книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

тепесков. П лотность пропитанной природны м битумом породы близ­ ка к единице.

Благодаря наличию битуминозных песков Канада выш ла на второе место в мире по разведанны м запасам углеводородов. В настоящ ее вре­ мя в этой стране еж есуточно добы вается около 2,6 млн баррелей нефти, из которых половина добы вается из нефтеносны х песков,

В отличие от обычных м есторож дений нефтеносны е песчаники или выходят на поверхность, или залегаю т непосредственно под земной по­ верхностью. Однако, добыча неф ти из песчаников обходится значитель­ но дороже получения этого сы рья из других источников. Д ля производ­ ства одного барреля тяж елой неф ти требуется примерно две тонны неф ­ теносного песка.

Добыча о су щ ествл яется карьерн ы м способом с использованием крупной землеройной и транспортной техники. Автомобили грузоподъ­ емностью до 400 т доставляю т насыщ енные нефтью песчаники на пере­ рабатывающую установку, где они см еш иваю тся с горячей водой и нефть отделяется от песка. Б итум ная неф ть непригодна д ля перера­ ботки на обычных НПЗ. П олученное тяж елое сы рье р азж и ж ается и пе­ рекачивается по неф тепроводу на установку по производству синтети ­ ческой нефти с добавлением водорода. Далее из этой неф ти получаю т высококачественное бензиновое и дизельное топливо с низким содер­ жанием серы, аром атических углеводородов и асфальтенов.

Например, провинция А льберта (Канада) располагает глубокими залежами битумов. Д ля извлечения сы рья компания Shell прим еняет циклическую паростимуляцию , парогравитационны й дрен аж и другие новейшие технологии. Эти процессы предусм атриваю т закачку пара в грунт, в результате чего вязкость неф ти сниж ается и появляется воз­ можность ее перекачки на поверхность. Компания Chevron Texaco я в ­ ляется мировым лидером в области внедрения технологий паростим у- ляции и переработки тяж ел о й неф ти с помощью модифицированной технологии вакуумного гидрокрекинга. Кроме технических сложностей добычи имею тся и экологические проблемы. В частности, остро стоит вопрос сокращ ения выбросов С 0 2 при извлечении из недр битумов. К аж ­ дая добывающая компания отрабаты вает свой арсенал технологий и з ­ влечения и переработки тяж елого углеводородного сырья.

Обширны залеж и природных битумов в Тимано-Печорском неф те­ газоносном бассейне (Россия), в котором битумные скопления располо­ жены на глубинах до 50 м. У никальным является комплексное Ярегское месторождение тяж елой вязкой нефти и природных битумов. Мощность нефтенасыщения продуктивного горизонта достигает 12 м, под ним

располож ении пропитанны й неф тью пласт песчаника, содержащ ий до 11 % двуокиси титана.

Добыча ярегской неф ти ведется с 1932 г. ш ахтны м способом. Приме­ няется паротепловое воздействие на пласт. Н еф ть в пластовы х услови­ ях имеет плотность 0,933 г/с м 3. В ее составе преобладаю т нафтеновые (50 %) и аром атические (30 %) углеводороды . Эта неф ть пригодна для производства трансф орматорного масла.

Технология разработки газовы х месторож дений имеет свои

особенности в связи с различием товарны х и ф изических свойств газа и нефти. Роль подземных хранилищ в накоплении газа пока еще не вели­ ка, поэтому в отличие от неф ти извлеченны й на поверхность газ должен сразу ж е передаваться потребителям. Основной особенностью разработки газовы х м есторож ден и й я в л я е т с я с в я зь всех элем ен тов в системе «пласт— скваж ина— промысловые газосборные сети — магистральный газопровод— потребитель»

Способы эксплуатации газодобы ваю щ их скваж ин обосновывают в проекте разработки в зависим ости от многих условий: величины плас­ тового давления и рабочего дебита скваж ины ; физико-химической и товарной характери сти ки газа; геолого-ф изической характеристики продуктивного горизонта; условий гидратообразования в стволе и газо­ промысловой сети; условия использования пластового давления на по­ верхности для промысловой обработки и транспорта газа потребите­ лям; м естополож ение скваж ин к газоводяному и газонефтяному кон­ такту и к тектоническим разры вны м наруш ениям . Технологический реж им добычи долж ен бы ть таким, чтобы не происходило накопление воды на забое и вынос песка.

По сравнению с неф тью газ им еет малую , вязкость, малую плот­ ность и больш ую сж им аем ость. Газ очень подвиж ен, поэтому при раз­ работке газового пласта весь газ можно отобрать через одну скважи­ ну. О днако по техническим и геологическим причинам на месторож­ ден и ях оборудую тся многие д есятки скваж ин . К ак и для нефтяных м есторож дений, при проектировании разработки газовы х месторож­ дений определяю т тем п разработки, число скваж ин и схему их разме­ щ ения на площ ади.

Разработка газоконденсатны х залеж ей в реж им е истощ ения мож ет привести к выпадению наиболее ценных углеводородНых компонентов. Чтобы этого избеж ать, использую т так назы ваем ы й сайклинг-процесс. Из добываемого жирного газа извлекаю т конденсат, а оставш ийся су­ хой газ закачиваю т обратно в пласт с целью поддерж ания пластового давления. За счет зам ещ ения тяж ел ы х углеводородов легкими проис­ ходит переформирование типа зал еж ей из газоконденсатных в газовые.

Если для неф тяны х или неф тегазовы х зал еж ей определение зап а ­ сов нефти не представляется сложным, то для определения запасов газа необходимо принимать во внимание следую щ ее обстоятельство; я в л я ­ ется ли добываемый газ попутны м или ж е представляет объект перво­ очередной добычи.

Большое значение для расстановки скважин на площади имеет реж им дренирования. Если движ ущ ей силой является только давление сжатого газа, то с течением времени давление будет падать. ЕсИИ газовая залеж ь имеет активный напор контурных вод, то пластовое давление в процессе разработки залеж и будет практически постоянным. Существенное влия­ ние на дебит газовых скваж ин оказы вает диаметр эксплуатационных ко­ лонн — чем больше диаметр, тем меньше потери давления в стволе.

В случае полосообразной зал еж и скваж ины могут быть располож е­ ны в виде одной или нескольких прям олинейны х цепочек на площ ади газоносности. В первую очередь скваж ины р а зм е щ а е т в области наи­ большей мощности и наибольш ей проницаемости пласта.

Небольшие газовы е м есторож дения с ограниченном запасом плас­ товой энергии использую тся для обеспечения газом местных потреби­ телей. Газ крупных месторож дений подается в м агистральны е газопро­ воды для снабж ения крупны х промы ш ленны х центров.

Разработка газового м есторож дения осущ ествляется в два периода:

•бескомпрессорная эксплуатация — движ ение газа из скваж ин до первой промеж уточной компрессорной станции газопровода обес­ печивается за счет пластового давления;

•компрессорная эксплуатация — для транспортирования газа в на­ чале газопровода строится головная компрессорная станция.

Основным требованием эксплуатации газовы х скваж ин для беском - прессорного периода явл яется обеспечение давления в начале газопро­ вода не ниже 5,0 МПа.

При разработке газоконденсатного месторож дении по мере падения давления из газа начинает вы деляться конденсат. Б первую очередь конденсируются наиболее тяж ел ы е компоненты, а затем более легкие.

К онденсат из жирного газа имеет прозрачны й цвет, относительную плотность 0,6— 0,8 и тем п ературу начала кипения от 18 до 50 °С. Г^30конденсатный ф актор показы вает отнош ение количества добытого к количеству полученного конденсата. Его величина колеблется от 2(шо

до 250 000 м;7 м 3. Чем богаче газ конденсатом, тем меньш е газоконден­ сатный фактор. В конденсатных м есторож дениях часто применяют р>аз. мещ ение скваж ин приблизительно 130 га на скваж ину.

Конденсат м ож ет вы деляться из добытого газа как на поверхности так и в пласте при сниж ении давления. В последнем случае часть кон­ денсата м ож ет остаться в пласте безвозвратно. Д ля предотвращ ения этого явления газоконденсатное м есторож дение разрабаты вается с Под­ держ ан ием пластового давления.

Р азраб отка газоконденсатного м есторож дения связана с больши­ ми капитальны м и влож ен иям и и эксплуатационны м и расходами. По­ мимо обычных за тр а т на бурение эксплуатационны х и нагнетатель­ ных скваж ин, а так ж е на обустройство пром ы сла, здесь приходится строить газоконденсатны й завод и ком прессорны е станции высокого д авл ен и я д л я обратной зак ач к и сухого газа в пласт. У становки дЛЯ переработки конденсатного газа и звлекаю т до 75 % пропана, до §8% бутанов и все содерж ание пентана плюс остальны е углеводороды с. из ж ирного газа.

К арачаганакское неф тегазоконденсатное м есторож дение отличат­ ся больш им этаж ом продуктивности. Глубина залегания продуктивных отлож ений находится в п ределах 3800— 5200 м. П ластовое давление возрастает с глубиной с 52 до 60 М Па, а пластовая тем пература увели­ чивается с 76 до 92 °С. И зм енение терм обарических условий с глубиной предопределило больш ие пределы изм енения газоконденсатного фак­ тора. С одерж ание конденсата в газе возрастает с 350 г /м 3 на кровле пласта до 900 г /м 3 на уровне газонеф тяного контакта. В зависимости от п ослед овательн ости ввода в р а зр а б о т к у р азл и ч н ы х интервалов м есторож дения будет та или иная динамика добычи сухого газа и Жид­ ких углеводородов.

К онструкция газовой скваж ины зависит от глубины и характера вскры ваем ы х пород, наличия или отсутствия водоносных горизонту и свойств добываемого газа. В больш ей части газовы х скваж ин после кон­ дуктора спускаю т только одну колонну — эксплуатационную диамет­ ром до 168 мм. В отличие от неф тяны х скваж ин газовы е скважины Экс­ плуатирую тся только фонтанны м способом при спущ енных фонтанных трубах, которы е спускаю тся до середины ф ильтра.

9.8.ИСКУССТВЕННЫЕ М ЕТОДЫ ВО ЗДЕЙ СТВИ Я НА НЕФТЯНЫ Е ПЛАСТЫ

Система воздействия на пласт — это комплекс технических средств и технологий по извлечению запасов углеводородов и з недр. В этот комплекс воздействия входят: источники рабочего агента (водоза­ боры,газовые скважины, установки деэмульсации обводненной нефти, по­ ставщики реагентов и др.), насосные и газокомпрессорные станции, нагне­ тательные скважины. В технологическом реж име работы нагнетательных скважин указываю т объект разработки, конструкцию скважин, подзем ­ ное оборудование, давление нагнетания и суточный объем закачки рабо­ чего агента, основные требования к свойствам закачиваемого агента.

Возврат в пласт всего или части отобранного попутного газа приво­ дят к задержке падения пластового давления и к росту газового ф акто ­ ра. На практике в пласт возвращ ается 60— 80 % извлеченного газа. П ри высоких газовых ф акторах закачку газа проводить нецелесообразно. Поддержание пластового давления — это средство продлить ф онтан ­ ный период эксплуатации неф тяны х скваж ин.

Когда в продуктивном пласте нет пополнения энергии в виде насту ­ пающих краевых вод, то д л я вы теснения неф ти используется энергия газа. Если месторождение им еет достаточную амплитуду, газовую ш ап­ ку и высокую проницаемость пород, то закачка газа долж на быть со­ средоточена в газовой ш апке, а неф тедобы ча — на склонах пласта. Экс­ плуатационные скваж ины долж ны заклады ваться так, чтобы свести к минимуму конусообразование и проры в газа из газовой шапки. С ква­ жины с высоким газовым ф актором следует закры вать или ограничи­ вать дебиты. Это способствует равномерному движ ению вниз поверх­ ности раздела газа и нефти.

