Нефть залегает в земной коре, заполняя пустоты горных пород, про­питывая эти породы, как вода губку. Главнейшими нефтяными и под­земными хранилищами являются пески, рыхлые песчаники, ноздреватые и пористые известняки и доломиты. Для сохранения нефти в этих поро­дах необходимо, чтобы они были перекрыты непроницаемым для нефти глиняным покровом [109].

Схема нефтяного месторождения показана на рис. 15. Черным цве­том отмечены слои песка или другие пористые породы, насыщенные нефтью. Поровое пространство залежи над нефтью заполнено сопут­ствующими нефти углеводородными газами, образующими «газовую шапку» месторождения. Ниже нефти расположен слой пористой породы, пропитанный водой («подошвенная вода»). Выход нефти из месторож­дения вверх перекрыт куполом глины или другой непроницаемой для нефти породы, а выход вниз — подошвенной водой.

Нефтяные месторождения залегают на различной глубине. Перво — начально эксплуатировались месторождения с глубиной залегания неф­ти лишь в несколько десятков метров, а разведанные и эксплуатируе­мые в последние годы мощные месторождения нефти расположены на глубине нескольких километров.

С увеличением глубины залегания нефти повышается давление в нефтяной залежи и возрастает количество углеводородных газов, рас­творенных в нефти.

Для разведки нефтяных месторождений применяют ряд геофизиче» ских и геохимических методов и широко осуществляют разведочное бу­рение. Это отражено в специальной литературе. Здесь отметим лишь, что затраты, связанные с разведкой нефтяных месторождений, состав­ляют заметную часть капиталовложений, привлекаемых для развития нефтяной промышленности.

201

Нефтяные скважины первоначально выдалбливали малоэффектив­ным ударным методом с помощью тяжелого долота Затем стали при­менять роторное (вращательное) бурение, при котором долото, нахо­дящееся в забое, вращается от двигателя, установленного на поверх ности. Двигатель приводит во вращение долото при помощи промежу­точных механизмов и колонны бурильных труб

Роторное бурение — более прогрессивно по сравнению с ударным, однако также имеет недостатки, обусловленные необходимостью вра­щать длинную колонну бурильных труб

202

В 1924 г. инженер М. А. Капелюшников, впоследствии член-коррес­пондент Академии наук СССР, совместно с инженерами С. М. Волохом и Н. А. Корнеевым предложил для бурения скважин использовать тур­бину, укрепляемую на нижнем конце бурильных труб и вращающую долото.

При этом методе колонна бурильных труб неподвижна, а вал тур­бины с долотом приводится во вращение напором воды или глинистого раствора — промывочной жидкости, охлаждающей долото и выносящей на поверхность выбуренную породу.

В дальнейшем инженеры М. Т. Гусман, Р. А. Иоанесян, Э. И. Тагиев, П. П. Шумилов разработали и внедрили прогрессивные многоступенча­тые турбобуры, получившие широкое применение в нефтяной промыш­ленности.

Вслед за турбобурами для бурения стали применять также электро­буры с двигателями, установленными у забоя скважины, в нижней части бурильной колонны труб.

Применение новых прогрессивных методов позволило в несколько раз ускорить бурение скважин, снизить стоимость бурения и благодаря этому уменьшить себестоимость нефти [124]. Большую роль в снижении стоимости жидкого топлива сыграли новые методы добычи нефти, внед­ренные в огромном масштабе на крупных месторождениях.

Наиболее дешевый способ добычи нефти — фонтанный, при котором нефть подается на поверхность вследствие давления в пласте и посту­пает в герметизированную систему сбора. Однако по мере отбора нефти и нефтепромыслового газа давление в пласте снижается настолько, что нефть перестает подыматься на поверхность. Чтобы продолжить добы­чу, приходится осуществлять более сложную механизированную экс­плуатацию с применением компрессоров или глубинных насосов [125, 126].

Схема компрессорного метода добычи нефти посредством нагнетания сжатого нефтепромыслового газа («газлифт») показана на рис. 16.

При подаче по внешней трубе газа или сжатого воздуха по подъем­ной трубе на поверхность поступает нефть с воздухом.

Компрессорная добыча нефти в СССР была широко распростране­на до 1950 г. Однако вследствие большого расхода энергии, обуслов­ленного низким КПД газлифта, этот способ теперь применяют мало. Возможно, что эффективность метода удастся значительно повысить с разработкой новых устройств, позволяющих поднимать нефть при на­гнетании меньшего объема воздуха или газа.

При необходимости механизированной эксплуатации нефтяных ме­сторождений в настоящее время обычно устанавливают в скважинах поршневые насосы, видоизмененные для работы на больших глубинах.

Насосная эксплуатация, связанная с использованием дополнитель­ного оборудования, расходом электроэнергии и большой затратой тру­да на обслуживание установок, обходится значительно дороже фонтан­ной добычи нефти.

