Суть разработки нефтяных и газовых скважин, системы и стадии процесса
Разработка нефтяных и газовых скважин – это целый комплекс действия, направленных на выкачку углеводородного сырья из месторождения к забою. При этом должен предусматриваться определенный порядок расположения буровых по всей плоскости нефтеносного контура. Инженерами предполагается очередность введения в рабочее состояние скважин, установка технологического оснащения и поддержка режима работы на промысле.
Что собой представляет разработка нефтяных и газовых скважин
Разработка скважины на нефть или газ – это ряд мер, которые касаются непосредственно добычи природных ископаемых из недр Земли. Это целая наука, которая интенсивно развивается с самого начала существования отрасли промышленности. Сейчас разрабатываются передовые технологии извлечения углеводородов, новые способы распознавания процессов под землей, применения пластовой энергии. Помимо этого постоянно внедряются новые методы планирования и разведки месторождений.
Главная задача комплекса действий, направленных на добычу ресурсов, – рациональное использование нефтеносных областей, максимально полная разработка газа, нефти и конденсата. Организация данных процессов на любом объекте – приоритетное направление всей индустрии. Разработка нефтяных и газовых месторождений проводится с использованием традиционных скважин, иногда допускается шахтная добыча природных ископаемых. Примером последнего является Ярегская нефтяная залежь, которая находится в Республике Коми.
Чтобы более детально представить, как протекают процессы добычи углеводородов на промыслах, следует подробнее узнать о системе разработки нефтяных и газовых месторождений и основных этапах выкачивания ресурсов. Об этом и будет вестись речь ниже.
Что необходимо знать о системе разработки скважин?
Под понятием системы разработки пластов нефти и газа подразумевают определенную форму организации добычи природного ископаемого. Ее характер определяется следующим:
Что собой представляет сетка расположения скважин? Это определенный принцип размещения добывающих скважин и систем, подающих воду. Между ними должно выдерживаться определенное расстояние, которое называется плотностью сетки. Располагаются места для бурения равномерно или неравномерно, как правило, на нескольких линиях. Из рядов формируется квадратная, многоугольная либо треугольная система.
Важно! Проектирование сетки треугольной формы предполагает размещение на 15,5 % больше мест для бурения, нежели при прямоугольном расположении. И это при условии равного расстояния между скважинами.
Под плотностью следует понимать отношение общей площади месторождения к количеству скважин, работающих на добычу сырья. Но само понятие достаточно непростое, а плотность нередко определяется, исходя из конкретных условий на определенных месторождениях.
Также важно различать промыслы, где ведется использование отдельно расположенных залежей и областей, состоящих из нескольких пластов. Объектом эксплуатации называется 1 или же несколько продуктивных слоев одной нефтеносной области. Как правило, они отличаются геолого-техническими условиями и целесообразностью с точки зрения экономики. При эксплуатации промыслов необходимо учитывать следующее:
Объекты разделяются инженерами на самостоятельные и возвратные. Второй тип используется в качестве места для установки скважин для разбуривания других нефтяных и газовых месторождений.
Стадии разработки нефтяных и газовых месторождений
Стадия представляет собой период разработки, который обладает характерными только для него изменениями. При этом они всегда закономерны и касаются технологических и экономических показателей. Под этими понятиями скрываются среднегодовая и общая мощность промысла, текущее использование воды для заводнения, и количество воды в сырье. Кроме того существует так называемый водонефтяной фактор, который тоже следует брать во внимание. Он представляет собой частное от количества выкачанной воды и нефти.
Современное производство разделяет процесс добычи на 4 основных стадии:
Сооружение эксплуатационных скважин и станций подачи воды
Чтобы поддержать пластовое давление в области нефтегазоносности, необходимо использовать закачку жидкости в продуктивные залежи. В качестве альтернативы может применяться газ. Если же используется вода, то такой процесс называется заводнением. Различают законтурную, внутриконтурную технологии и способ заводнения по площади. Стоит рассмотреть каждый способ детально.
Важно! Сейчас технология заводнения почти исчерпала себя. Для повышения эффективности добычи применяются другие способы разработки. Тем не менее, с его помощью удалось существенно повысить количество добытых ресурсов и объемы индустрии.
На промыслах достаточно часто используются щелочные среды, горячая вода и пар, пена и эмульсии, полимеры. При добыче ресурсов из нефтяных и газовых месторождений также прибегают к применению углекислого газа, растворителей и других газов под давлением. Используется и так званый метод микробиологического воздействия на нефтеносную область.
