2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

Все работы по вызову притока заключаются в понижении давления (создания депрессии) на забое и его очистке от грязи, бурового раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристик горизонта (пласта), пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти и технической оснащенности.

Рис. 3.4. Освоение скважин: а – гидродинамические режимы скважины в процессе освоения; б – схематическая кривая изменения забойного давления; 1 – обсадная колонна; 2 – насосно-компрессорные трубы; 3 – интервал перфорации

На рис. 3.4, а приведена схема компрессорного освоения для нескольких гидродинамических состояний скважины. Рис. 3.4, б схематически характеризует ход изменения забойного давления в скважине.

51

4.РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

4.1.Технологические показатели разработки залежей нефти

Косновным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся следующие.

Добыча нефти Qн – основной показатель, характеризующий суммарный объем добычи по всем добывающим скважинам, пробуренным на объекте за единицу времени (например,

год), и среднесуточная добыча qн, приходящаяся на одну скважину (единица измерения т).

Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но

иот технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости Qж – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (год, месяц). Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. На большинстве месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента добыча жидкости превышает добычу нефти (единица измерения м3).

Дебит нефти, воды и жидкости qн, qв, qж – соответственно отношение добычи нефти, воды или жидкости ко времени работы скважины за месяц или за год. Рассчитывается как на отработанное время, такинакалендарное(единицаизмереният/сут, м3/сут).

Обводненность – это отношение добываемой воды к общему количеству добытой жидкости за период (единица измерения д. ед., %).

Водонефтяной фактор – отношение добытой воды к нефти. Текущий и накопленный (единица измерения д. ед.).

52

Добыча газа Qг. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти (единица измерения м3).

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным, и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель – накопленную добычу (∑Qн, ∑Qж). Накопленная добыча нефти и жидкости отражает количество, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается и он остается постоянным.

53

Закачка нагнетаемых в пласт агентов (Qз) – объем зака-

чанного агента в пласт за единицу времени. Накопленная закачка (∑Qз) характеризуется объемом закачанного реагента в пласт с начала разработки (с момента пуска в эксплуатацию первой нагнетательной скважины). При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр (в том числе для поддержания пластового давления) в пласт закачивается вода, вода с добавками химреагентов, газ и другие вещества.

Основной показатель, характеризующий процесс закачки, – компенсация отбора жидкости закачкой воды: текущая и накопленная (единица измерения д. ед., %).

При составлении проектов разработки величина принимается равной 115 % для обеспечения потерь по пути следования закачиваемой воды и потерь на трение.

Фонд скважин. Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.

Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы – оценочные и контрольные. Первые бу-

54

рят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.

Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: на I, II стадиях – растет, на III, IV – уменьшается.

Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп отбора от НИЗ. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ) – часть балансовых (геологических) запасов нефти или газа, которая может быть рентабельно извлечена на поверхность. При анализе разработки любого объекта используются такие показатели, как темп отбора от НИЗ и степень выработки НИЗ. Темп разработки Z(t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Qн(t) к извлекаемым запасам месторождения:

Z(t) Qн(t)100 %.

Qизв

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) или отбор от НИЗ – отношение накопленной добычи нефти к НИЗ.

55

ОНИЗ Qн 100 %.

Qизв

Причем сопоставление величины текущей обводненности продукции скважин со значением степени выработки запасов может нам косвенно указывать, достаточно ли эффективно разрабатывается объект. При равенстве этих показателей можно говорить о корректной разработке объекта. Если степень выработки отстает по величине от обводненности продукции скважин, необходимо применять меры по устранению этого. Анализ показателей разработки во времени позволит принять решение о применении технологий по интенсификации добычи нефти либо о масштабном воздействии той или иной технологии на изменение динамики разработки.

Нефтеотдача – коэффициент извлечения нефти (КИН). Величина запасов нефти той или иной залежи связана со степенью извлечения нефти из недр, которая представляет собой отношение возможной суммарной добычи нефти к балансовым (геологическим) запасам нефти в пласте. Это отношение, называемое текущим коэффициентом извлечения нефти, имеет вид

КИНт Qн 100 %.

Qбал

Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти в конце разработки к начальным запасам.

КИНпр Qизв 100 %,

Qбал

где Qизв – извлекаемые запасы нефти; Qбал – балансовые запасы нефти; ∑Qн – накопленный отбор нефти.

В идеальном случае коэффициент нефтеотдачи стремится достичь величины коэффициента вытеснения, т.е. того значения, которое максимально возможно извлечь из пласта с конкретными геолого-физическими характеристиками.

56

Процесс вытеснения нефти зависит от многих факторов: структуры и характеристики коллектора, неоднородности, свойств насыщающей его нефти, системы размещения скважин, сетки скважин. Таким образом, КИН может быть рассчитан по формуле

КИНпр bвыт bохв.зав bохв.выт.

