Управление энергией

Управление энергией

Системы разработки нефтяных залежей, методы управления добычей

Законтурное заводнение

Приконтурное заводнение

Внутриконтурное (площадное) заводнение

Основные схемы площадного заводнения

Классификация пластовых систем

Смотреть в большом размере

Естественные водонапорные и газонапорные режимы

Искусственные водонапорные и газонапорные режимы



Инфографика: Рамблер Инфографика / Алексей Столяров

Изначально нефтяной пласт — это черный ящик, содержащий нечто ценное. Чтобы попытки извлечь содержимое не оказались безуспешными, необходима подготовительная работа, которая позволит понять характер и свойства залежи

Профиль залежи

Разработка залежей углеводородов (УВ) начинается с оценки физико-химических свойств самих УВ и свойств пласта — давления, температуры. От совокупности этих данных будет зависеть способ извлечения нефти на поверхность.

Сначала необходимо определить тип месторождения. По содержанию различных углеводородов они делятся на газовые, содержащие преимущественно метан, в меньшей степени — бутан, пропан и другие газы; газоконденсатные — в этом случае небольшое количество легких нефтяных фракций под действием высокой температуры и давления растворено в газе в виде пара; газонефтяные — здесь ситуация обратная — часть газа образует газовую шапку, а часть (5–10%) при большом давлении растворяется в нефти; и, наконец, нефтяные — с различным количеством полностью растворенного попутного нефтяного газа.

Следующий шаг — определение химического состава нефти, влияющего на ее плотность, вязкость, закономерности движения в пласте и особенности эксплуатации месторождения. Компонентный состав нефти включает в себя как углеводороды с различной молярной массой — от легких до тяжелых, так и разные примеси — смолы, парафины, асфальтены. Тяжелая нефть — высоковязкая, выгнать ее из пласта непросто, для этого требуются дополнительные технологии. Но и добыча легкой нефти может быть осложнена. Так, парафины откладываются в трубах, а некоторые смолы способствуют прилипанию капель нефти к породе коллектора. Все эти факторы нужно учесть, прежде чем приступить к промышленной разработке месторождения.

Под давлением

Отдельно изучаются свойства самого пласта. А именно — его энергетические характеристики. Любая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.

Энергия пласта обусловлена действием силы тяжести, а характеристикой, отражающей ее величину, принято считать пластовое давление. В частности, огромные массы верхнележащих пластов давят на породы коллектора и на содержащиеся в нем жидкости. Чем большее сжатие испытывает нефтяной пласт, тем значительнее накопившаяся в нем энергия упругих сил, которая впоследствии заставляет нефть выдавливаться из пласта в добывающую скважину. При вскрытии продуктивного пласта в скважине образуется зона пониженного давления, куда и устремляется жидкость. В результате извлечения нефти пластовое давление падает, что позволяет расширяться как самой нефти, так и зернам сжатой породы коллектора. Как следствие — поровое пространство, содержащее нефть, сужается, вытесняя нефть в скважину. Этот процесс может продолжаться до тех пор, пока давление в пласте не сравняется с давлением в скважине. Такой режим извлечения нефти из залежи называют упругим.

Впрочем, как правило, на нефть в пласте действует сразу несколько выталкивающих сил. Нередко решающим энергетическим фактором становится напор пластовых (подошвенных) вод. Подстилающая нефтяную залежь вода также находится под действием давления, зависящего от глубины. Как только нефть вытекает из пласта и пластовое давление понижается, вода начинает расширяться и устремляется в пласт, способствуя дальнейшему вытеснению нефти. Это упруговодонапорный режим. Если же пластовые воды имеют гидродинамическую связь с поверхностью земли и постоянно подпитываются от внешнего источника, то их давление на нефть может оказаться решающим, значительно превышающим действие сил упругости. В этом случае говорят о водонапорном режиме.

Вносит свой вклад в общее дело и газ, всегда присутствующий в залежи в том или ином виде. Если месторождение содержит газовую шапку, то при падении пластового давления газ, так же как и вода, расширяется, вытесняя нефть (газонапорный режим). При отсутствии газовой шапки движущей силой может стать газ, растворенный в нефти. Здесь важен такой фактор, как давление насыщения, при котором газ растворяется в нефти. Если давление окружающей среды меньше давления насыщения, то газ расширяется и покидает жидкость, оказывая на нее вытесняющее воздействие. Такой режим называется режимом растворенного газа и в чистом виде проявляется при отсутствии связи с подошвенными водами, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти. Недостаток такого режима в том, что дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости и потере текучести.

Перечисленные выше режимы работы пласта — природные. Здесь перемещение нефти зависит лишь от действия естественных сил. Эксплуатация залежи с помощью природных режимов практикуется только на начальном этапе разработки и носит название первичной добычи. При этом может использоваться один или несколько режимов одновременно. Например, разработка большого месторождения может начинаться с режима растворенного газа, затем добавляется влияние газовой шапки, а при извлечении достаточного количества жидкости имеет смысл снизить давление в зоне, примыкающей к пластовым водам, и в полной мере задействовать водонапорный режим.

Искусство вытеснения

Нефтеотдача на природных режимах разработки залежи далеко не всегда обеспечивает экономическую эффективность. Поэтому нередко уже на начальном этапе естественную энергию пласта поддерживают или увеличивают с помощью процесса поддержания пластового давления (ППД) — дополнительной закачки в пласт воды или — реже — газа. Нагнетание жидкости в истощенный пласт принято называть вторичным методом добычи.

Создание искусственного водонапорного режима (заводнения) требует бурения нагнетательных скважин. В зависимости от того, в каком месте пласта бурятся эти скважины, заводнение называют законтурным, приконтурным или внутриконтурным. Выбор типа заводнения и взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин (сетки скважин) — одна из важнейших задач, от решения которой зависит эффективность разработки всего месторождения и отдельных его участков. Просчеты с выбором сетки скважин приводят к снижению дебитов, низким экономическим показателям разработки и быстрому обводнению (см. врез) залежи. К тому же каждая новая скважина — это существенное увеличение капитальных затрат.

При законтурном заводнении нагнетательные скважины бурят в водонасыщенной зоне, увеличивая тем самым давление на пласт подошвенных вод. Такое заводнение может обеспечить равномерный фронт вытеснения нефти, но эффективно реализуется только при разработке практически идеального месторождения — с однородной структурой коллектора, отсутствием газовой шапки, хорошей гидродинамической связью нефтенасыщенной области с законтурными водами и рядом других характеристик, которые на практике в совокупности встречаются довольно редко. К тому же такое заводнение способствует неторопливой добыче, что зачастую экономически невыгодно. Обеспечить большие дебиты способно приконтурное заводнение — в этом случае нагнетательные скважины приближаются к добывающим и бурятся вблизи внутреннего контура нефтенасыщенной зоны. Однако для крупных месторождений и такое заводнение может оказаться убыточным, поэтому при разработке значительных по размерам залежей, а также на истощенных месторождениях принято применять различные виды внутриконтурного заводнения, обеспечивающего максимальную интенсивность и минимальные сроки разработки.

В частности, блочное внутриконтурное заводнение — когда залежь разрезается рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки — имеет смысл применять на крупных слабоизученных месторождениях, чтобы была возможность начать постепенную выработку запасов с одновременной доразведкой. При хорошей изученности месторождения и наличии сложных, неоднородных зон может быть применена избирательная система заводнения, позволяющая увеличить нефтеотдачу отдельных участков. Среди всех видов внутриконтурного заводнения наиболее высокие темпы извлечения запасов обеспечивает площадное заводнение с характерным регулярным размещением нагнетательных скважин среди добывающих. Использование для поддержания пластового давления в качестве вытесняющего агента газа возможно в том случае, если у залежи есть газовая шапка. Тогда газ закачивается в газовую шапку и реализуется искусственный газонапорный режим.

Уроки моделирования

Любой тип заводнения относят к методам управления процессом добычи. Изменяя различные параметры самого заводнения — скорость закачки воды, ее смачивающие свойства, вязкость и температуру — можно получить наибольшую эффективность вытеснения нефти. Однако расчет этих параметров требует точной информации о процессах, происходящих в пласте. Получить такую информацию позволяет моделирование пластовых систем.

Конечно, модель — это лишь приблизительное описание месторождения. Тем не менее точность этой модели повышается по мере разработки, так как данные для нее постоянно пополняются и обновляются. В основу пластовой модели ложатся первичные представления о геологическом строении залежи, полученные с помощью различных видов геологоразведки — сначала дистанционных, а потом и посредством бурения разведочных скважин. В дальнейшем количество информации увеличивается за счет геофизических и гидродинамических исследований (см. врез) в ходе опытно-промышленного и эксплуатационного бурения.

Задача инженеров-разработчиков — с помощью математического моделирования, используя имеющиеся вводные, получить максимальное представление о месторождении: это и оценка запасов нефти и газа, а также возможных дебитов, и динамика движения жидкости в пласте, и строение и характеристики самого пласта. В конечном итоге от физической модели пласта переходят к его описанию в экономических терминах. Здесь строится прогноз добычи на десятки лет вперед, определяются возможные риски. Причем для успешной разработки месторождения этот процесс должен стать рекурсивным и повторяться на каждом новом этапе, внося коррективы в применяющиеся методы добычи, отслеживая рентабельность проекта, способствуя привлечению новых технологий.

Геофизические методы исследования скважин при бурении и эксплуатации
Геофизические методы исследования скважин (каротаж скважин) применяются для изучения характеристик залежи в околоскважинном и межскважинном пространстве. С их помощью можно получить информацию о глубине залегания нефтяного пласта, его толщине, пористости, температуре, проницаемости и литологическом составе пород коллектора, пластовом давлении, количестве и составе флюидов, вытекающих из разных интервалов эксплуатационной скважины, техническом состоянии самой скважины.

Геофизические исследования проводятся и в уже пробуренных скважинах, и во время их бурения, и даже во время процесса добычи. Исследования основаны на применении всевозможных физических методов, позволяющих регистрировать и затем изучать различные физические поля. Всего известно более 50 различных методов ГИС и их разновидностей. Их можно разделить на пять групп по типу исследуемых полей — электрические, ядерные, термические, сейсмоакустические, магнитные. Особенность современных геофизических исследований — в возможности оперативно передавать и обрабатывать получаемую информацию, а значит — быстро принимать решения о дальнейших работах на скважине и в целом на месторождении.
Гидродинамические исследования скважин
Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — это совокупность мероприятий, направленных на измерения различных параметров пласта и пластовых флюидов — давления, температуры, дебита и т.д. Основной метод ГДИС заключается в гидропрослушивании пласта, в ходе которого на пласт оказывается определенное воздействие, а затем изучается ответная реакция на это воздействие. На практике корректируется режим работы одной из скважин (возмущающей) и измеряется изменение давления в других скважинах (реагирующих). Смена режима работы возмущающей скважины может быть достигнута за счет остановки или, наоборот, пуска ее в работу, изменения забойного давления, а следовательно, и дебита скважины.

Цели проведения ГДИС различаются в зависимости от стадии разработки месторождения. Если речь идет о разведочном этапе, то определяются границы пласта, его проводимость, возможные дебиты. Во время промышленной разработки помимо характеристик пласта важной становится оценка эффективности выбранной сетки скважин. На заключительной стадии ГДИС позволяют отследить эффективность применения дополнительных усилий для повышения нефтеотдачи.
Обводнение пласта
Особенность воздействия на нефтяной пласт простых вытесняющих агентов — воды и газа — в том, что их нельзя назвать идеальными поршнями: полного вытеснения нефти никогда не происходит. Это связано с тем, что вязкость воды и газа намного меньше, чем вязкость нефти, и в неоднородном поровом пространстве они движутся быстрее, чем нефть. При этом чем выше проницаемость пласта, тем скорее происходит опережающее движение агентов. По мере вытеснения нефти из пор проницаемость пласта для воды и газа увеличивается. Процесс, когда вода вперед нефти прорывается к скважинам, называется обводнением. Опыт показывает, что первыми обводняются пласты с лучшими фильтрационными свойствами, а отдельные, менее проницаемые пласты и пропластки остаются невыработанными. Увеличение водонасыщенности в пласте до 50–60% влечет за собой прогрессирующий рост количества воды в извлекаемой жидкости. В этом случае нефть уже не вытесняется из пор, а, скорее, увлекается струей воды. Если в качестве вытесняющего агента используется газ, то полное поршневое вытеснение им нефти может происходить только при газонасыщенности породы, не превышающей 15% от объема пор. При газонасыщенности свыше 35% двигаться в пласте будет только газ.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