Роль нефти и газа в современной экономике России

Роль нефти и газа в современной экономике России

 

В настоящее время, нефтегазодобывающая промышленность включает систему предприятий и организаций, осуществляющих добычу сырья, геологические изыскания и разведку, а также обогащение (очистку) пер­вичного сырья для дальнейшего использования в энергетике и других отраслях хозяйства, играет особую роль в экономике Рос­сии и во многом определяет долгосрочную стратегию России как в коммерческом, так и в геополитическом аспекте.

1. Россия - континентальная страна с огра­ниченным числом морских портов, допускающих импорт наибо­лее богатого дешевого сырья. Дли­тельное время основой экспорта России и основой валютных по­ступлений будет экспорт углеводородов при непрерывном росте протяженности магистральных трубопроводов.

2. Большинство топ­ливного сырья залегает в зоне экстремального климата с особо сложными транспортными условиями. Дополнительные трудно­сти освоения этих богатейших районов связаны с дефицитом энергии, с отсутствием объединенной энергосети и практической невозможностью ее создания из-за огромных расстояний, а также с 5 - 7 - кратным увеличением стоимости строительства в указанных регионах.

Стратегия освоения перспективных районов развития топливного сырья определяет целесообразность созда­ния системы типовых мини-предприятий, снабженных унифицированным оборудованием, узлы которого должны поставляться в состоянии монтажной готовности в виде модульных блоков. Только таким путем можно компенсировать повышенные затраты на освоение уникальных месторождений Севера и Северо-Востока. Преимуществом системы типовых мини-предприятий является минимизация не только оборудования, но и степени риска, ибо при тиражировании и наращивании производства можно провести необходимую корректировку технологий и обо­рудования.

3. Экономическое возро­ждение России с ее значительными нефтяным и газовым потенциалом невозможно без существенных инвестиций в нефте­газовый комплекс. В свою очередь, обеспечение технического прогресса в этих отраслях потребует и соответствующего разви­тия их инфраструктуры, в том числе модернизации существую­щих и создания новых хранилищ для нефти, природного газа, газоконденсата и товарных нефтепродуктов, что наиболее экономично и экологически эффективно при использовании под­земных хранилищ.

4. Россия, несмотря на трудности пос­ледних лет, сохранила мощный сырьевой потенциал углеводородов, который требует восполнения с учетом долго­срочных государственных приорите­тов. По оценкам министерства природных ресурсов России суммар­ная инвестиционная емкость горнодо­бывающей и геологоразведочной от­раслей минерально-сырьевого комп­лекса составляет не менее 100 млрд. долларов на период 2000-2005 гг., а сто­имость продукции годовогообъема до­бычи полезных ископаемых в 2005 г. может достичь 125-130 млрд. долларов. Объемы геологических работ, сокра­тившиеся за последние 10 лет в 4 раза, явно недостаточны (начиная с 1994 г. по всем видам полез­ных ископаемых уровни ежегодной до­бычи не восполняются приростом за­пасов).

Анализ ситуации спроса на лицен­зии на право пользования недрами по нефти и газу свидетельствует о насы­щении российских компаний лицен­зионными площадями и необходимо­сти введения более эффективных ад­министративных и экономических рычагов воздействия на недропользователей, не проявляющих активности по выполнению лицензионных согла­шений.

Вращательное бурение

При вращательном бурении скважина углубляется в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего мо­мента. Под действием нагрузки породоразрушающие элементы до­лота внедряются в породу, а под влиянием крутящего момента ска­лывают, дробят и истирают ее. Существует два способа вращательного бурения - роторный и с забойными двигателями.

Роторное бурение: ротор приводится во вращение от двигателей 11 через лебедку 10.* Ротор, в свою очередь, вращает бурильную колонну, состоящую из ведущей трубы 5 и привинчен­ных к ней с помощью специального переводника 3 бурильных труб 2, и долота 1.

