194 245 299 351 426

159

Кольцевой зазор, мм < 15 < 20 < 25 < 30 < 35 < 45 <50

Смит Р. К. (США, фирма «Амоко продакшн») считает, что для успешного цементирования диаметр ствола скважины должен быть на 76 мм больше диаметра обсадной колонны (как абсолютный минимум больше на 38 мм). Это справедливо, прежде всего, для эксплуатационных колонн.

В Единых технических правилах ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газокондинсатных месторождениях предусматриваются следующие требования при выборе интервалов цементирования:

за кондуктором — до устья скважины,

за промежуточными колоннами нефтяных скважин, проектная глубина которых до 3000 м, с учетом геологических условий, но не менее 500 м от башмака колонны;

промежуточными колоннами разведочных, поисковых, параметрических, опорных и газовых скважин вне зависимости от глубины и нефтяных скважинах глубиной более 3000 м — до устья скважин;

эксплуатационными колоннами нефтяных скважин с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны не менее 100 м. Это же условие распространяется на газовые и разведочные скважины при осуществлении мероприятий, обеспечивающих герметичность соединений обсадных труб (сварные соединения, специальные высокогерметичные резьбовые соединения и др.). Во всех остальных случаях цемент должен подниматься до устья скважины.

При определении высоты подъема цемента за эксплуатационными колоннами необходимо учитывать возникновение дополнительных напряжений от температуры и давления, возникающих в колонне при эксплуатации скважин. Если в разрезе скважин имеются зоны интенсивного поглощения, то для выполнения требования о высоте подъема цемента необходимо предусматривать применение ступенчатого цементирования с использованием специальных муфт, растворов пониженной плотности и др.

Характерные особенности конструкций газовых скважин. В отличие от нефтяных при выборе конструкций газовых скважин необходимо учитывать следующие специфические особенности;

после проявления газоносного пласта и заполнения всего объема скважины газом из-за его относительно небольшой плотности давление на устье почти не отличается от забойного, т.е. возникают большие давления по всему стволу скважины от устья до забоя. Такое распределение давления требует создания прочного ствола газовой скважины, чтобы в случае внезапного проявления пласта при бурении можно было регулировать отбор газа или задавить его в пласт;

газ обладает большей подвижностью, чем жидкость, и поэтому он может проникать в самые незначительные неплотности. В связи с этой особенностью газа предъявляются повышенные требования к герметизации резьбовых соединений обсадных труб, а также затрубного пространства;

газовые скважины имеют большие свободные дебиты, в результате чего создаются значительные скорости движения газа по стволу, которые могут вызвать чрезмерную вибрацию обсадных колонн и увеличить степень их напряженности. Эта особенность газовых скважин требует создания не только прочных обсадных колонн, по и определенной их устойчивости и жесткости

Разработка конструкции скважины

Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи про­дуктивных отложений со стволом скважины;

- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

- условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород.

Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.

Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин приведена ниже:

номинальный диаметр обсадных труб
114	140	168	273	324
127	146	178	299	340
		194		351
		219		377
		245		426
разность диаметров*, мм
15	20	25	35	39-45

* отклонения от указанных величин должны быть обоснованы в проекте.

Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня в процессе освоения или механизированной добыче, нагрузок, возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации.

При расчете обсадных колонн должны быть использованы нормативные документы, согласованные с Госгортехнадзором России.

Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования должна обеспечить:

- герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10%;

- устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности;

- противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.

Стандарты и технические условия по изготовлению обсадных труб должны быть согласованы с Госгортехнадзором России.

Использование импортных обсадных труб допускается при соответствии их зарубежным стандартам, подтвержденным сертификатом производителя.

Конструкции устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должны обеспечивать:

- подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

- контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

- возможность аварийного глушения скважины;

- герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;

- испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.

Периодичность и способы проверки состояния обсадных колонн по мере их естественного износа или аварийного разрушения (смятие, разрыв и т.п.) и необходимые мероприятия по обеспечению безопасной проводки и эксплуатации скважины устанавливаются проектом или планом работ, разработанным и согласованным в установленном порядке.

