Разработка месторождения

После бурения скважины, продуктивной в промышленных масштабах, что доказывает наличие месторождения нефти, на первый план выдвигается проблема оценки размеров данного месторождения. Следует определить продуктивную площадь и выделить на ней наиболее нефтеносные участки.

После установления данной площади как продуктивной, нефтедобывающая компания начинает составлять программу разработки, которая сможет защитить ее собственность от отбора нефти компаниями, работающими на соседних участках, и обеспечить владельцу максимальную прибыль. Один из способов осуществления данной задачи — это заключить арендные договоры на возможно большее число соседних участков. Однако в большинстве случаев части месторождения принадлежат нескольким различным нефтедобывающим компаниям, которые ведут конкуренцию за добычу нефти. Таким образом, расположение первых скважин на неразработанных месторождениях зависит от границ, разделяющих участки, принадлежащие различным собственникам, а также от геологической структуры. Ниже мы кратко рассмотрим вопрос защиты границ собственности.

Несмотря на имеющуюся возможность получить квалифицированную геологическую консультацию,

ранний период разработки месторождения является неопределенным. При наличии конкуренции между несколькими нефтедобывающими компаниями они будут стремиться максимально быстрее закончить бурение и наладить добычу, а не обеспечить себе точные данные по скважине, необходимые для анализа структуры. Многие нефтедобывающие компании считают полученные ими данные каротажа по скважине конфиденциальной информацией. В этих случаях разработчикам месторождений оказывается затруднительно определить соотношение между структурными и стратиграфическими компонентами, так как данная информация является основной при составлении программы разработки месторождения.

При создании такой программы необходимо иметь в виду несколько моментов. Мы обсуждали водонапорный и газонапорный режимы истечения нефти или газа из пласта. Когда природная энергия коллектора используется полностью, добыча нефти из этого коллектора будет более эффективной и экономически выгодной. Для первых скважин на месторождении давление коллектора выше и время добычи больше, поэтому как начальная, так и суммарная добыча для этих скважин будут значительно превышать таковые для скважин, пробуренных позднее. Задержка хотя бы на несколько месяцев может привести к значительной потере суммарной добычи.

Еще одним важным аспектом, с которым связано своевременное начало добычи, является стремление получить больше нефти, чем будет получено с соседнего участка. Нефтеперерабатывающая компания, которая первой доведет до конца разработку, может «перетянуть» к себе нефть с соседних участков. Движение нефти и газа не зависит от границ, разделяющих собственность различных компаний, и направлено оно к ближайшей скважине. Теоретически первые пробуренные скважины будут характеризоваться более высокой суммарной добычей, если они находятся на наиболее выгодном месте участка. Начальная добыча также будет больше, так как на ранних стадиях разработки давление газа выше. Таким образом, принцип «обслуживание в порядке очереди» является важным фактором, и задача состоит в том, чтобы не опоздать.

Информацию, полученную в процессе и в результате бурения первой скважины, объединяют с данными, полученными ранее (каротажные диаграммы, карты и данные по добыче), — для определения размеров месторождения и оценки величины извлекаемых запасов нефти и газа. После этого составляется план разработки, в котором определяется общее число скважин, расстояние между скважинами и схема расположения скважин на местности.

Оценка числа скважин

Обычно нефтедобывающая компания стремится к тому, чтобы вести разработку на максимальной площади минимальным числом скважин без риска расположить скважину за пределами области залегания нефти и получить таким образом сухую скважину. Кроме того, продуктивность скважин должна рассматриваться в сочетании с затратами на бурение дополнительных скважин, чтобы определить их оптимальное число, которое обеспечит максимальную норму прибыли. Для решения этой задачи квалифицированный инженер-нефтяник применяет экономические принципы в сочетании с техническими талантами.

Для снижения риска вторую скважину обычно располагают за пределами оконтуренной нефтяной плошади, при этом всего «в двух шагах», а не на большом расстоянии от первой. Инженер-разработчик суммирует геологические данные с данными по бурению для расчета наиболее благоприятного направления дальнейшей разработки от скважины, открывшей новое месторождение, на основании информации, полученной от этой скважины. Важными факторами при определении положения второй, третьей и последующих разведочных скважин, а также расстояний, которые могут отделять их от первой, является тип структуры, размер и протяженность ловушки или складки.

