Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

Глава 1

ИННОВАЦИОННАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. ЭФФЕКТИВНАЯ РАЗРАБОТКА МАЛОПРОДУКТИВНЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В России имеются миллиарды тонн трудноизвлекаемых запасов нефти, уже разведанных, но еще не введенных в промышленную разработку. Главный признак трудноизвлекаемых запасов нефти - экономическая неэффективность их извлечения при применяемой привычной стандартной технологии. Другой существенный признак - скважины, пробуренные на такие нефтяные пласты, обладают крайне низкими коэффициентами продуктивности.

Все известные нефтяные пласты можно классифицировать - разделить на восемь классов по среднему коэффициенту продуктивности скважин: первый класс - нефтяные пласты гипервысокой продуктивности - средний коэффициент продуктивности по нефти более 100 т/(сут-ат); второй класс - нефтяные пласты ультравысокой продуктивности - средний коэффициент продуктивности по нефти от 30 до 100 т/(сут-ат), примерами таких пластов были основные пласты Самотлорско-го месторождения, с которых начиналась разработка месторождения; третий класс - нефтяные пласты высокой продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти от 10 до 30 т/(сут-ат), примером такого пласта был девонский горизонт известного Бавлинского месторождения; четвертый класс - нефтяные пласты повышенной продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины от 3 до 10 т/(сут-ат), примером такого пласта был девонский горизонт на центральных площадях и лучших участках некоторых других площадей Ромашкинского месторождения; следующий, пятый класс - нефтяные пласты средней продуктивности, у которых средний коэффициент продуктивности скважины по нефти от 1 до 3 т/(сут-ат), такие пласты были на остальных

9

площадях Ромашкинского месторождения, на многих давно разрабатываемых не лучших нефтяных месторождениях Западной Сибири; шестой класс - нефтяные пласты пониженной продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины от 0,3 до 1 т/(сут-ат), такие пласты были и есть на разрабатываемых малопродуктивных нефтяных месторождениях Западной Сибири и Татарстана; седьмой класс - нефтяные пласты низкой продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти от 0,1 до 0,3 т/(сут-ат), в большинстве своем такие пласты пока не разрабатываются; восьмой класс - нефтяные пласты ультранизкой продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти менее 0,1 т/(сут-ат), такие нефтяные пласты пока, за небольшим исключением, не разрабатываются.

Пласты 7-го и 8-го класса - низкой и ультранизкой продуктивности - по своей продуктивности хуже основных пластов Самотлорского месторождения в 100-1000 раз, хуже девонского горизонта Ромашкинского месторождения в 10-100 раз.

Другие существенные признаки трудноизвлекаемых запасов нефти:

1. Высокая зональная неоднородность по проницаемости и прерывистость нефтяных пластов. Большое отличие общей толщины от эффективной толщины - уменьшенная и малая доля эффективной проницаемой нефтяной толщины в общей толщине, многослойность - наличие многих проницаемых слоев и их разделяющих непроницаемых прослоев.

Такая многослойность нефтяных пластов при значительной доле неэффективной толщины в их общей толщине резко уменьшает эффективность горизонтальных скважин и закачки теплоносителя в нагнетательные скважины.

2. Высокая расчетная послойная неоднородность, которая учитывает послойную неоднородность по проницаемости всех нефтяных пластов, объединяемых в один общий эксплуатационный объект, и геометрическую неоднородность (неравномерность) движения вытесняющей воды в пределах отдельного однородного слоя, обусловленную геометрией сетки скважин, схемой взаимного расположения добывающих и нагнетательных и точечностью (малостью) самих скважин по сравнению с размерами эксплуатируемых нефтяных площадей. При объединении нефтяных пластов в эксплуатационный объект из-за их различия по удельной продуктивности на единицу эффективной толщины общая неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой увеличивается, соответственно уменьшается средняя доля в суммарном отборе жидкости.

10

Объединение пластов оправдано, если при этом произведение начального максимального (амплитудного) дебита нефти и средней доли нефти в суммарном отборе жидкости увеличивается. Значит, при неизменном среднем числе скважин, как для одного пласта, при условии извлечения утвержденных извлекаемых запасов всех объединяемых пластов их объединение не только значительно увеличивает начальный максимальный (амплитудный) дебит нефти, но также увеличивает средней дебит нефти.

3. Пониженная и низкая начальная нефтенасыщенность пластов, из-за чего при заводнении бывает низкий коэффициент вытеснения нефти водой и еще более низкий коэффициент нефтеотдачи пластов, представляющий собой произведение коэффициента вытеснения нефти водой в микрообъеме пласта и коэффициента охвата пластов вытеснением.

4. Малые размеры чисто нефтяных площадей и участков -сложность определения их границ, риск разместить и пробурить проектные скважины за пределами этих границ.

Это могут быть водонефтяные пласты - нефть в виде островов в море воды; нефть находится в куполах и бывает защищена снизу от воды непроницаемыми прослоями и непродуктивными пластами.

Это могут быть газонефтяные пласты, где нефть находится в пониженных зонах. Нефть может быть защищена сверху от газа и снизу от воды непроницаемыми прослоями и пластами.

Эффективная разработка возможна только защищенной нефти, имеющей естественную природную защиту в виде непроницаемой породы сверху от газа и снизу от воды.

5. Близость давления насыщения нефти газом к начальному пластовому давлению плюс заметное или даже значительное содержание в нефти твердых компонентов - асфальтенов, смол и парафинов. Ограниченность депрессии на нефтяные пласты при снижении забойного давления добывающих скважин только до давления насыщения и опасность значительного снижения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения - снижения в 2, 3 и даже в 10 раз. После начала обводнения скважины такое снижение продуктивности по нефти равносильно значительному увеличению вязкости нефти со всеми следующими отсюда отрицательными последствиями.