Конструкция скважины должна предусматривать возможность реконструкции крепи скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.

Конструкция скважины проектируется в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения. Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. Она должна удовлетворять требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также требованиям по охране недр и защите окружающей среды. От качества спроектированной конструкции скважины, ее соответствия геологическим условиям в значительной степени зависят надежность, технологичность, долговечность, производительность и стоимость строительства скважины. При проектировании конструкции скважины для снижения риска и удешевления ее строительства стараются в полной мере использовать последние достижения и накопленный опыт строительства скважин в данном районе работ и в других районах, близких по геологическим условиям. Исходные данные для проектирования конструкции скважины поступают от заказчика, финансирующего реализацию проекта. Они включают следующие сведения: назначение и глубина скважины; проектный горизонт и характеристика породы - коллектора; геологический разрез в месте заложения скважины с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород по интервалам; диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр скважины, если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен.

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:

обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;

задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего длительную безводную добычу;

изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;

защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.

Решение всех этих задач в совокупности усложняется большим разнообразием конкретных условий. В зависимости от строения залежи, литологического состава породы-коллектора, его устойчивости в стенках скважины, пластового давления, насыщенности продуктивного пласта нефтью или газом применяются различные схемы вскрытия. Все их можно свести к трем основным типовым схемам:

схема 1 - спуск эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта с последующей установкой потайной колонны после вскрытия пласта или оставление открытого ствола, если порода-коллектор достаточно устойчива в стенках скважины;

схема 2 - спуск эксплуатационной колонны после вскрытия продуктивного пласта и проведение манжетного цементирования колонны выше кровли пласта;

схема 3 - спуск эксплуатационной колонны после достижения проектной глуби­ны и ее цементирование от нижнего конца с перекрытием всей продуктивной толщи. Каждая из указанных типовых схем имеет свои преимущества и области применения.

Схема 1 позволяет обеспечить наиболее благоприятные условия при вскрытии продуктивного пласта, но может быть применена лишь в однопластовой залежи сравнительно небольшой толщины (до 15-20 м) без подошвенных вод.

Схема 2 позволяет сохранить неизменным диаметр скважины при вскрытии продуктивного пласта, но также применяется в случае однопластовои залежи без подошвенных вод.

Схема 3 пригодна в сложном геологическом разрезе с многопластовой залежью и водоносными пропластками. Эта схема наиболее опасна для продуктивных пластов из рассмотренных, так как не обеспечивает их защиты от проникновения цементного раствора и его вредного влияния на проницаемость коллектора.

В последнее время все большее распространение получает схема вскрытия продуктивного пласта горизонтальной скважиной. В этом случае направляющий участок горизонтальной скважины до кровли продуктивного пласта закрепляется эксплуатационной колонной, а конечный интервал горизонтальной скважины, располагающийся в продуктивном пласте, в большинстве случаев (устойчивый коллектор) остается открытым либо закрепляется перфорированной потайной колонной (хвостовиком). В редких случаях при проведении гидроразрыва пласта может быть спущена и зацементирована потайная колонна с последующей ее перфорацией в заданных интервалах. По вскрытию продуктивного пласта в проекте дается обоснование выбранной схемы и проводится ее графическое представление с указанием основных размеров. Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта. Если буровые работы в данном районе ранее не проводились и имеются сомнения в достоверности представленного геологического разреза, то в конструкции первой скважины может быть предусмотрена резервная колонна на случай возникновения непредвиденной ситуации.

При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы (катастрофических поглощений, высокопластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения.

Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пластового давления ка) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения кп) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков. Для разделения разреза на интервалы с несовместимыми условиями строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента аномальности пластового давления ка, индекса давления поглощения кп и соответствующие значения относительной плотности бурового раствора, рассчитанные по формуле

pотм = kз *kа

где кз - коэффициент запаса, определяющий величину репрессии на пласт. В соответствии с [ ] значения коэффициента запаса к3 задаются в следующих пределах:

Интервал, м	<1200	1200-2500	>2500
кз	1,1-1,15	1,05-1,1	1,04-1,07
Репрессия на пласт, МПа	1,5	2,5	3,5

При этом, как видим, ограничивается максимально допустимая величина репрессии на пласт.

