Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 6

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Задание №1.

1.Правовое и технико-экономическое обоснование разработки нефтяных месторождений.

Недра Российской Федерации согласно ее Конституции являются общенациональным достоянием. Для того чтобы начать разведку на нефть и газ какого-либо региона, отдельных месторождений или геологических структур,

необходимо получить на это разрешение (лицензию), выдаваемую государственными организациями: Комитетом Госкомнедра совместно с соответствующими управлениями субъектов Федерации (республик, областей, краев,

национальных округов и др.) при согласии Министерства топлива и энергетики Российской Федерации. Обычно юридические лица (предприятия и организации), как и физические лица, приобретают лицензии по конкурсу. О

конкурсах сообщается в средствах массовой информации и специальных уведомлениях заинтересованных лиц.

Лицензии на разведку и разработку месторождений являются платными.

Если какое-то предприятие или организация победило в конкурсе на право разработки месторождения и получило лицензию на разработку уже разведанного нефтяного месторождения, то необходимо, прежде всего, чтобы геологические и извлекаемы е запасы нефти и газа на месторождении были апробированы и утверждены Государственной комиссией по запасам полезны х ископаемых (ГКЗ) Российской Федерации или, для сравнительно небольших месторождений, Центральной комиссией по запасам Государственного комитета Роскомнедра. Согласно существующим правилам в промышленную разработку в Российской Федерации можно вводить месторождения,

содержащие не менее 80 % запасов категории C1 и до 20 % категории C2.

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

В Российской Федерации принята классификация, согласно которой запасы нефти и ее ресурсы подразделены на категории A, B, С1, C2, C3, D1, D2. Запасы A и B считаются запасами высокой категории. Это – запасы, находящиеся в разбуренных эксплуатационным бурением частях месторождения. Запасы категории C1 – это запасы, находящиеся внутри доказанного контура нефтеносности или приравненные к ним, но находящиеся в еще неразбуренной эксплуатационным бурением части месторождения. Запасы C2 – это запасы в прилегающих к доказанному контуру нефтеносности частях месторождения, не вполне определенно оконтуренные или не вполне идентифицированные с литологической или стратиграфической точек зрения, или запасы, находящиеся в недостаточно изученных пропластках.

Запасы C3 – это запасы в геологических структурах, аналогичных тем, нефтеносность которых уже доказана, но не вскрытые разведочным бурением.

Наконец, запасы категорий D1 и D2 рассматриваются как прогнозные. Они считаются запасами низких категорий и определяются на основе оценочных геологических и геофизических расчетов с учетом возможного наличия в регионе структур-ловушек нефти и газа и их нефтегазоносности. Если рассматривать территорию всей Российской Федерации или какого-либо нефтегазоносного региона, то в некоторый момент времени на этой территории будут расположены разрабатываемые месторождения, промышленно разведываемые залежи нефти, геологические структуры,

обнаруженные геофизическими методами разведки, но еще не разбуренные разведочным бурением и, наконец,

предполагаемые нефтегазоносные структуры, т.е. еще точно не установленные. Таким образом, в рассматриваемом регионе может иметься весь изменяющийся во времени набор категорий запасов – от прогнозных до промышленно разрабатываемых. Федеральные и местные геологические службы Российской Федерации могут принимать различные решения – продолжать разведку запасов на каких-либо месторождениях, доводя содержание этих запасов до высоких

Консорциум « Н е д р а »

категорий с тем, чтобы выдать лицензию какому-либо предприятию непосредственно на разработку месторождения, или продолжать разведку, привлекая других инвесторов.

Пусть, как уже было сказано выше, какое-то предприятие получило лицензию на разработку месторождения,

добилось утверждения в ГКЗ необходимой для разработки месторождения категорийности запасов. Тогда для ввода месторождения в разработку остается составить соответствующий проектный документ по разработке месторождения.