Большой бедой может обернуться высокое газосодержание нефти и низкое забойное давление фонтанирования, намного более низкое, чем давление насыщения. Тогда при отсутствии постоянного контроля и жесткого регулирования (рацио-

11

нального повышения с помощью штуцера устьевого и забойного давления фонтанирования) происходит самопроизвольное снижение забойного давления ниже давления насыщения и соответственно резкое падение коэффициента продуктивности и дебита нефти.

6. Высокая вязкость нефти, в десятки и сотни раз превосходящая вязкость воды.

При невысокой проницаемости и невысокой эффективной толщине нефтяных пластов их ультранизкая продуктивность образуется из-за высокой вязкости нефти. А при высокой вязкости нефти возникает высокое соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти. Поэтому после прорыва вытесняющей воды в добывающие скважины по небольшой части нефтяных пластов (по наиболее проницаемым слоям и линиям тока) происходит быстрый рост обводненности отбираемой жидкости, быстрое снижение дебита нефти и процесс разработки завершается невысокой нефтеотдачей пластов, близкой к безводной нефтеотдаче и примерно равной 10-20 %.

Для таких нефтяных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти и ультранизкой продуктивностью РИТЭКом была запроектирована и уже осуществляется инновационная система разработки, включающая такие компоненты:

1. Рациональная максимальная депрессия на нефтяные пласты в добывающих скважинах. При этом забойное давление приближается к давлению насыщения нефти газом, пластовое давление по возможности повышается выше первоначального уровня, но так, чтобы добывающие скважины экранировали воздействие внутриконтурной закачки воды, чтобы на линии крайних периферийных добывающих скважин пластовое давление было равно первоначальному законтурному и не возникала опасность оттока и потери части запасов нефти во внешней водоносной области. Это - контролируемое и управляемое повышение пластового давления.

Рациональная максимальная репрессия на нефтяные пласты в нагнетательных скважинах. При этом забойное давление максимально возможно повышается, но остается ниже давления гидроразрыва пласта. Такое высокое забойное давление нагнетания при постоянной закачке и периодической циклической закачке обеспечивает объем закачиваемой воды, строго соответствующий объему отбираемой жидкости. Но создание рациональной максимальной депрессии и рациональной максимальной репрессии - непростое дело, требующее определенных технических решений и специального оборудования. Все необходимое для этого имеется у РИТЭКа.

12

2. На новых вводимых в разработку нефтяных месторождениях применяется адаптивная система разработки, позволяющая сочетать промышленный процесс добычи нефти и закачки воды с доразведкой геологического строения нефтяных пластов.

Адаптивная система позволяет оперативно на основе информации, полученной при бурении и исследовании скважин, изменять и совершенствовать сетку разбуривания скважин и схему размещения добывающих и нагнетательных, переходить от расчетного площадного заводнения к избирательному заводнению.

Установленная по технологическим и экономическим расчетам сетка скважин рациональной плотности, которая может быть любой, формируется из квадратных сеток стандартного дихотомического ряда. Этот ряд квадратных сеток образуется путем удвоения площади на скважину и включает плотности: 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64, 128 и 256 га/скв. Если по расчетам получается, что рациональная плотность сетки скважин равна 25 га/скв., то такую сетку составляют из двух сеток 32 и 16 га/скв., причем 32 га/скв. будет на 72 % нефтяной площади с пониженной эффективной толщиной нефтяных пластов, а 16 га/скв. будет на остальных 28 % нефтяной площади с повышенной эффективной толщиной нефтяных пластов; и начинать можно будет с плотности 32 га/скв., при необходимости без промедления сгущая до 16 га/скв. Разбуривание нефтяной площади осуществляется по направлению от известного к неизвестному: от центра к периферии сначала по плотности 256 и 128 г/скв. (это будет плотность кустов - плотность первых вертикальных скважин кустов при кустовом бурении скважин), затем при подтверждении эффективной нефтяной толщины пластов сгущается до плотности 64, 32 и 16 га/скв. При расчетной рациональной плотности сетки скважин 25 га/ скв. ближайшая более густая сетка стандартного дихотомического ряда 16 га/скв. является базовой; все проектные скважины рассматриваемого объекта могут размещаться только в точках базовой сетки.

При выделении двух и более эксплуатационных объектов по каждому из них определяется базовая сетка и эти сетки так смещаются относительно друг друга, чтобы все вместе по месторождению образовали максимально возможно равномерную общую сетку.

При такой общей сетке те скважины, которые оказались ненужными на своих проектных эксплуатационных объектах (например, попали в зоны неколлектора), переводятся на дру-

13

гие эксплуатационные объекты и там оказываются полноценными скважинами.

При адаптивной системе разработки довольно просто осуществляется разделение одной сетки на несколько более редких самостоятельных сеток и, наоборот, объединение нескольких сеток в одну более густую; разделение эксплуатационного объекта на несколько эксплуатационных объектов и, наоборот, объединение нескольких эксплуатационных объектов в один эксплуатационный объект.

3. Рациональное объединение нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности в один общий эксплуатационный объект увеличивает не только амплитудный (начальный максимальный) дебит нефти, но и средний дебит нефти добывающей скважины за время добычи утвержденных извлекаемых запасов. Без такого объединения пласты ультранизкой продуктивности вообще нельзя вводить в разработку. При всех налоговых льготах, принятых правительством Татарстана, при амплитудном дебите нефти добывающей скважины менее 9 т/сут экономически убыточно разбуривать и вводить в разработку нефтяные пласты, тогда как амплитудный дебит добывающей скважины по пластам ультранизкой продуктивности менее 6 т/сут. Вопрос стоит так: либо объединять и разрабатывать, либо не объединять и не разрабатывать.

