Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений

При анализе чувствительности особенно важно установить, какие параметры оказывают наибольшее воздействие на экономическую жизнеспособность проекта. Показатели потока наличности и окупаемости затрат могут существенно изменяться в результате изменения со временем цен на нефть или газ, капитальных вложений в бурение, в нефтегазопромысловое строительство и др.

Анализ чувствительности удобно иллюстрировать диаграммой (рис. 4), которая представляет собой графическое отображение изменения значений некоторых критериев принятия экономического решения (таких, как поток денежной наличности, период окупаемости), вытекающих из изменения ряда параметров (цена, капитальные вложения). Диаграмма иллюстрирует влияние увеличения и уменьшения значений отдельных параметров в сравнении с результатами базового варианта. По оси абсцисс откладывается процент изменения, а по оси ординат — величина экономического показателя. Диаграмма показывает, может ли проект выдержать удорожание капитальных вложений в бурение и в нефтепромысловое строительство на некоторую величину, выраженную в процентах, а также показывает экономическую устойчивость проекта при снижении цены на нефть или удорожании текущих затрат.

****Pict_04****

Рис. 4. Оценка чувствительности показателей эффективности

7.9. Расчет ставки дисконтирования

Ставка дисконтирования, или норма дисконта, есть ставка процента, по которой будущая стоимость денег приводится к их текущей стоимости. С помощью данного показателя осуществляется процесс дисконтирования.

Ставка дисконтирования (СД) рассчитывается по формуле СД = БС + ПР, где БС — безрисковая ставка, %; ПР — поправка на риск, %.

Безрисковая ставка принимается равной текущей доходности на рынке по государственным ценным бумагам (облигациям) страны, в которой реализуется инвестиционный проект. Значение БС определяется, обычно, внутренними нормативными документами нефтегазодобывающей компании.

В ОАО «ЛУКОЙЛ» поправка на риск принималась равной (2009 г.), в зависимости от уровня суммарного риска, следующим значениям:

-очень высокий уровень риска — 18 %;

-высокий — 12 %;

-средний — 8 %;

-низкий — 3 %.

61

8. Проектирование разработки газовых залежей

Проектирование разработки газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений имеет свои особенности, обусловленные отличием свойств легких углеводородов от свойств нефтей.

Основными отличиями являются:

1)существенная зависимость свойств легких углеводородов (от С1 до С5) от изменения термобарических условий (давление, температура);

2)высокая упругоемкость газа;

3)высокая фильтрационная способность газа.

Учитывая существенные принципиальные отличия разработки нефтяных и газовых месторождений, Центральная комиссия по разработке месторождений углеводородного сырья (ЦКР), которая рассматривает всю проект- но-технологическую документацию, разделена на две секции — нефтяную и газовую.

8.1. Особенности проектирования разработки нефтегазовых залежей

Главная особенность нефтегазовой залежи — наличие запаса пластовой энергии, связанного с газовой шапкой. Однако в полной мере использовать этот запас для вытеснения нефти из нефтяной оторочки удается только при очень высокой проницаемости пород-коллекторов, низкой вязкости нефти, больших наклонах пластов, низких темпах отбора нефти. В иных условиях процесс вытеснения нефти газом приобретает неустойчивый характер из-за образования языков и конусов газа, что приводит к существенному снижению коэффициента нефтеизвлечения, особенно когда разработка ведется при сравнительно высоких градиентах давления. Если в первую очередь разрабатывать газовую шапку, в нее вторгается нефть, часть которой при последующей разработке нефтяной оторочки будетпотеряна, т. е. неизвлечена.

Основной принцип разработки нефтегазовых залежей— максимальное ограничение взаимного влияния газовой шапки и нефтяной оторочки, усиление роли воды в вытеснении нефти. Он реализуется за счет разработки с неподвижным газонефтяным контактом (законтурное заводнение и отбор газа, пропорциональный снижению пластового давления) или за счет применения барьерного заводнения путем закачки воды в зону газонефтяного контакта с дозированными соответствующимобразом одновременными отборами газа и нефти.

