История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

При снижении пластового и забойного давлений возрастает величина превышения над ними геостатического давления, что может

приводить к заметной деформации пород-коллекторов, особенно в призабойных зонах скважин. В результате ухудшаются коллекторские

свойства пород и происходит некоторое снижение дебита скважин.

Особенности проектирования газоконденсатного месторождения

Изменение состава природного газа в процессе разработки.

Во время эксплуатации газовых скважин метан —газообразный и находится при температуре выше критической, этан — на грани парообразного и газообразного состояния, а пропаны и бутаны — в паровом. С повышением давления и понижением температуры компоненты, входящие в состав природных газов чисто газовых месторождений, могут переходить в жидкое состояние. При эксплуатации газоконденсатных месторождений с понижением давления до определенного значения (давление максимальной конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых углеводородов в жидкое состояние, при последующем уменьшении давления часть их переходит обратно в газообразное состояние.

Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количество конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует учитывать при проектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные месторождения разрабатывают с поддержанием давления путем закачки газа в пласт (сайклинг-процесс), состав конденсата практически не изменяется, а состав газа может изменяться при прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины. Если для поддержания пластового давления закачивают в пласт воду, состав газа и конденсата в процессе разработки остаются неизменными.

В процессе разработки газовых и газоконденсатных залежей предвестником обводнения по данным эксплуатации скважин по ряду месторождений является увеличение азота и редких газов (например, Шебелинское месторождение) или увеличение газоконденсатного фактора и минерализации, выносимой из скважины воды (месторождения Краснодарского края).

Таким образом, физико-химические свойства газа и его состав необходимо знать как на стадии разведки, так и при эксплуатации месторождения.

На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в

консорциум н е д р а

залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин.

Наиболее часто при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений используются режимы постоянного градиента, постоянной депрессии или дебита, а также постоянного забойного давления. Причем, как правило, установленный в начальной стадии технологический режим, например постоянной депрессии или дебита, в период падающей добычи заменяется режимом постоянного устьевого давления по части скважин, устьевые давления которых отличаются от давления основного эксплуатационного фонда. В дальнейшем, с момента ввода компрессорной станции, эти скважины нередко переводятся снова на режим падающего устьевого давления. Увеличение за последние годы числа газовых и газоконденсатных месторождений, переходящих на последний этап разработки, но еще способных обеспечить выдачу значительного количества газа, происходит из-за отсутствия правильно установленного технологического режима эксплуатации скважин и конкретных рекомендаций по данному вопросу в проектах и анализах разработки месторождений. Существенное снижение пластового давления, производительности скважин, увеличение количества влаги в газе, низкая скорость потока газа

встволе скважины и другие факторы требуют предварительной оценки и выдачи конкретных рекомендаций по режиму эксплуатации скважин

впоздней стадии разработки месторождений с учетом возможного применения плунжерных лифтов, применения ПАВ и т.д. для более надежной оценки добывной возможности каждой скважины или группы скважин и месторождения в целом.

Время перехода от одного технологического режима к другому в основном зависит от фактора или сочетания факторов, по которым устанавливался данный технологический режим, от стадии разработки залежи и условий сбора и транспорта газа. Причем первая часть этого вопроса, т.е. выбор технологического режима в зависимости от того или иного фактора, являющегося определяющим для данного месторождения, решается проектирующими организациями на базе имеющихся геолого-промысловых данных. Время, требующее изменения режима в зависимости от стадии разработки, диктуется темпом освоения рассматриваемого месторождения, потребностью в газе по меньшей мере в данном районе, т.е. годовыми отборами, продолжительностью нарастающей, постоянной и падающей добычи. Кроме того, время изменения технологического режима связано с условиями сбора, т.е. с переводом от одной системы осушки к другой, и с начальными параметрами газопровода, сохранение которых ставится весьма жестко.

В целом при возможности проведения прогнозных расчетов (в технологических схемах и проектах разработки) величин изменения пластового, забойного, устьевого давлений и давления системы сбора, осушки и транспортировки газа, содержания и изменения во времени количества жидкости в газе, технологии эксплуатации скважин с известной конструкцией и др. проектировщик обязан рекомендовать соответствующие сроки перехода от одного технологического режима работы на другой и определить критерии для выбора на каждой конкретной скважине правильного технологического режима работы. Без выполнения указанного требования правомерность и надежность проектных показателей на месторождениях могут приводить к существенным отклонениям проектных данных от фактической возможности

консорциум н е д р а

промысла. Указанное выше положение касается временного, или так называемого стадийного (в зависимости от периода разработки залежи), необходимого изменения технологического режима эксплуатации. Если технологический режим установлен по какому-то из перечисленных факторов, то при проведении ряда мероприятий в скважине или неожиданных изменениях по различным причинам необходимо текущее, в отдельных скважинах очень частое, изменение технологического режима эксплуатации. Эта необходимость устанавливается при периодических исследованиях скважин или проведении разных мероприятий в скважинах и корректируется в материалах по анализу разработки.