Совмещенный график давлений и выделенные интервалы с несовместимыми условиями приведены на рис. 5.1. Как следует из анализа ситуации, на глубине 300 м скважина входит в интервал ка = 1,15, что превышает индекс давления поглощения в вышележащем пропластке, поэтому на этой глубине следует провести границу интервалов с несовместимыми условиями и для их разобщения спустить кондуктор. Рассуждая подобным образом, мы приходим к выводу, что с глубины 2100 м необходимо резко повысить плотность бурового раствора с 1,22-1,23 г/см3 до 1,63-1,64 г/см3. Поэтому вышележащий интервал должен быть изолирован промежуточной колонной. Таким образом, с учетом эксплуатационной колонны, которая спускается в продуктивный пласт, скважина должна быть оборудована еще направлением, кондуктором и промежуточной колонной. Обсадная колонна может быть спущена в виде хвостовика при следующих условиях: прочность предыдущей промежуточной колонны с учетом износа соответствует условиям следующего после спуска хвостовика интервала (или условиям эксплуатации скважины в случае спуска эксплуатационной колонны-хвостовика); способ соединения колонны-хвостовика с предыдущей промежуточной колонной (подвеска-разъединитель, цементное кольцо, герметизирующее устройство) по герметичности и надежности соответствует условиям дальнейшего бурения или эксплуатации скважины. Способ крепления скважины хвостовиком (подвеска в предыдущей промежуточной колонне при помощи клинового устройства и др.) должен обеспечить сохранение продольной устойчивости колонны.

После определения требуемого количества обсадных колонн необходимо уточнить глубину спуска каждой колонны. Если ниже спущенной колонны будут вскрываться пласты с АВПД, то глубина спуска уточняется с таким расчетом, чтобы были перекрыты интервалы слабых пород, в которых возможен гидроразрыв после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины.

Затем приступают к согласованию диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины, если спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен. Как было сказано выше, диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.

Совмещенный график давлений для обоснования конструкции скважины

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в добывающих скважинах приведены в табл..

Выбирая диаметр эксплуатационной колонны опорных, параметрических, структурных, поисковых разведочных скважин следует предусмотреть диаметр 114 или 127 мм. Исключение составляют скважины, которые могут стать продуктивными. В газовых добывающих скважинах эксплуатационную колонну желательно предусматривать диаметром 178 мм, а для скважин сложной конструкции - 168 или 146 мм. НАИБОЛЕЕ РАСПРОСТРАНЕННЫЙ КОНЕЧНЫЙ ДИАМЕТР ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ СКВАЖИН (ПО ОТЕЧЕСТВЕННЫМ И ЗАРУБЕЖНЫМ ДАННЫМ) - 219 ММ, РЕЖЕ - 168 ММ; ДЛЯ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ - 125-150 ММ.

При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632-80 на обсадные трубы (19 типоразмеров от 114,4 до 508,0 мм) и ГОСТ 20692-80 на шарошечные долота (39 типоразмеров), а также сведениями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами.

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Нефтяная скважина		Газовая скважина
Суммарный дебит, м3/сут	Ориентировочный диаметр, мм	Суммарный дебит, тыс. м3/сут	Ориентировочный диаметр, мм
<40 40-100 100-150 150-300 >300	114,3 127,0; 139,7 139,7; 146,1 168,3; 177,8 177,8; 193,7	<75 75-250 250-500 500-1000 1000-5000	114,3 114,3-146,1 146,1-177,8 168,3-219,1 219,1-273,1

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентиро­ванным радиальным зазором, который определен в зависимости от диаметра обсадной колонны (табл. 5.3). Расчетный диаметр долота определяется по формуле

Dд.р = dм + 2δ где dм - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80; 2δ - разность диаметров по табл. 5.3. Затем по расчетному -диаметру Dд.р находится ближайший нормализованный диаметр Dд.н из типоразмеров ГОСТ 20692-80.

Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны

Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров 2δ, мм	Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров 2δ, мм
114,3; 127,0 139,7;146,1 168,3;244,5	15,0 20,0 25,0	273,1; 298,5 323,9; 426,0	35,0 35,0-45,0

Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти:

dвн = Dд.н + 2Δ где Δ - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, Δ = 5-10 мм (нижний предел - для труб малого диаметра).

Построение графика совмещенных давлений.

График совмещенных давлений иллюстрирует изменение по глубине скважины давлений гидроразрыва пород, пластовых давлений и давлений столба бурового раствора. График строится на основании горно-геологических условий. При недостатке фактических данных они могут быть получены эмпирическим путем (прогнозные данные).

График совмещенных давлений позволяет выделить в разрезе интервалы, несовместимые по условиям бурения. С учетом наличия геологических осложне­ний по графику совмещенных давлений решается вопрос о необходимости промежуточных (технических) колонн, их числа и глубины спуска.

Градиент пластового давления – отношение пластового давления в рассматриваемой точке пласта к глубине этой точки.

Градиент давления гидроразрыва – отношение давления гидроразрыва в рассматриваемой точке пласта к глубине этой точки.

Градиент гидростатического столба бурового раствора – отношение давления гидростатического столба БР в рассматриваемой точке скважины к глубине этой точки.

Под эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению гидроразрыва.

Последовательность действий.

1. По литологической характеристике разреза выделяют интервалы с аномальной характеристикой пластовых давлений и давлений гидроразрыва.

2. Для интервалов по п. 1 находят значения эквивалентов градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва слагающих пород.

3. На совмещенный график наносят точки эквивалентов и строят кривые эквивалентов градиентов давлений.

4. параллельно оси ординат проводят линии AB, EF, KL, OP касательно крайних точек эквивалентов градиентов пластового давления и линии CD, GH, MN, QS - касательно крайних точек кривой эквивалентов градиентов давления гидроразрыва.

5. Зоны ABCD, EFGH, KLMN, OPQS являются зонами совместимых условий бурения.

6. Линии определяют граничные условия по пластовым давлениям для соответствующих интервалов разреза, а линии CD, GH, MN, QS – по давлениям гидроразрыва.

Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважины обсадными колоннами. Количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн.

7. Глубина спуска обсадной колонны (установки башмака) принимается на 10-20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий.

8. Плотность бурового раствора, применяемого при бурении в данной зоне крепления, должна находиться в пределах зоны совместимых условий и отвечать следующим требованиям: для скважин глубиной до1200 м гидростатическое давление в скважине, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на 10-15 процентов, а для скважин глубиной > 1200 м – на 5-10%. Отклонения от установленной плотности промывочной жидкости для ее значений до 1,45 г/см3 не допускаются больше чем на 0,02 г/см3, а для значений выше 1,45 г/см3 – не более чем на 0,03 г/см3 (по замерам бурового раствора, освобожденного от газа).

Определение числа колонн и глубин их спуска.

В конструкцию скважины могут быть включены следующие типы обсадных колонн: направление; кондуктор; техническая и эксплуатационная колонны. Кондуктор и эксплуатационная колонна, являются обязательными при любой конструкции скважины. Промежуточная колонна проектируется при наличии интервалов, несовместимых по условиям бурения, а также при существовании зон осложнений, когда другие способы их ликвидации не дают положительных результатов. Если направление не проектируется, то необходимо решить вопрос о создании замкнутого цикла циркуляции промывочной жидкости при бурении под кондуктор. Глубина спуска направления составляет несколько метров (от 3-5 до 15-30 м). Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение нескольких условий:

1. перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;

2. разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кон­дуктора;

3. установку на устье противовыбросового оборудования;

4. при наличии несовместимых интервалов возможность их разделения.

Глубину спуска кондуктора определяем по формуле:

где –максимальное пластовое давление, МПа;

– глубина скважины, м;

– плотность пластового флюида, г/см3;

– градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки

последующей колонны, МПа/м.

