585

–негерметичность колонны;

–наличие заколонных перетоков вследствие нарушения за колонной цементного камня или нарушения сцепления цемента с породой или колонной;

–авария на скважине (наличие в стволе скважин упавших инструмента или насосного оборудования).

Наличие заколонного перетока или негерметичности колонны может привести:

–к развитию заколонной циркуляции бурового раствора при проведении бурения вторых стволов, что вызывают опасность прихвата бурового оборудования при бурении;

–уходу жидкостей при проведении гидроразрыва пласта, что не позволяютдостичьдавления гидроразрываприпроведенииГРП;

–образованию грифонов при нарушении экологической ситуации на поверхности и загрязнении грунтовых вод.

Анализ технического состояния скважин проводится на основе специальных геофизических исследований. По результатам АКЦ определяется качество сцепления цемента с колонной и породой, целостность цементного камня по стволу скважины. Потокометрия

итермометрия позволяют оценить распределение по стволу скважины притока для добывающих скважин, приемистости – для нагнетательных скважин. Анализ этих данных позволяет выявить фильтрационные потоки между пластом и скважиной вне интервалов перфорации.

По техническому состоянию весь фонд скважин разделяется на группы:

1) с нормальным техническим состоянием, в которых можно проводить работы;

2) с нарушениями, в которых необходимо проводить ремонтные работы перед планируемыми мероприятиями;

3) скважины, техническое состояние которых не позволяет их использовать.

В проектном документе дается индивидуальная рекомендация по возможности дальнейшего использования каждой скважины.

101

Обоснование способа эксплуатации скважин

Существуют фонтанный и механизированный способы эксплуатации скважин. Для определения возможности эксплуатации скважин фонтанным способом рассчитывают предельное давление фонтанирования скважин, оценивают продолжительность фонтанной эксплуатации.

Механизированный способ эксплуатации более затратный, так как требует дополнительного скважинного оборудования, но он позволяет повысить темп отбора за счет увеличения депрессии на пласт. Как правило, скважины в первые годы эксплуатируются фонтанным способом, затем по мере повышения обводненности продукции и снижения пластового давления переводятся на механизированный способ.

Для каждого способа эксплуатации в ПТД определяют дебиты, добычу нефти и жидкости, ввод скважин по годам, динамику обводненности. Обосновываются оптимальные забойные давления, их допустимое максимальное снижение.

Для каждого способа эксплуатации обосновываются конструкции лифтов, выбор внутрискважинного и наземного оборудования, удовлетворяющего конкретным условиям эксплуатации, особенностям применения методов повышения нефтеизвлечения, природноклиматическим условиям, требованиям контроля за процессом разработки и технологическими режимами работы скважин.

Обоснование методов борьбы с осложнениями при эксплуатации

Добыча нефти на месторождении происходит в конкретных условиях, определяемых геолого-физическими свойствами горных пород, физико-химическими свойствами флюидов, климатическими условиями и т.д. Эти условия могут вызывать осложнения при эксплуатации скважин:

– выпадение парафина, асфальтосмолистых веществ, солей

встволе скважин;

–прорыв воды или газа;

102

–вынос песка;

–образование гидратов;

–замерзание напорных линий устьев и стволов нагнетательных скважин;

–растепление многолетнемерзлых пород.

Сучетом этого необходимо провести анализ возможности проявления в процессе эксплуатации тех или иных осложнений, выявить условия их появления и предложить наиболее эффективные способы борьбы с ними.

Например, для предотвращения выноса песка из скважины необходимо подобрать оптимальную депрессию на пласт, предложить специальные варианты конструкций забоя скважин.

Для предотвращения выпадения асфальтосмол и парафина обосновывается оптимальный режим работы скважин, специальные реагенты и оборудование.

Даются рекомендации по технике и технологии глушения скважин, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств призабойной зоны.

Требования к системе ППД

Технологии ППД (поддержания пластового давления) могут предусматривать закачку в пласт воды, газа, водогазовое воздействие. В ПТД приводится анализ соответствия фактических и проектных показателей работы системы ППД, даются рекомендации по повышению эффективности ее работы.

При закачке воды на основе анализа баланса объемов закачки делаются предложения по перспективному развитию системы. Уточняются объемы водоснабжения из разных источников. Формулируются требования к конструкции нагнетательных скважин, внутрискважиному оборудованию, водозаборам, системе подготовки воды, системе водоводов высокого и низкого давлений, проектным показателям надежности объектов системы ППД. Даются рекомендации по снижению влияния осложняющих факторов на функционирование системы. С учетом обоснованных значений за-

103

бойного давления в нагнетательных скважинах определяются их устьевые давления, мощность системы ППД, порядок освоения и ввода нагнетательных скважин.

Обоснование источника водоснабжения, требований к качеству закачиваемых вод

Источниками водоснабжения могут являться:

–поверхностные воды (реки, озера, моря и т.д.);

–пресные пластовые воды верхних горизонтов (до 500 м);

–минерализованные пластовые воды;

–сточные воды, добываемые вместе с углеводородами.

Для использования поверхностных вод строятся специальные водозаборы, оборудованные системой фильтров, которые обеспечивают обоснованную в проектном документе величину механических примесей (количество взвешенных частиц). Возможность использования поверхностных вод определяется их близостью к месторождению, достаточностью их объемов для решения конкретных задач, отсутствием запретов на их использование.

Водозабор пресных пластовых вод организуется с помощью бурения специальных водозаборных скважин. Для обоснования возможности использования пресных пластовых вод проводятся исследования водонасыщенных пластов на водообильность.

Водозабор минерализованных пластовых вод организуется с помощью бурения специальных глубоких водозаборных скважин или используются скважины, не участвующие в эксплуатации месторождения. Для обоснования возможности использования вод проводятся исследования водонасыщенных интервалов пластов на водообильность. Закачка минерализованной пластовой воды более предпочтительна, чем пресной, так как минерализованная вода обладает более высокой вязкостью и отмывающими способностями. При наличии в коллекторах глин необходимо учитывать, что их набухаемость пресной водой в несколько раз выше, чем минерализованной. По причине интерференции добыча и закачка пластовой воды с одного и того же пласта неэффективна, поэтому источником водоснабжения всегда является пласт без залежей нефти.

104

При наличии обводненности продукции попутно добываемая сточная вода может использоваться для повторной закачки в пласт. Для этого добываемая жидкость разделяется на нефть и воду. Полученная вода проходит очистку от механических примесей и углеводородов и снова нагнетается в пласт.

Для всех вод определяется их совместимость с пластовыми водами. Закачиваемая вода не должна вступать в химическое взаимодействие с пластовой, что может сопровождаться выпадением осадков, закупоривающих пласт. Вода не должна содержать сероводорода и углекислоты, вызывающих коррозию оборудования. Вода не должна содержать органических примесей (бактерий и водорослей). Бактериальное заражение месторождения может привести к снижению качества нефти.

Вода содержит растворенный кислород, механические примеси, бактерии, сероводород и другие вызывающие коррозию элементы. Поэтому в ПТД необходимо оценить возможные источники коррозионной опасности, величину этой опасности и предложить принципиальные решения по борьбе с коррозией.

Обоснование геологических объектов и поглощающих скважин для сброса попутно добываемых вод

На проектный период проводится анализ баланса вод, закачиваемых в эксплуатационные объекты и добываемых вместе с нефтью. По результатам анализа определяются по годам объемы вод, требующих утилизации. В случае если объемы вод нельзя использовать для ППД, обосновываются подземные водоносные горизонты для закачки в них излишков вод. Данное обоснование содержит принципиально возможные решения, базирующиеся на имеющихся на данный момент сведениях о строении и свойствах подземных водоносных горизонтов. Практическая реализация решений возможна только после геологического изучения недр с целью обоснования геологических объектов для утилизации вод, составления проектного документа на утилизацию и получения соответствующей лицензии с указанием разрешенных объемов сброса вод.

105

Требования к конструкции скважин и технологиям буровых работ

От качества строительства скважин зависят их добычные возможности, от конструкции – стоимость бурения. Конструкция скважин определяется их назначением, геолого-физическими характеристиками горных пород, климатическими особенностями и т.д. В зависимости от конструкции скважин, их диаметров и ожидаемых дебитов подбирается соответствующее им внутрискважинное оборудование. Все эти причины обусловливают различия в технологии проходки скважин.

При разработке ПТД анализируется опыт строительства и эксплуатации скважин, пробуренных в том числе на соседних месторождениях. Осложнения при бурении могут определяться наличием:

–пластов с аномально низким или высоким пластовым давле-

нием;

–поглощающих горизонтов;

–многолетнемерзлых пород;

–водных акваторий;

–необходимостью больших отходов забоев от устьев скважин;

–соблюдением требований по охране недр в особых зонах работ (например, в Пермском крае при совпадении в плане месторождений нефти и калийных солей).

ВПТД должны быть обоснованы максимальная протяженность отхода забоев от устьев, возможность строительства гори-

зонтальных забоев, боковых стволов, многозабойных скважин и т.д. Приводятся схемы всех рекомендуемых конструкций сква-

ских исследований скважин (ГИС) и геолого-технических исследований (ГТИ) в процессе строительства скважин.

Важное место отводится методам вскрытия продуктивного пласта бурением и перфорацией, вызова притока и освоения скважин. Обосновываются основные направления и меры по предупреждению ухудшения свойств призабойной зоны продуктивного пласта в процессе первичного и вторичного вскрытия, типы промывочных агентов в различных интервалах разреза и участков залежи, методы очистки промывочных агентов, методы перфорации колонны. Приводятся методы вызова притока и техникотехнологические ограничения их применения. Обосновывается необходимость проведения интенсификации. В ряде случаев освоение скважин неэффективно без проведения дополнительных работ по увеличению продуктивности скважин, например за счет гидравлического разрыва пласта, кислотной обработки, вибровоздействия и т.д.

Принципиальные решения ПТД в последующем, при разбуривании месторождения, детализируются в проектах на бурение, по которым и ведется строительство скважин.

Принципиальная схема обустройства месторождения

Вслед за ПТД выполняется проект обустройства месторождения, в котором определяется необходимый состав сооружений (промышленных и бытовых, внутрипромысловые дороги, линии электропередач и т.д.), их распределение на местности с координатной привязкой. На основе этого проекта ведется строительство всех необходимых для разработки месторождения сооружений

иинфраструктуры.

ВПТД необходимый состав сооружений также рассматривается, но только в части определения затрат на обустройство месторождения с целью выполнения экономической оценки вариантов разработки. Поэтому сооружения не имеют координатной привязки к местности и требуемой для строительства детализации.

107

Для вводимых в разработку месторождений рассматривается принципиальная схема обустройства. В этой схеме определяется состав сооружений (количество газозамерных установок, кустовых насосных станций, установок предварительной подготовки нефти и т.д.), а также необходимая длина внешнего нефтепровода, дорог, линий электропередач и т.д.

Для месторождений, находящихся на этапе промышленной эксплуатации, проводится анализ работы существующей системы обустройства. Сравниваются проектные и фактические показатели ее эксплуатации, обосновываются методы по повышению эффективности ее эксплуатации.

Тема 14. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ, НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Лекция – 1 час

Отличия в проектировании разработки нефтяных месторождений от месторождений, в которых основным компонентом является газ, связаны с отличием свойств легких углеводородов от свойств нефтей. Основными отличиями являются:

–существенная зависимость свойств легких углеводородов (<С5) от термобарических условий на месторождении и их изменения;

–высокая упругоемкость газа;

–высокие фильтрационные способности газа.

Для расчета технологических показателей разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей требуются специфические методики и алгоритмы, сведения о которых можно найти в специальных справочниках. С наибольшим количеством трудностей сопряжено моделирование разработки нефтегазовых залежей с подошвенной водой. Такое моделирование порождает сложные гидродинамические задачи, при решении которых необходимо учитывать гравитационные силы, прогнозировать последствия применения селективных гидравлических разрывов и искусственных непроницаемых экранов, иметь дело с совместным отбором нефти, газа и воды, особое внимание уделять положениям интервалов вскрытия пластоввконкретныхскважинах.

Для решения задач проектирования, анализа и регулирования разработки газовых и газоконденсатных залежей создаются свои методики, алгоритмы и программные средства. В целом газоконденсатные месторождения с точки зрения проектирования их разработки отличаются от газовых не столь сильно, как последние от нефтяных.

109

Проектирование разработки нефтегазовых залежей

Главная особенность нефтегазовой залежи – наличие «дополнительного» запаса пластовой энергии, связанного с газовой шапкой. Однако в полной мере использовать этот запас для вытеснения нефти удается только при очень высокой проницаемости породколлекторов, низкой вязкости нефти, а также низких темпах отбора. В иных условиях процесс вытеснения нефти газом приобретает неустойчивый характер (языки и конусы газа), что ведет к неприемлемому снижению коэффициента нефтеизвлечения, особенно в условиях высоких градиентов давления и темпов отбора нефти. Если в первую очередь разрабатывать газовую шапку, в нее вторгается нефть, часть которой при последующей разработке нефтяной оторочки будет потеряна.

Поэтому основной принцип разработки нефтегазовых залежей – максимальное ограничение взаимного влияния газовой шапки и нефтяной оторочки, усиление роли воды в вытеснении нефти. Это реализуется за счет разработки с неподвижным газонефтяным контактом (законтурное заводнение и отбор газа, пропорциональный снижению пластового давления) или за счет применения барьерного заводнения (закачка воды в зону газонефтяного контакта с дозированнымиодновременнымиотборамигазаи нефти).

Проектирование разработки нефтегазоконденсатных залежей

Главная проблема, возникающая при разработке нефтегазоконденсатных залежей, – это потери конденсата, который выделяется в свободную фазу при падении пластового давления. Методом борьбы с потерей конденсата может являться вытеснение «жирного» пластового газа закачиваемым в газовую шапку «сухим» газом. Чаще всего используют газ той же залежи, прошедший через отбензинивающую установку (сайклинг-процесс), нередко в сочетании с закачкой воды. Эффект также дает предварительная отработка нефтяной оторочки, сменяющаяся вначале разработкой с применением сайклинг-процесса, а затем доразработкой газоконденсатной шапки

110