Из изложенного выше следует, что в процессе разработки происходят изменения технологического режима эксплуатации скважин. Эти изменения могут быть связаны как с самим фактором, по которому устанавливался данный режим, так и со стадией разработки и различными работами в скважине.

Происходящие изменения могут быть учтены и прогнозированы в зависимости от различных факторов и должны быть включены в проект разработки месторождения.

Основная цель при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений с коррозийноактивными компонентами в составе газа сводится к установлению такого технологического режима и выбору соответствующей конструкции фонтанной колонны, при которых скорость потока всегда меньше критической по всей длине скважины.

Ограничения на применение режима с заданной критической скоростью. Технологический режим работы скважины при заданной критической скорости потока, ограниченной интенсивностью коррозии, устанавливается достаточно редко, так как оборудование скважины сооружается из металла в антикоррозийном исполнении или эксплуатация осуществляется подачей антикоррозийных ингибиторов. Это связано с тем, что ограничение скорости при недостаточном его обосновании приводит к дополнительным затратам и повышению себестоимости газа.

Совершенствование методов проектирования разработки нефтяных месторождений

Совершенствование разработки – это изменение системы разработки в соответствии с целями и геологическими потребностями месторождения.

Целью является наиболее полное и экономное извлечение ресурсов из недр.

Одним из резервов укрепления сырьевой базы «старых» нефтедобывающих районов страны, характеризующихся высокой

разведанностью недр и начальных потенциальных ресурсов, являются мелкие по размерам, сложнопостроенные месторождения нефти с

консорциум н е д р а

трудноизвлекаемыми запасами. В настоящий момент именно они являются основным ресурсным потенциалом нефтедобывающей отрасли промышленности Западной Сибири. В Томской области таких месторождений с извлекаемыми запасами от 0,5 до 5,0 млн. т разведано около

80, а по Западной Сибири в целом – около 600. Из них можно выделить особую группу месторождений (с небольшими запасами углеводородов) которые до настоящего времени не осваиваются ведущими нефтегазодобывающими предприятиями, так как большая удаленность от трасс магистральных нефте- и газопроводов, низкая продуктивность скважин сложное геологическое строение и другие факторы приводят к низкой экономической эффективности их разработки.

Роль мелких месторождений в балансе запасов нефти Западной Сибири весьма ограничена и на протяжении 25 лет (1970 г. – 1995 г.) их доля составляла около 5%. Степень вовлечения в разработку разведанных запасов нефти на мелких месторождениях составляет около 20%

текущих запасов. В целом по России степень вовлечения в разработку запасов мелких месторождений составила 41,6%, т.е. около 60% запасов нефти мелких месторождений в разработку не вовлечены. Это связано с предшествующей стратегией освоения нефтяных месторождений,

когда плановую добычу можно было обеспечить только путем ввода в активную разработку крупных месторождений. Малые месторождения эксплуатировались только в двух случаях: либо находились близко от крупных месторождений, либоотносительно большое число малых месторождений находилось рядом в районах с развитой инфраструктурой, причем даже в этом случае предпочтение отдавалось наиболее крупным из мелких месторождений.

В течение последних лет прирост запасов нефти и газа значительно ниже добычи. Среди открытых за последние 10 лет месторождений нет крупных, ввод которых мог бы компенсировать снижение добычи. Все крупные месторождения, дающие основную долю нефти, находятся в стадии снижающейся добычи. Практически свернуты работы по освоению новых нефтегазодобывающих районов. Нефтяные компании, даже самые крупные (Лукойл, ЮКОС) не финансируют инвестиционные проекты, отдача которых ожидается через 5 – 7 и более лет. Поэтому весьма актуальной становится проблема ввода в разработку и дальнейшего освоения месторождений мелких, с весьма «скромными» запасами.

К каждому малому месторождению нужен индивидуальный подход с учетом особенностей его строения, позволяющий выйти на на уровень проектных работ, которые бы обеспечили рентабельность освоения большинства месторождений, подход, заключающийся в создании

консорциум н е д р а

комплексных широкопрофильных предприятий, которые специализировались бы на добыче нефти, газа и других сырьевых ресурсов, а также осуществляли бы их подготовку для удовлетворения ближайших рынков сбыта.

При оценке целесообразности освоения каждого такого месторождения должна учитываться социальная необходимость обеспечения региона нефтепродуктами и газом. Для этого необходима, с одной стороны, поддержка государства (варианты льготного налогообложения), а

с другой – организационная и финансовая поддержка местных властей.

