Тема 25-26. 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.

На суше мож­но использовать простую сетчатую модель, в то время как в мор­ских условиях скважины приходится бурить с нескольких «зак­репленных» мест (платформы, подводные опорные плиты). Таким образом, определение мест дренирования имеет более важное зна­чение в море по сравнению с сушей. Но нефтяные компании уже разработали технологию направленного бурения для достижения максимального охвата с каждой скважины.

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.

 

 

Рисунок 13.1 Морская платформа в разрезе (OLF-1990)

 

Благодаря компактному характеру морской установки потребуют­ся значительные дополнительные затраты для обеспечения более высоких стандартов к безопасности и созданию условий для пер­сонала (жилые помещения, спасательные шлюпки, и т. д.) Верто­летная эвакуация должна быть наготове для работающего на плат­форме персонала.

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.

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.

 

Рисунок 13.3 Динамика пластового давления (р) и газового фактора (ГФ) при различных режимах фильтрации.

 

На рис.13.3 показа­но, 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 попрошествии 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.

В течение двух последних десятилетий в дополнение к термину МУН стал использоваться еще один термин, переводимый как методы усовершенствованной нефтеотдачи, объединяющий собой все известные методы и технологии более эффективногонефтеиз­влечения. Термин методы усовершенствованной нефтеотдачи вклю­чает в себя все методы, в результате применения кото­рых может быть достигнута более высокая нефтеотдача по сравнению с ожидаемой в определенный момент вре­мени от использования традиционных технологий неф­теизвлечения.

Например, более высокая нефтеотдача может быть достигнута как за счет сочетания традиционных технологий добычи, более каче­ственных управления и контроля за разработкой залежи и сниже­ния расходов, так и за счет использования методов увеличения нефтеотдачи.

 

Контрольные вопросы:

1.За счет чего осуществляется добыча нефти до 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 насыщении?

5. На чем основываются МУН?

6. Что такое коэффициент охвата?