Глубина спуска промежуточных (технических) колонн определяется глубиной залегания несовместимых по условиям бурения интервалов или глубинной интервалов, осложненных поглощениями, проявлениями и обвалами. Возможен спуск нескольких технических колонн. Эксплуатационная колонна, как правило, опускается до забоя скважины, перекрывая все продуктивные горизонты.

скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины (рис. 1).

О сновные 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

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

ствол скважины (5) – пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной.

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

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.

Д иаметр 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.

по пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются (рис. 3):

1. вертикальнвые;

2. наклонные;

3. прямолинейноискривленные;

4. искривленные;

5. прямолинейноискривленные (с горизонтальным участком);

6. сложноискривленные.

Н ефтяные 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).

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.

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).

в нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

1. эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата.

2. 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.

3. разведочные – для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.

4. 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 нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

5. с труктурно-поисковые – для уточнения положения перспективных нефте-газоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

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 интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. в ряде случаев дальнейшая углубка 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.

Т аким 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).

С ведения 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».

если давление в скважине рс меньше пластового рпл (давления флюидов, насыщающих пласт), то флюиды из пласта будут поступать в скважину, произойдет проявление. в зависимости от интенсивности проявления сопровождаются самоизливом жидкости (газа) на устье скважины (переливы), выбросами, открытым (неконтролируемым) фонтанированием. эти явления осложняют процесс строительства скважины, создают угрозу отравлений, пожаров, взрывов.

при повышении давления в скважине до некоторой величины, называемой давлением начала поглощения рпогл, жидкость из скважины поступает в пласт. этот процесс называется поглощением бурового раствора. рпогл может быть близким или равным пластовому, а иногда приближается к величине вертикального горного давления, определяемого весом расположенных выше горных пород.

иногда поглощения сопровождаются перетоками флюидов из одного пласта в другой, что приводит к загрязнению источников водоснабжения и продуктивных горизонтов. снижение уровня жидкости в скважине вследствие поглощения в одном из пластов обуславливает понижение давления в другом пласте и возможность проявлений из него.

давление, при котором происходит раскрытие естественных сомкнутых трещин или образование новых, называется давлением гидравлического разрыва пласта ргрп. такое явление сопровождается катастрофическим поглощением бурового раствора.

характерно, что во многих нефтегазоносных районах пластовое давление рпл близко к гидростатическому давлению столба пресной воды рг (далее просто гидростатическое давление) высотой нж, равной глубине нп, на которой залегает данный пласт. это объясняется тем, что давление флюидов в пласте чаще обусловлено напором краевых вод, область питания которых имеет связь с дневной поверхностью на значительных расстояниях от месторождения.

поскольку абсолютные значения давлений зависят от глубины н, их соотношения удобнее анализировать, пользуясь величинами относительных давлений, которые представляют собой отношения абсолютных значений соответствующих давлений к гидростатическому давлению рг, т.е.: рпл* = рпл / рг ;

ргр* = ргр / рг ;

рпогл* = рпогл / рг;

ргрп* = ргрп / рг .

здесь рпл – пластовое давление; ргр – гидростатическое давление бурового раствора; рпогл – давление начала поглощения; ргрп – давление гидроразрыва пласта.

относительное пластовое давление рпл* часто называют коэффициентом аномальности ка. когда рпл* приблизительно равно 1,0, пластовое давление считается нормальным, при рпл* большем 1,0 – аномально высоким (авпд), а при рпл* меньшем 1,0 – аномально низким (анпд).

одним из условий нормального неосложненного процесса бурения является соотношение

а) рпл* < ргр* < рпогл*(ргрп*)

процесс бурения осложняется, если по каким либо причинам относительные давления окажутся в соотношении:

б) рпл* > ргр* < рпогл*

или

в) рпл* < ргр* > рпогл* (ргрп*)

если справедливо соотношение б), то наблюдаются только проявления, если в), то наблюдаются и проявления и поглощения.

промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). последние называются хвостовиками.

принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. при одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. когда имеются две и более технические колонны, скважина считается многоколонной.