Повышение эффективности проектов освоения малых месторождений во многом зависит также от совершенствования техники и технологии их разработки и добычи углеводородного сырья. При освоении и использовании ресурсов необходимы комплексные схемы,

которые включали бы разработку месторождения и строительство промышленных или энергетических объектов, являющхся потребителями нефти, нефтепродуктов и газа.

Одно из важнейших направлений повышения экономической эффективности по освоению малых месторождений разработано в ТО СНИИГГиМСа В.Е.Пешковым, В.М.Тищенко и др. Авторы предлагают решить эту крупную народнохозяйственную проблему проблему путем разработки малого месторождения на естественном упруговодонапорном режиме. При этом добывающие скважины следует располагать в зонах с максимальным разуплотнением продуктивного пласта, что позволит вести разработку на естественном режиме с подключением системы поддержания пластового давления на конечном этапе выработки месторождения. В основу расчетного алгоритма показателей разработки заложен принцип материального баланса добычи нефти и притока воды из законтурной части залежи.

Для равномерной выработки месторождения добывающие скважины, расположенные в зонах максимального разуплотнения пород позволять выработать месторождение фондом скважин в 5-6 раз меньшим, чем при их расположении по равномерной сетке.

Снижение объемов бурения и капитальных вложений на обустройство значительно улучшают экономические показатели предприятия,

что, в свою очередь, позволяет привлечь инвесторов и в конечном итоге увеличить добычу нефти в Томской области.

консорциум н е д р а

Проектирование рациональной разработки месторождения

Проектные технологические документы на разработку месторождений составляются на основании лицензий на пользование недрами,

выданных в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о недрах, на основе данных запасов полезных ископаемых,

прошедших государственную экспертизу и/или находящихся на государственном балансе на дату составления проектного документа.

В соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации

«О недрах», разработка месторождений полезных ископаемых осуществляется в соответствии с проектными технологическими документами.

Проектные технологические документы на разработку месторождений должны:

−обеспечить добычу находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них сопутствующих компонентов;

−иметь целью достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов;

−предусматривать выполнение обязательств пользователя недр в соответствии с условиями лицензии на пользование недрами и требований законодательства Российской Федерации о недрах.

Проектные технологические документы проходят согласование в Федеральном агентстве по недропользованию (Роснедра).

В проектном документе приводится рекомендуемый вариант разработки и достигаемый в результате его внедрения КИН.

Даются:

−рекомендации по наиболее рациональному способу разработки;

−оценка общих перспектив месторождения;

−предложения по совершенствованию научно-исследовательских работ.

консорциум н е д р а

Степень рациональности разработки определяется текущим законодательством страны, политикой добывающей компании,

экономическими условиями, а главное – результатами взаимодействия человека с геолого-гидродинамическими особенностями

месторождения и полнотой извлечения углеводородов.

Принимаемый вариант, как правило, определяется по максимуму кривой чистого дисконтированного дохода, рассчитанного для

разных вариантов разработки. Если перегиба не наблюдается, при проектировании разработки нужно увеличивать количество планируемых

ГТМ (бурения, ОПЗ и прочего) до достижения падения экономических показателей.

Методики расчета технологических показателей

Расчёты технологических показателей неоднородности пластов по методике ВНИИнефть (Борисов)

Борисов предложил метод расчётов показателей разработки нефтяных месторождений с учётом их неоднородности по проницаемости. Метод Борисова послужил основой для большинства применяемых в настоящее время аналитических методов расчёта нефтяных залежей. В качестве расчётной модели принимался пласт, состоящий из набора параллельно работающих трубок тока одинакового поперечного сечения. Трубки тока имеют различную проницаемость и вероятностно распределены в объёме пласта. В первом приближении принимается, что число трубок тока определяется эмпирической кривой распределения проницаемости построенным по данным керна или по данным ГИС. Предполагается, что расход жидкости через трубку тока в каждый момент времени пропорционален её проницаемости. Ряды эксплуатационных скважин рассматриваются как эквивалентная галерея с дополнительным внутренним фильтрационным сопротивлением. Очень важный фактор, что не происходит поршневого вытеснения нефти водой за контур вытеснения, остаётся остаточная нефтенасыщенная толщина, которая уменьшается по мере прокачки жидкости и учитывается при образовании спектра распределения трубок тока.

Расчёты технологических показателей разработки неоднородных пластов УФНИИ (Саттаров)

В УФНИИ предложен метод расчёта показателей разработки нефтяных пластов с учётом их неоднородности по проницаемости. Метод предполагает, что неоднородный непрерывный пласт моделируется серией прослоек, границы которых сориентированы параллельно линиям тока. Прослойки различной проницаемости распределены по толщине вероятностно, а проницаемость (k) и функция F(k) распределения проницаемости описывается распределением Максвелла.

