Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
..pdfНаправление капи |
Формула |
Обозначение |
тальных вложений |
Бурение скважин
Оборудование до бывающих сква жин
Нефтяные коллек торы и выкидные линии
Установки подго товки нефти
Нефтесборные пар ки
Прочее обустрой ство промыслов
Водозаборные со оружения
Энерготепловое
оборудование Прочее обустрой ство цеха ППД
Кг = СгМг
K t С2Л1„
Ci, С\j — стоимость строитель ства одной добывающей и* нагне тательной скважины;
Ni, А^н — число добывающих и на гнетательных скважин С3 — стоимость оборудования
одной добывающей скважины
= Q>iq 1(&2 “Ь ^2F с) N i q — дебит |
жидкости на |
одну |
|
скважину; |
|
площадь |
на |
F c — свободная |
|||
скважину; |
b2 — |
эмпирические |
|
av a2, |
|||
коэффициенты |
|
|
Капитальные вложения зависят от объема добываемой жидкости и типа установок
*6 = < Л т
К7 = С7УХ
=^4 Qs шах
К9 = a6N 1
Кю —
QcyT — суточная добыча нефти аз» Ь3 — эмпирические коэффи
циенты |
обу |
С7 — затраты на прочее |
|
стройство, приходящееся |
на |
одну скважину |
теку |
Qs т е х — максимальная |
|
щая закачка воды; — эмпири |
|
ческий коэффициент |
|
аь — эмпирический коэффициент
С10 — затраты на прочее обу стройство, приходящееся на од ну нагнетательную скважину
Таблица 2.2. Расчет эксплуатационных затрат
Направление экс |
Формула |
плуатационных |
|
затрат |
|
Амортизация сква |
О |
МгСг |
|
жин |
3 l= |
15 |
|
|
3 |
м гс , |
|
|
2 |
15 |
|
Амортизация обо |
О |
Af,C, |
|
3 , = |
р |
||
рудования добыва |
|||
ющих скважин |
|
|
Обозначение
M l, М2—числившиеся сква- жино-годы по; добывающим и нагнетательным скважи нам
Р — срок амортизации обо рудования скважин, годы
Направление |
Формула |
эксплуатационных |
|
затрат |
|
Капитальный |
ре |
34 = |
п 1 |
Ci |
монт скважин |
|
|
100 |
|
|
|
3б = |
М 2 Jh_ |
С2 |
|
|
|
100 |
|
Капитальный |
ре |
|
|
|
монт оборудова |
|
|
|
|
ния скважин |
|
|
|
|
Обслуживание до бывающих сква жин
Затраты на ППД (без амортизации
икапитального ремонта нагнета тельных скважин
иэлектроэнергии)
Перекачка и хра нение нефти
Деэмульсация не фти
Общепроизводст венные расходы
Обозначение
пх — начисления на капи тальный ремонт скважин, %
п2 — начисления |
на |
капи |
|
тальный ремонт |
оборудова |
||
ния скважин, % |
|
|
|
Nj -- число |
добывающих |
||
скважин в t-м году; Яр |
bj — |
||
эмпирические |
коэффициенты |
NBl — число нагнетательных скважин в i-м году;
fl2^2 — эмпирические коэф фициенты
Qж i — добыча жидкости в i-м году; я3 63 — эмпириче ские коэффициенты
D — затраты на деэмульсацию 1 т нефти
а\у b'A— эмпирические коэф фициенты
дится корректировка с помощью коэффициентов, учитывающих влияние географо-климатических, экономических и организаци онных условий данного месторождения (района) на уровень от дельных затрат.
Себестоимость Сст добычи нефти на определенный период времени — это отношение всех эксплуатационных затрат З э в соответствующем периоде к добыче нефти QcyMза этот период
Сст = Зэ/Qcyu• |
(2.132) |
Удельные капитальные вложения /Суд равны отношению на
копленных капитальных вложений 2/0 в i-м году разработю
*=1
к добыче нефти QH*в соответствующем году
/
#УД = S i Ki/Qui' |
(2.133) |
Приведенные затраты Спр, т. е. приведенные к определен ному моменту времени (моменту начала разработки месторож дения), определяют по формуле
Спр = Сст“Ъ-ЕнКуд, |
(2.134) |
где Ен — нормативный коэффициент эффективности |
капиталь |
ных вложений (для нефтяной промышленности £ н = 0,15), равен обратной величине нормативного срока окупаемости.
При заданном плане изменения добычи нефти на месторож дении рациональная система разработки обосновывается по ми нимуму приведенных затрат. При отсутствии планового задания проводится анализ различных вариантов разработки. В каче стве рационального выбирают вариант, так же обеспечивающий минимальные приведенные затраты за определенный период оп тимизации. Считается целесообразным принимать 15-летний пе риод оптимизации, на который, как правило, составляют научно обоснованные прогнозы развития народного хозяйства. Однако рассматриваемые варианты характеризуются также различ ными накопленными отборами нефти (коэффициентами нефте отдачи) при разных сроках разработки.
В предложенной И. И. Рыженковым методике рекомендуется выбирать вариант при условии получения равной добычи нефти по вариантам за равные сроки. Выравнивание добычи нефти по вариантам за рассматриваемый срок обеспечивается условным вводом в эксплуатацию одновременно с анализируемым допол нительных месторождений. При этом приведенные затраты рас считываются с учетом среднеотраслевых затрат на поиски и подготовку запасов нефти (геолого-разведочные затраты) как в себестоимости, так и в удельных капитальных вложениях. Удельные капитальные вложения исчисляют по остаточной стои мости основных фондов и остаточным затратам на подготовку запасов (соответственно уменьшению их в процессе эксплуата ции). Поскольку рациональный вариант может иметь промежу точное значение срёди расчетных, то для его нахождения необ ходимо построить график зависимости приведенных затрат от плотности сетки скважин и определить минимальную точку. Для определения экономически обоснованного коэффициента нефте
отдачи строят зависимость себестоимости добычи 1 т нефти от накопленной добычи (дифференцированием графика эксплуата ционные расходы — накопленная добыча нефти). Отношение на копленной добычи нефти к балансовым запасам, когда себе стоимость достигает предельной себестоимости, характеризует
экономически обоснованный коэффициент нефтеотдачи. Этой накопленной добыче соответствует экономически обоснованный
срок разработки.
Предельную себестоимость можно принять, например, с уче том мировых цен на нефть [9]. Значению предельной себестои
мости соответствует такая себестоимость добычи нефти, при ко торой наступает предел экономической рентабельности добычи нефти или, другими словами, при установленных замыкающих затратах текущий народнохозяйственный эффект от добычи 1 т нефти становится равным нулю. Народнохозяйственным эффек том называют прибыль (превышение доходов над расходами), которую получает государство от добычи нефти. Накопленный народнохозяйственный эффект при этом достигает максималь ного значения.
Для варианта разработки, рекомендуемого к внедрению, до полнительно определяются также другие экономические пока затели. Эти вопросы более обстоятельно изучаются в экономи ческих дисциплинах.
Контрольные вопросы
1. Охарактеризуйте сущность и преимущества численных методов мате матического моделирования процесса разработки нефтяных месторождений.
2.Какие основные требования предъявляются к современной методике расчета технологических показателей разработки?
3.Изложите основы теории непоршневого вытеснения нефти водой.
4.Расскажите о принципе построения модифицированных относительных проницаемостей.
5.В чем заключается сущность методики ВНИИ-2?
6.Что понимаем под барьерным заводнением? Чем обусловлена необ ходимость его применения?
7.Объясните причины малого охвата пластов по разрезу и площади при разработке залежей неныотоновских нефтей.
8.Как влияет трещиноватость пород на процесс и показатели разра ботки месторождений?
9.Расскажите о структуре приведенных затрат и как они учитываются при проектировании разработки нефтяных месторождений.
ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ И ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ
§ 3.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕТОДОВ
С начала развития нефтяной промышленности до 40-х годов за лежи разрабатывали на режимах истощения, при которых из влекали не более 25 % нефти от начальных запасов. Редко встречался естественный водонапорный режим.
Развитие и цели методов воздействия
К этому же периоду относится начало применения для отбора остаточных запасов так называемых вторичных методов добычи нефти — закачки воздуха и горячей газовоздушной смеси, ва куум-процесса и др. В отличие от скважинных систем разра ботки применялись шахтный (при подъеме нефтенасыщенной породы на поверхность и при помощи скважин или других дре нажных каналов) и карьерный (открытый) способы добычи нефти. Было осуществлено также площадное заводнение на от дельных пятиточечных элементах.
С конца 40-х годов наметился качественно новый этап в раз витии технологии нефтедобычи — интенсивное внедрение завод нения как на энергетически истощенных (вторичный метод до бычи нефти), так и на вводимых в разработку (первичный ме тод) месторождениях. В 1948 г. впервые в СССР было начато в крупном промышленном масштабе с целью поддержания пластового давления (ППД) законтурное заводнение на Туймазинском месторождении с начала разработки. Наряду с испы танием и внедрением других методов в послевоенные годы основным методом воздействия на нефтяные залежи стало за воднение. Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и высокой эффективности вытеснения нефти водой обыч ное заводнение будет широко применяться еще длительное время. В настоящее время на месторождениях, разрабатывае мых с заводнением, добывают в СССР около 90 %, а в США — около 50 % ежегодной добычи нефти, при этом в пласты зака чивают соответственно более 2 и 1,2 млрд, м3 воды. Поддержа ние пластового давления заводнением позволило увеличить:
среднюю проектную |
нефтеотдачу пластов в целом |
по стране |
(с учетом других |
систем и методов разработки) |
примерно |
в 2 раза; темпы добычи нефти (текущую годовую добычу); про должительность фонтанирования скважин.
Заводнение как отдельный метод разработки при благопри ятных физико-геологических условиях позволяет достичь коэф фициента нефтеотдачи (нефтеизвлечения) 0,65—0,7. Однако при заводнении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость и большая не однородность пластов) коэффициенты нефтеотдачи уменьша ются до 0,3—0,35 при увеличивающейся кратности промывки с 0,8—1 до 5—7, а при вязкости нефти более 25—30 мПа*с за воднение становится малоэффективным. Поэтому перед нефте добывающей отраслью стоит проблема повышения нефтеотдачи пластов, заключающаяся в увеличении эффективности заводне ния как основной технологии и в отборе остаточной нефти из уже заводненных зон (третичные методы добычи) и из залежей, которые разрабатываются при других режимах истощения или вытеснения.
В 50-х годах повышение эффективности заводнения связы вали в основном с изменением схемы размещения скважин (приконтурное, осевое, блоковое, очаговое, площадное, избира тельное заводнения), выбором оптимального давления нагнета ния, объектов разработки и др. В начале 60-х годов начали уси ленно изучать способы улучшения вытесняющей способности воды за счет добавки различных активных примесей (поверх ностно-активных веществ, углеводородного газа, щелочи, кис лоты и др.).
Классификация, условия и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи
В настоящее время известны, изучаются и внедряются в про мышленную практику десятки различных методов воздействия на нефтяные залежи и повышения нефтеотдачи (первичные, вто ричные, третичные). Современные методы повышения нефтеот дачи (нефтеизвлечения) в той или иной степени базируются на заводнении. Среди них можно выделить четыре основные группы:
гидродинамические методы — циклическое заводнение, изме нение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, а также методы воздействия на призабойную зону пласта;
физико-химические методы — заводнение с применением ак тивных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных рас творов) ;
газовые методы — водогазовое циклическое воздействие, вы теснение нефти газом высокого давления;
|
Вытесне |
Водо- |
Закачка |
Полимер |
Закачка |
Параметр |
ние диок |
газовое |
мицел |
ное |
водных |
сидом |
воздей |
лярных |
заводне |
раство |
|
|
углерода |
ствие |
растворов |
ние |
ров ПАВ |
Вязкость пластовой нефти, |
<15 |
<25 |
<15 |
5—100 |
25 |
мПа-с |
|
|
|
|
|
Нефтейасыщенность, °/ |
>30 |
>50 |
>25 |
>50 |
|
Пластовое давление, МПа |
> 8 |
|
Не ограничено |
|
|
Пластовая температура, °С |
Не ограничена |
|
<70 |
|
|
Проницаемость пласта, мкм2 |
Не ограничена |
>0,1 |
0,1 |
Не огра |
|
|
|
|
|
|
ничена |
Толщина пласта, м |
|
25 |
<25 |
Не ограничена |
|
Трещиноватость |
|
|
Неблагоприятна * |
||
Литология |
Не ограничена |
Песчаник |
Песча |
||
|
|
|
|
|
ник и |
|
|
|
|
|
карбона |
|
|
|
|
|
ты |
Соленость пластовой воды, |
Не ограничена |
5 |
|
20 |
|
мг/л |
|
|
|
|
|
Жесткость воды (наличие со |
Не ограничена |
Неблагоприятна |
Не огра |
||
лей кальция и магния) |
|
|
|
|
ничена |
|
|
|
|
|
1 |
Газовая шапка |
Небла |
Не огра |
Неблагоприятна |
||
|
гопри |
ничена |
|
|
|
|
ятна |
|
|
|
|
Плотность сетки скважин, |
Не ограничена |
<16 |
<24 |
Не огра |
|
104 м2/скв |
|
|
|
|
ничена |
• Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме — недопустимый параметр.
Параметр |
Внутри- |
Вытеснение |
Пароцикли |
Вытеснение |
пластовое |
паром |
ческая |
горячей |
|
|
горение |
|
обработка |
водой |
Вязкость пластовой |
неф |
>10 |
>50 |
>100 |
> 5 |
ти, мПа-с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
У |
|
Нефтейасыщенность, % |
|
>50 |
|
|
|
Проницаемость пласта, |
>0,1 |
>0,2 |
Не ограничена |
||
мкм2 |
|
|
|
|
|
Толщина пласта, м |
|
> 3 |
> 6 |
|
> 3 |
Трещиноватость |
|
|
Неблагоприятна * |
|
|
Глубина залегания |
пла |
>1500 |
<1200 |
|
<1500 |
ста, м |
|
|
|
|
|
Содержание глины в пла |
Не ограни |
|
5—10 |
|
|
сте, % |
|
чено |
|
|
|
Плотность сетки сква |
<16 |
<6 |
Не ограничена |
||
жин, Ю4 м2/скв |
|
|
|
|
|
* Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме — недопустимый параметр.
тепловые методы — вытеснение нефти теплоносителями (го рячей водой, паром), пародиклическая обработка, внутрипластовое горение, использование воды как терморастворителя нефти.
Применимость методов повышения нефтеотдачи пластов оп ределяется геолого-физическими условиями (табл. 3.1 и 3.2). Известные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35 % от балансовых запасов) и разными факторами их применения (табл. 3.3). Для месторождений с маловязкими нефтями, раз рабатываемых с использованием заводнения, к наиболее пер спективным можно отнести следующие методы: гидродинамиче ские; применение диоксида углерода, водогазовых смесей, ми-
|
|
факторы методов |
Рабочий агент |
Увеличение |
Критический фактор примененн я |
нефтеот |
||
|
дачи, % |
рабочего агента |
Вода + газ |
|
5—10 |
Полимеры |
|
5 -8 |
Щелочи |
растворы |
2—8 |
Мицеллярные |
8—20 |
|
Диоксид углерода |
8—15 |
|
Пар |
|
15—35 |
Воздух + вода |
(горение) |
15-30 |
Гравитационное разделение. Снижение продуктивности
Соленость воды и пласта. Снижение продуктивности Активность нефти
Сложность технологии. Соленость воды и пласта. Снижение продуктивности Снижение охвата воздействием. Реге нерация, коррозия Потери теплоты. Малая глубина. Вынос
песка. Технические проблемы Осложнения при инициировании горе ния. Охват пласта горением. Техниче ские проблемы. Охрана окружающей среды
целлярных растворов, а для месторождений с высоковязкими нефтями — использование пара; внутрипластовое горение. Ос тальные методы будут применяться в основном для интенсифи кации добычи нефти и регулирования процесса разработки.
Современные методы повышения нефтеотдачи с 70-х годов получили широкое промышленное применение и испытание. В целом по стране на физико-химические методы приходится 50, на тепловые — 40 и на газовые— 10 % от общего объема при менения по охвату запасов нефти. Практика показала, что ис пользование методов повышения нефтеотдачи пластов в 7—10 раз дороже применения заводнения. Поэтому рентабельность их определяется ценой на нефть. Однако в будущем с учетом ро ста потребности в нефти и ограниченности ресурсов, тенденции экономии нефти и повышения эффективности ее использования во всех сферах потребления, интенсивных поисков альтернатив ных источников ее замены как топлива и сырья методы повы шения нефтеотдачи пластов найдут широкое применение.
§ 3.2. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ЗАВОДНЕНИЕМ
В настоящее время заводнение — высокопотенциальный и ос военный метод разработки и увеличения нефтеотдачи пластов, применимый практически при всех геолого-физических и тех нико-технологических условиях, кроме гидрофобных коллекто ров, высоковязких нефтей и сильно заглинизированных мало
проницаемых пластов.
Водоснабжение систем ППД. Качество нагнетаемой воды
Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника (с оценкой запасов и возможных рас ходов воды), обоснованию качества воды и разработке техно логии ее подготовки. Потребность составляет 1,5—2 м3 воды на 1 т добытой нефти. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения (рис. 3.1).
Качество воды включает наличие хороших нефтевытесняю щих свойств, небольшое содержание механических примесей и эмульгированной нефти, отсутствие снижения проницаемости пласта (приемистости нагнетательных скважин), отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, кислорода, водорос лей и микроорганизмов.
Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную кор розию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода понижает pH воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород об разует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода — серную кислоту. Он может образовываться в результате восстановле ния содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбо ната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудова ния. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет рас щепления органических и неорганических веществ и разви ваться как при отсутствии свободного кислорода (анаэробные бактерии), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатовосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде, и образовывать до 100 мг/л сероводорода.
Снижение проницаемости пласта возможно вследствие на бухания глин в пресных водах, химической несовместимости по солевому составу закачиваемой воды с пластовой, выпадения различных осадков и др. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают (кольматируют) по верхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из про цесса вытеснения.
Опыт показал, что устанавливать единые нормы по каче ству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти