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 третичные методы 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.

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?