Расстояние

Обычно скважины располагают в соответствии с каким-либо определенным геометрическим рисунком. Во многих случаях расположение скважин внутри участка диктуется их положением на границах участка и расстояниями между ними, особенно если участок маленький. На большом участке больше возможностей для расположения скважин на научной основе. Если структурные исследования указывают на наличие хорошо развитой антиклинали или купола, разведка границ продуктивной площади может проводиться бурением скважин в обоих направлениях вдоль главной оси структуры, при этом скважины располагают максимально близко друг к другу вдоль свода структуры, а затем вдоль линии, перпендикулярной оси. Скважины устанавливают попеременно по разные стороны свода, что позволяет исследовать боковые фланги вплоть до обнаружения краевой воды (это вода, окружающая продуктивный пласт) или до тех пор, пока скважины перестают быть рентабельными, так как дают слишком мало нефти.

Определение расстояния между скважинами — не такой простой вопрос. В каждом конкретном случае следует тщательно рассмотреть все физические и экономические условия, прежде чем принять решение. Затраты на бурение скважин должны быть согласованы с предполагаемой прибылью, чтобы таким образом определить наиболее экономически выгодное соотношение. Нефтедобывающая компания стремится определить число скважин, которое обеспечит максимальную прибыль. Вследствие наличия огромного числа переменных, это часто решается методом проб и ошибок.

Схема расположения скважин

Обычно скважины располагают в соответствии с какой-либо геометрической конфигурацией. Расстановка граничных скважин часто определяет расположение внутренних скважин, особенно для небольшого участка. Значительная площадь участка позволяет расположить скважины на научной основе.

В сущности, расстановка скважин предполагает предварительное бурение на некотором определенном, довольно значительном расстоянии друг от друга. После завершения этой первичной расстановки проводят бурение в промежутках между первичными скважинами, располагая новые скважины на расстоянии, которое обеспечит наиболее экономически эффективное извлечение нефти. Описанный план имеет следующие преимущества:

• начальная добыча выше, чем в вариантах с обычным расположением;

• добыча нефти из скважин, расположенных на больших расстояниях, лучше поддерживается на определенном уровне, чем добыча из близко расположенных скважин;
• окончательное решение о расположении скважин можно отложить, пока не появится больше информации.
Очевидным недостатком, естественно, является риск пробурить сухую скважину. Для сокращения вероятности этого риска надо тщательно взвесить все данные, прежде чем принимать решение. Разработка нефтеносного участка обычно проводится согласно одному из нескольких планов. Типовым вариантом является бурение рядов скважин поперек участка от разведанного месторождения к неразведанной площади. Этот метод обеспечивает максимальное снижение риска пробурить сухую скважину в том случае, если нефтедобывающая компания не уверена, что участок целиком продуктивен. Кроме того, в этом случае появляется возможность сохранения жизненно важной информации о структуре приповерхностного слоя в районе новой буровой площади перед бурением новых скважин. Похожим планом является последовательное бурение в направлении наружу от продуктивных опытных скважин, которые служат центрами.

В США действует общее правило — одна скважина на каждые 40 акров (16 га). В Канаде скважины обычно располагают менее плотно. На Ближнем Востоке, где продуктивность индивидуальной скважины обычно велика, стандартной расстановкой может оказаться одна скважина на 640 акров (256 га). Конкретная величина зависит от государства и государственного регулирования. После того как число скважин, расстояние между ними и схема их размещения определены, начинают бурение. Когда все скважины пробурены, их нумеруют в том порядке, в котором проводили бурение. Крупные компании иногда нумеруют скважины с указанием их положения, независимо от порядка бурения. Такой вариант может быть предпочтительным, так как обозначение скважины сразу указывает на ее положение, однако недостатком является то обстоятельство, что нельзя сразу сказать, когда скважина была пробурена.