Отвлекаясь от проблемы экономической нерентабельности, рассмотрим, в чем преимущество раздельной разработки нефтяных пластов самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин. Говорят, в простоте контроля - сразу видно: где и сколько отбирают нефти, куда и сколько закачивают воды. Но пласты обладают зональной и послойной неоднородностью по проницаемости, состоят из многих проницаемых слоев и непроницаемых прослоев; и поэтому не получается простота контроля. Говорят, на основе контроля можно управлять процессом разработки нефтяных пластов: по каким-то отдельным добывающим скважинам можно уменьшать депрессию на нефтяные пласты по сравнению с максимально возможной, а по каким-то отдельным нагнетательным скважинам можно уменьшать репрессию на нефтяные пласты по сравнению с максимально возможной. Но ведь рассматриваемые нефтяные пласты обладают ультранизкой продуктивностью, и самые лучшие скважины, проведенные на эти пласты, являются малодебитными, в лучшем случае - среднедебитными и тогда дают дебит нефти за многие другие пробуренные скважины! По отдельным пластам из-за их прерывистости часть скважин попадает в зоны неколлектора (зоны непродуктивной породы)

14

и вообще ничего не дает; из-за высокой зональной неоднородности пластов часть скважин попадает в зоны такой низкой продуктивности и дает такой низкий дебит нефти, что даже эксплуатировать и осуществлять текущие экономические затраты оказывается экономически неэффективно.

Как известно, чтобы управлять процессом, надо иметь некоторый резерв производительности; тогда, чтобы управлять работой скважины - уменьшать или увеличивать их производительность, надо иметь некоторый резерв производительности, значит, проектная производительность должна быть заметно ниже максимально возможной производительности. Но такого резерва нет! Таким образом, получается, что выделение пластов ультранизкой продуктивности в отдельные эксплуатационные объекты не дает каких-либо дополнительных технологических возможностей и преимуществ.

При объединении нескольких подобных нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект по добывающим скважинам одинаково на все пласты будут применяться рациональные максимальные депрессии, а по нагнетательным скважинам - рациональные максимальные репрессии. В начальный период разработки совместная разработка нефтяных пластов должна быть не хуже, а лучше раздельной. В скважинах пласты будут работать в соответствии со своей природной зональной неоднородностью и прерывистостью: сколько по площади распространения пластов имеется менее продуктивных зон и зон неколлектора, столько по скважинам в пределах эксплуатационного объекта будет слабо работающих и неработающих пластов.

При объединении пластов в один общий эксплуатационный объект серьезными становятся вопросы их включения в работу и выключения из работы.

Для включения всех пластов в полноценную работу предусмотрено бурение скважин в пределах продуктивных пластов на равновесии и депрессии; а после спуска эксплуатационной колонны и цементирования заколонного пространства - осуществление интенсивной глубокой перфорации с глубиной перфорационных каналов 50-100 см, пронизывающих засоренную при бурении и цементировании прискважинную зону.

Для выключения в скважинах отдельных нефтяных слоев и пластов можно применять пластоперекрыватели, которые вдавливают в эксплуатационные колонны, не уменьшая их внутренний диаметр, благодаря чему в одной и той же скважине их можно применять многократно против разных слоев и пластов.

15

Чтобы эффективно выключать слои и пласты, надо знать их работу и текущее состояние.

Чтобы по скважинам по нефтяным слоям и пластам регулярно контролировать дебит нефти, дебит жидкости и обводненность, в них надо спускать глубинные приборы (прежде всего глубинные расходомеры), обладающие необходимой высокой чувствительностью и точностью.

4. Обязательное осуществление искусственного поддержания и повышения пластового давления путем внутриконтурного рассредоточенного (площадного и избирательного) заводнения и приконтурного избирательного заводнения. Осуществление плунжерными насосами Уитли-Урал индивидуальной закачки воды в нагнетательные скважины с необходимым высоким давлением нагнетания (но ниже давления гидроразрыва пласта) и производительностью, соответствующей производительности (отбору жидкости) окружающих добывающих скважин. При наличии резерва производительности нагнетательных скважин закачка воды осуществляется циклически с целью уменьшения неравномерности вытеснения нефти водой - с целью уменьшения отрицательного влияния послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости на процесс их обводнения и конечную нефтеотдачу пластов.

На нефтяных пластах низкой и ультранизкой продуктивности, но содержащих маловязкую нефть, с целью увеличения коэффициентов приемистости и уменьшения числа нагнетательных скважин в два и более раза в нагнетательные скважины закачивается химический реагент полисил по патенту РИТЭКа.

По нефтяным пластам низкой и ультранизкой продуктивности, содержащим маловязкую нефть, но обладающим пониженной начальной нефтенасыщенностью и соответственно низкой нефтеотдачей при заводнении, с целью резкого увеличения нефтеотдачи и значительного увеличения углеводородоотдачи целесообразно проектировать газовое заводнение, при котором вслед за широкой оторочкой газа закачивается вода и осуществляется чередование закачки газа и воды. При газовом заводнении в периоды закачки газа может значительно увеличиваться текущая добыча нефти. Но для осуществления газового заводнения необходимы природный газ с природным достаточно высоким пластовым давлением, тогда не надо устанавливать громоздкие многоступенчатые компрессоры; поэтому поблизости необходимо иметь глубоко залегающие газоносные пласты с достаточными запасами газа.

По нефтяным пластам ультранизкой продуктивности, со-

16

держащим высоковязкую нефть, с официально утвержденной низкой или невысокой нефтеотдачей 10*20 %, с целью значительного увеличения нефтеотдачи до 30 % и выше запроектировано применение циклической закачки воды, а после прорыва воды в окружающие добывающие скважины - осуществление в нагнетательные скважины-обводнительницы чередующейся закачки воды и небольшой части (около 5 %) добытой высоковязкой нефти. Это не только увеличит конечную нефтеотдачу пластов, но и текущую добычу нефти.

Представленные здесь технологии увеличения нефтеотдачи пластов защищены патентами.

