Способы разработки месторождений нефти

Все о нефти

Способы разработки месторождений нефти

Как известно, нефть двигается по пласту-коллектору к добывающей скважине под действием перепада давления. Движение происходит при условии, что в пласте давление выше, чем на забое скважины.

В начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластового давления, как правило, достаточно для обеспечения притока нефти к скважине. Впоследствии пластовое давление постепенно снижается и для его поддержания требуется проведение специальных мероприятий (организация закачки воды, газа и т.п.).

В зависимости от того, за счет чего происходит восполнение энергии пласта и обеспечивается продвижение нефти к добывающей скважине, способы разработки подразделяют на 3 класса:

• 1 Первичные способы (Primary Recovery)
• 2 Вторичные способы (Secondary Recovery)
• 3 Третичные способы (Tertiary Recovery)

Обычно система разработки месторождения последовательно видоизменяется (если мы говорим о месторождении традиционной легкой нефти): от Первичных способов на I стадии разработки переходят к Вторичным способам на II и III стадиях и к Третичным способам на III и IV стадиях разработки месторождения.

Месторождения нетрадиционной (тяжелой, сверхтяжелой, высоковязкой, сланцевой) нефти требуют нетрадиционного подхода. Разработку таких месторождений начинают сразу с Третичных способов, разрабатывая зачастую совершенно новый уникальный метод.

Первичные способы (Primary Recovery)

Первичные способы — это способы разработки, основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутренней энергии пласта. Приток нефти обеспечивается за счет естественных сил.

Вообще говоря, в нефтяной залежи действует множество факторов, которые влияют на движение флюидов в пласте. Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его разработке, называют режимом пласта или точнее режимом эксплуатации нефтяной залежи.

Всего при добыче нефти различают 5 режимов:

• – Водонапорный (жестко-водонапорный)
• – Упругий (упруго-водонапорный)
• – Газонапорный (режим газовой шапки)
• – Режим растворенного газа
• – Гравитационный

Плюс еще смешанный режим также иногда выделяют в отдельную категорию.

Водонапорный – основной силой, двигающей нефть к забою скважины, является напор пластовых вод, при котором происходит компенсирование отбора жидкости продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Такой режим обычно формируется в водонапорных комплексах литологически однородных и выдержанных высокопроницаемых пластов при относительной близости залежей к областям питания водонапорного комплекса. Конечная нефтеотдача при таком режиме достигает 65-80%.

Упругий – основной силой является упругое расширение пластовой жидкости и породы при снижении пластового давления. При этом режиме отбор жидкости не компенсируется полностью продвижением законтурных вод к залежи. Конечная нефтеотдача – до 50-70%.

Газонапорный – основной силой является напор расширяющегося газа газовой шапки, при котором отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Конечная нефтеотдача – до 40-60%.

Режим растворенного газа – основной силой является расширение газа, выделяющегося из нефти при снижении пластового давления. При этом режиме также отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Формируется при усиленном отборе жидкости из пласта, приводящем к снижению пластового давления до значений, ниже давления насыщения нефти газом. Конечная нефтеотдача – до 10-30%.

Гравитационный – основной силой является сила тяжести самой нефти. Такой режим может проявляться при полной изоляции залежи от водоносной части, а также при отсутствии газа (свободного или растворенного). Довольно редкий режим, обычно возникает на последней стадии разработки в залежи, первоначально эксплуатирующейся при режиме растворенного газа. Конечная нефтеотдача – до 10-20%.

Смешанные режимы могут возникать:

• когда один режим сменяет другой или
• когда отдельные участки залежи работают при различных режимах

Практика разработки месторождений показывает, что добыча нефти при использовании только естественных сил приводит к значительным потерям извлекаемой нефти в недрах. Поэтому уже на ранних стадиях разработки месторождений применяют вторичные или третичные методы воздействия на снижающуюся энергию пласта.

Вторичные способы (Secondary Recovery)

Вторичные способы – это способы разработки, в которых извлечение нефти из пласта происходит с использованием поддержания внутрипластовой энергии за счет закачки воды или газа (в газовую шапку). Другими словами, вторичные способы основаны на искусственном поддержании пластового давления.

По сути, есть только два метода, которые относятся к вторичным:

• α Поддержание пластового давления закачкой воды. В этом случае реализуется водонапорный режим эксплуатации залежи.
• β Поддержание пластового давления закачкой газа в газовую шапку (для залежей с наличием газовой шапки). В этом случае реализуется газонапорный режим.

