Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Под разработкой месторождений понимается комплекс мероприятий, связанных с извлечением нефти и газа из отдельных залежей данного месторождения, управление движением нефти и газа к скважинам и регулирование баланса пластовой энергии. При этом решаются следующие вопросы:

1) очередность и способы разработки залежей;

2) выбор схемы разбуривания скважин;

3) выбор способов поддержания пластового давления.              

Месторождения природных газов, в зависимости от состава и свойств насыщающих их флюидов, подразделяются:

Газовые (насыщены легкими углеводородами парафинового ряда с содержанием метана до 98%, не конденсирующимися при снижении пластового давления)

Газоконденсатные (насыщены углеводородами парафинового ряда в составе которых имеется достаточно большое количество углеводородов от пентана и тяжелее, конденсирующихся при изменении пластового давления)

Газонефтяные (имеют газовую шапку и нефтяную оторочку)

Газогидратные (содержат в продуктивных пластах газ в твердом гидратном состоянии).

По величине запасов месторождения природного газа подразделяются на 4 группы:

Крупнейшие       запасы превышают 100 млрд.м³

Крупные                             с запасом 30-100 млрд.м³

Средние                              с запасами 10-30 млрд.м³

Мелкие                     запасы менее 10 млрд.м³.

Применительно к нефтяным месторождениям основными показателями разработки считаются годовая добыча нефти (т) и обводненность добываемой продукции (% масс). По характеру (динамике) изменения этих показателей во времени период разработки любого месторождения или залежи делится на четыре стадии, каждая из которых имеет различную продолжительность. На первой стадии производится разбуривание месторождения добывающими скважинами, за счет ввода которых в эксплуатацию происходит увеличение добычи нефти, при этом продукция скважин остается безводной или низкообводненной. По окончании ввода пробуренных добывающих скважин в эксплуатацию достигнутая к концу первой стадии добыча нефти теоретически должна снижаться, однако она может быть удержана на достигнутом уровне за счет поддержания пластового давления (ППД), проведения каких-либо геолого-технических (ГТМ) или технико-технологических мероприятий (ТТМ). В этом случае наступает вторая стадия разработки, характеризующаяся относительно стабильной добычей нефти и постоянным нарастанием содержания воды в продукции скважин. С течением времени эффективность ППД и ГТМ неизбежно уменьшается и наступает третья стадия разработки, характеризующаяся снижением добычи нефти и увеличением темпов ее обводненности. Четвертая (завершающая) стадия разработки характеризуется продолжающимся уменьшением добычи нефти с несколько меньшими темпами, чем на третьей стадии, и существенным увеличением, по отношению к третьему периоду обводненности продукции скважин.

Б.А.Багировым (1986), в связи с возможным применением методов повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки залежи и связанным с этим ростом темпов добычи нефти, предложено выделять ещё и пятую стадию разработки.

Инженер-разработчик нефтяных и газовых месторождений должен владеть методиками расчетов продолжительности и уровней добычи нефти и газа на различных стадиях разработки месторождений, планирования мероприятий, обеспечивающих высокие уровни добычи нефти и газа, существенную продолжительность второй стадии разработки и ограничение темпов обводненности на третьей и четвертой стадии разработки нефтяных залежей. Молодой специалист после окончания вуза должен быть подготовлен и для практической реализации всех этих мероприятий.

  Разработка нефтяных залежей

Нефтяные месторождения по ряду признаков классифицируются следующим образом:

по величине извлекаемых запасов (млн.т):

мелкие                                          менее 10,

средние                                        от 10 до 30,

крупные                           от30 до 300,

уникальные (гигантские) более 300,

супергигантские             более 1000;

по начальному значению дебитов скважин (т/сут):

низкодебетные                до 7,

среднедебетные               от 7 до 25,

высокодебетные              от25 до 200,

сверхвысокодебетные    более 200;

по качеству извлекаемых запасов нефти:

содержащие трудноизвлекаемые запасы:

в малотолщинных пластах (менее 4м),

в малопроницаемых пластах (менее 0,050 кв.мкм),

высоковязкой нефти (более 25 мПа×с), в подгазовых и водоподстилаемых пластах;

содержащие активные запасы нефти (к активным принято относить запасы, не подпадающие ни под один из признаков трудноизвлекаемых запасов нефти);

по качеству нефти - содержащие нефть (% масс):

малосмолистую (до 8),

смолистую (от 8 до 25),

высокосмолистую (более 25),

беспарафинистую (до 1),

слабопарафинистую (от 1 до 2),

высокопарафинистую (более 2),

малосернистую (до 0,5)

сернистую (от 0,5 до 1,9)

высокосернистую (более 1,9);

по геологическому строению:

однопластовые,

многопластовые.