Qa,6%

В России уже разведаны огромные запасы нефти в пластах низкой и ультранизкой продуктивности. Эти запасы нефти в основном пока не введены в промышленную разработку. При обычной стандартной технологии разработка этих запасов нефти экономически нерентабельна.

Но РИТЭКом уже обоснована инновационная система разработки, позволяющая такие запасы нефти разрабатывать экономически эффективно. Эта инновационная система уже запроектирована и осуществляется на нефтяных месторождениях РИТЭКа; она защищена многими патентами Российской Федерации.

1.2. ИННОВАЦИОННАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ МАЛОПРОДУКТИВНЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Эта система имеет следующие звенья:

1. Рациональное объединение нефтяных пластов в общий эксплуатационный объект, что повышает экономическую рентабельность добычи нефти, резко уменьшает капитальные затраты на разработку месторождения, увеличивает разбуриваемую нефтяную площадь и вовлекаемые в разработку геологические запасы нефти.

Благодаря этому становится экономически рентабельно вовлекать в разработку малопродуктивные многопластовые месторождения высоковязкой нефти.

Потенциально возможный эффект на месторождениях АО РИТЭК: увеличение дебита скважин в 2-3 раза, увеличение площади разбуривания нефтяных пластов в 1,2-1,5 раза.

17

2. Применение адаптивной системы разработки нефтяных месторождений, включающей использование равномерной квадратной сетки размещения скважин стандартного дихотомического ряда квадратных сеток и обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения, позволяющей оперативно сгущать и разрежать сетку скважин и видоизменять систему заводнения, с учетом информации, полученной при бурении и исследовании скважин, реализовывать принцип избирательности и от равномерного площадного заводнения переходить к приконтур-ному избирательному и избирательному заводнению.

Адаптивная система - наиболее подходящая в условиях дефицита информации и для учета поступающей информации. Избирательная адаптивная система позволяет сочетать промышленную разработку и доразведку нефтяных пластов.

Потенциально возможный эффект: уменьшение доли неэффективных скважин на 50 % и ускорение ввода нефтяного месторождения в промышленную разработку на 1-2 года.

3. Применение плунжерных насосов Уитли-Урал, располагаемых на кустах скважин рядом с нагнетательными скважинами, для осуществления индивидуальной закачки воды в соответствии с дебитами нефти окружающих добывающих скважин. Применение повышенного давления нагнетания, близкого к давлению гидроразрыва пласта, для достижения контролируемого повышения пластового давления выше первоначальной величины, увеличения дебита нефти и осуществления циклического заводнения.

Потенциально возможный эффект: реализация режима поддержания пластового давления вместо режима истощения пластовой энергии, что резко увеличивает нефтеотдачу пластов; за счет повышенного пластового давления - дополнительное увеличение дебита скважины в 1,2 раза, за счет циклики -повышение нефтеотдачи пластов в 1,2 раза.

4. После начала обводнения окружающих добывающих скважин перевод нагнетательных скважин с циклической закачки воды на чередующуюся закачку воды и небольшой части (5 %) добытой высоковязкой нефти.

Потенциально возможный эффект: резкое уменьшение холостой прокачки воды, увеличение текущих дебитов нефти обводняющихся скважин и дополнительное увеличение нефтеотдачи пластов в 1,5-2 раза.

5. Бурение скважин на равновесии и депрессии износостойкими долотами на качественном буровом растворе с целью сохранения естественных коллекторских свойств призабойных зон нефтяных пластов.

18

В настоящее время начали применять систему Корал. Применение системы Корал исключает цементирование нефтяных пластов и засорение их при цементировании, позволяет путем включения и выключения регулировать разработку нефтяных пластов, позволяет определять их индивидуальные дебиты нефти, обводненности, забойные и пластовые давления и индивидуально выключать из работы.

При применении системы Корал осуществляется своя специальная конструкция скважины, и поэтому нет необходимости в глубокой перфорации нефтяных пластов.

Потенциально возможный эффект: исключение снижения природной продуктивности пластов в 1,2—1,5 раза.

6. Применение на всех скважинах 6-дюймовых эксплуатационных колонн, что повышает долговечность скважин и надежность системы разработки, существенно повышает нефтеотдачу пластов. В случае многократной потери герметичности в скважину можно спустить и зацементировать 4-дюймовую эксплуатационную колонну и продолжать успешную эксплуатацию. Отказ от 5-дюймовых и применение 6-дюймовых эксплуатационных колонн увеличивает капитальные затраты примерно на 2 %, что сразу же компенсирует увеличение дебита нефти более чем на 2 %.

Потенциально возможный эффект: увеличение долговечности скважин в 2 раза, увеличение надежности системы разработки и исключение снижения извлекаемых запасов нефти в 1,2-1,5 раза.

7. Применение глубокой перфорации последовательно сразу всех нефтяных пластов с глубиной перфорационных каналов 50-100 см с целью ускорения и повышения эффективности освоения нефтяных пластов.

Потенциально возможный эффект: дополнительное увеличение дебита скважин в 1,2 раза.

8. Освоение скважин имеющимися на вооружение АО РИ-ТЭК современными свабами и эжекторными насосами.

Потенциально возможный эффект: исключение снижения природной продуктивности пластов в 1,2 раза.

9. Промывка скважин дистиллятом и применение стационарного электропрогрева нефтяных пластов с целью удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, прогрева ближайшей призабойной зоны нефтяных пластов и повышение производительности скважин.

Потенциально возможный эффект: дополнительное увеличение дебита скважин в 1,2 раза.

10. Постоянный регулярный контроль за работой добываю-

19

щих скважин - за их дебитом нефти, обводненностью, забойным и пластовым давлением с целью оптимизации режима работ глубинных насосов.

Во время ежегодных профилактических ремонтов скважин -определение чувствительным глубинным расходомером индивидуальных дебитов нефтяных пластов и их участия в общем дебите, также определение обводнения слоев и пластов.