Этот документ рассматривается, апробируется и утверждается Центральной комиссией по разработке месторождений Министерства топлива и энергетики Российской Федерации. Вид и содержание проектного документа по разработке нефтяного или нефтегазового месторождения зависят от стадии разработки месторождения, для которой составляется документ, сложности и степени изученности его строения и свойств, а также предполагаемых технологий и системы разработки месторождения. Вообще могут быть использованы проектные документы по разработке и эксплуатации месторождений следующих видов: проекты пробной эксплуатации; технологические схемы опытно-промышленной разработки; технологические схемы разработки; проекты разработки; уточненные проекты разработки (доразработки);

анализы разработки.

Если в процессе эксплуатационного разбуривания месторождения, отрицательных результатов использования ранее принятой системы разработки и технологии извлечения нефти, изменения экономических и экологических условий выявится нецелесообразность продолжения разработки месторождения по имеющейся технологической схеме или даже по проекту разработки, то может быть составлено и принято к осуществлению дополнение к технологической схеме или проекту разработки или новая технологическая схема, или проект разработки место рождения.

Консорциум « Н е д р а »

В принципе каждый последующий проектный документ должен опираться на предыдущий, но не всегда необходимо последовательно составлять весь перечисленный выше набор документов. Если в некотором регионе предполагается ввести в разработку месторождение, залегающее в уже известном геологическом комплексе, со свойствами, аналогичными свойствам других месторождений, то можно обойтись, например, без технологической схемы опытно-промышленной разработки и переходить к составлению основной технологической схемы разработки.

Пробная же эксплуатация скважин осуществляется, как правило, в обязательном порядке, так как пи ее поведении получают важнейшие сведения о пласте и скважинах, необходимые для составления технологической схемы разработки.

К их числу следует, прежде всего, отнести данные о дебитах добывающих и приемистости нагнетательных скважин,

забойном и пластовом давлениях, степени ухудшения проницаемости призабойной зоны скважин (скин-эффектах),

эффективности тех или иных способов эксплуатации скважин и др.‚ случаях, когда возникают существенные сомнения в данных использования тех или иных расстояний между скважина ми, в выборе объектов разработки или даже в самой технологии извлечения нефти из недр, необходимо, конечно, составлять технологическую схему опытно-промышленной разработки для одного или нескольких участков месторождения. Результаты опытно-промышленной разработки месторождения должны как раз и дать возможность получить ответ на имеющиеся вопрос.

Технологическая схема и проект разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения. Именно в технологической схеме разработки устанавливаются система и технология разработки. ‚ процессе реализации технологической схемы разработки производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения. После составления и утверждения технологической схемы разработки месторождения составляется проект его обустройства, в котором с учетом рельефа местности, климата и других особенностей региона

Консорциум « Н е д р а »

устанавливаются трассы промышленных нефтепроводов и их технические характеристики, тип и конструкции устройств для сбора и замера нефти и газа, системы управления их поверхностными потоками, а также на основе расчётов выбираются типы и производительности устройств для сепарации газа и нефти, разрушения эмульсии нефть-вода и доведения нефти до требующейся кондиции, системы дальнего транспорта нефти и использования газа и воды. На основе проекта обустройства месторождения осуществляется строительство предусмотренных этим проектом объектов добычи нефти.

Проект разработки составляется на стадии, когда месторождение разбурено на 70 %, но в систему и технологию еще можно внести существенные изменения. Если и после составления и начала осуществления проекта разработки месторождения возникнет необходимость внесения в проект значительных изменений, то составляется уточненный проект разработки месторождения.

После принятия как основной технологической схемы, так и проекта разработки ведется авторский надзор за осуществлением на практике проектных решений, а также производятся анализ фактических результатов разработки месторождения и сопоставление их с теоретическими расчетами и проектными данными.

Можно сказать, что вплоть до теоретически стопроцентного извлечения нефти из пластов каждого месторождения интерес к нему не пропадает: появляются новые технологии нефтеизвлечения, растет ценность природных углеводородов. Кроме того, могут появиться новые арендаторы. Все это обусловливает возможность составления новых проектов разработки, предусматривающих использование более эффективных технологий нефтеизвлечения в условиях роста ценности нефти.

Консорциум « Н е д р а »

вследствие взаимодействия молекулярных сил в твердой и жидкой фазах. Движения жидкости может ее быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами.