Сейчас разработка скважины на нефть проводится фонтанным, газлифтным и помповым методами.
Понятие разработки нефтяных месторождений
Под разработкой нефтяных месторождений понимается управление процессами движения нефти, газа, воды в пласте, скважинах, объектах промыслового обустройства с целью добычи этих и других ценных компонентов [6]. Такое управление достигается в результате реализации научно обоснованной системы эксплуатации месторождения.
Представление о процессах, проходящих в пластах при разработке, составляется в результате геологического изучения месторождения, при гидродинамических и геофизических исследованиях разведочных, добывающих, наблюдательных и пьезометрических скважин и пластов. Основным требованием является предоставление как можно большей информации о месторождении при высокой степени ее достоверности. Необходимо на основе получаемого ограниченного объема информации составить представление о месторождении в целом и сделать достоверный прогноз о проходящих в нем процессах при реализации различных систем разработки.
Теория разработки месторождений нефти и газа сложилась и развивается на стыке промысловой геологии и геофизики, подземной газогидродинамики, физики пласта, технологии и техники добычи нефти и газа, отраслевой экономики и экологии.
На основе данных промысловой информации формируются представления о геологическом строении месторождения и окружающей его водонапорной системе, о свойствах и степени неоднородности пластов-коллекторов, о запасах нефти и т.п.
Методология подземной гидродинамики лежит в основе теории разработки нефтяных месторождений. Эта теория опирается на дифференциальные уравнения фильтрации, закономерности притока пластовых флюидов к добывающей скважине. Вместе с тем она обобщает идеи и методы подземной гидродинамики на пласты, неоднородные по коллекторским свойствам, системы скважин и пластов. Многовариантные гидродинамические и технологические расчеты позволяют находить необходимые технологические показатели и выбрать наилучший с народнохозяйственной точки зрения вариант разработки. Однако, не следует забывать, что точность результатов вычислений не может быть выше точности исходных данных.
На разведку и открытие месторождений затрачиваются большие средства. Поэтому важное значение имеет полнота извлечения из пласта нефти, газа и при сопоставлении систем разработки и выборе наиболее рационального варианта особое внимание необходимо обращать на достижение высокого коэффициента нефтеизвлечения.
В процессе разработки накапливается информация о строении месторождения, распределении давления в пласте, продвижении контуров водоносности и др. Обработка и правильная оценка ее невозможны без знания теории разработки месторождений. На основе этой теории происходит анализ процессов в пластах и использование полученной информации для совершенствования принятой системы разработки, регулирования процесса разработки и определения ее перспектив.
Теория разработки нефтяных месторождений включает:
— теорию прогнозирования показателей разработки;
— теорию анализа и оптимизации показателей разработки;
— теорию увеличения нефтеизвлечиния из продуктивных пластов.
При анализе разработки решаются обратные задачи. На основе фактических данных разработки за определенный период времени уточняются коллекторские свойства пластов, запасы нефти, газа. Для уточненной таким образом модели продуктивного пласта ведут прогнозные расчеты или имитационное моделирование на перспективу.
Теория оптимизации и регулирования дают возможность корректировать технологические процессы, находить наилучшее сочетание показателей разработки.
Залежь представляет собой единую гидродинамическую систему с окружающей ее водонапорной системой (частью которой залежь является). Это ярко подтверждается примерами.
Пласты некоторых залежей нефти в городе Грозный выходят на поверхность на юге в Черных горах (примерно в 40 км), где в них поступает дождевая вода и вода таяния снегов. Севернее города (в 10 км) эти слои выходят частично на поверхность на Терском хребте в районе станицы Горячеводской. После значительных отборов нефти с водой на грозненских залежах горячие источники у станицы иссякли. Следовательно, грозненские залежи представляют собой единое гидродинамическое целое с рассматриваемой водонапорной системой, являясь ее частью. Расстояния, на которые распространяется взаимодействие месторождений, велики. Так разработка месторождения Восточный Техас в США привела к падению давления на 2 МПа в удаленном от него на расстояние более 20 км месторождении Хоукинс. Это доказывает необходимость применения систем ППД.
Итак, залежь или группа залежей вместе с окружающей его законтурной зоной представляют собой единую газогидродинамическую систему.
В процессе разработки давление в залежи изменяется и на различных участках пласта оно разное. Вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а около добывающих скважин – пониженное. Говоря о пластовом давлении, подразумевают его средневзвешенную по площади или объему величину.