Коэффициент продуктивности пласта — это отношение дебита сква­ жины к величине падения давлен ия в прискваж инной зоне пласта. Этот перепад давления вы зы вает течение неф ти в сторону скваж ины . Когда скважину пускаю т в эксплуатацию , начальны е дебиты намного вы ш е дебитов, которые устанавливаю тся позж е. Это явление обусловлено сжимаемостью неф ти и свободного газа, если он присутствует в пласте. Условия на забое редко стабилизирую тся раньш е нескольких десятков часов. В плотных породах стабилизация притока м ож ет произойти лиш ь через несколько суток. Когда «реж им растворенного газа» играет опре­ деляющую роль в м еханизм е неф теотдачи, дебит падает с убыванием газонасыщения, а такж е в связи с ростом вязкости неф ти в р езул ьтате

вы деления из нее газа. В этом случае по м ере истощ ения залеж и коэф­ ф ициент продуктивности м ож ет снизиться на порядок. В области, где пластовое давление п од д ерж и вается нагнетанием воды вы ш е точки насы щ ения, коэф ф ициент продуктивности остается постоянным.

Сравнением коэф ф ициента продуктивности до и после ремонта сква­ ж ины или обработки ее кислотой можно оценить эф ф ективность про­ деланны х операций.

Д ля повы ш ения эф ф ективности реж им ов работы зал еж и применя­ ю тся следую щ ие методы воздействия на неф тяны е пласты и призабой­ ную зону:

• поддерж ание пластового давления (ППД) посредством заводнения и закачки газа в газовую ш апку пласта;

•повы ш ение проницаем ости пласта и призабойной зоны посред­ ством гидравлического р азры ва пород (ГРП) и кислотной обработ­ ки пластов;

•повы ш ение н еф те - и газоотдачи пластов м етодами физико-хими­ ческого и механического воздействия.

И скусственное поддерж ание пластового давлен ия методом закон­ т у р н о го заводнения прим еняется при разработке небольш их залежей. М етод заклю чается в закачке воды в пласт ч ер ез нагнетательны е сква­ жины, разм ещ аем ы е за внеш ним контуром нефтеносности на расстоя­ нии более 100 м. Э ксплуатационны е скваж ины располагаю тся внутри контура нефтеносности параллельно контуру (рис. 9.7).

Рис. 9.7. Схема законтурного заводнения пласта:

1 — нагнетательные скважины;

2 — эксплуатационные скважи­ ны; 3 — внешний контур нефте­ носности; 4 — направление дей­ ствия давления

Законтурное заводнение можно проиллю стрировать на примере од­ ного из м есторож дений Т ехаса (СШ А), где неф ть добывалась с глубины 915— 996 м из песчаника. З ал еж ь располож ена в моноклинали длиной 77 км и ш ириной до 12 км. С ред н яя м ощ ность неф тяного песчаника 10,5 м, пористость 25% , насы щ ение связанной водой 17 %, проницае­ мость до 3000 м иллидарси. Т ем пература резервуара 63 °С. Плотность извлекаем ой неф ти 0,83 г/см 3. Н ачальное содерж ание дегазированной

На призабойную зону пласта можно воздействовать торпедирова­ нием — подрывом заряд а взры вчатого вещ ества или энергией песчано­ жидкостной струи, вы текаю щ ей из насадок перф оратора со скоростью до 250 м/с.

К химическим методам воздействия на призабойную зону относит­ ся кислотная о б р аб о тк а пород соляной кислотой, которая растворяет карбонатные породы. П олученны е в р езу л ьтате реакции хлористы й кальций и хлористы й магний хорош о растворяю тся в воде и легко у д а ­ ляются вместе с продукцией скваж ины , образуя новые пустоты. П ла­ виковая кислота хорош о воздействует на песчаники и на частицы гли­ нистых растворов. При закач ке серной кислоты сн и ж ается вязкость нефти за счет теплоты смеш ения кислоты с водой.