Коэффициент вытеснения (bвыт) – отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода), к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне.

Коэффициент охвата заводнением (bохв.зав) – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в которое прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения.

Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения

(bохв.выт) – отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже для нефтедобывающего региона и страны.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет повышенное давление, в районе добывающих – пониженное. Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. В качестве показателей

57

разработки используют давления в характерных точках пласта: на забоях нагнетательных скважин Рн, на забоях добывающих скважин Рн. На линии нагнетания Рн', на линии отбора Рс'.

Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или, наоборот, теплоносителей пара, горячей воды.

4.2. Режимы залежей

Под режимом работы нефтяных залежей понимают ха-

рактер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах. В зависимости от природы преимущественно действующих сил в настоящее время выделяют следующие основные режимы работы нефтяных залежей:

1)водонапорный режим;

2)упруговодонапорный режим;

3)газонапорный режим (или режим газовой шапки);

4)режим растворенного газа;

5)гравитационный режим.

При водонапорном режиме (рис. 4.1) основным видом энергии, продвигающей нефть по пласту, является напор краевых (или подошвенных) вод. На начальном этапе разработки с увеличением числа скважин, вводимых в эксплуатацию, наблюдается рост добычи нефти вплоть до достижения намеченного проектного уровня. В дальнейшем при поддержании добычи на достигнутом уровне наблюдается также стабилизация пластового давления, а затем по мере появления наступающей краевой воды количество воды в жидкости возрастает, а добыча нефти соответственно снижается. В результате обводнения часть скважин выбывает из эксплуатации, что приводит к снижению общего отбора жидкости и некоторому повышению пластового давления.

В связи с дальнейшим нарастанием обводнения и непрерывным снижением добычи нефти возникает необходимость в увеличении отбора жидкости (форсировке), вплоть до полного отбора нефти. Пластовое давление в каждый данный момент

58

зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными, соответствующими количеству растворенного газа в нефти, если в результате отбора жидкости давление не падает ниже давления насыщения нефти газом. Эффективность водонапорного режима зависит от размеров водонапорной системы, коллекторских свойств пласта и гипсометрической разности между глубиной залегания продуктивных пород и высотой выхода их на поверхность. При эффективном водонапорном режиме ширина водонапорной системы обычно составляет не менее 15–25 км, а проницаемость пород не менее 1,02 – 10–12 м2. При эффективном водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи колеблется в пределах 0,65–0,80 в зависимости от коллекторских свойств пород и других факторов.

Рис. 4.1. Разработка нефтяной залежи при природном водонапорном режиме: а – изменение объема залежи в процессе; б – динамика основных показателей разработки; 1 – интервалы перфорации; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНКнач – начальное; ВНКк – конечное; давление: Рпл – пластовое; Рнас – насыщение; годовые отборы: qн – нефти; qж – жидкость; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; kизвл.н – коэффициент извлечения нефти

Упруговодонапорный режим. Упругие силы могут прояв-

ляться при любом режиме. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный режим, а как фазу водо-

59

напорного режима. В период проявления этой фазы основным источником энергии является упругость жидкости (нефти и воды) и породы. Упруговодонапорный режим наиболее ярко проявляется при плохой сообщаемости (при отсутствии сообщения) нефтяной залежи с областью питания или при весьма значительной отдаленности (50–100 км) области питания от залежи нефти. Упруговодонапорному режиму свойственны те же характерные черты, что и водонапорному, однако при эффективном водонапорном режиме в случае неизменяющегося отбора жидкости установившееся динамическое давление в пласте остается также стабильным (до момента изменения режима отбора жидкости из пласта), а при упруговодонапорном режиме даже в случае стабильного темпа отбора жидкости из пласта оно непрерывно снижается. Таким образом, пластовое давление при этом режиме в каждый момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отбора жидкости из пласта. Следовательно, рост добычи нефти при этом режиме зависит от темпа ввода скважин в эксплуатацию: чем он медленнее, тем ниже оказываются начальные дебиты скважин, так как скважины вскрывают залежь в условиях более низкого пластового давления. В этом случае достигнутая текущая добыча нефти будет ниже по сравнению с добычей при более быстром вводе скважин в эксплуатацию. При этом режиме наблюдается быстрое снижение пластового давления и добычи нефти, несмотря на то, что число эксплуатационных скважин еще продолжает увеличиваться. Газовый фактор является постоянным до момента снижения пластового давления ниже давления насыщения. При снижении пластового давления ниже давления насыщения газовый фактор растет, нефть, теряя растворенный газ, становится более вязкой, и вследствие этого общая добыча нефти начинает снижаться в более быстром темпе. По сравнению с водонапорным упруговодонапорный режим менее эффективен: коэффициент нефтеотдачи колеблется в пределах 0,5–0,7. Изменение основных показателей разработки при упруговодонапорном режиме представлено на рис. 4.2.

60