Потенциально возможный эффект: дополнительное увеличение дебита скважин в 1,2 раза.

11. Применение пластоперекрывателей для защиты пробуренных нефтяных пластов от засорения и для изоляции обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов.

Потенциально возможный эффект: уменьшение отбора попутной воды в 1,5 раза.

12. Поддержание забойного давления добывающих скважин на уровне давления насыщения нефти газом.

Потенциально возможный эффект: исключение снижения продуктивности нефтяных пластов в 1,2—1,5 раза.

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ИННОВАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ

СПЕЦИАЛЬНО ДЛЯ МАЛОПРОДУКТИВНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

МАЛОВЯЗКОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Создание на устье нагнетательных скважин с помощью плунжерных насосов давления 250-350 ат; потенциально возможный эффект: увеличение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин в 1,3-1,5 раза, увеличение дебита нефти в 1,3-1,5 раза;

применение химического реагента полисил; потенциально возможный эффект: увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в 2 раза, использование сэкономленных нагнетательных скважин в качестве добывающих, увеличение общего дебита нефти в 1,3 раза.

осуществление технологии эксплуатации добывающих скважин, предотвращающей образование нефтегидратов и преждевременный выход скважин из строя и выпадение извлекаемых запасов нефти из разработки; эта технология включает в себя различные технические и химические средства, в том числе периодический электронагрев насосно-компрес-сорных труб.

В арсенале инновационных методов РИТЭК имеются:

применение газового заводнения, т.е. заводнения с газовыми оторочками рациональных размеров; потенциально возможный эффект: увеличение дебитов нефти и нефтеотдачи пластов в

20

1,3-1,5 раза, особенно в Западной Сибири по пластам пониженной нефтенасыщенности;

применение скважин-елок, т.е. дополнение вертикальных скважин горизонтальными каналами (ветвями) длиной 20-50 м; потенциально возможный эффект: увеличение дебита нефти в 2-3 раза.

Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти. Эта система постоянно совершенствуется с учетом достижений науки и техники и практически осуществляется на нефтяных месторождениях АО РИТЭК в Татарстане и Западной Сибири.

1.3. АДАПТИВНАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Процесс разработки нефтяного месторождения можно характеризовать немногими параметрами: прежде всего продуктивностью (амплитудным дебитом на проектную скважину, средним коэффициентом продуктивности скважины), затем емкостью (объемом геологических запасов нефти, а при известном вытесняющем агенте - закачиваемой воде объемом геологических запасов, умноженным на коэффициент вытеснения нефти водой) и неоднородностью (зональной и послойной неоднородностью по проницаемости и скорости вытеснения нефти водой и прерывистостью).

Полнота извлечения запасов нефти и вынужденный отбор вместе с нефтью больших объемов попутной воды прямо связаны с неоднородностью. А неоднородность (неравномерность) бывает созданная природой и созданная человеком. Последняя бывает обусловлена точечностью расположения источников и стоков - нагнетательных и добывающих скважин и неравномерностью сетки скважин. В широко применяемой нашей методике проектирования разработки нефтяных месторождений численные значения неоднородности (неравномерности) легко пересчитываются в потери извлекаемых запасов нефти и снижения среднего дебита нефти на скважину. Здесь хотелось бы обратить внимание на то, что человеческий фактор при разработке нефтяных месторождений может быть и нередко бывает посильнее и поопаснее природного фактора. Искусственно созданная человеком неоднородность (неравномерность) может быть больше природной неоднородности. Эта дополнительная

21

неоднородность (неравномерность) образуется: из-за проектирования не лучшей сетки размещения скважин, просто неравномерной или первоначально равномерной, но не обладающей устойчивой во времени равномерностью; из-за некачественного бурения и освоения скважин, когда фактическое расположение забоев скважин хаотическим образом значительно отклоняется от проектного расположения на 50 м и более (при расстоянии между соседними скважинами 300-400 м), когда часть нефтяных слоев оказывается неосвоенной и не введенной в разработку, и по этим слоям произошло хаотическое разрежение сетки скважин, худшее из возможных разрежений; из-за ограниченной долговечности скважин, хаотического их выхода из строя и выпадения из разработки их еще неотобранных извлекаемых запасов нефти; из-за отсутствия удовлетворительного по точности контроля за работой скважин (за их закачкой воды, за их дебитом жидкости, обводненностью, дебитом нефти и забойным давлением), позволяющего по каждой скважине в отдельности принимать инженерные решения, в частности, при достижении предельной обводненности жидкости добывающие скважины порознь выключать из работы. Последнее обстоятельство является очень серьезным. Оно приводит к объединению больших групп разнородных скважин, работающих на общие сборные резервуары, в укрупненные скважины с колоссально возросшей неравномерностью вытеснения нефти водой, значительным увеличением отбора попутной воды и снижением нефтеотдачи пластов. По нашему представлению, именно последнее обстоятельство является главной причиной недостижения утвержденной нефтеотдачи пластов даже в относительно благополучных нефтедобывающих районах.

Адаптивная система разработки нефтяных месторождений -это средство против возникновения дополнительной неоднородности (неравномерности); правда, средство не абсолютное, а частичное, не компенсирующее некачественное бурение скважин и отсутствие индивидуального удовлетворительного по точности контроля за их дебитами нефти.

Адаптивная система разработки нефтяных месторождений возникла из опыта проектирования и осуществления разработки месторождений Татарии (прежде всего залежи бобриков-ского горизонта Бавлинского месторождения), Западной Сибири (28 наименее разведанных и наименее продуктивных месторождений Тюменской и Томской областей), Казахстана (многопластовых месторождений Каламкас, Кумколь, Акшабу-лак) и Алжира (крупнейшего месторождения Хасси-Массауд) и наблюдения применяемых сеток скважин на месторождениях

22

в США. Адаптивная система - это приспосабливаемая система, которую легче всего приспособить (адаптировать) к открывшейся после бурения новых скважин новой картине геологического строения нефтяных пластов. Многолетний опыт показывает, что адаптивную систему разработки целесообразно применять не только на слаборазведанных и малопродуктивных, но и на удовлетворительно разведанных высокопродуктивных крупных и крупнейших нефтяных месторождениях и многопластовых месторождениях. Это связано с практикой применения очень редких сеток разведочных скважин и довольно редких сеток разработческих скважин, а также с часто наблюдаемой высокой зональной неоднородностью по продуктивности и прерывистостью нефтяных пластов.