Бурение с забойными двигателями: принцип привода долота во вращение коренным образом отличается от описанного выше. Вал забойного двигателя вращает долото, а буриль­ная колонна и корпус забойного двигателя неподвижны.

Характер­ной особенностью вращательного бурения является промывка сква­жины водой или специально приготовленной жидкостью в течение всего времени работы долота на забое. Для этого два (реже один или три) буровых насоса, приводя­щиеся в работу от двигателей, нагнетают промывочную жидкость по трубопроводу в стояк-трубу, установленный в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг, вертлюг и в буриль­ную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через отверстия, имеющиеся в нем, и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в желобной системе и в очистительных меха­низмах жидкость очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости насосов и вновь закачивается в скважину.

Последовательность процесса бурения. По мере углубления, скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и талевого каната, подается в скважину. Когда ведущая труба войдет в ротор на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину веду­щей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью элеватора или клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом и спускают ее в шурф - слегка наклонную скважину глубиной, рав­ной длине ведущей трубы. Шурф бурится заранее в правом углу буровой, примерно посредине рас­стояния от центра сква­жины до ноги вышки. По­сле этого бурильную ко­лонну наращи­вают путем привинчивания к ней двухтрубки (двух свинчен­ных труб или одной трубы длиной около 12 м), сни­мают ее с элеватора или клиньев и спускают в сква­жину на длину двухтруб­ки, подвешивая с по­мощью элеватора или клиньев на стол ротора. Поднимают из шурфа ве­дущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бу­рильной колонне, освобо­ждают бурильную колон­ну от клиньев или элева­тора, доводят долото до забоя и продолжают бу­рение.

Для замены изношен­ного долото поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спускоподъемные работы (СПО) 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 бурильную колонну развинчивают на секции, длина которых определяется высотой вышки (около 25 м при высоте вышки 41 м). Отвинченные секции, называемые свечами, устанавли­вают в фонаре вышки на специальном подсвечнике. Спускают бурильную колонну в скважину в обратном порядке.

Таким образом, процесс работы долото на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спускоподъемными работами для смены изношенного долота.

В настоящее время применяют три вида забойных двигателей – турбобур, объемный (винтовой) двигатель и электробур. При бурении с турбобуром, винтовым двигателем гидравлическая энергия потока промывочной жидкости, двигающегося с большой скоростью вниз по бурильной колонне, преобразуется на валу тур­бобура или винтового двигателя в механическую, с которым соединено долото. В процессе работы долота на забое жестко соединенные корпус турбобура или винтового двигателя и бурильная колонна воспринимают реактивный момент и поэтому могут медленно вра­щаться против часовой стрелки (при малой длине бурильной ко­лонны).

Электроэнергия к двигателю электробура подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны. Как правило, верхние участки разреза скважины представлены современными отложениями, легко размывающимися в процессе бурения циркулирующим потоком жидкости. Поэтому перед буре­нием скважины бурят или копают вручную шурф до устойчивых пород (4-8 м) и в него спускают обсадную трубу, называемую направлением. Пространство между обсадной трубой и стенками шурфа заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором для надежного укрепления устья скважины. В верхней части направления заранее вырезается окно, из которого в процессе буре­ния скважины промывочная жидкость выходит в желобную си­стему.

После установки направления и проведения ряда других работ (контрольный осмотр оборудования, монтаж и наладка приборов, оснастка полиспастной системы, бурение шурфа под ведущую трубу) составляют акт о готовности смонтированной буровой и приступают к бурению скважины.

Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 50-400 м), пере­крывают и изолируют эти горизонты, для чего в скважину спускают обсадную колонну, состоящую из свинченных стальных труб, а ее затрубное пространство цементируют. Первая обсадная колонна получила название кондуктор.

После спуска кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих го­ризонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пла­стов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной - возникает потребность в спуске и последующем цементирова­нии второй обсадной колонны, называемой промежуточной. При дальнейшем углублении скважины вновь могут встретиться горизонты, подлежащие изоляции. Тогда спускают и цементируют третью обсадную колонну, называемую второй промежуточной ко­лонной.

