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.
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. Статойл, например, пробурил за последнее время 7-километровую скважину, расходящуюся на 5 км вокруг платформы Статфьорд вглубь пласта, расположенного под морским дном на глубине 3 500 м. Помимо этого, все большее значение приобретает применение горизонтальных скважин для более тонких пластов. Нефтяная зона пласта Тролль будет разрабатываться при помощи горизонтальных скважин, пробуренных с подводных опорных плит.
|
| Рис.29- Морская платформа в разрезе (OLF-1990) |
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.
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.
На рис. 29 показана типичная морская платформа в разрезе. На рис. 30 показаны в разрезе эксплуатационные установки, расположенные на современном судне устройства для добычи, применяющиеся в Северном море.
До внедрения вторичных и третичных методов увеличения нефте-отдачи добыча нефти осуществлялась за счет проявления естественной энергии пласта и насыщающих его флюидов.
|
| Рис. 30 Современные судовые эксплуатационные установки для добычи в Северном море (судно «Норне» Статойла) |
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.
На рис.31показано, как изменяется пластовое давление  и газовый фактор (ГФ) при проявлении того или иного режима фильтрации.
|
| Рис. 31- Динамика пластового давления (р) и газового фактора (ГФ) при различных режимах 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.
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 эффективного нефтеизвлечения. 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.
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. Кажущаяся на вид простой, задача оптимального расположения скважин по площади залежи, обеспечивающего наилучшие показатели разработки, является одной из наиболее сложных.
Решение задачи осложняется еще и тем, что оптимальное число скважин, их взаимное расположение и характер заканчивания будут, вообще говоря, разными в зависимости от:
— типа залежи (нефтяная, газовая, нефтяная с газовой шапкой и т.д.);
— запасов нефти и газа в пласте;
— свойств пласта и насыщающих его жидкостей и газа;
— местоположения залежи (суша, шельф, глубоководный шельф);
— политической и экономической ситуации.
Решение указанной задачи зависит как от общего числа скважин, их типа (добывающая, нагнетательная, наблюдательная и т.п.) и взаимного расположения на площади, так и от применяемого метода нефтедобычи.
Большую помощь в решении указанной задачи могут оказать некоторые стандартные правила и подходы, накопленные специалистами в процессе разработки многих сотен залежей природных углеводородов и которые кратко описаны ниже.
Дата добавления: 2014-12-22; просмотров: 3495;