8.2. Особенности проектирования разработки нефтегазоконденсатных залежей

Особенно сложными являются условия разработки нефтегазоконденсатных залежей, так как конденсат, выделяющийся из газа в пласте при снижении пластового давления в виде жидкой углеводородной фазы, не может быть полностью извлечен. Для сохранения более тяжелых фракций в растворенном (в сухом газе) состоянии необходимо поддерживать в пласте давление на уровне выше давления конденсации путем вытеснения более жирного пластового газа закачиваемым в газовую шапку сухим газом. Чаще всего используют газ той же залежи, прошедший на поверхности процесс извлечения конденсата (отбензи-

62

нивание) — сайклинг-процесс, нередко в сочетании с закачкой воды. Неплохой эффект дает предварительная отработка нефтяной оторочки, сменяющаяся вначале разработкой с применением сайклинг-процесса, а затем доразработкой газоконденсатной шапки при режиме истощения. Хорошие результаты получают при разработке нефтегазоконденсатных залежей с использованием барьерного заводнения.

Для расчета технологических показателей разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей применяются специальные методики, алгоритмы и программы. С наибольшим количеством трудностей сопряжено моделирование разработки нефтегазовых залежей с подошвенной водой, когда имеют дело со сложными гидродинамическими задачами, при решении которых необходимо учитывать гравитационные силы, прогнозировать последствия применения селективных гидравлических разрывов и искусственных гидродинамических экранов, иметь дело с совместным отбором нефти, газа и воды, особое внимание уделять положениям интервалов вскрытия пластов в конкретных скважинах.

8.3. Особенности проектирования разработки газовых и газоконденсатных залежей

Газовые залежи, в отличие от нефтяных, разрабатываются на одном из двух режимов — газовом или водонапорном. Моделирование работы газоносных пластов сильно осложнено такими факторами, как нарушение линейного закона фильтрации в прискважинных зонах пластов, искривление линий тока, двухфазность фильтрации (газоконденсатные смеси), необходимость ограничения дебитов скважин в целях недопущения разрушения пласта вблизи от стенки скважины. В то же время имеют место факторы, способствующие упрощению моделирования разработки газовых залежей по сравнению с моделированием разработки нефтяных залежей. В частности, газоотдача обычно очень высока (до 0,8–0,97) и ее относительная изменчивость невелика. Это снимает ряд проблем, возникающих при моделировании разработки нефтяных залежей, возможный диапазон изменения коэффициентов нефтеизвлечения которых значительно больше (от 0,15 до 0,80). При этом следует понимать, что как газовые, так и нефтяные залежи характеризуются стадийностью добычи (увеличение, относительное постоянство и снижение отборов углеводородов). При небольших размерах газовой залежи она вскоре после начала разработки вступает во вторую стадию (период), а большая часть газа добывается на третьей стадии (период падающей добычи).

В технологические проектные документы по газовым месторождениям дополнительно включают специальную главу «Характеристика потребителя. Отбор газа из месторождения». В указанной главе основное внимание уделяется вопросам обеспечения надежности газоснабжения потребителей, резервирования добывающих скважин (на случай выхода из строя высокодебитных скважин), а также транспортировки и хранения газа, добыча и потребление которого будут сильно разделены в пространстве и (или) во времени.

63

Газоконденсатные месторождения с точки зрения проектирования их разработки отличаются от газовых не столь сильно, как последние от нефтяных. В связи с возможностью выделения газового конденсата в пласте для решения задач проектирования, анализа и регулирования разработки газоконденсатных залежей создаются свои методики, алгоритмы и программные средства, отличающиеся от используемых для чисто газовых месторождений.

9.Требования к разделу «Охрана недр на месторождении»

В2007 г. утверждены «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» [10], которыми определены название раздела «Охрана недр на месторождении» и его основное содержание. Раздел должен включать в себя характеристику основных источников воздействия на недра, рекомендации по выполнению мероприятий по охране недр при ведении буровых работ, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин.

Вданном разделе приводится также схема зон экологических ограничений, обусловленных наличием особо охраняемых (заповедники, экологические полигоны и т. п.) и водоохранных зон.

Проектные решения технологического документа должны быть направлены на рациональное использование недр, т. е. использование наиболее эффективным способом и с минимальными потерями.

Охрана недр регламентируется «Правилами охраны недр» [14]. Эти правила разработаны с учетом требований Закона РФ «О недрах» [7], Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», Правил организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте, Положения о лицензировании деятельности по производству маркшейдерских работ, Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре РФ (федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору, Ростехнадзор РФ).

Контроль за выполнением «Правил охраны недр» возложен на Ростехнадзор РФ и его территориальные органы. В соответствии с этими правилами пользователь недр обязан обеспечить:

-соблюдение требований законодательства, а также утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ;

-соблюдение требований технических проектов, недопущение разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых;

-полное геологическое изучение недр, достоверную оценку запасов полезных ископаемых, свойств участка недр;

-наиболее полное извлечение из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;

64

-достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых;

-ведение геологической, маркшейдерской и иной документации в процессе всех видов пользования недрами и ее сохранность;

-безопасное ведение работ, связанных с пользованием недрами;

-сохранность разведочных скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и (или) в иных хозяйственных целях; ликвидацию в установленном порядке скважин, не подлежащих использованию;

-охрану месторождений от обводнения и загазованности, действия других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку;

-предотвращение загрязнения недр при сбросе сточных вод. Составление проектной документации по выборочной отработке наи-

более богатых или находящихся в более благоприятных горно-геологических условиях участков месторождения, пластов и залежей, приводящей к снижению качества остающихся балансовых запасов, их разубоживанию и истощению месторождения, вследствие которых содержащиеся в них запасы полезных ископаемых могут утратить промышленное значение и оказаться потерянными, не допускается.

Вразделе приводятся возможные источники опасности для сохранности недр и даются рекомендации по избежанию этих опасностей. Так, при строительстве скважин предлагается осуществлять меры по предотвращению открытого фонтанирования, обвалов стволов скважин. Нефтяные и водоносные интервалы в скважинах необходимо надежно изолировать друг от друга, обеспечивать герметичность колонн и высокое качество их цементирования.

Требования по надежности сооружения скважин включают в себя обеспечение предотвращения:

а) заколонных и межколонных перетоков, приводящих к утечкам газа и минерализованных вод в атмосферу и в залегающие над эксплуатационными объектами горизонты;

б) аварийного фонтанирования; в) образования грифонов;

г) возникновения зон растепления и просадки устьев скважин; д) смятия колонн и др.

Особое внимание уделяется охране водоносных горизонтов пресных, минерализованных и промышленных вод.

С целью предотвращения обводнения продуктивных пластов, исключения возможности вертикальных межпластовых перетоков флюидов, охраны пресных подземных вод от загрязнения предусматривается цементирование до устья эксплуатационных колонн, кондукторов и направлений добывающих и нагнетательных скважин.

Впроцессе эксплуатации требуется обеспечение контроля за выработкой запасов, учетом добываемой продукции и ее потерь, состоянием надпро-

65

дуктивной части разреза в процессе всего периода эксплуатации. По мере возникновения осложнений должны реализовываться меры по их устранению (ремонтно-изоляционные работы, консервация и ликвидация скважин).

10. Нормативно-правовая база проектирования разработки

10.1. Основные руководящие документы

Проектирование и разработка нефтяных и газовых месторождений ведутся в строгом соответствии с законами РФ, руководящими документами (РД), инструкциями и другими документами, регламентирующими деятельность в нефтяной и газовой промышленности. Основным документом является Закон «О недрах». Все другие документы («Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов», «Правила охраны недр» и др.) базируются на его положениях. Перечень основных руководящих документов, требования которых обязательны к выполнению при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений, приведен ниже.

Закон «О недрах» [7] содержит правовые и экономические основы комплексного рационального использования и охраны недр, обеспечивает защиту интересов государства и граждан РФ, а также прав пользователей недр.

«Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» [15] являются практическим руководством для добывающих предприятий геоло- го-разведочных, буровых, научно-исследовательских и проектных институтов, органов Ростехнадзора РФ. В них сформулированы нормы и требования к разведке, подсчету запасов и промышленной разработке нефтяных и газонефтяных месторождений, к строительству, технологии и технике эксплуатации скважин и других нефтегазопромысловых сооружений, охране недр и окружающей среды.

«Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153-39-007–96) [17] и «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» [10] определяют структуру и содержание проектных документов на промышленную разработку.

Данные документы включают в себя общие требования и рекомендации к содержанию технического задания на проектирование, составлению проектных документов, содержанию и оформлению всех составляющих их частей и разделов. При составлении регламента и методических рекомендаций учтены Закон РФ «О недрах», налоговое законодательство России, положения действующих «Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», методических и нормативных документов в области подсчета и утверждения запасов нефти и газа, охраны недр и окружающей среды. Положения этих документов предусматривают:

66

а) использование при составлении проектных документов современных достижений трехмерной сейсмики, математического моделирования геологических объектов и процессов их разработки, компьютерных технологий;

б) необходимость применения наиболее прогрессивных технологических процессов и передовой техники, обеспечивающих научно-технический прогресс на производственных нефтегазодобывающих предприятиях России.

Руководящий документ «Методические указания по геологопромысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» [9] устанавливает методические основы геолого-промыслового анализа.

«Регламент по созданию постоянно действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений»

(РД 153-39.0-047–00) [16] и «Методические указания…» [11, 12] детализи-

руют требования к постоянно-действующим геолого-технологическим (гидродинамическим) моделям нефтяных и газонефтяных месторождений, применяемым при составлении проектных документов.

10.2. Категории эксплуатационных скважин

По назначению скважины подразделяются на поисковые, разведочные, эксплуатационные.

При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяют следующие группы эксплуатационных скважин:

1)основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;

2)резервный фонд скважин;

3)контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;

4)оценочные скважины;

5)специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;

6)скважины-дублеры.

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного или природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса линий нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должна обеспечить безопасность процесса нагнетания и соблюдение требований по охране недр.

Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

67

Предназначение контрольных (наблюдательных и пьезометриче-

ских) скважин:

а) наблюдательных — для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

б) пьезометрических — для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режимов работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категорий

А + В + С1.

Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды (водозаборные), сброса промысловых вод (поглощающие), подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также для систем поддержания пластового давления в процессе разработки месторождений.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

Скважины-дублеры бурят в случае, когда проектная скважина оказалась в аварийном состоянии, не выполнив своего проектного назначения (например, не отобрана значительная часть запасов на участке залежи, дренируемом скважиной). Количество, размещение и порядок ввода этих скважин определяются в проектномдокументе.

Кроме вышеперечисленных, на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться в фонде законсервированные скважины. К ним относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от назначения скважин). Консервация скважин оформляется в соответствии с действующими положениями.

10.3. Нормирование отборов нефти и объемов закачиваемой воды

Под нормой отбора углеводородов из объектов разработки следует понимать величину добычи нефти и газа, предусмотренную на данный период времени утвержденным проектным документом и достигаемую при выполнении технологических решений с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.

68

Нормы отбора нефти и газа по объекту разработки (блоку, элементу, участку) составляются на основе утвержденных проектных документов на разработку с учетом их реализации в данный период.

При составлении норм отбора принимаются во внимание рекомендации дополнений к технологическим нормативным документам, анализов и авторских надзоров разработки, учитывающих состояние разработки в данный период, реализацию технологических решений по вводу скважин, способам эксплуатации, объемам закачки агента, мощностям подготовки нефти, газа и воды.

Нормы отбора нефти по каждому разрабатываемому объекту устанавливаются ежегодно на каждый квартал и календарный месяц. Они составляются геолого-технологической службой нефтегазодобывающего предприятия, согласуются с организацией — автором проектного документа на разработку объекта.

Нормы закачки воды в отдельные пласты и скважины должны в сумме составлять объем закачки по эксплуатационному объекту в целом, установленный проектом (технологической схемой) его разработки.

10.4. Технологический режим работы добывающих и нагнетательных скважин

Технологический режим работы добывающих скважин, определяемый на основании норм отбора нефти и газа, обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется параметрами:

1)пластовым, забойным и устьевым давлениями;

2)дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;

3)типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования, режимами и временем его работы и др.

Для наблюдения за технологическим режимом работы добывающей скважины применяется контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевых проб добываемой продукции. Оборудование устья (обвязка скважины), должно обеспечивать возможность проведения комплекса исследований (индивидуальное измерение дебита жидкости и газа, обводненности, устьевого давления, расхода рабочих агентов, эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и др.). Эксплуатация скважин, не оборудованных для указанных исследований, не допускается.

Технологический режим нагнетательных скважин характеризуется такими показателями, как количество закачиваемого агента (приемистость скважины), давление на устье (давление закачки) и на забое скважины (давление нагнетания), размер (диаметр) насосно-компрессорных труб и др.

69

11.Лицензирование пользования недрами. Горный отвод

11.1.Общие положения

Всоответствии с Законом РФ «О недрах» и «Положением о порядке

лицензирования пользования недрами» (утв. Постановлением Верховного Совета РФ от 15.07.1992 г.) [13] геологическое изучение и разработка месторождений нефти и газа осуществляются после предоставления лицензий на право пользования недрами (государственная система лицензирования).

Лицензия является документом, удостоверяющим право ее владельца на пользование участком недр в определенных границах в соответствии с указанной целью в течение установленного срока при соблюдении им заранее оговоренных требований и условий.

В соответствии с лицензией недра передаются в пользование в виде участков, представляющих собой геометризованные блоки недр. В лицензии определяются пространственные границы предоставляемого участка недр, в пределах которого разрешается осуществление работ, указанных в лицензии, границы должны иметь подробное описание и координаты. Участки должны быть максимально компактными и по возможности ограничены прямыми линиями.

Участки недр предоставляются в пользование в виде горного или геологического отвода: в виде горного отвода — при выдаче лицензий на право добычи полезных ископаемых; в виде геологического отвода — при выдаче лицензии на геологическое изучение недр. Горный отвод должен иметь ограничения по глубине. Предоставление лицензии на право пользования недрами осуществляется одновременно с предоставлением права на пользование соответствующими земельными участками.

Лицензия включает в себя установленной формы бланк с Государственным гербом Российской Федерации, а также текстовые, графические и иные приложения, являющиеся неотъемлемой составной частью лицензии и определяющие основные условия пользования недрами.

Лицензии для геологического изучения недр выдаются на срок до 5 лет, для добычи полезных ископаемых и в целях, не связанных с их добычей,— на срок до 20 лет, при совмещении геологического изучения недр и добычи полезных ископаемых — на срок до 25 лет. При проектном сроке отработки месторождения полезного ископаемого более 20 лет по инициативе владельца лицензии срок ее действия может быть продлен. Срок действия лицензии исчисляется со дня ее регистрации.

11.2. Содержание лицензионного соглашения. Система выбора претендентов на получение лицензии

Лицензия должна содержать:

1)данные о пользователе недр, получившем лицензию;

2)данные о целевом назначении работ, связанных с пользованием недрами;

70