Лекция №13. Методы разработки морских месторождений. Системы расположения скважин. Режимы работы пластов.

Разработка морских месторождений требует применения стратегии, отличной от разработки наземных месторождений. Основное отличие заключается в числе скважин и их моделях.

При морских разработках на платформах должны быть размещены скважины, оборудование для добычи, вспомогательные системы и жилые помещения для персонала. Во многих случаях, подводные скважины могут использоваться в качестве альтернативы или как дополнение к платформенным скважинам. Следует также учиты­вать наличие многофазного потока, даже, если перерабатываю­щий центр (платформа или терминал) расположены на достаточно большом расстоянии.

По мере увеличения веса верхних строений, будет значительно увеличиваться и стоимость опорных блоков платформы. Поэтому важно уменьшить объем расположенного на ней оборудования. Это имеет существенное значение на всех фазах разработки про­екта. Любое увеличение количества перерабатывающего оборудо­вания на платформе также приведет к увеличению персонала, количества инструментов и ремонта оборудования.Далее должна быть составлена схема разработки месторождения, основанная на модели дренирования и определении требуемого типа продукции.

На фазе оценки возможности осуществления проек­та рассматривают различные сценарии разработки, а оптимальная схема разработки месторождения получает детальное завершение на фазе формулирования концепции проекта.
Типичные сценарии технических схем разработки месторожде­ния включают:

1. 
   устьевые платформы, обрабатывающие платформы жилые платформы;
2. 
   интегрированные эксплуатационные платформы;
3. 
   плавучие эксплуатационные системы;
4. 
   подводные эксплуатационные системы.

Кроме этого, должна быть рассмотрена система транспортировки, включающая:

- газоконденсатные экспортные трубопроводы;

- экспортные нефтепроводы;

- систему хранения нефти в сочетании с ее морской погрузкой.
До внедрения вторичных и третичных методов увеличения нефте-отдачи добыча нефти осуществлялась за счет проявления естествен­ной энергии пласта и насыщающих его флюидов.

Естественный(или как его еще называют, первичный) режим притока жидко­стей и газа к скважине может осуществляться посредством:

— действия сил упругости (так называемый упругий и упруго-водо­напорный режимы фильтрации);

— выделения и расширения, первоначально растворенного в нефти газа (режим растворенного газа);

— расширения газа в газонасыщенной части пласта (режим газовой шапки);

— действия сил тяжести (гравитационный режим);

— переуплотнения пород-коллекторов при частичной потере проч­ности скелетом породы под воздействием чрезмерно возросших эффективных напряжений на породу-коллектор.

Упругий режим проявляется наиболее полно на начальной стадии эк­сплуатации месторождения. При упругом режиме фильтрации движе­ние нефти из пласта к скважине обусловлено сжимаемостью нефти и воды, насыщающих продуктивный пласт, приводящей к увеличе­нию их объема при снижении пластового давления, и упругой де­формацией породы, снижающей объем перового пространства. При проявлении чисто упругого режима нефтеотдача пласта обычно не превышает 1—2%.

Наличие большой по протяженности водонасыщенной зоны вок­руг нефтяного пласта способствует переходу упругого режима в режим упруго-водонапорный, при котором используются упругие свойства законтурной воды (т.е. воды, находящейся за внешним контуром нефтеносности) и водоносного пласта. Этот режим в свою очередь может переходить в жестко-водонапорный режим, при котором объем отбираемой из скважин продукции (нефти, воды и газа) компенсируется притоком воды из законтурной зоны пласта. Пластовое давление в залежи при этом поддерживается на постоянном уровне, обеспечивая тем самым эффективную добычу нефти. Упруго- и жестко-водонапорный режимы фильтрации по­зволяют отобрать от 35 до 75% нефти, первоначально содержа­щейся в пласте.