В очень сложных условиях бурения может быть три и даже четыре промежуточных колонны. Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цемен­тируют эксплуатационную колонну, предназначенную для подъема нефти или газа от забоя к устью скважины или для нагнета­ния воды (газа, воздуха) в продуктивный пласт в целях поддержа­ния давления в нем.

После окончания цементировочных работ обвязывают устье скважины и против продуктивного пласта простреливают (перфори­руют) эксплуатационную колонну и цементный камень для создания каналов, по которым в процессе эксплуатации нефть (газ) будет поступать в скважину.

Для вызова притока нефти (газа) проводят освоение скважины, сущность которого сводится к тому, чтобы давление столба промы­вочной жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начинает поступать в скважину, и после ком­плекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.

Происхождение нефти и газа

В недрах земной коры под влиянием давления, температуры и других факторов нефть и газ переходят из одного физического состояния в другое. В результате таких преобразований появляются новые продукты, отличающиеся качественно от ранее существовавшего вещества. Нефть и газ способны перемещаться из материнских пород, где они образовались, в другие породы. Все это очень осложняет исследования вопросов происхождения нефти.

В настоящее время существует две основных гипотезы происхождения нефти и природного газа.

Основные положения гипотезы неорганического происхождения нефти и природного газа были сформулированы в 1877 г. Д. И. Менделеевым, предполагавшим, что углеводороды могут образоваться в недрах Земли при действии перегретого водяного пара на карбиды тяжелых металлов в условиях высоких температур и давлений, что приводит к образованию не жидкой нефти, а паров углеводородов, т. е. составных частей нефти и природного газа.

Основоположник гипотезы органического происхождения нефти и природного газа М. В. Ломоносов еще в 1759 г. объяснил происхождение нефти разложением в недрах Земли без доступа кислорода органических остатков животных и растительных организмов под действием высокой температуры и давления. В результате такого разложения органических остатков образуются углеводороды - составная часть нефти и газа. Нефть в виде мельчайших включений пропитывает горную породу, подвергающуюся с течением времени все большему и большему горному давлению в связи с увеличением мощности накапливающихся осадочных пород. Под влиянием горного давления она перемещается в более пористые породы (песчаники, известняки), образуя залежи.

Физические свойства нефти

По химическому составу нефть - сложное соединение углерода и водорода. Такие соединения называются углеводородами. Известно огромное количество различных по своим свойствам углеводородов, отличающихся друг от друга числом атомов углерода и водорода в молекуле и характером их сцепления.

Кроме углерода и водорода, в нефтях содержатся в небольших количествах кислород, азот и сера, в ничтожных количествах в виде следов -хлор, фосфор, йод и другие химические элементы.

В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) метановые (парафиновые); 2) нафтеновые и 3) ароматические. Обычно нефти бывают смешанного типа с преобладанием в их составе той или иной группы углеводородов и в зависимости от этого называются парафиновыми нафтеновыми или ароматическими.

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда: метан СН₄ этан С₂Н₆, пропан – С₃Н₈ и др. Эти углеводороды называют также предельными или насыщенными, что подчеркивает их небольшую химическую активность, а также плохую способность вступать в соединение с атомами других веществ.

Углеводороды от метана до бутана (C₄H₁₀) включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, входящие в состав нефти и содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (C₅H₁₂ – C₁₇H₃₆), - жидкие вещества. Углеводороды, с содержащие в молекулах свыше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины и церезины, содержащиеся во всех нефтях).

Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующего транспортирования.

Фракционный состав нефтей и их товарные качества определяются путем лабораторной разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана точка кипения равна 36° С, у гексана - 69° С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие - до 300° С и выше. Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.

Плотность. На промысле первичная характеристика нефти определяется по ее плотности (от 760 до 980 кг/м³). Наиболее ценные из них легкие, с плотностью до 880 кг/м³ (содержат больше бензиновых, масляных фракций).

Вязкость. Нефти обладают самой различной вязкостью (внутреннее трение), в несколько раз превышающей вязкость воды. С повышением температуры вязкость любой жидкости (в том числе и нефти) резко уменьшается. Например, при повышении температуры многих бакинских нефтей от 10 до 30° С уменьшается их вязкость в 2 раза. Вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу и перекачку каждой тонны нефти. Во время перекачки вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают.

Физические свойства нефти в пластовых условиях (живой) значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа.

В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда 300-400 м³ на 1 м³ нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и объем.

Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после ее дегазации, т. е. при "нормальных" условиях, носит название объемного коэффициента нефти:

b = V_пл /V_нор

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м³ дегазированной нефти. Этот коэффициент всегда больше единицы. У некоторых нефтей он равен 3.

Знание физических характеристик нефти в пластовых условиях необходимо при подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии для извлечения нефти из пласта.

Объект и система разработки

Нефтяные и нефтегазовые месторождения - скопления углеводородов в земной коре в промышленных объемах, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам. Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей и различные геолого-физические свойства. Как правило, отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся на отдельных участках месторождения. Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, с использованием различной технологии.

Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин. Каждый объект разрабатывается "своей сеткой скважин". Объекты разработки не природные образования – они выделяются разработчиками. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки - наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку одними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновременно-раздельной эксплуатации.

Объекты разработки могут подразделяться на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений. Выделение объектов разработки является важной составной частью создания такой системы.

Можно посчитать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Но при этом следует учитывать, что чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче и к ухудшению технико-экономических показателей.

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты часто нецелесообразно разрабатывать как один объект - они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции.

Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки может оказаться нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват объекта воздействием по вертикали, так как в активную разработку включатся только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергнутся воздействию закачиваемым в пласт агентом (водой, газом). С целью повышения охвата таких пластов разработкой они разделяются на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти нецелесообразно объединять в один объект, так как они могут разрабатываться с применением различной технологии извлечения нефти из недр, с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта из-за необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев не всегда целесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также разная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных "контактов") в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Так, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в один объект разработки, предполагается отбирать дебиты жидкости, предельные для современных средств эксплуатации скважин - дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.

Следует помнить, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу, и только после этого можно принимать решение о выделении объектов разработки.

 

Классификация и характеристика систем разработки

Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с определением системы необходимо использовать большое число параметров. На практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

· наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

· расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

Известно четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки:

1. Плотность сетки скважин S_c, равная площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то

S_c = S/n (м²/скв.) (1.1)

Иногда используется параметр S_д, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Отношение извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении - параметр А.П. Крылова N_кр:

N_кр = N/n (тонн/скв.) (1.2)

3. Отношение числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д параметр w:

w = n_н/n_д (безразмерный) (1.3)

4. Отношение числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин – параметр w_р. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т.д.). Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин n_р, то

w_р = n_р/n (безразмерный) (1.4)

Имеется еще ряд параметров, характеризующих системы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния между рядами скважин, между скважинами в рядах.

Применяется следующая классификация систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам:

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, характеризующемся незначительным перемещением водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырех- или трехточечной сетке. Когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 1).

Параметр плотности сетки скважин S_с может изменяться в широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10^-3 Па×с) он может составлять 1-2×10⁴ м²/скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм²) разрабатывают при S_с = 10 ¸ 20 × 10⁴ м²/скв. Разработка месторождений высоковязких нефтей и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях S_с экономически целесообразна при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов - при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов S_с = 25 ¸ 64 × 10⁴ м²/скв. При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами S_с может быть равен 70 - 100 × 10⁴ м²/скв. и более.

Параметр N_кр также изменяется в широких пределах. Он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, а иногда доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномерной сетки скважин средние расстояния l между скважинами (рис. 2) вычисляются по формуле:

l = S_с^1/2 , (1.5)

где l - в м, а S_с - в м²/скв.