Обычный порядок выбора системы и порядка разработки нефтяного месторождения включает следующие этапы:

/. Выбор геометрии сетки скважин.

Если отсутствует или пока остается неустановленной анизотропия коллекторских свойств нефтяных пластов по площади их распространения, то лучше всего применять равномерную сетку скважин. Таковыми являются треугольная и квадратная. А если по редко расположенным разведочным скважинам геологическое строение пластов установлено неточно и при эксплуатационном разбуривании желательна корректировка сетки скважин, то первоначальная сетка нужна равномерная квадратная, которую проще всего разрежать и сгущать в 2-4 раза. Квадратная сетка - наиболее устойчивая во времени равномерная сетка.

2. Выбор схемы заводнения и соотношения добывающих и нагнетательных скважин.

По формуле функции относительной производительности скважины видно, что желательно все добывающие скважины разместить на первых орбитах относительно нагнетательных скважин (и все нагнетательные - на первых орбитах относительно добывающих):

Ф=-----------1--------------l-, m^mv

1 1 1 + га

---------+----------

xs-[it хэ-т1

где ф - функция относительной производительности скважины (вместе нагнетательные и добывающие); хв и хэ - относительные коэффициенты продуктивности (в долях среднего коэффициента продуктивности) скважины, выбранной под нагнетание воды, и скважины, оставленной добывающей; ц, - соотно-

23

шение подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях; т,\ - среднее число добывающих скважин на первой орбите нагнетательной скважины; т - среднее число добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную скважину. При стремлении т к mt функция относительной производительности скважины ф возрастает; максимум этой функции бывает при вполне определенном соотношении добывающих и нагнетательных скважин

х I ф = max при т = JL J\it. хэ

3. Выделение эксплуатационных объектов. Рациональное выделение эксплуатационных объектов

(разделение нефтяных пластов на объекты) можно сделать в соответствии со следующим технологическим критерием, который предусматривает получение максимума среднего дебита нефти на проектную скважину за время достижения заданной нефтеотдачи пластов:

1 Ki q0 —- = max,

где q\ - амплитудный (начальный максимальны) дебит нефти на одну проектную скважину; К3 и F2 - начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости в долях подвижных запасов нефти.

4. Определение рациональной плотности проектной сетки скважин

В недавнем прошлом рациональная плотность проектной сетки скважин определялась по условию достижения максимума народнохозяйственного экономического эффекта. Рациональная нефтяная площадь на скважину S^ получалась при

достижении максимума экономического эффекта Э = max. Теперь вместо народнохозяйственной экономической эффективности определяется экономическая эффективность для нефтедобывающего предприятия на месте добычи нефти. При этом вместо цены нефти на мировом рынке берется цена нефти на месте ее добычи за вычетом всех налогов.

5. Выбор направления разбуривания и создания системы разработки месторождения.

Рациональное направление от центра месторождения к его периферии - от более известного более продуктивного и более надежного к менее известному менее продуктивному и менее

24

надежному. В процессе бурения проектных разработческих скважин осуществляется доразведка геологического строения нефтяных пластов. Поэтому сетка скважин, сначала в 2-4 раза более редкая, постепенно сгущается до проектной плотности.

Приведенному порядку выбора системы разработки нефтяного месторождения вполне соответствует адаптивная система, но у нее есть свои особенности:

1. Все практически возможные проектные сетки размещения скважин составляются из сеток стандартного дихотомического ряда квадратных сеток, который начинается с квадратной сетки 100x100 м или 0,01 км2 = 1 га на скважину и продолжается путем последовательного разрежения в 2 раза.

51: 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64 и 128 га/скв.

2. Обоснованная специальными технико-экономическими расчетами для рассматриваемой нефтяной залежи рациональная плотность сетки скважин S^ выполняется при составлении рациональной сети из двух сеток стандартного дихотомического ряда: одной ближайшей более густой с 5,1 и другой ближайшей более редкой 5,1,, которые между собой различаются в 2 раза: 5,1, = 25,1. Si < S^ < S,1,; доля нефтяной площади, занятая более густой сеткой с 5,1, обозначается А; при этом среднее число скважин в пределах единицы нефтяной площади равно

L-A 1-А _ А 1-А

отсюда определяется доля нефтяной площади с более густой сеткой

Д = ^±_-1.

Более редкая сетка скважин с S}t называется стартовой, а более густая сетка с 5,1 называется базовой. Последняя дает точки возможного размещения скважин. Но действительный переход от стартовой сетки к базовой сетке совершается только на части нефтяной площади с более высокой эффективной толщиной нефтяных пластов, доля этой части равна А.

3. С учетом базовых сеток отдельных эксплуатационных горизонтов (нефтяных залежей) определяется базовая сетка

25

скважин в целом всего рассматриваемого нефтяного месторождения, которая тоже берется из стандартного дихотомического ряда сеток и тоже как ближайшая более густая с 51 :

— = — + — + — + ...,5» <5»<51 , Si Sl Sl Sl *! s"

•1 «2 *3

где S1 , S1 , S1 ,... - базовые сетки скважин 1-го, 2-го, 3-го и

•1 «2 *3

т.д. эксплуатационных горизонтов.