Принято считать, что в среднем месторождение содержит три продуктивных пласта (или три залежи). Каждая залежь обладает запасом естественных сил, под действием которых жидкость и газ движутся к забоям эксплуатационных скважин. Источником пластовой энергии являются: - напор пластовых вод;

- энергия сжатого газа, свободного и растворенного в нефти;

- упругость пластовых жидкостей и горных пород, в которых заключены эти жидкости;

- сила тяжести пластовых вод.

Доминирующая сила в пласте определяет режим работы залежи: водонапорный, газонапорный и газовый. От режима работы залежи зависит эффективность разработки месторождения и величина извлекаемой из пласта нефти.

Отношение добытого количества нефти к количеству нефти в залежи называют коэффициентом нефтеотдачи. Максимальное количество нефти извлекается при водонапорном режиме, коэффициент нефтеотдачи составляет в этом случае 0.5-0.8. При газонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи составляет 0.3-0.6 и при газовом 0.15-0.3.

Залежи с подвижным контуром нефтеносности разбуриваются концентрическими рядами скважин, параллельными контуру газоносности (водонапорный режим) или контуру газоносности (газонапорный режим). Количество разбуриваемых скважин определяет время разработки месторождения, нефтеотдачи пласта и затраты на добычу одной тонны нефти. В настоящее время расстояние между скважинами принимается от 400 до 1000 м (20-100 га на скважину).

Естественная энергия залежи в большинстве случаев не обеспечивает достаточных темпов и полноты отбора нефти из залежи. В первую очередь это относится к газонапорному и газовому режимам дренирования. Но даже при водонапорном режиме приток воды меньше отбора нефти, что приводит к постепенному снижению пластового давления.

Для поддержания высоких темпов добычи нефти и увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи применяются искусственные методы поддержания пластового давления. С этой целью используется закачка в пласт воды, газа и воздуха.

Если породы в залежи имеют значительные углы падения (более 10-15⁰) и обладают хорошей проницаемостью и однородностью состава, то в этом случае предпочтительным является закачка в верхнюю часть залежи газа или воздуха. Газ закачивается через нагнетательные скважины. Желательно, чтобы объем нагнетаемого газа, приведенный к условиям пласта, равнялся или был больше суммарного объема нефти, воды и газа, добываемого из пласта. Для закачки газа или воздуха строятся компрессорные станции высокого давления. Давление, создаваемое компрессорной станцией, должно превышать пластовое на 10-20% и обычно составляет 5-10 МПа.

В большинстве случаев пластовое давление поддерживается нагнетанием в пласт воды. Чаще всего используется законтурное заводнение. При большой площади нефтеносности законтурное заводнение дополняется внутри контурным или очаговым заводнением.

С учетом попутного и растворенного газа на каждую тонну извлекаемой нефти требуется закачивать в пласт 1.4-1.6 м³ воды. Однако часть воды уходит в периферийные водяные зоны пласта. С учетом этого необходимо закачивать в пласт 1.6-2 м³ воды на каждую добытую тонну нефти.

Для закачки в пласт используется вода, добываемая вместе с нефтью, что позволяет попутно решить проблему утилизации минерализованной воды. Приходится добавлять еще воду из поверхностных водоемов или глубинных водоносных горизонтов. Закачка воды производится центробежными многоступенчатыми насосами производительностью 150-250 м³/час и напором 600-1000 м.

 Разработка газовых месторождений

Газовые месторождения могу работать в газовом и водонапорном режимах. Как правило, они разрабатываются в газо-водонапорном режиме. В этом случае газ в пласте подвигается в результате его расширения и действия напора воды. Водонапорный режим обычно проявляется не сразу, а после отбора 20-50% запасов газа. Поступление воды отстает от отбора газа, что приводит к постепенному падению пластового давления.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений для повышения количества добываемого с газом конденсата используется обратная закачка в пласт сухого газа (сайклинг- процесс), воздуха или воды. Коэффициент газоотдачи для газовых месторождений может достигать 0.97, При неблагоприятных условиях он может снизиться до 0.7 - 0.8. Системы разработки нефтяных и газовых залежей включают в себя комплекс технологических мероприятий по управлению процессом движения пластовых флюидов в направлении к добывающим скважинам.