Вытеснение нефти принимаем поршневым по каждому прослою, но учитываем снижение фазовой проницаемости для воды в промытой зоне. Принимается, что течение жидкости направлено к проницаемым эксплуатационным галереям с дополнительным фильтрационным сопротивлением, а скорость движения жидкости пропорциональна проницаемости пропластков. Схема расчёта процесса обводнения строится аналогично схеме расчётов по методу Борисова.

Расчёт обводнённости неоднородных пластов по методики ГИПРОВОСТОКнефть (Ковалёв, Сургучев М.А., Сазонов)

консорциум н е д р а

Метод расчёта процесса обводнения нефтяных пластов по методики ГВН является дальнейшим развитием метода Борисова и Сатарова. В методике предусмотрен более полный учёт неоднородности коллектора по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения. Метод так же предусматривает учёт величины начальных водонефтяных зон (W).

При расчёте процесса вытеснения принимается слоистая модель пласта:

Все рассмотренные методики расчёта технологических показателей называются аналитическими. Эти методики так же используются для определения достигаемого коэффициента нефтеизвлечения, что позволяет при достижении предельной обводнённости уточнить извлекаемые запасы нефти.

Определение показателей разработки газоконденсатной залежи при заводнении.

Чем больше начальное содержание конденсата в природном газе, тем меньше коэффициент конденсатоотдачи при разработке залежи без ППД. Коэффициент конденсата извлечения при исследованиях на бомбе РVТ для некоторых газоконденсатных систем составляет 0,4 - 0,5.

При внедрении ППД путем закачки воды в пласт можно повысить коэффициент конденсатоотдачи за счет поддержания давления выше РР. Однако при этом возрастают потери газа в пласте за счет микро - и макро замещения, что ведет к снижению конечного коэффициента газоотдачи и соответственно конденсатоотдачи.

Т.е. при искусственном ППД процесс вытеснения газоконденсатной смеси сопровождается неравномерностью охвата залежи закачкой воды по толщине пласта и площади газоносности. Этот фактор ограничивает применение заводнения при разработке газоконденсатного месторождения.

Объектами для заводнения являются в основном газоконденсатные залежи с АВПД. Аномальность начального пластового давления может быть весьма значительной, вследствие чего внутрипоровое (пластовое)давление оказывается близким к горному. При наличии трещиноватости, система трещин, особенно примыкающая к скважинам будет смыкаться, ликвидируются пути фильтрации газа.

Искусственный водонапорный режим на месторождении с АВПД поддается эффективному регулированию. Предположим, что наметилась тенденция обводнения значительного числа скважин, прорвавшейся водой (добавляют специальные индикаторы, чтобы закачать воду, отличаемую от пластовой). Тогда полное прекращение закачки позволяет остановить процесс обводнения скважин. Дальнейшая разработка месторождения будет проводиться на истощение. Это приведет к снижению давления в обводненной зоне пласта и высвобожденного защемленного газа.

Одним из основных показателей разработки газоконденсатных месторождений с ППД является оптимальное поддерживаемое давление в пласте.

Чем выше поддерживаемое давление, тем больше эффективность вышестоящего агента. Чем больше пластовое давление поддерживается при заводнении, тем меньше влияние деформации коллекторов на снижение продуктивных характеристик эксплуатационных и нагнетательных скважин. Однако при больших давлениях закачки возрастают энергетические затраты.

Предположим, что в период заводнения из залежи будет отбираться постоянное во времени количество газа (за время t) Q (условие не обязательное).

консорциум н е д р а

где: Q – отбор газа, приведённый к РАТ и ТПЛ.

При заводнении газоконденсатной залежи эксплуатационные скважины располагаются в верхней части этажа газоносности.

Нижние отверстие интервала перфорации нагнетательных скважин, должны приходится на несколько метров ниже уровня ГВК, а верхние отверстия ниже нижней отверстий интервалов перфорации в эксплуатационных скважинах.

Левая часть уравнения (1) представляет собой массу газа для газоносной части на момент t - t.

Первый член правой части уравнения соответствует массе газа в поровом объеме Ω1(t) в момент времени. Второй член характеризует массу газа, добытую за расчетный интервал времени [t - t,t]. Третье слагаемое соответствует массе газа, которая выделяется при разложении гидратов в поровом объеме Ω2(t - t,t) за время t. Последний член увеличивает массу газа, приобщаемую к дренированию и ранее находившуюся в газообразной фазе гидратонасыщенного порового объема Ω2(t - t,t). Кроме того, составляется уравнение теплового баланса для газоносной части пласта, которое имеет вид:

консорциум н е д р а

залежи с добытым за время t газом, пятый - теплота, которая привносится в газоносную часть залежи с газом, выделившимся при разложении гидратов. И последний член в уравнении (2) соответствует количеству теплоты, которое поглощается при разложении гидратов в поровом объеме Ω2(t - t,t).

В уравнениях (1) и (2) отдельные параметры определяются следующими уравнениями:

консорциум н е д р а