Установленная таким образом базовая сетка скважин всего месторождения содержит в себе базовые сетки всех эксплуатационных горизонтов. Так, получается максимально возможно равномерная сетка размещения скважин в целом по месторождению и отдельно по каждому эксплуатационному горизонту.

4. Скважины обсаживают 6-дюймовой эксплуатационной колонной и бурят на глубину нескольких или даже всех эксплуатационных горизонтов.

Благодаря этому скважины, по той или иной причине оказавшиеся ненужными по своим проектным горизонтам (вместо продуктивной породы встретили непродуктивную непроницаемую породу, вместо эффективной нефтяной толщины встретили водяную толщину или уже отобрали извлекаемые запасы нефти и выполнили там свою технологическую задачу), переводят на другие эксплуатационные горизонты и там оказываются полноценными и равноправными с уже существующими скважинами. По сравнению с другими неадаптивными системами разработки нефтяных месторождений эффективность перевода скважин на другие горизонты оказывается выше в два с лишним раза.

В качестве начального заводнения проектируется площадное заводнение по обращенной девятиточечной схеме при соотношении добывающих и нагнетательных скважин, равном т = 3. А в начальный период соотношение добывающих и нагнетательных скважин может быть еще больше, равным т = 7. От такого начального заводнения проще всего перейти к какому-то другому заводнению, например к избирательному. Это может быть сделано по ходу разбуривания эксплуатационных горизонтов с учетом геолого-физической характеристики пластов, установленной по пробуренным и исследованным скважинам. Разбуривание идет по направлению от центра месторождения к его периферии; и по эксплуатационным горизонтам в их приконтурной области обязательно будет приконтурное

26

т-----------т t—•—т т——т

• т # т т # т

I---------1 i----•----i i----•----i

64 га

32 га

16 га

8 га

f • • • W

Рис. 1.1. Схема дихотомического ряда квадратных сеток — много-кратное последовательное удвое-4 га ^ га ние числа скважин

избирательное заводнение через скважины, оказавшиеся с повышенной водяной толщиной по продуктивным пластам.

Приведенные рис. 1.1, 1.2, 1.3 и 1.4 иллюстрируют разные стороны проблемы применения на нефтяных месторождениях адаптивной системы разработки.

На рис. 1.1 показана часть дихотомического ряда квадратных сеток - многократное последовательное удвоение числа скважин.

На рис. 1.2 показано сложение нескольких одинаковых квадратных сеток скважин (двух, трех, четырех). Видно, что при сложении трех сеток скважин общая сетка оказывается достаточно равномерной.

На рис. 1.3 показано, как из двух равномерных квадратных сеток, но разных по плотности (51 = 25 и Sx = 16 га/скв), образуется общая неравномерная сетка скважин.

На рис. 1.4 показано, как на месторождении по направлению разбуривания постепенно сгущается сетка скважин и промышленное разбуривание сочетается с доразведкой.

При прочих равных условиях адаптивная система разработ-

Рис. 1.2. Схема сложения нескольких одинаковых квадратных сеток скважин

(двух, трех, четырех)

27

Рис. 1.3. Общая неравномерная сетка скважин

Рис. 1.4. Схема сгущения сетки скважин по направлению разбуривания

ки нефтяных месторождений является более мобильной: она позволяет быстрее вводить в разработку запасы нефти (отдельными участками и даже ячейками скважин без вреда для соседних участков) и быстрее наращивать добычу нефти; позволяет промышленную разработку одних участков сочетать с доразведкой других соседних участков; обеспечивает более полный охват разбуриванием и разработкой геологических за-

28

пасов нефти и более высокий коэффициент нефтеотдачи пластов; более эффективно использует капитальные вложения, произведенные в строительство скважин. Поэтому на новых нефтяных месторождениях рекомендуется проектировать применение адаптивной системы разработки.

На слаборазведанных и сложнопостроенных нефтяных и нефтегазовых месторождениях, в условиях неопределенности исходной информации о геологическом строении нефтяных пластов и о ценах на добываемую нефть, целесообразно проектировать адаптивную систему разработки, сочетающую промышленную разработку и доразведку нефтяных пластов и позволяющую оперативно учитывать изменения геологической и экономической обстановки.

1.4. ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИСИЛА В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

При огромном разнообразии разведанных и разрабатываемых нефтяных месторождений и их нефтей полезными могут быть различные химические вещества с разной направленностью действия.

В АО РИТЭК создано химическое вещество полисил разных модификаций. При применении гидрофобного полисила по специальной технологии в нагнетательных скважинах происходит значительное увеличение их коэффициента приемистости. Этот факт подтвержден по большому числу нагнетательных скважин (более 150 нагнетательных) на месторождениях различных нефтедобывающих районов России и Китая. Среднее увеличение коэффициента приемистости - в 2-5 раз. А на одном из месторождений России около 20 до того не работавших нагнетательных скважин стали нормально работать, т.е. произошло увеличение их приемистости с нуля в бесконечное число раз.

Где особенно эффективно применение в нагнетательных скважинах гидрофобного полисила? Прежде всего на нефтяных пластах пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, на которых ради достижения экономической рентабельности необходимо значительно увеличить добычу нефти и соответственно увеличить закачку воды, вытесняющей нефть; особенно на нефтяных пластах, содержащих нефти низкой и

29

средней вязкости, на которых при неизменном общем числе скважин увеличение доли нагнетательных приводит не только к увеличению начальной добычи нефти, но и к снижению конечной нефтеотдачи пластов. В этих условиях максимальный начальный (амплитудный) дебит нефти достигается при известной 5-точечной схеме площадного заводнения, где на одну нагнетательную скважину приходится одна добывающая т = 1 и все добывающие скважины являются стягивающими, к каждой из них фронт вытесняющей воды подходит с четырех разных сторон с различной скоростью. При применении вместо 5-точечной схемы обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения число нагнетательных скважин уменьшается в 2 раза, число добывающих скважин увеличивается в 1,5 раза, соотношение добывающих и нагнетательных становится равным т = 3 и в 2 раза уменьшается доля запасов нефти стягивающих добывающих скважин.

По конкретному рассматриваемому нефтяному месторождению при 5-точечной схеме площадного заводнения увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v = = 2 раза увеличивает общий дебит скважин в 1,42 раза, а увеличение в v = 3 раза увеличивает общий дебит в 1,64 раза.

Применение обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения вместо 5-точечной позволяет увеличить извлекаемые запасы нефти в 1,08 раза.

Но без увеличения коэффициента приемистости нагнетательных скважин переход к 9-точечной схеме приводит к уменьшению общего дебита скважин в 1,45 раза.

А увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v = 2 раза не только компенсирует снижение общего дебита, но даже дополнительно увеличивает общий дебит в 1,16 раза; аналогично увеличение коэффициента приемистости в v = 3 раза, кроме увеличения извлекаемых запасов нефти, дополнительно увеличивает общий дебит в 1,44 раза.

По рассматриваемому нефтяному месторождению при применении 5-точечной схемы площадного заводнения, но без применения в нагнетательных скважинах химического вещества по-лисил, амплитудный дебит нефти на 1 проектную скважину равен 14,7 т/сут и 4851,0 т/год, общее число проектных скважин - 100, в том числе 50 добывающих и 50 нагнетательных, начальные извлекаемые запасы нефти составляют 10 млн. т. При применении обращенной 9-точечной схемы и применении в нагнетательных скважинах химического вещества полисил амплитудный дебит нефти на 1 проектную скважину равен 17,06 т/сут и 5629,8 т/год, общее число проектных скважин -

30

100, в том числе 75 добывающих и 25 нагнетательных, начальные извлекаемые запасы нефти составляют 10,8 млн. т.

Для рассматриваемого нефтяного месторождения и его гео-лого-физических параметров были сделаны расчеты двух вариантов разработки.

Вариант 1: без применения в нагнетательных скважинах химического вещества полисил; при осуществлении 5-точечной схемы площадного наводнения.

Вариант 2: с применением в нагнетательных скважинах химического вещества полисил; при осуществлении обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения.

По этим вариантам по каждому году рассматриваемого 10-летнего периода были рассчитаны отборы нефти и жидкос-ти и другие технологические показатели, а также производимые экономические затраты и достигаемые экономические эф-фекты.

Цена нефти была принята фактическая, равная 204 $/т. Все виды налогов и отчислений фактические. Нормативы ка-питальных и текущих экономических затрат были приняты по фактическим данным аналогичных нефтяных месторождений Западной Сибири.

Дополнительные затраты на обработку нагнетательных скважин химическим веществом полисил были рассчитаны следующим образом:

стоимость 1 кг химического вещества полисил равна 20 $/кг;

на одну обработку 1 м толщины нефтяного пласта надо 1,5 кг;

средняя нефтяная толщина эксплуатационного объекта равна 10 м.

Поэтому на одну обработку одной нагнетательной скважины необходимо 15 кг и на одну обработку 25 нагнетательных сква-жин необходимо соответственно 15-25 = 375 кг.

Уже экспериментально установлено, что эффективность обработки нагнетательной скважины сохраняется более года. Поэтому с необходимым запасом прочности (возможно, со слишком большим запасом прочности!) принимаем, что обра-ботки нагнетательных скважин производят ежегодно или 10 раз за 10-летний период. Соответственно для этого необхо-димо 375-10 = 3750 кг химического вещества полисил, что стоит 3750-20 = 75000 = 75 тыс. $. Затраты на само вещество полисил составляют 0,1 всех затрат на обработки нагнетательных скважин, с учетом этого все затраты на обработки составляют 75-10 = 750 тыс. $, или 0,75 млн. $.

Результаты всех расчетов в компактном виде представлены в табл. 1.1.

31

Таблица 1.1 Эффективность применения химического вещества полисил за 10 лет

Показатели

Добыча нефти, тыс. т Объем капитальных вложений, млн. S

Поток наличных денег, млн.$ NVP, накопленный дисконтированный поток наличных денег, млн. S

IRR, % годовых

Период окупаемости проекта, годы Период окупаемости проекта с учетом дисконтирования, годы Налоговые поступления госу-дарству, млн. S

Необходимый объем инвестиций, млн. S Операционные расходы, млн. S

Вариант 1 без применения поли-
Вариант 2 с
применением поли-
Прирост

сила
сила

3842 120
4387 120
545 0

107,7 37,3
142,4 60,3
34,7 23,0

20,5 5 6
28,8 4 5
8,3 -1 -1

244,5
282,2
37,7

88,1
82,4
-5,7

74,9
75,6
0,75

Увеличение Операционных расходов на 0,75 млн. $ влечет за собой увеличение потока наличности на 34,7 млн. $, это означает, что на один вложенный доллар получаем 46,3 $ чистой прибыли.

По данным этой таблицы видно, что по варианту 2 все технологические и экономические показатели лучше. Приросту операционных расходов (текущих экономических затрат) в 0,75 млн. $ соответствует прирост потока наличности 34,7 млн. $; это значит, что на 1 $ дополнительных затрат

приходится эффект

34,7 о75

46,3 $. Повторяем: на 1 $ затрат

получается 46,3 $ чистой прибыли.

На месторождениях нефти низкой и средней вязкости, имеющих нефтяные пласты пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, где применяется внутриконтурное заводнение (рядное-многорядное или рассредоточенное: площадное или избирательное), высокоэффективно в нагнетательных скважинах обрабатывать нефтяные пласты химическим веществом полисил. Это увеличивает коэффициент приемистости нагнетательных скважин в 2-3 раза, существенно или значительно увеличивает текущую добычу нефти и заметно увеличивает нефтеотдачу пластов. На 1 $ дополнительных затрат дополнительный прирост чистой прибыли составляет около 50 $.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)