Вторичные способы разработки нефтяных месторождений – наиболее распространенные.

Третичные способы (Tertiary Recovery)

К третичным способам относят методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Это методы основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутрипластовой энергии за счет закачки агентов, отличающихся от используемых при вторичных способах повышенным потенциалом вытеснения нефти – тепловые, газовые, химические, микробиологические.

Другими словами, третичные способы – это способы, при которых мы не только искусственно поддерживаем пластовое давление, но и изменяем свойства агентов вытеснения и/или свойства нефти, содержащейся в пласте. И таким образом, обеспечиваем повышение степени извлечения нефти из пласта.

Существует 4 пути повышения степени извлечения нефти из пласта:

• Снижение объема нефти остающейся в порах горной породы;
• Уменьшение количества (или площади) недренируемых зон, то есть зон, в которых не происходит перемещение нефти к добывающим скважинам. Такие зоны могут образовываться «благодаря» определенному расположению скважин (т.е. зависят от сетки скважин на месторождении);
• Снижение вероятности кинжальных прорывов воды. Такие прорывы происходят при вытеснении нефти водой, когда закачиваемая вода находит кратчайший путь к добывающей скважине по узкому каналу. В результате мы вместо нефти добываем воду из добывающих скважин, а в пласте при этом остаются не охваченные вытеснением зоны;
• Предотвращение возникновения зон пониженного давления. Зон, в которых давление закачиваемой воды значительно снижается в связи с уменьшением толщины пласта.

Разные методы увеличения нефтеотдачи находятся в разном состоянии изученности. Например, закачка пара или полимерное заводнение относятся к хорошо изученным методам, подтвердившим свою эффективность. Парогравитационное воздействие, закачка углекислого газа (СО₂), растворителей, внутрипластовое горение характеризуются как развивающиеся и/или в стадии опытно-промышленных испытаний. Применение азотных/углекислотных пен, внутрипластовый каталитический крекинг тяжелой нефти, различные гибридные методы находятся в стадии изучения.

В настоящее время в достаточной степени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи:

• Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
• Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
• Химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимерное, мицелярное заводнение и др.);
• Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

Практическое применение МУН – штука довольно сложная. Нет однозначного ответа, как и каким образом применять тот или иной метод. Каждое месторождение требует индивидуального подхода. Методы повышения нефтеотдачи могут иметь значительный эффект при условии что это подходящие для данного конкретного месторождения методы.

Источник

Методы разработки нефтяных месторождений.

Разработка месторождения включает в себя комплекс технологических и технических решений, направленных на максимальное извлечение нефти из пласта, в том числе: рациональное размещение и конструкцию добывающих скважин на площади месторождения; предпочтительные способы добычи нефти; методы воздействия на продуктивные пласты;
-технологии интенсификации; порядок ввода в эксплуатацию пластов и контроль за их эксплуатацией; темпы отбора нефти и газа и регулирование отбора по площади; величину конечной нефтеотдачи; объем исследовательских работ; охрану недр и окружающей среды.

Запасы нефти и газа подразделяются на балансовые, т.е. извлекаемые и забалансовые неизвлекаемые. Забалансовые запасы можно считать условно неизвлекаемыми: это значит, что по технологическим и техническим причинам или из-за ограниченности запасов, низкого качества нефти и дороговизны ее из-влечения, в настоящее время они не могут быть извлечены. В будущем, при появлении новой техники и технологии, увеличении цены на нефть, их извлечение станет рентабельным и технически возможным.

Размещение скважин на месторождении диктуется его геометрической и энергетической характеристикой, а также физико-химическими свойствами жидкости и газа, литологическими особенностями пласта.
Количество нефти и газа, которые могут быть извлечены при существующем уровне технологии и техники, характеризуется коэффициентомнефтеотдачи.

Коэффициент конечной нефтеотдачи (КНО) это отношение количества нефти, планируемого к извлечению к забалансовым запасам ее пласте.
Коэффициент текущей нефтеотдачи это отношение количества извлеченной нефти на сегодняшний день к ее балансовым запасам в пласте.
На величину КНО влияет ряд факторов: порядок, расположение и количество скважин на месторождении, расстояние между ними, источники пластовой энергии, характеристика продуктивных пород и самой нефти, последовательность включения скважин в работу и режим их эксплуатации.
К энергетическим характеристикам относятся: пластовое давление давление краевых вод, газа, породы, которое воздействует на нефть и способствует ее перемещению в пласте и выходу на поверхность. Препятствуют перемещению нефти силы трения, адгезионное и капиллярное сопротивление. Следует иметь в виду, что эти силы достигают иногда значительных величин, способствуя оставлению в пласте большогоколичества нефти.