При падении пластового давления ниже давления насыщения на­чинается процесс выделения из нефти газа, первоначально ра­створенного в ней. При дальнейшем снижении давления пузырьки газа расширяются и вытесняют нефть из порового пространства. Этот процесс получил название режима растворенного газа в свя­зи с тем, что в большой степени именно первоначально раство­ренный в нефти газ обеспечивает движение нефти к скважинам и ее добычу. Режим растворенного газа имеет более длительный эф­фект в стратифицированных пластах или в пластах с низкой про­ницаемостью в вертикальном направлении, предотвращающей от­носительно быструю сегрегацию газа, вызванную различием в плот­ностях нефти и газа. В некоторых случаях «всплывание» газа может приводить к образованию так называемой вторичной газовой шап­ки. Как правило, режим растворенного газа является одним из наименее эффективных режимов фильтрации и позволяет добыть от 5 до 25% находящейся в пласте нефти.

При наличии в залежи газовой шапки (т.е. скопления газа над нефтенасыщенной частью пласта) добыча нефти осуществляется в основном за счет режима газовой шапки или газонапорного режи­ма. Высокая сжимаемость газа и значительный объем газонасы­щенной части пласта обеспечивают продолжительную и эффек­тивную добычу: до 40% находящейся в пласте нефти может быть добыто при проявлении газонапорного режима.

В нефтеносных залежах большой мощности и крутопадающих не­фтяных пластах значительная часть запасов нефти может быть ото­брана за счет проявления гравитационных сил. В отдельных случаях гравитационный режим фильтрации позволяет достичь чрезвычайно высоких технологических показателей добычи.

Процесс переуплотнения пород-коллекторов может возникнуть при добыче нефти или газа на режиме истощения в случаях, когда эффективные напряжения на породу (т.е. разница между горным давлением и противодействующим ему пластовым давлением) ста­новятся значительными (и могут даже превысить предел прочности породы) и приводят к ее переуплотнению или даже частичному разрушению. Это, в свою очередь, может иметь следствием посте­пенное или внезапное сокращение перового объема пласта или залежи. В первом случае подобное сокращение перового простран­ства может сопровождаться оседанием поверхности Земли (место­рождение Уилмингтон в Калифорнии, участок М-6 в Венесуэле). В случае разработки месторождений шельфа проседание дна при­водит к увеличению глубины моря, особенно ощутимой в эпи­центре месторождения, и, как следствие, к погружению морской платформы (месторождение Экофиск на норвежском континен­тальном шельфе). При резком сокращении порового пространства разработка залежи может сопровождаться подземными толчками небольшой силы, напоминающими слабые землетрясения. Значи­тельные землетрясения могут возникать при нарушении геодина­мической обстановки в районе месторождения, вызванном его раз­работкой (Ромашкинское месторождение в Татарии, Старогроз­ненское — в районе г. Баку, небольшие месторождения в районе Ферганской долины в Средней Азии). К наиболее крупным земле­трясениям, инициированным разработкой месторождения, специ­алисты относят землетрясение 1974 г., имевшее место в районе газового месторождения Газли в Узбекистане.

Как правило, разработка месторождений природных углеводородов происходит при одновременном проявлении нескольких режимов фильтрации. При этом для правильного описания процесса добычи и оценки конечных показателей разработки важно выделить один или несколько основных режимов фильтрации.

Рис. 33- Динамика пластового давления (р) и газового фактора (ГФ) при различных режимах фильтрации.

На рис.33показа­но, как изменяется пластовое давление и газовый фактор (ГФ) при проявлении того или иного режима фильтрации.