К тому же и с помощью насосов не удается длительное время под­держивать производительность скважин на достаточно высоком уровне. По мере увеличения отбора нефти и газа и понижения давления в пла­сте уменьшается приток нефти к устью скважин, снижается уровень нефти в скважинах, падает их производительность.

Чтобы извлечь из месторождения большую часть содержащейся в нем нефти, приходится бурить много скважин на небольшом расстоянии одну от другой.

Сооружение скважины глубиной в несколько километров обходится примерно в 100000 руб. и более.

Необходимость бурения и обустройства большого числа скважин и сложность их эксплуатации при насосной добыче нефти сильно удоро-

203

Жают стоимость топлива. К тому же при насосной эксплуатации сква- жіин после «истощения» залежи в пласте остается от 60 до 80% перво­начальных запасов нефти. Это резко уменьшает ресурсы жидкого топ­лива и приводит к удорожанию нефти, так как капиталовложения на разведку нефтяных месторождений, бурение скважин и обустройство промыслов используются не в полной мере.

Коренное изменение методов добычи нефти, позволившее увеличить ее отбор из пластов и вместе с тем резко уменьшить число скважин, было достигнуто внешним воздействием на пласт с целью поддержания давления, требуемого для фонтанной добычи.

Для поддержания давления в пластах нагнетают воздух, газ или воду. Особенно широко распространено поддержание пластового давле­ния нагнетанием воды в законтурную часть месторождения.

Для этого по внешнему контуру месторождения бурят эксплуата­ционные скважины 1 (рис. 17), За нефтяным контуром бурят ряд сква­жин 2, по которым в лласт нагнетают воду.

Процесс законтурного заводнения (рис. 18) успешно осуществляли начиная с 1948 г. на Туймазинском месторождении в Башкирской АССР, а затем был широко внедрен на других месторождениях. В процессе законтурного заводнения нагнетают 1,7—2,0 т воды на 1 т добываемой нефти.

Метод заводнения применяют на 200 нефтяных месторождениях, на Долю которых приходится около 80% Добываемой в стране нефтн. Прн эксплуатации нефтяных месторождений без принудительного воздейст­вия на пласт удается извлечь лишь 20—30% геологических запасов неф­ти. При поддержании пластового давления доля извлекаемой нефтн по­вышается примерно до 50%. В соответствии с этим средний коэффи­циент нефтеотдачи в 1974 г. оценивается в 41—44%. Это превышает коэффициент нефтеотдачи в США, составляющий около 35%, однако недостаточно высок. При добавке к нагнетаемой воде поверхностно — активных веществ, повышающих нефтевымывающие свойства закачи­ваемой воды, можно повысить извлечение вязкой нефти примерно на 5%. При закачке в пласт водных растворов С02 нефтеотдачу можно увеличить на 8—10% [127].

Значительный рост нефтеотдачи может быть достигнут прн закачке в пласт попутного нефтяного газа. Для этого необходимо оснащение нефтяной промышленности компрессорами, нагнетающими газ под дав­лением порядка 200 кгс/см2.

При сжигании 1 м3 нефтепромыслового газа получают около 15 м3 Продуктов сгорания. Значительный интерес представляет применение на нефтепромыслах в качестве топлива неиспользуемого пока пол-

204

Ностью попутного нефтяного газа с последующим нагнетанием в пласт продуктов сгорания, содержащих С02.

Важное значение имеют также тепловые методы воздействия на пласт. Их можно применять, нагнетая пар или осуществляя внутри — пластовое горение нефти. Для добычи весьма вязкой нефти применяют шахтный метод. По этому методу добыто около 8 млн. т нефти Ярег — ского месторождения в Коми АССР. Перспективна шахтная разработ­ка старых месторождений нефти на Кавказе.

Крупные месторождения нефти и природного газа разведаны за по­следние 10—15 лет на шельфах морей и океанов. Созданы морские нефтяные и газовые промыслы.

В 1960 г. нефть и газ на морских промыслах добывали 7 стран, а в 1974 г. — 28 стран. 70 стран ведут разведку углеводородного топлива на морских шельфах.

Около 20% добываемой нефти приходится на морские месторожде­ния, а к 1980 г. доля нефти, добываемой на морских промыслах, по-ви­димому, достигнет 30%. По некоторым прогнозам в океанах будет от­крыто больше ресурсов нефти, чем на суше.

В СССР на морских промыслах южного Каспия в 1972 г. было до­быто 12 млн. т нефти, больше, чем было добыто в России в 1913 г. Морские нефтепромыслы оснащаются мощными плавучими кранами

Для монтажа «стальных островов» и судами трубоукладчиками для со­единения промыслов с нефтеперерабатывающими заводами.

Применение прогрессивных методов разведки, бурения скважин » эксплуатации нефтяных месторождений позволило повысить производи­тельность труда в несколько раз и снизить себестоимость жидкого топ­лива. С увеличением количества добываемой нефти расширился экспорт нефти и нефтепродуктов в страны СЭВ и другие государства (табл. 95).