Дополнительные факторы

При составлении схемы разработки участка имеют значение некоторые дополнительные факторы:
• механизм вытеснения нефти из коллектора;
• регулирование дебита (темпа добычи) нефти;
• необходимое количество наземного оборудования;
• удобное расположение коммунальных сооружений и коммуникаций;
• возможность сбыта и рыночная стоимость;
• государственное регулирование.

Все они должны приниматься во внимание в общем плане. Ранее мы обсуждали три режима вытеснения нефти из коллектора: водонапорный, растворенного газа и газонапорный. В зависимости от содержимого коллектора и глубины пробуренной скважины данная скважина может быть, но может и не быть разработана до своей максимальной отдачи. Если при бурении не используется естественная энергия коллектора, то для добычи нефти потребуется какой-либо подъемник или насос, что создаст дополнительные проблемы. Поэтому важно знать режим вытеснения нефти.

Регулирование дебита нефти также имеет значение. Эффективный отбор нефти из скважины не возникает случайно, а является результатом тщательных и обдуманных действий со стороны нефтедобывающей компании. Опыт показывает, что один из наиболее существенных факторов для достижения эффективного отбора нефти из скважины — регулирование дебита нефти. Чрезмерно высокие скорости добычи приводят к быстрому снижению давления в коллекторе, преждевременному выделению растворенного газа, неравномерному движению фронтов вытеснения газом и водой, оставлению нефти в пласте и ее прохождению мимо скважины. В худшем случае слишком быстрое истечение нефти может привести к тому, что оно будет полностью осуществляться в неэффективном режиме растворенного газа. Каждый из перечисленных факторов, вызванных избыточным дебитом нефти, снижает суммарную производительность скважины. Как правило, нефтедобывающие компании приходят к заключению, что наиболее эффективным способом регулирования механизма вытеснения нефти с точки зрения достижения максимальной отдачи скважины является ограничение дебита.

Еще один важный фактор в плане разработки — виды необходимого наземного оборудования. Как только на промысле появляется первая скважина и начинает давать нефть, требуются резервуары для товарной нефти, а также система сбора и очистки для нефти и газа. Эта часть наземного оборудования, как правило, устанавливается постепенно, по мере увеличения продуктивности скважин и их заканчивания. Тем не менее расположение и конструкция оборудования должны быть тщательно спланированы заранее в соответствии с размером и формой участка.

Следующим фактором, которому необходимо уделить внимание, является близость расположения коммунальных сооружений и коммуникаций. Если участок расположен в отдаленной местности, то может возникнуть необходимость строить дороги, прокладывать электрические провода, а также сооружать временные домики для строительных бригад. Если поблизости нет газопровода, его придется построить либо скважину заглушить до тех пор, пока месторождение не начнут осваивать вновь.

С этой проблемой тесно связана возможность сбыта и рыночная стоимость. И то, и другое зависит от своевременности. Если требуется дополнительное время для сооружения трубопроводов или для заключения контракта на продажу, за это время могут произойти значительные Рыночные изменения и цена за 1 баррель сырой нефти или за 1 тыс. фут. газа также изменится. Затраты на бурение остаются значительным финансовым риском До тех пор, пока не установлен реальный потенциал разведочной области. Финансовые учреждения в большин-стве случаев не дают кредитов на бурение скважин, так как это связано с риском. По этой причине многие компании вынуждены принимать осторожные программы бурения, в которых доходы от первых скважин образуют капитал для бурения последующих.

По-видимому, самым сложным (и часто меняющимся) фактором из вышеперечисленных является государственное регулирование. В США, Канаде и большей части других стран, чтобы пробурить нефтяную или газовую скважину, требуется получение разрешения от соответствующего государственного ведомства (правительственного или относящегося к данному штату). Во многих областях установлены определенные требования к минимальному расстоянию между скважинами. Без специального разрешения не положено бурить скважину до того, как в распоряжении компании не будет находиться определенное количество земли.

Все рассмотренные факторы влияют на процесс разработки месторождений, который далеко выходит за рамки собственно монтажа буровой установки и бурения отверстий в земле. Все они — сочетание крупного бизнеса и значительного риска и участие самых современных научных разработок— и все это действует одновременно, чтобы заставить нефть и газ выйти из-под земли на поверхность.