Основой таких мероприятий являются:

- определенное размещение добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин на площади месторождения;

- установление оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин;

- ввод различных категорий скважин в эксплуатацию в определенном порядке;

- поддержание баланса пластовой энергии при извлечении углеводородов из залежи.

Рациональная разработка нефтяных и газовых месторождений подразумевает получение заданной добычи нефти, газа и конденсата при оптимальных технико-экономических показателях и соблюдении условий охраны недр и окружающей среды. Задача о рациональной разработке, месторождений является комплексной, решение ее базируется на методах промысловой геологии и геофизики, физики пласта, подземной гидрогазодинамики, отраслевой экономики.

Основными вопросами при разведках месторождений полезных ископаемых являются:

- определение формы и объема промышленной части месторож­дения. В зависимости от размеров изученной части месторождения подсчитываются те или иные запасы полезного ископаемого;

- установление качественной характеристики полезного ископа­емого в тесной связи с техническими требованиями к сырью;

- выявление природных факторов, определяющих условия экс­плуатации (состав и взаимоотношение пород, вмещающих место­рождение, углы падения пород, обводненность месторождения, твердость и трещиноватостъ пород и др.).

  Под разработкой нефтяной залежи подразумевается управле­ние процессом движения жидкости или газа в пласте к забоям эксплуатационных скважин. Рациональной системой разработки нефтяного месторождения считается такая, при которой оно раз­буривается минимально допустимым числом скважин, обеспечи­вающим высокие темпы отбора нефти из пласта, высокую коне­чную нефтеотдачу, минимальные капитальные вложения на каж­дую тонну извлекаемых запасов и минимальную себестоимость нефти.

Мощность продуктивной толщи нефтяных месторождений мо­жет изменяться от нескольких десятков до сотен и тысяч метров. Многопластовые месторождения разрабатываются по системе сни­зу - вверх, когда пласты вводятся в эксплуатацию последователь­но, начиная с нижнего горизонта до верхнего. Горизонт, с кото­рого начинается разработка, называется опорным, или базисным. Такая система позволяет во время бурения на базисный горизонт путем отбора грунтов и применения геофизических методов изучить все вышележащие нефтеносные пласты и одновременно осуществлять подготовку их к разработке. Она способствует сокращению числа разведочных скважин на месторождении и уменьшению процента неудачных эксплуатационных скважин, так как скважины, в кото­рых нефть не была получена на базисном горизонте, могут быть возвращены на вышележащие пласты. Все это сокращает объем капитальных затрат на бурение эксплуатационных и особенно раз­ведочных скважин.

Вышележащие пласты вводятся в эксплуатацию после полного Истощения опорного горизонта. Для сокращения такого разрыва и, соответственно, обеспечения максимальной добычи нефти в Короткий срок проводятся работы по осуществлению эксплуата­ции нескольких горизонтов одновременно. Большую роль в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений сыг­рало широкое применение искусственного воздействия на пласты с целью поддержания или восстановления пластовой энергии. Для этого закачивают газ (воздух) в повышенные части пласта при газонапорном и газовом режиме залежи или воду в законтурные зоны при водонапорном режиме.

Способы эксплуатации нефтяных скважин.

Процесс подъема нефти или газа от забоя скважины на днев­ную поверхность может происходить как за счет природной энер­гии жидкости и газа, поступающего к забою, так и за счет энергии, вводимой в скважину с дневной поверхности. Если нефть и газ на дневную поверхность подаются за счет природной энергии или заводнения, то эксплуатация называется фонтанной.       

Если же сква­жина совсем не фонтанирует или дебит ее недостаточный, при­меняют механическую откачку нефти из скважины. Это осуще­ствляется компрессорным или насосным способом эксплуатации. При компрессорной эксплуатации в скважину нагнетают сжатый газ или воздух, который поступает к башмаку спущенных в сква­жину подъемных труб, смешивается с нефтью и выносит эту смесь на поверхность. Насосная эксплуатация применяется обычно в сква­жинах с небольшим дебитом.