конструкция скважины задается следующим образом: 426, 324, 219, 146 – диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 – глубины спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 – уровень тампонажного раствора за хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 – диаметры долот в мм для бурения скважины под 219 – и 146 –мм колонны.

Способы бурения скважин

бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). однако промышленное применение находят только способы механического бурения – ударное и вращательное. остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.

Вращательное бурение скважин

при вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

существует две разновидности вращательного бурения – роторный и с забойными двигателями.

при роторном бурении (рис. 9) мощность от двигателей 9 передается через лебедку 8 к ротору 16 - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5.

р ис. 9. схема вращательного бурения скважин

следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем – невращающейся бурильной колонны. характерной особенностью вращательного бурения является промывка

при бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная колонна – к корпусу двигателя 2. при работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления ) 19 в стояк - трубу 17, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав) 14, вертлюг 10 и в бурильную колонну. дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. здесь в системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке не показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 22 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.

в настоящее время применяют три вида забойных двигателей – турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).

при бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия потока бурового раствора, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото.

при бурении с электробуром электрическая энергия подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны и преобразуется электродвигателем в механическую энергию на валу , которая непосредственно передается долоту.

по мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не показан), талевого блока 12, крюка 13 и талевого каната11, подается в скважину. когда ведущая труба 15 войдет в ротор 16 на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора. затем отвинчивают ведущую трубу 15 вместе с вертлюгом 10 и спускают ее в шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. скважина под шурф бурится заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. после этого бурильную колонну удлиняют (наращивают), путем привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или трех свинченных между собой бурильных труб), снимают ее с клиньев, спускают в скважину на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

для замены изношенного долота поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. спуско-подъемные работы ведут также с помощью полиспастной системы. при вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. к последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.

при подъеме бк развинчивают на свечи и устанавливают их внутри вышки нижними концами на подсвечники, а верхние заводят за специальные пальцы на балконе верхового рабочего. спускают бк в скважину в обратной последовательности.

таким образом процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спуско-подъемными операциями (спо)для смены изношенного долота.

как правило, верхние участки разреза скважины представляют собой легкоразмываемые отложения. поэтому пред бурением скважины сооружают ствол (шурф) до устойчивых пород (3-30 м) и в него спускают трубу 7 или несколько свинченных труб (с вырезанным окном в верхней части) длиной на 1-2 м больше глубины шурфа. затрубное пространство цементируют или бетонируют. в результате устье скважины надежно укрепляется.

к окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения буровой раствор направляется в систему емкостей 18 и далее, пройдя через очистительные механизмы (на рисунке не показаны), поступает в приемную емкость 22 буровых насосов.

трубу (колонну труб) 7, установленную в шурфе, называют направлением. установка направления и ряд других работ, выполняемых до начала бурения, относятся к подготовительным. после их выполнения составляют акт о вводе в эксплуатацию буровой установки и приступают к бурению скважины.

пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 400-800 м), перекрывают эти горизонты кондуктором 4 и цементируют затрубное пространство 3 до устья. при дальнейшем углублении могут встретиться горизонты, также подлежащие изоляции, такие горизонты перекрываются промежуточными (техническими) обсадными колоннами.

пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну (эк).

после этого все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование. затем против продуктивного пласта в эк и цементном камне пробивают несколько десятков (сотен) отверстий, по которым в процессе испытания, освоения и последующей эксплуатации нефть (газ) будут поступать в скважину.

сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в скважине, стало меньше пластового. в результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начнет поступать в скважину. после комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.

на каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. фактическое отклонение забоя от проектного не должно превышать заданных допусков.

буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об охране труда и окружающей природной среды. строительство площадки под буровую, трасс для передвижения буровой установки, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов для водоснабжения, сбора нефти и газа, земляных амбаров, очистных устройств, отвал шлама должны осуществляться лишь на специально отведенной соответствующими организациями территории. после завершения строительства скважины или куста скважин все амбары и траншеи должны быть засыпаны, вся площадка под буровую – максимально восстановлена (рекультивирована) для хозяйственного использования.

Краткая история бурения нефтяных и газовых скважин

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 Кудаков 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.