В этом случае прибегают к искусственным методам воздействия на залежь, которых становится все больше и больше. Нельзя не учитывать влияние капиллярных сил, которые усиливаются за счет гидрофобизации (несмачиваемости породы нефтью). По данным И.М.Муравьева и А.А.Крылова при диаметре зерен 0,1 мм. и толщине пленки, покрывающей породу, 1 микрометр, в 1 м3 пласта остается 0,045 м3 нефти, а при пористости песка 30 начальной нефтенасыщенности 80%, в породе удерживается до 19% начального запаса.

Размещение скважин на площади месторождения определяется принятой системой разработки. Поскольку естественные режимы воздействия на пласт не обеспечивают эффективного нефтеизвлечения, как по срокам, так и по степени, на большинстве месторождений проектомпредусматривается искусственное воздействие на залежь путем закачки воды (заводнение). При этом с целью достижения наибольшего коэффициента нефтеотдачи в воду вводят различные химические добавки.

Заводнение предусматривает несколько способов размещения нагнетательных скважин:
а) за внешним контуром нефтеносности законтурное завод-нение;
б) между внешним и внутренним контурами приконтурное заводнение;
в) внутри контура нефтеносности внутриконтурное заводнение;
г) в центре залежи центральное, или очаговое заводнение;
д) по оси месторождения осевое заводнение.

В зависимости от характеристики залежи выбирают соответствующие системы расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин.
Жизнь нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре периода:
Первый период характеризуется постепенным наращиванием добычи нефти до некоторой максимальной величины;
Второй период предполагает стабилизацию добычи на уровне достигнутого значения в течении некоторого времени;
Третий период падение добычи нефти за счет интенсивного обводнения скважин;
Четвертый период медленное падение добычи нефти, сопровождающееся наращиванием объемов добычи попутной воды. Наращивание добычи нефти в первый период идет в основном за счет ввода новых скважин и высокого отбора из них жидкости, стимулируемогоподдержанием пластового давления.

Период максимальной добычи нефти обычно является непродолжительным и требует организации высоких отборов по всему фонду скважин при одновременном наращивании закачки воды в пласт. В этот период обычно решаются вопросы приближения фронта нагнетания к эксплуатационным скважинам за счет организации законтурного, внутриконтурного, очагового и других видов заводнения.
Однако увеличение объемов закачки, а также форсированные отборы ускоряют продвижение воды и обводнение скважин.
Последнее ведет к падению добычи нефти. Поскольку к этому времени технологические и технические возможности достигли максимума и исчерпали себя, процесс падения добычи нефти проходит резко, даже скачкообразно до некоторой величины, которая может быть обеспечена возможностями существующей технологии и техники.

Дальнейшая разработка характеризуется поддержанием величины добычи на возможном уровне с постепенным ее падением, компенсируемом до некоторой степени привлечением всего комплекса геолого-технических мероприятий.Среди них перевод скважин на работу высокопроизводительными насосами, возврат на другие горизонты, ввод скважин из консервации и т.д.

Появление воды ведет не только к снижению доли нефти в продукции скважин. Смесь нефти с водой приводит к образованию эмульсий, вязкость которых достигает максимума при обводнении 40-60%. Длительная закачка холодной пресной воды и ее смешение с пластовой водой нарушает термодинамические условия в пласте, ведет к снижению пластовой температуры и как следствие к выпадению солей, парафина. Форсированные отборы, сопровождающиеся созданием высоких депрессий, ведут к разрушению продуктивных пластов, выносу в скважину продуктов разрушения. Пластовая вода, обладающая высокой коррозионной активностью, ускоряет отказы оборудования и разрушает эксплуатационную колонну, последнее обстоятельство ведет к притоку в скважину чужеродных вод из других горизонтов или к фильтрации в пласты питьевого водоснабжения скважинной жидкости.
Таким образом, разработка месторождения характеризуется широким спектром проблем, которые требуют иногда безотлагательного решения.

Источник