В настоящее время Правилами разработки нефтяных месторождений предусматривается организация систем ППД с первых дней «жизни» нефтяного месторождения.
Основные понятия и классификация месторождений нефти
Нефть и нефтяной газ – это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм. рт. ст. и t=20 о С) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие в жидком (нефть) и имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях). В среднем в нефти содержится 82-87% углерода (С), 11-14% водорода (Н) и 0.4-1.0% примесей – соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества.
При подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие – бензиновые фракции, затем более тяжелые – керосиновые, соляровые и т.д. Считают, что фракции нефти, кипящие в интервалах 40-20 0 С – бензиновые, 150-300 о С – керосиновые, 300-400 о С – соляровые, при 400 о С и выше – масляные.
По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:
По содержанию парафина нефти делятся также на три группы:
Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.
По содержанию серы нефти подразделяются на:
Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения в добыче и транспортировке нефти.
Важнейшее физическое свойстволюбой жидкости, в том числе и нефти – вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкости.
За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н (Ньютон) на площади 1 м 2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек.
Размерность динамической вязкости: [μ]=Па∙с (Паскаль-секунда).
Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па∙с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа∙с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20ºС составляет 1мПа∙с. Вязкость нефтей добываемых в России в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа·с (0.001-0.02 Па∙с) и более.
Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м 2 /с. Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерение проводят обычно путем сравнения времени истекания из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости о ВУt, где индекс t указывает температуру измерения.
За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см 3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см 3 воды из того же прибора при температуре 20ºС.
С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается.
На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности [9].
В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные.
Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.
Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.
На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м 3 которого содержится более 60 г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелой нефтью добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.
Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти. По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна давлению газа:
Vг=αр∙p∙Vж (1.1) где: Vг – объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, м 3
Во время подъема нефти с газом по стволу скважины, газ расширяется в результате снижения давления, поэтому на поверхности объем газа больше объема нефти. Оъем добываемого попутного газа характеризуется газовым фактором. Газовый фактор – объем газа, приведенный к нормальным условиям (н.у.) содержащийся в одном объеме дегазированной нефти:
Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м 3 /м 3 до 100 м 3 /м 3 и выше.
Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры. Если в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой шапки), то давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему. Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления, этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние [2].
Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой.
Понятие о разработке нефтяных месторождений
Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр. Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется с помощью буровых скважин. Иногда применяется шахтная добыча нефти (Ярегское нефтяное месторождение, Республика Коми).
Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.
Систему разработки нефтяных месторождений определяют:
Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).
Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.
При выделении объектов следует учитывать:
Сетка размещения скважин
Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.
Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30
60)·10 4 м 2 /скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 20
10 4 м 2 /скв. при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском –6010 4 м 2 /скв. – 1000 м 600 м, Самотлорском – 6410 4 м 2 /скв.
Стадии разработки месторождений
По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 6.1). Графики построены в зависимости от безразмерного времени 
, представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.
Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти 
( отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).
Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:
Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности 
.
Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 90 % извлекаемых запасов нефти.
Четвертая стадия – завершающая – характеризуется:
Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.
Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении
Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Различают законтурное, внутриконтурное и площадное заводнение нефтяных пластов.
При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды (рис. 6.2).
На больших месторождениях применяют внутриконтурное заводнение – разрезание нагнетательными рядами на отдельные эксплуатационные блоки. На 1 т извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1,6 2 м 3 воды.
Площадное заводнение применяется как вторичный метод добычи нефти при разработке нефтяных залежей на ненапорных режимах, когда запасы пластовой энергии в значительной степени израсходованы, а в недрах есть значительное количество нефти. Закачка воды в пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных равномерно по всей залежи.
Нормальный расход воды – 10 15 м 3 на 1 т нефти.
Заводнение позволило повысить нефтеотдачу залежей ( по сравнению с режимом растворенного газа), но в настоящее время оно практически исчерпало свои возможности, и для повышения его эффективности разрабатываются более совершенные его виды.
К таким относятся: щелочное заводнение, полимерное заводнение, использование пен и эмульсий, вытеснение нефти горячей водой и паром. Вытеснение нефти возможно также двуокисью углерода, растворителями и газами высокого давления, продуктами внутрипластового горения нефти. Кроме этих методов внедряют в практику цикличное заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков жидкостей в пласте, нагнетание воды при высоких давлениях, сформированный отбор жидкостей, микробиологическое воздействие на нефтяной пласт и т. д.
Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом.