Системы разработки месторождений нефти и газа в Западной Сибири

 

 

 

 

                                            Содержание

1. Ведение
2. Понятие системы разработки.
3. Способы разработки месторождений нефти.
4. Нефть Западной Сибири: новые проблемы и новые методы обустройства месторождений.
5. Заключение.
6. Используемая литература.

 

Введение

Классификация нефтегазоносных  территорий и нефтегеологическое районирование являются основой выявления закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре, познание которых необходимо при научно обоснованном прогнозировании нефтегазоносности недр и выбора направлений поисково-разведочных работ.

Западно-Сибирская. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный  в пределах Западно-Сибирской равнины  на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км. нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40- 60%), повышенное количество летучих веществ.

За годы освоения и эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири были разработаны инженерные решения  по всему кругу проблем, связанных  с технологиями добычи, сбора и  подготовки нефти, оборудованием, инфраструктурой  и в первую очередь - с нефтепромысловым строительством. Ведущая роль в этой работе принадлежала Гипротюменнефтегазу- ген.проектировщику нефтегазодобывающего региона и главной организации отрасли по основным направлениям обустройства месторождений.

 

1. Понятие системы  разработки

Система разработки нефтяного  месторождения (залежи нефти) характеризуется  как комплекс технологических и  технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей  нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти  из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр.

В качестве критериев рациональной системы разработки принимаются  следующие основные положения.

1.Наименьшую степень взаимодействия  между скважинами должна обеспечить  рациональная система разработки. Минимальное взаимодействие между  скважинами достигается увеличением  расстояния между ними. С другой  стороны, при увеличении расстояния  между скважинами общее их  число на месторождении уменьшается,  что ведет к снижению суммарного  дебита скважин. Кроме того, в  условиях неоднородного пласта  увеличение расстояния между  скважинами может привести к  тому, что часть нефтенасыщенных линз, полулинз или пропластков не будет охвачено скважинами и они не будут приобщены к разработке.

2.Наибольший коэффициент  нефтеотдачи должна обеспечить рациональная система. При полном охвате нефтепродуктивного пласта процессом вытеснения можно достигнуть максимальную нефтеотдачу. Это условие, особенно в неоднородных пластах, можно выполнить при более тесном размещении скважин. Кроме того, так как наиболее высокие коэффициенты достигаются при водонапорном режиме, а естественные притоки воды чаще не обеспечивают высоких темпов разработки, то существует необходимость создания искусственного водонапорного режима закачкой воды или газа в пласт.

3. Минимальную себестоимость  нефти должна обеспечить рациональная  система разработки. Из рассмотренных  в процессе проектирования нескольких вариантов разработки выбирается вариант, обеспечивающий наивысшую нефтеотдачу. Названные выше критерии хотя и правильно определяют ориентиры для выбора системы разработки, тем не менее ни один из них не может быть принят за определяющий, так как они не учитывают потребностей страны в нефти, устанавливаемых народнохозяйственными планами.

Таким образом, понятие рациональной системы разработки в окончательном  виде формулируется так: рациональная система разработки должна обеспечить заданную планом добычу нефти при минимальных затратах и возможно больших коэффициентах нефтеотдачи.

При водонапорном режиме процесс  обводнения газовых скважин - это  естественный процесс. Но при этом необходимо предусматривать такое число  добывающих газовых скважин, такое  размещение их по площади газоносности и соответствующие технологические  режимы эксплуатации газовых скважин, систему обустройства и транспорта газа, которые обеспечивали бы наибольшее газоизвлечение, получение максимальной прибыли при наименьших капитальных затратах.

Различают три периода  разработки газовых залежей:

I - период нарастающей  добычи газа;

II - период постоянной (максимально  достигнутой) добычи газа;

III - период падающей добычи  газа.

 

 

 

2. Системы разработки месторождений нефти.

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.

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.

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)

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.

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.

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).

Методы повышения нефтеотдачи могут иметь значительный эффект при условии что это подходящие для данного конкретного месторождения методы. 

3. Нефть Западной Сибири: новые проблемы и новые методы обустройства месторождений.

 

 Сегодня перед проектировщиками появились и новые проблемы:

 
• общее снижение качества запасов  по вновь вводимым месторождениям Западной Сибири, преобладание среди них низкопродуктивных, сложно построенных месторождений с трудно извлекаемыми запасами, а также выход в поздние стадии разработки крупнейших среди ранее введенных месторождений; в обоих случаях сложность разработки возрастает; 
• дальнейшее продвижение нефтедобычи на север и усложнение условий для строительства промысловых объектов (вечная мерзлота), повышение требований к их технической надежности и экологической безопасности; 
• повышение требований к экономичности нефтедобычи и в особенности – к экономичности эксплуатации малодебитного фонда скважин. 

Но главное –  это изменение форм собственности  и всей организационно-правовой сферы  нефтедобычи, появление недропользователей (НП) с негосударственными формами собственности (крупные НК, а также средние и малые структуры) при государстве-недровладельце (НВ) в лице федеральных и территориальных органов власти. Структура и качество запасов через показатели разработки определяют требования к системам добычи, сбора и подготовки нефти, газа и воды. Необходимы качественно новые технологии по системам ППД (поддержания пластового давления). Особая задача – обустройство малых месторождений и отдельных участков освоенных месторождений с их привязкой к системам других НП с обеспечением возможности подключения и взаиморасчетов. 
Продвижение в арктические зоны означает, помимо общего ужесточения природно-климатических условий, размещение всех промысловых объектов и систем на вечной мерзлоте, чего прежде (при островной мерзлоте) удавалось избегать, что заставляет по-новому решать задачи транспортного и энергетического обеспечения. Уже на стадии проектирования необходимо учитывать требования к экологической безопасности и охране природной среды, в том числе разрабатывая методы объективной количественной оценки этих показателей. 
Отдельный комплекс проблем – реконструкция обустройства старых месторождений региона, технологические системы которых, рассчитанные на условия пика добычи нефти, в первую очередь трубопроводы, приходят в аварийное состояние. 
Однако по подобным природным и техническим аспектам (структура запасов, природные условия, требования надежности и экономичности) уже существуют наработки и современные технологии решения соответствующих задач. Принципиально же новые задачи ставит изменение организационно-правовых форм нефтедобычи с разделением НВ и НП. Это прежде всего государственный контроль объектов и систем обустройства на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации по следующим показателям: 
• соответствие систем обустройства требованиям проекта разработки с учетом его периодических ревизий и корректировок; 
• соответствие действующим нормам уровня промысловых технологий (качество продукции, степень утилизации попутного газа, выбросы, потери и т.д.), а также уровня технической надежности и экологической безопасности;