Для удаления воды и загрязняю щ их м атериалов используется об­ работка призабойной зоны пластов п о в ер х н о стн о -ак ти в н ы м и веще­ ствами (ПАВ). О трицательная роль воды проявляется в том, что она закупоривает тонкие поровые каналы и ум еньш ает дебит скважин. ПАВ снижает поверхностное н атяж ен ие на границе воды с нефтью , газом и породой, в результате разм ер капель воды ум еньш ается и тем самым облегчается их вынос.

Асфальто-смолистые и параф иновы е отлож ения удаляю т с помо­ щью органических растворителей, тепловой обработки пластов паром, термоакустическим воздействием и другими методами.

Перечисленные методы повы ш ения пластового давления и прони­ цаемости пласта позволяю т увеличивать тем пы отбора неф ти и газа и сокращать сроки разработки залеж ей . Д ля более полного извлечения из недр нефти и газа применяю т методы повы ш ения неф те- и газоотдачи пластов.

Для повышения неф теотдачи закачиваю т в неф тяной пласт воду, обработанную ПАВ, которы е способствуют дроблению капель неф ти и образованию м аловязкой эмульсии типа «нефть в воде». Одновременно снижается поверхностное н атяж ение на границе неф ти с водой, в р е ­ зультате чего неф ть см ы вается с поверхности породы и более полно вытесняется из пор.

Вытеснение неф ти водными растворам и полимеров создает условия для более равномерного продвиж ения водонефтяного контакта и повы ­ шения конечной неф теотдачи п ласта.

С этой целью наиболее ш ироко прим еняю тся полиакрилам иды , ко­ торые придают воде вязкоупругие свойства. К онцентрация наиболее эффективных ПАВ при заводнении пластов не превы ш ает 0,05 %. Для

более полного вы теснения неф ти такж е использую тся пены, приготов­ ленны е на воде с добавкой около 1 % пенообразователя.

Закачка в пласт углекислоты ум еньш ает вязкость неф ти и соответ­ ственно увеличивает приток неф ти к эксплуатационной скважине. Та­ кого ж е эф ф екта можно добиться нагнетанием в пласт горячей воды или пара с тем пературой до 400 *С. П рименяемое внутрипластовое горение образует впереди ф ронта горения пары неф ти и горячую маловязкую неф ть, которы е легко д ви ж утся к эксплуатационны м скважинам .

У становить технологический реж им работы скваж ины — это

значит вы брать такие парам етры оборудования, которы е обеспечива­ ют получение заданного дебита углеводородов при соответствующем забойном давлении. Р азличаю т норму отбора продукции скважины с позиций притока в скваж ину и норму отбора с позиций подъема на по­ верхность.

С позиций притока м аксим альны й дебит скваж ины обеспечивается с одной стороны продуктивной характеристикой скваж ины и пласта, а

сдругой стороны — условиями рациональной эксплуатации залежи.

Спозиций подъема продукции на поверхность максимальный дебит скваж ины обепечивается рациональным использованием эксплуатаци­ онного оборудования и требованиям и рациональной эксплуатации за­

леж и. Такой дебит явл яется оптимальным, и его назы ваю т техничес­ кой нормой добычи нефти.

Технологический реж им работы скваж ины определяю т при помо­ щи индикаторной диаграммы , на которую дополнительно наносят дан­ ные о количестве добываемой воды (обводненность), добываемого газа (газовый ф актор), выносимого песка в зависим ости от депрессии (или забойного давления). При этом такж е приним ается во внимание зави­ симость дебита от парам етров эксплуатационного оборудования.

Дебит скваж ин ограничивается геолого-технологическими и техни­ ческими причинами. По этой причине добываю щ ие скваж ины подраз­ деляю т на скваж ины с ограниченным отбором и с неограниченным от­ бором.

Н орму о т б о р а м о г у т огр ан и ч и вать состояние устойчивости пород пласта (вынос песка), наличие подош венной воды и необходимость ог­