Формула используется для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр w равен нулю, а параметр w_р может составлять 0,1-0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для систем с воздействием на нефтяные пласты.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты применяют редко, в основном, в случае длительно эксплуатируемых истощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. В США разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществляться в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещинными коллекторами при высоком напоре законтурных вод.

Трех- и пятирядная системы

Для трех- и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы L_п, но и расстояния между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин l₀₁, между первым и вторым рядом добывающих скважин l₀₂ (рис. 7), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы l₂₃ (рис. 8). Ширина полосы L_п зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, например, для пятирядной системы l₀₁ = l₁₂ = l₂₃ = 700 м, то L_п = 4,2 км. Для трехрядной системы ω ≈ 1/3, а для пятирядной и ω ≈ 1/5. При значительной приемистости нагнетательных скважин по трех- и пятирядной системам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высокий темп разработки месторождения в целом.

Трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки (Рис. 9). При пятирядной системе имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.

2.2.2. Системы с площадным расположением скважин. Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пяти-, семи- и девятиточечную.

Пятиточечная система (рис. 10). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре - нагнетательная. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 1, ω = 1.

Семиточечная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная - в центре. Параметр ω = 1/2, т.е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.

Девятиточечная система (рис. 12). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 3, так что ω = 1/3.

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Площадные системы "жесткие". В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трех- и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину или осуществлять вытеснение нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. При этом упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

Использование системы с площадным расположением скважин по сравнению с рядной обеспечивает важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенного воздействия на пласт. Это особенно важно в процессе разработки сильнонеоднородных по площади пластов. При использовании рядных систем для разработки сильнонеоднородных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт сосредоточено в отдельных рядах. Но рядные системы вследствие их большей гибкости по сравнению с системами с площадным расположением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильнонеоднородных по вертикальному разрезу пластов.

В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом. Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т.е. так называемые целики нефти (Рис. 13). Для извлечения из них нефти можно пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.

Для регулирования разработки нефтяных месторождений используют очаговое и избирательное заводнения с частичным изменением ранее существовавшей системы разработки. В особых случаях для разработки пластов, например, с заранее запланированным изменением направления вытеснения, могут использоваться специальные схемы расположения скважин направление вытеснения, в которых можно менять на 90°, выключая и включая ряды нагнетательных скважин.

При использовании наклонно направленных скважин, особенно при разработке месторождений морского шельфа, наклонные стволы должны, по возможности, вскрывать всю разрабатываемую толщу пласта. Скважины бурят с одной или нескольких морских платформ. Для того чтобы "покрыть" всю площадь месторождения скважинами, их стволы делают сильно искривленными. Схему расположения наклонных скважин, пробуренных с морской платформы, можно считать "рядной".

Скважинно-трещинные системы разработки. Использование скважин с горизонтальными стволами при разработке сильнослоистых пластов, особенно таких, где отдельные проницаемые прослои отделены друг от друга непроницаемыми перемычками, может привести к значительному снижению нефтеотдачи ввиду того, что горизонтальными слоями вскрываются в лучшем случае лишь отдельные прослои пласта, а из остальных нефтенасыщенных слоев нефть не извлекается.

Одним из выходов из этой трудности является применение таких наклонно-направленных скважин, стволы которых, будучи не вполне горизонтальными, вскрывают все прослои пласта. Но эффективность таких скважин по сравнению с обычными вертикальными скважинами невелика, так как площади дренирования ими отдельных прослоев останутся небольшими.

Преодолеть описанную выше трудность позволяет массовое проведение на месторождении гидравлического разрыва пласта (ГРП) как в вертикальных, так и в наклонно направленных скважинах. В этом случае на месторождении будет создана особая система разработки, которая называется скважинно-трещинной.

ГРП - это специальная технологическая операция по воздействию, в первую очередь, на прилегающую к стволу скважины зону пласта ("призабойную зону"), при осущ