В продуктивных пластах часто наблюдается трещиноватость, чаще в карбонатных коллекторах. Трещины имеют различную протяженность - от 0,01 - 0,15 до 10 - 20 м, раскрытость - от нескольких микрон до сантиметра,

направленность - от бессистемных горизонтальных, наклонных до четно прослеживаемых по площади залежи вертикальных трещин и густоту - от 1 до 10 трещин на 1 м и более.

Очень важная характеристика коллекторов удельная поверхность пористой среды - отношение площади поверхности пор к объему или массе пористой среды. Для высокопористых, высокопроницаемых коллекторов удельная поверхность не превышает 500-1000 см2/см3 породы, а для алевролитов, полимиктов и слабопроницаемых карбонатов достигает 10000-30000 см2/см3.

Одна из самых важных характеристик микроструктуры пористых сред нефтеносных пластов — смачиваемость их поверхности. Подавляющая часть продуктивных пластов преимущественно гидрофильна т.е. смачиваема водой.

Однако, иод действием некоторых компонентов нефти асфальтенов, происходит частичная гидрофобизация поверхности пор. Поэтому считается, что нефтегазоносные пласты обладают смешанной (частично гидрофильной,

частично гидрофобной) смачиваемостью. Изменчивость, размеров пор и как следствие, ее изменчивость удельной поверхности пористой среды и смачиваемость называются микронеоднородностью. Это основной фактор,

определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами.

Макронеоднородность нефтяных пластов, часто называемая просто неоднородностью нефтяных пластов,

представляет собой свойство нефтяного пласта коллектора, обусловленное изменением его литологических свойств и

Консорциум « Н е д р а »

изменчивостью его параметров по объему продуктивного пласта. Различаются три основных вида неоднородности пластов - коллекторов - расчлененностью пластов непроницаемыми проиластками и линзами, изменчивостью проницаемости но объему пласта и неравномерностью свойств пласта по простиранию.

Нефтеносные пласты, в силу изменившихся условий отложения осадке в при их образовании, представляют собой бессистемное чередование проницаемых нефтенасыщенных песчаных (терригенных) или известняковых и непроницаемых глинистых или доломитовых слоев, линз и пропластков. (Демонстрированы профили). Расчлененность пластов бывает столь велика, что в пределах разреза одной скважины в пласте выделяется до 10 20 пропластков. Из этого видно, насколько сложно строение нефтяных залежей и как трудно обеспечить полное дренирование всего объема залежи, особенно полный охват вытеснением нефти водой через нагнетательные скважины в добывающие.

Для определения макронеоднородности строят различные карты, профиля и схемы, наглядно характеризующих степень площадной и объемной неоднородности пласта. Основные из них - карты распространения зональных интервалов или слоев, выделяемых в продуктивном пласте на основании детальной корреляции, а также геологические профили, построенные в различных направлениях и увязанные с упомянутыми картами.

На них можно выделить три группы участков: непрерывную часть пласта, иолулинзы и линзы. Под линзами подразумеваются изолированные участки распространения зонального интервала, окруженные со всех сторон непроницаемыми породами.

Полулинзами называют участки зонального интервала, открытые для поддержания пластового давления только с одной стороны. Непрерывная часть пласта имеет не менее двух выходов к контуру питания. Графическсе

Консорциум « Н е д р а »

отображение неоднородности пласта в виде карт распространения зональных интервалов дает возможность наглядно оценивать степень неоднородности пласта.

Расчлененность пластов принято также выражать различными коэффициентами - песчанистости,

расчлененности и др.

Коэффициент расчлененности Кр представляет собой отношение числа проницаемых прослоев во всех скважинах

п к числу скважин N:

Коэффициент песчанистости Кп - это отношение суммы толщин проницаемых пропластков h к сумме общих

Коэффициент распространенности – Кs коллектора характеризует изменчивость продуктивных слоев по площади залежи:

где SK площадь коллектора, на которой встречается пропласток;

S - общая площадь пласта;

Коэффициент литологической связанности Ксв — отношение суммарной площади всех зон слияния Sce - к общей нефтенасыщеиной площади So пласта;

Консорциум « Н е д р а »