Читайте также:
|
Глава 1
СОВРЕМЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РОССИИ
И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ
В настоящее время в России в промышленной разработке находятся многие сотни нефтяных залежей и месторождений. Но качество разрабатываемых объектов существенно отличается от того, какое было 20-30 лет тому назад. Гигантские и крупнейшие нефтяные месторождения в значительной мере уже выработаны. Современные более высокие технические возможности разведки позволили открыть много малопродуктивных нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Резко возросло число месторождений с теми или иными сложностями для извлечения запасов нефти, а именно: нефтегазовых и нефтегазоконденсатных, имеющих трещиноватые и трещиновато-поровые нефтяные пласты и содержащих маловязкую высокопарафинистую нефть, застывающую в поверхностных условиях при положительных температурах, и нефти повышенной, высокой и сверхвысокой вязкости. К тому же многие новые месторождения находятся в отдаленных необжитых районах с суровым климатом: север европейской части России, Западная и Восточная Сибирь, арктический шельф.
За последние 10-20 лет в мире существенно изменилась экономическая ситуация. На мировом рынке резко упала цена на нефть. В нашей стране произошел переход от плановой к рыночной экономике. Государство перестало заниматься производством. Нынешние очень большие налоги на добычу нефти в пользу государства экономически ограничивают бурение новых скважин и продолжение эксплуатации обводненных скважин. Кроме того, возросли требования к охране окружающей среды и соответственно экономические затраты на эту охрану.
В таких более трудных экономических условиях должна проявить себя инновационная активность нефтедобывающих компаний. В этих условиях особенно важной становится инновационная деятельность средних по размеру коммерческих нефтедобывающих компаний, которые мобильны и осуществляют общеинтересные и экономически рентабельные новации.
Принятая в нашей стране система разработки месторождений включает в себя:
1. Рациональное объединение различных нефтяных пластов (или горизонтов) в один общий эксплуатационный горизонт (или объект).
По этому способу рациональным считается такое объединение, которое, не снижая нефтеотдачи пластов, обеспечивая достижение и превышение утвержденной нефтеотдачи, приводит к увеличению среднего дебита нефти на скважину.
При объединении пластов обычно наблюдается заметное или даже значительное увеличение общей неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, но зато одновременно происходит значительное возрастание дебита нефти добывающих скважин, появляется возможность эксплуатировать добывающие скважины до более высокой обводненности. Более того, нередко объединение нефтяных пластов не только является лучшим, но единственно возможным и рентабельным вариантом разработки малопродуктивных нефтяных пластов.
2. Адаптивную систему разработки нефтяного месторождения из одного или нескольких эксплуатационных объектов, которая соответственно состоит из одной или нескольких взаимно согласованных сеток добывающих и нагнетательных скважин, в свою очередь составленных из равномерных квадратных сеток размещения скважин одного общего стандартного ряда квадратных сеток, и которая включает в себя рассредоточенное заводнение, первоначально проектируемое площадное по обращенной 9-точечной схеме, при разбуривании превращаемое в приконтурное избирательное заводнение и вообще в избирательное заводнение.
На основе достаточной достоверной информации адаптивная система включает в себя разбуривание от центра к периферии, от известного к неизвестному, от лучшего к худшему; позволяет учитывать информацию, получаемую в процессе бурения и исследования скважин; сочетать промышленную разработку нефтяных пластов с их доразведкой.
3. Индивидуальную закачку воды в нагнетательные скважины при необходимом высоком давлении плунжерными насосами, находящимися на кустах скважин рядом с нагнетательными.
Это позволяет оптимизировать совместную работу нагнетательных и окружающих добывающих скважин; повысить пластовое давление выше его первоначального значения и тем самым увеличить дебиты добывающих скважин, но не допустить оттока нефти в законтурную водоносную область и потери там части извлекаемых запасов нефти.
4. Применение глубокой интенсивной перфорации нефтяных пластов с глубиной перфорационных каналов 50-100 см.
Бурение скважин и освоение нефтяных пластов должны выполняться высококачественно. Бурение проводится на равновесии забойного и пластового давлений или при небольшой депрессии с применением высококачественных стойких долот и качественных буровых растворов, перекрывателей пластов для отделения уже пробуренных и освоенных нефтяных пластов, чтобы исключить их последующее засорение.
Глубокая перфорация, примененная сразу на всех нефтяных пластах, позволяет все пласты вместе ввести в полноценную эксплуатацию, а глубокая перфорация, примененная избирательно в отдельных нефтяных слоях и пластах, – ускорить темп отбора из них нефти и устранить их запаздывание с отбором запасов нефти.
В дальнейшем планируется применение «скважин-елок», т.е. вертикальных скважин, дополненных, как ветвями, несколькими горизонтальными каналами диаметром до 100 мм, протяженностью до 20-60 м, радиусом закругления (перехода от вертикали к горизонтали) менее 5 м. Эти скважины будут иметь увеличенную в 2-3 раза производительность, такую же, как нынешние обычные горизонтальные скважины, но, кроме того, обладать высокой успешностью и надежностью.
5. Применение 6-дюймовых эксплуатационных колонн вместо обычно применяемых 5-дюймовых.
Это существенно облегчает исследования, эксплуатацию и ремонт скважин и значительно увеличивает их долговечность. Благодаря надежности работы всей системы скважин возрастает текущая и суммарная добыча нефти.
6. Чередующуюся закачку в нагнетательные скважины воды и небольшой части (около 5-10 %) добытой высоковязкой нефти.
Закачка воды в нагнетательные скважины ведется вплоть до ее появления в окружающих добывающих скважинах, после чего нагнетательные скважины-обводнительницы переводятся на чередующуюся закачку воды и небольшой части добытой высоковязкой нефти.
Первый эффект – резкое снижение соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти. Так, при чередовании воды и 5 % дегазированной добытой высоковязкой нефти соотношение подвижностей становится около 10; а при чередовании воды и 10 % дегазированной добытой высоковязкой нефти – около 5.
Второй эффект – полезное проявление нестационарности фильтрации жидкостей, уменьшающее отрицательное влияние послойной неоднородности по проницаемости нефтяных пластов.
При нагнетании маловязкой воды размеры закачки воды в нагнетательные скважины могут намного превышать размеры отбора жидкости из окружающих добывающих скважин. Возникает ситуация, близкая к той, когда есть закачка, но нет отбора. Наоборот, при нагнетании высоковязкой нефти отбор жидкости может намного превышать закачку нефти. Возникает ситуация, близкая к той, когда есть отбор, но нет закачки.
Очень важно, что в период медленной закачки высоковязкой нефти в нагнетательных скважинах отсутствуют межпластовые перетоки, и поэтому достаточно полно проявляется положительный эффект нестационарности.
В запроектированном способе, когда закачка порций высоковязкой нефти в нагнетательные скважины начинается после начала обводнения окружающих их добывающих скважин, чередующаяся закачка увеличивает не только начальные извлекаемые запасы нефти, но и текущую добычу нефти.
Чередующаяся закачка по многим показателям значительно эффективнее полимерного заводнения. При применении чередующейся закачки не только уменьшается, но вообще снимается острая проблема неэффективности разработки залежей высоковязкой нефти.
7. Заводнение с широкой (но рациональных размеров) фронтальной оторочкой газа, взятого из газовых залежей с природным высоким давлением.
Очень важно соединить преимущество газа (высокую вытесняющую способность жирного газа) с преимуществами воды – с ее значительно более высокой вязкостью, удобством, недефицитностью и дешевизной. Газ обеспечивает высокий коэффициент вытеснения, а вода приводит к высокому коэффициенту охвата вытеснением нефтяных пластов. Кроме того, газ в период его закачки обеспечивает значительное увеличение дебитов нефти добывающих скважин.
8. Применение пластоперекрывателей и дополнительных 4-дюймовых эксплуатационных колонн для закрытия уже разработанных высокообводненных нефтяных пластов.
Это устраняет отрицательное влияние высокой неоднородности эксплуатационных объектов, дополнительно возникшей при объединении многих нефтяных пластов.
9. Стационарный электронагрев в добывающих скважинах нефтяных пластов, содержащих высоковязкую нефть.
Температура около 100 °С примерно в 4 раза выше первоначальной пластовой температуры. А повышение температуры в 4 раза снижает вязкость пластовой нефти в 64 раза, что позволяет резко уменьшить фильтрационное сопротивление ближайшей прискважинной зоны нефтяных пластов, заметно повысить коэффициент продуктивности и дебит нефти добывающих скважин. Кроме того, это средство борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями.
10. Постоянный высокоточный контроль за работой добывающих и нагнетательных скважин (контроль за значением дебита жидкости и нефти, обводненности, закачки воды, забойного и пластового давлений и других параметров).
Точность контроля должна позволять принимать инженерные решения по оптимизации работы добывающих и нагнетательных скважин, по своевременному их ремонту и выключению из работы, а это значит, что точность должна быть достаточно высокой.
На нефтяных месторождениях по их эксплуатационным объектам необходимо постоянно осуществлять мониторинг извлечения запасов нефти. Для этого по скважинам, по их совокупностям, по участкам и в целом по эксплуатационным объектам надо строить по фактическим данным зависимости дебита нефти и жидкости скважин от накопленного отбора нефти и жидкости, прогнозировать возможные накопленные отборы нефти, сравнивать эти значения с геологическими запасами нефти и выявлять места концентрации невовлеченных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти.
При проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений, нефтяных залежей и площадей применяется адаптивная математическая модель, которая на первом этапе проектирования является вероятностной, поскольку множество запроектированных, но ещё не пробуренных (несуществующих) скважин имеют общую вероятностную характеристику (среднее значение и функцию распределения: коэффициента продуктивности, эффективной толщины, дебита нефти, закачки воды и закономерности обводнения), но в дальнейшем по мере бурения, исследования и эксплуатации скважин модель становится адресной и все более и более детерминированной, поскольку у конкретных скважин оказываются конкретные значения параметров (коэффициента продуктивности, эффективной толщины, эксплуатируемых запасов нефти, закономерности обводнения и суммарного отбора нефти). Важно, что эти две крайние модели, вероятностная и адресная детерминированная, представляются одними и теми же уравнениями разработки нефтяной залежи, у которых по мере разбуривания и эксплуатации залежи уточняются параметры (дебит нефти, начальные извлекаемые запасы нефти, показатель неравномерности вытеснения нефти, коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента и др.).
В разработке нефтяных месторождений, в конечном счёте, все сводится к экономике: разработка должна быть экономически эффективной. Однако экономический взгляд должен быть не только на финише проектирования, но присутствовать в ходе всего проектирования и пронизывать все звенья системы разработки. При проектировании применяется критерий рациональности, который учитывает цену нефти и налоги, продуктивность нефтяных пластов, свойства фильтрующихся флюидов, геометрию размещения добывающих и нагнетательных скважин и применяемые забойные давления, осуществляемые капитальные и текущие экономические затраты, плату за используемый банковский кредит и др. Выбор рациональной плотности сетки скважин делается с учётом всех указанных выше факторов.
Дата добавления: 2015-02-16; просмотров: 73 | Поможем написать вашу работу | Нарушение авторских прав |