Глава 6. Организация и производство буровых работ.

Существует два основных способа бурения скважин.

Ударный, при котором скважину «выдалбливают» в массиве горных пород специальным долотом.

Бурение этим способом заключается в том, что буровой снаряд, состояший из долота и ударной штанги, спускают в скважину на стальном канате при помощи специальной установки, обеспечивающей возвратно-поступательное движение снаряда. Снаряд падает на забой и при ударе долотом разрушает породу.

Разрушенную породу (шлам) по мере накопления удаляют после подъема бурового снаряда специальной желонкой, спускаемой многократно, а скважину на канате. После очистки углубление возобновляют. Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают колонну стальных труб, которую удлиняют по мере углубления и продвигают к забою при помощи специального забивающего снаряда.

В нефтяной промышленности в настоящее время применяется только вращательный способ бурения. Этим способом скважину «высверливают» в массиве горных пород непрерывно вращающимся долотом, закрепленном на бурильной колонне. Разрушение породы происходит в результате одновремен­ного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Обломки разрушенной породы уносит с забоя и поднимает на поверхность непрерывно пода­ваемый к долоту по бурильным трубам поток жидкости или газа.

Для бурения используют буровые установки, в состав которых входит оборудование подъемное, гидравлическое и вспомогательное.

Грузоподъемный комплекс предназначен для поддержания на весу бурильной колонны, ее подъема и спуска. Представляет вышку башенного или А-образного типа, оснащенную талевой системой и подъемной лебедкой.

Гидравлическая часть представлена поршневыми насосами, обеспечи­вающими гидравлический режим бурения скважины.

Глава 7. Разработка нефтяных и газовых месторождени.

7.1. Технология разработки залежей углеводородов

Разработка нефтяной или газовой залежи – процессом движения жидкости и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи определенной схемы размещения расчетного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддерживания режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии.

Совокупность указанных данных с учетом охраны недр и окружающей среды, определяют систему разработки залежи или месторождения.

На основе полученных данных в процессе бурения поисковых и разведочных скважин составляется проект разработки, в котором определяются методы и системы разработки, способы извлечения продукции и уровень добычи с точки зрения имеющихся технологий и экономики, срок разработки, объем капиталовложений.

Рациональная система разработки – такая система, при которой месторождение эксплуатируется минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи, высокую конечную нефтеотдачу (газоотдачу), при возможно низкой себестоимости нефти.

Объект разработки – искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив), содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин [2, с. 83].

Системы разработки оцениваются по их характеристикам и показателям.

Характеристики системы:

1. фонд скважин – общее число эксплуатационных (добывающих, нагнетательных) скважин, предназначенных для разработки залежи. Основной – число скважин для реализации проекта разработки. Резервный – для целей разработки не выработанных при данной технологии отдельных участков залежи, а также для повышения эффективности воздействия на пласт;

2. удельный извлекаемый запас – отношение извлекаемых запасов нефти к общему числу скважин;

3. плотность сетки скважин на площади принято выражать в гектарах, приходящихся на одну скважину;

4. интенсивность системы заводнения – отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих;

5. отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда;

6. расстояние между рядами скважин и между скважинами и т.д.

Показатели разработки – количественные характеристики интенсивности и степени извлечения нефти, газа и воды во времени:

1. добыча нефти – основной показатель – суммарный по всем добывающим скважинам объекта в единицу времени и среднесуточная добыча, приходящая на одну скважину;

2. добыча жидкости – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени;

3. добыча газа – отношение газа к количеству нефти, извлеченных из скважины в единицу времени;

4. накопленная добыча – отражает количество нефти, добытое по объекту за весь прошедший период времени.

Относительные показатели характеризуют процесс извлечения продукции в долях от запасов нефти:

1. темп разработки – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам. Выражается в процентах, изменяется во времени и отражает влияние на процесс разработки всех технологических операций.

1 стадия – вводятся в эксплуатацию новые скважины из бурения, количество добываемой нефти непрерывно увеличивается и достигает максимума, и какой-то период удерживается на этом уровне со стабильным годовым отбором нефти – 2 стадия; 3 стадия – период падения добычи нефти и снижения темпа разработки; 4 стадия – низкий темп разработки, высокая обводненность продукции и медленное падение добычи.

2. обводненность продукции – отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды;

3. темп отбора жидкости – отношение годовой добычи жидкости к извлекаемым запасам нефти;

4. водонефтяной фактор – отношение значений добычи воды к нефти в м³/т, - пластовое давление, пластовая температура, расход нагнетаемых в пласт реагентов и др. [2, с. 84-85].

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. В процессе разработки природная пластовая энергия истощается, и пластовое давление снижается при всех режимах работы залежи.

Наиболее эффективным мероприятием по увеличению темпа отбора нефти из залежи и высоких коэффициентов извлечения, характерных для напорных режимов - искусственное поддержание пластовой энергии.

Основные методы воздействия на продуктивные пласты базируются на искусственном заводнении коллекторов и повышением эффективности заводнения. Осуществляются путем реализации различных способов законтурного, внутриконтурного, площадного и других систем заводнения, а также свойства­ми используемого реагента.

Эффективность заводнения заключается в повышении отмывающей способности вытесняющего агента и его вязкости, снижении вязкости вытесняемой нефти.

Регулирование процесса разработки заключается в обеспечении равномерного перемещения контуров водоносности. Неравномерность продвижения воды устраняют ограничением отбора жидкости из скважин, обводняющихся с одновременным увеличением объема нагнетаемого агента в зонах, где продви­жение контурных вод замедленное. Постоянно контролируется изменение пластового давления по площади. Давление замеряют в возможно большем числе скважин и строят через определенные промежутки времени карту изобар (кри­вых, соединяющих точки с равными давлениями), по которым определяют па­дение пластовых давлений на отдельных участках.

Графическим методом определяют соотношение отбора жидкости с изменением параметров эксплуатируемого объекта (рис.7.1).

Рис. 7.1 График разработки пласта: Т – время, Р – пластовое давление, q – текущая добыча нефти, В – обводненность нефти, Г - газовый фактор, n – число скважин

Залежи газа, содержащие растворенные жидкие углеводороды, называются газоконденсатными. Конденсат может выделяться как на поверхности из добытого газа, так и в пласте при снижении давления. Газ с конденсатом из скважины поступает в конденсатную установку, в которой выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ сжимается в компрессорах до соответствующего давления и нагнетается обратно в пласт.

Всю нефть из пласта извлечь не удается. Значительная часть остается в недрах, она прилипает к породам коллектора, застревает в мелких порах и т.п.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) в свою очередь есть произведение коэффициентов вытеснения, охвата, вскрытия.

Коэффициент вытеснения определяется в лаборатории на образцах керна насыщенных нефтью по результатам нагнетания через них воды.

В зависимости от причин, вызывающих низкую нефтеотдачу различают следующие виды остаточной нефти:

• нефть в пропластках и линзах пород, не вскрытых скважинами;

• нефть, оставшаяся в зоне проникновения вытесняющих агентов (нагнетаемой и пластовой воды или газа), неохваченных воздействием вследствие неравномерного строения пород и неравномерного продвижения вытеснения;

• пленочная и оставшаяся в капиллярных каналах нефть позади зоны вытеснения.

Коэффициент нефтеотдачи общий

(7.1)

которые учитывают соответственно - долю объема вскрытых скважинами продуктивных пластов, полноту охвата пластов воздействием рабочим агентом в зоне его продвижения, полноту вытеснения нефти из пласта.

Повышение эффективности естественных режимов работы залежей нефти и газа достигается применением различных искусственных методов воздействия на призабойную зону.

Искусственные методы воздействия:

• методы поддержания пластового давления нагнетанием воды или газа;

• методы повышения нефте и газоотдачи пластов;

• методы повышения проницаемости призабойной зоны.

Технология повышения нефтеотдачи основывается на использовании различных химических, биологических, тепловых процессов и осуществляется с использованием нагнетательных и добывающих скважин.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) - обозначается вся совокупность технологий объемного воздействия на нефтяной пласт (обычно осуществляется через нагнетательные скважины) с целью длительного улучшения характеристики заводнения и, в конечном итоге, предназначенных для увеличения извлекаемых запасов нефти (закачка в пласты воды с ПАВ, вытеснение нефти раствором полимеров, закачка в пласт углекислоты, нагнетание в пласт теплоносителей, вытеснение нефти из пласта растворителями, внутрипластовое горение).

Методы повышения проницаемости - обработка призабойной зоны (ОПЗ) - совокупность технологий локального воздействия на пласт в непосредственной близи от скважины (обычно осуществляется через добывающие скважины) с целью обеспечения заданных или восстановления утраченных эксплуатационных характеристик скважины без указания связи с состоянием извлекаемых запасов нефти (кислотные обработки, ГРП, ГПП, торпедирование, вибрационное воздействие, тепловая обработка).