С целью достижения более высоких показателей разработки (боль­шая экономическая эффективность, большая нефтеотдача, менее продолжительная эксплуатация и т.п.) используются вторичные и третичныеметоды добычи нефти, или, как их еще называют, методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Как правило, МУН осно­вываются на закачке в пласт рабочих агентов, в качестве которых могут служить вода с добавками различных активных веществ, как, например, загустители воды (полимеры), поверхностно-ак­тивные вещества (ПАВ), а также воздух, углеводородные раство­рители, пластовый газ и другие агенты. Различие между вторич­ными и третичными методами заключается во времени их исполь­зования: вторичные методы начинают применять с самого начала разработки или по прошествии короткого промежутка времени, в то время как третичные методы обычно начинают использовать, когда значительная часть запасов нефти уже добыта.

Использование вторичных и третичных методов добычи преследу­ет достижение следующих целей:

• 
  поддержания пластового давления. При закачке в пласт доста­точных объемов воды или газа пластовое давление может под­держиваться на уровне, необходимом для достижения высоких показателей разработки (например, на уровне, несколько пре­вышающем давление насыщения нефти газом);
• 
  более высокой степени вытеснения нефти. Некоторые из аген­тов, подаваемых в пласт (растворители, ПАВ и др.), приводят к уменьшению остаточной нефтенасыщенности и способствуют тем самым повышению степени вытеснения нефти;
• 
  увеличения степени охвата пласта процессом вытеснения нефти. Такие технологии, как, например, закачка полимерного ра­створа, попеременная закачка воды и газа, закачка пен, подача в пласт тепла (закачка горячей воды или пара) или же внутрипластовая генерация тепла (внутрипластовое горение) имеют своей целью улучшение соотношения подвижности фильтрую­щихся в пласте нефти и воды или же нефти и газа* и, как след­ствие, увеличение охвата пласта процессом вытеснения.

Традиционно используемые методы добычи обычно позволяют до­быть не более 45% от первоначальных запасов нефти в пласте. Таким образом, большая часть запасов оказывается неизвлеченной. Величина неизвлеченных запасов зависит от сложности геологи­ческого строения месторождения, его местоположения, стратегии его разработки и используемых методов добычи и в значительной степени определяется экономикой или уровнем рентабельности до­бычи. Целью применения методов увеличения нефтеотдачи явля­ется, вообще говоря, увеличение объема извлекаемых запасов, которые могут быть экономически выгодно добыты по сравнению с традиционными методами за счет увеличения охвата пласта про­цессом вытеснения нефти и/или за счет повышения степени вы­теснения нефти из пласта.

Существуют различные классификации и многочисленные определе­ния технологий и методов добычи. Это в особенности справедливо для методов увеличения нефтеотдачи.

Термин МУН используется в отношении технологий до­бычи, позволяющих повысить извлекаемые запасы по сравнению с традиционно используемыми на данный момент времени технологиями нефтеизвлечения.

Характерными чертами МУН являются закачка в пласт агентов, отличных от традиционно используемых воды и углеводородного газа, и необходимость проведения опытно-промышленных работ.

Методы увеличения нефтеотдачи включают (но не ограничивают­ся) следующие технологии нефтеизвлечения:

• 
  попеременную или чередующуюся закачку воды и газа;
• 
  физико-химические МУН (закачка полимеров, поверхностно-активных веществ, гелей, пен и т.п.);
• 
  закачку газов, отличных от углеводородных (например, угле­кислого газа, азота, дымовых газов и т.п.);
• 
  микробиологические методы увеличения нефтеотдачи;
• 
  термические методы увеличения нефтеотдачи.

Обычно используемые методы усовершенствованной нефтеотдачи включают в себя, но не ограничиваются следующими технологиями:

• 
  закачка воды или газа;
• 
  дополнительное разбуривание залежи;

— бурение горизонтальных скважин для добычи нефти из тонких пропластков или же «карманов» пласта с неизвлеченной неф­тью;

— бурение скважин большой протяженности для добычи нефти из удаленных частей пласта (эта технология обычно используется при разработке шельфовых месторождений или в условиях, при которых обустройство новой буровой площадки сопряжено с неоправданно большими затратами времени и средств);

— усовершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа;

— снижение устьевого давления в добывающих скважинах;

— использование лучшей стратегии заканчивания скважин.

Как следует из определения МУН, объектами применения методов увеличения нефтеотдачи являются запасы нефти, остающиеся в пласте после применения первич­ных и вторичных методов добычи; так называемые трудно извлекаемые запасы нефти (тяжелая и вязкая нефть, пласты с низкой проницаемостью, залежи со сложным геологическим строением и т.д.).

В обоих случаях объектами применения МУН являются запасы неф­ти, которые могут быть извлечены экономически выгодно. Это означает, что объем нефти, добытой с помощью МУН, зависит от определенных условий, таких как экономические условия, поли­тическая ситуация, уровень технологии и т.п., и не представляет собой неизменную величину, как, например, начальные геологи­ческие запасы нефти.

Очевидно, что наилучшим вариантом разработки нефтяного мес­торождения является вариант, позволяющий отобрать максималь­ный объем нефти из пласта минимальным числом скважин за кратчайший период времени.

Газовая залежь

В случае запечатанной (т.е. изолированной от других пород-коллекто­ров) залежи газа скважины следует располагать равномерно по пло­щади с использованием той или иной системы расстановки. Выбор интервала перфорации в этом случае не оказывает существенного влияния на показатели разработки (рис. 34а).

В случае, когда газовая залежь подстилается подошвенной водой, рекомендуется интервал перфорации располагать как можно дальше от начального положения ВНК, т.е. в верхней части разреза (рис. 34 б).

Рис. 34-Расположение скважин по площади при разработке газовой залежи: а — запечатанная газовая залежь. Метод разработки — режим газовой шапки;б — газовая залежь, подстилаемая подошвенной водой. Метод разработки — сочетание режима газовой шапки и водонапорного режима

^

Нефтяная залежь

В случае нефтяной залежи с подошвенной водой расположение сква­жин должно учитывать форму залежи и водонефтяного контакта. Такое расположение скважин часто называют батарейным. Число та­ких батарей и количество скважин в каждой из них зависит от вели­чины запасов месторождения. При этом в средней части залежи обыч­но следует располагать так называемый разрезающий ряд добываю­щих (или нагнетательных) скважин (рис. 35 а).

В случае запечатанной нефтяной залежи с высоким углом падения пластов, добывающие скважины обычно располагаются в нижней ча­сти структуры по равномерной трех- или четырехточечной сетке с предпочтительно низким интервалом перфорации (рис.35б).

Рис. 35-Расположение скважин по площади при разработке нефтяной залежи [4]: а— нефтяная залежь, подстилаемая подошвенной водой. Метод разработки— естественный водонапорный режим; б— запечатанная нефтяная залежь. Метод разработки — сочетание режима растворенного газа и гравитационного режима

Такое расположение скважин обеспечивает благоприятные условия эксплу­атации в силу следующих причин:

1. 
   при снижении пластового давления ниже давления насыщения газ, первоначально растворенный в нефти, выделяется из не­фти преимущественно в призабойной зоне скважин и в выше­лежащих частях залежи, создавая тем самым более или менее благоприятные условия добычи в условиях режима растворен­ного газа;
2. 
   гравитационные силы при таком расположении скважин помо­гают вязкостным силам и увеличивают приток нефти к сква­жинам, в то время как газ, в силу проявления тех же вязкост­ных сил, движется вверх по восстанию пластов. В некоторых случаях такой процесс добычи приводит к образованию вто­ричной газовой шапки.

Осн.: 5. [146-161]

Контрольные вопросы:

1.За счет чего осуществляется добыча нефти ло внедрения вторичных и третичных методов?

2. Какие режимы пласта вы знаете?

3. Из-за чего происходит переход упругого режима пласта в упруго-водонапорный?

4.Что происходит при падении пластового давления ниже давления насыщения?

5. На чем основываются МУН?

6. Что такое коэффициент охвата?