Нагнетание воды в пласт осуществляют путем законтурного и внутриконтурного заводнения или их модификаций. Газ нагнетают в газовую шапку про­дуктивного пласта. Для нагнетания воды используют специально пробуренные нагнетательные скважины.

Рис. 7.2 Схема законтурного заводнения: 1 – нефтяные скважины; 2 – нагнетательные скважины; 3 – контрольные скважины; 4 – внутренний контру нефтеносности; 5 – внешний контур

Законтурное заводнение характерно тем, что нагнетательные скважины расположены за пределами залежи вблизи внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины расположены рядами (батареями) параллельно внутреннему контуру нефтеносности. Наиболее благоприятным объектом законтурного заводнения - пласты сложенные однородными породами с хорошей проницаемостью, не осложненными нарушениями. Расстояние нагнетательного ряда до внешнего ряда добывающих скважин принимают для однородных пла­стов в пределах 1000 - 1200 м. для пластов неоднородных и с низкой прони­цаемостью 600 - 700 м.

Извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи пласта наиболее тесно связан с охватом пласта вытесняющим агентом и определяется особенностями геологического строения, проницаемости коллектора, свойствами нефти и вытесняющего агента, системой разработки. Наибольшему увеличению охва­та пластов воздействием способствуют технологии, основанные на нестационарном режиме заводнения, избирательном и очаговом заводнении, примене­нием повышенных давлений на линии нагнетания, выбором оптимальной сетки скважин.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2-3 ближайшие ряда добывающих скважин. При разработке залежей значительных по площади применяют внутриконтурное заводнение. Особенностью этой системы является размещение нагнета­тельных скважин рядами в нефтяной залежи, которыми вся ее площадь разреза­ется на отдельные участки.

Осевое заводнение - расположение нагнетательных скважин по оси структуры и кольцевое - расположение внутри залежи в виде кольца, разделяющего ее на центральную и кольцевую площади (рис. 7.3, 7.4).

Рис. 7.3 Схема внутриконтурного заводнения: 1- нагнетательные скважины; 2 – эксплуатационные скважины

Рис. 7.4 Схемы центрального заводнения: а – осевое заводнение; б – кольцевое

Блоковая система заводнения предусматривает расположение нагнета­тельных скважин параллельными прямолинейными рядами с размещением между ними рядов добывающих скважин. Залежь разрабатывается по блокам, независимым друг от друга. Такие системы разделяют по числу рядов добы­вающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные. В зависи­мости от свойств пласта практикуют различную рядность на одной залежи, при необходимости легко переходах одной системы на другую.

Площадное заводнение характерно расположением добывающих и нагнетательных скважин на площади равномерно по правильной геометрической сетке - квадратной или треугольной. Различают пяти, семи и девяти точечные системы.

Элемент пятиточечной системы – квадрат, в центре которого расположе­на скважина нагнетательная, а по углам квадрата - добывающие;

Элемент семиточечной системы - шестиугольник с добывающими сква­жинами в углах и нагнетательной в центре.

Элемент девятиточечной системы - квадрат, в углах которого и в середи­не его сторон расположены добывающие скважины, а в центре нагнетательная.

Избирательное заводнение характерно выбором скважин под нагнетание воды после разбуривания части плошали по равномерной сетке на основании данных геофизических и гидродинамических исследований.

При этом учитывается соотношение скважин нагнетательных и добы­вающих, вязкость нефти и воды, степень неоднородности пласта.

Рис. 7.5 Пятиточечная и семиточечная схемы размещения скважин

Очаговое наводнение предусматривав нагнетание воды через нагнетательные скважины, выбираемые среди добывающих или пробуренных специ­ально. Применяют для вовлечения в разработку отдельных частей пласта, не охваченных вытеснением.

При всех системах заводнения для ППД на одном уровне объем нагнетаемой воды должен быть не менее объема извле­каемой из пласта жидкости и газа. Практикой установлено, что при системах заводнения в пласт следует нагнетать от 1.6 до 2 м на одну тонну извлекаемой нефти без учета объема пластовой воды, добываемой с нефтью.

Рис. 7.6 Схематический размер пласта

Число нагнетательных скважин зависит от поглотительной способности каждой скважины при данном давлении нагнетания. Максимальное давление нагнетания определяется типом насосного оборудования

(7.2)

т.е. сумме давлений на выкиде насоса, столба воды в скважине и потерь на трение.

Все мероприятия по увеличению нефтеизвлечения призваны улучшить те или иные показатели процесса заводнения - увеличить степень вытеснения нефти водой, охват заводнением, снизить вероятность прорыва воды по высокопроницаемым пропласткам, повысить степень дренирования призабойной зоны, изолировать уже промытые пропластки.

Для заводнения используют воду поверхностных водоемов, глубинных водоносных горизонтов, пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью. Закачка любых вод, содержащих твердые взвешенные частицы (ТВЧ) и нефть во всех случаях приводит к снижению проницаемости скважин. На конечные результаты вытеснения нефти сильно влияет содержание в вытесняющей жидкости кольматирующих веществ. Нагнетаемая в пласт вода не должна содержать механических и органических примесей (бактерий, водорослей), нефти, соединений железа, сероводорода, углекислоты.

Воду очищают на водоочистных установках, на которых вода подвергается коагуляции (укрупнению мельчайших взвешенных частиц), фильтрации очистке взвешенных частиц после укрупнения), обезжелезиванию (удалению окисей и закисей железа), смягчению, хлорированию (ликвидации бактерий и микроорганизмов), стабилизации (придании стабильности по химическому составу).

Для нагнетания воды в пласт через нагнетательные скважины предназначены КНС, оборудованные мощными центробеж­ными насосами.

Микробиологические МУН - воздействие на пласт микробных клеток на молекулярном уровне и обладают комплексным воздействием на пласт - увеличением охвата и повышением коэффициента вытеснения.

В результате жизнедеятельности микроорганизмов, образующиеся кислоты взаимодействуют с минералами пород и выщелачивают их, увеличивая пористость и проницаемость коллектора, образуют колонии, которые за­бивают водопроводящие каналы, перераспределяя фильтрационные потоки, что повышает коэффициент охвата.

Для увеличения нефтеотдачи применяются следующие способы:

1) Закачка в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижает поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для переме­щения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно сни­жается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы.

Вода с искусственно повышенной вязкостью создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и обеспечивает большую полноту вытеснения нефти. Загущивают воду различными водорастворимыми полимерами, из которых наиболее широкое применение нашли полиакриломиды (ПАА). Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой пенообразующих веществ.

2) Закачиваемая в пласт углекислота растворяется в нефти, уменьшает ее вязкость, что способствует увеличению притока к скважинам.

В качестве вытесняющей фазы используются растворители, растворимые в нефти, сжиженные пропан, бутан и их смеси. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации.

3) При снижении пластовой температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию жидкости. По­этому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт.

4) Нагнетание в пласт теплоносителей (горячей воды или пара с температурой 400°С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.

5) Метод внутрипластового горения заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти в пласте у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности окислителя - воздуха или смеси воздуха с природным газом. Тепло образуется непосредственно в пласте за счет сжигания части нефти (10-15%) при фильтрации окислителя. Для повышения эффективности процесса в пласт вместе с окислителем нагнетается вода, повышающая теплоемкость закачиваемого агента. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти и воды, нагретая вода и разжиженная под действием температуры и углекислого газа нефть движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

Щелочное заводнение основано на взаимодействии щелочи с кислотным компонентом нефти, в результате чего снижается поверхностное натяжение на грани нефти и раствора щелочей. Перспективно заводнение щелочными растворами в сочетании с водорастворимыми полимерами и ПАВ [2, с. 88-90].

Химические методы дают хорошие результаты в карбонатных породах.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловое воздействие - для удаления со стенок норовых каналов парафина и смол, для интенсификации химических методов обработки.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц.

Химические методы - кислотные обработки, основанные на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов и увеличению проницаемости. Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НСl) и фтористоводородную (HF) кислоты. Соляная кислота растворяет карбонатные поро­ды (известняки, доломиты) продуктивных пластов, а продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - соли хлористого кальция (СаСl₂) и хлористого магния (MgCl₂), углекислый газ (СО₂), вода после обработки легко вымываются с продукцией скважины.

Для обработки наиболее часто используют 12-15% раствор соляной кислоты, на один метр высоты пласта берут от 0.4 до 1.5 м раствора.

Для предохранения металла от коррозии к кислоте добавляют ингибиторы коррозии - в основном ПАВ.