Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

целевым продуктом переработки нефти в то время был керосин. Затем с изобретением русскими инженерами форсунки стал широко использоваться мазут как в промышленности, так и на железнодорожном транспорте. В 1853 г. была изобретена керосиновая лампа, что увели- чило потребление керосина.

Новая эра в развитии цивилизации связана с созданием двигателей внутреннего сгорания:

1860 г. первый двигатель внутреннего сгорания был изобретен французским механиком Э. Ленуаром;

1880 г. первый бензиновый карбюраторный двигатель внутреннего сгорания создал инженер О. Костович;

1897 г. первый дизельный двигатель Р. Дизель.

Â1898 1900 гг. дизельный двигатель был усовершенствован на заводе Л. Нобеля в Санкт-Петербурге с целью использования в качестве топлива нефти.

Â19 в. основными нефтедобывающими странами (95 %) были США и Россия. Всего 16 стран разрабатывали нефтяные месторождения. В этот период на первом месте по уровню добычи нефти были США и только в течение четырех лет (1898 1901 гг.) Россия.

До 1917 г. основным районом нефтедобычи в России был Бакинский регион, где одними из самых крупных владельцев нефтеносных участков были братья Нобели, управляющим у которых служил И.Н. Стрижов. Всего в районе имелось 272 фирмы, занимающихся нефтяным бизнесом. Основным способом бурения скважин было ударное. Глубина скважин составляла 400 500 м.

Â1918 г. осуществлена национализация нефтяной промышленности. В конце 1920-х гг. было открыто большое количество нефтяных месторождений на Северном Кавказе, в Средней Азии, в Казахстане, в Пермской обл. (Чусовские городки) и др.

Â1924 г. создан первый в России Государственный исследовательский нефтяной институт (ГИНИ) для проведения научных исследований в области нефтяного дела.

Â1932 г. открыто Ишимбайское месторождение в Башкирии.

Â1944 г. разведана девонская нефть на Туймазинском месторождении.

Â1949 г. открыто Ромашкинское месторождение.

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Âрезультате центр нефтедобычи переместился из Бакинского региона в Урало-Поволжье.

Â1965 г. открыто уникальное Самотлорское нефтегазовое месторождение, что привело к перемещению основного нефтедобывающего центра страны в Западную Сибирь.

Большой прогресс был достигнут в вопросах теории проектирования разработки нефтяных месторождений. Были созданы теории режимов, фазовых проницаемостей

(Р. Виков и Х. Ботсет), многофазной фильтрации (М. Маскет, М. Мерес), на базе последней была разработана теория непоршневого вытеснения нефти водой (Бакли и Леверетт), предложены методы построения неоднородных пластов (Стайлз, Колхаун, Ю.П. Борисов, М.И. Максимов, В.Д. Лысенко, М.Л. Сургучев и др.), сформированы принципы разработки нефтяных месторождений с применением методов поддержания пластового давления:

1920 г. закачка сточных вод (месторождение Уоссон, США);

1928 г. закачка воздуха (площадь Романы, Азербайджан);

1936 г. законтурное заводнение сточной водой (месторождение Восточный Техас, США);

1947 г. площадное заводнение (месторождение Бала- ханы-Сабунчи-Раманы, СССР);

1949 г. законтурное заводнение (месторождение Туймазинское, СССР).

Идея внутриконтурного заводнения была публично высказана проф. А.П. Крыловым в 1950 г. в г. Краснодаре на заседании техсовета Министерства нефтяной промышленности СССР в связи с открытием Ромашкинского месторождения и реализована в 1952 1953 гг. при проектировании его разработки. Теперь эта технология является основной в мире. Метод заводнения считается «русским методом». Создано много технологий повышения нефтеотдачи пластов. Расчетная часть проектов разработки выполняется с помощью сложных программных комплексов, созданных разными компаниями.

Существенно изменились знания о механизме подъема

12

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

скважинной продукции с забоя на поверхность, разработаны методы расчета движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, созданы новые технические средства подъема скважинной продукции и расчетные методики их подбора в зависимости от конкретных условий.

В настоящее время под разработкой нефтяного месторождения следует понимать комплекс инженерных решений, обеспечивающих извлечение нефти из пласта на поверхность и дающих экономическую выгоду инвестору.

Очевидно, что эффективность извлечения нефти из продуктивных пластов зависит от свойств и неоднородности коллекторов и физических свойств нефти.

Нефти месторождений классифицируются по вязкости и величине извлекаемых запасов.

По извлекаемым запасам (млн т): уникальные более 300; крупные 30 300; средние 10 30; мелкие менее 10.

По вязкости (мПа с):

маловязкие до 10; средней вязкости 10 50; высоковязкие 50 1500; тяжелые более 1500; битумы 20 000 25 000.

В настоящее время добычу нефти в мире ведут более 100 стран (как на континенте, так и в море) из 195 стран- членов ООН (всего в мире зарегистрировано 225 государств). Степень разведанности мировых запасов оценивается в 40 45 %.

Сегодня в мире добыто около 130 млрд т нефти. При среднем коэффициенте нефтеотдачи около 0,3 с учетом добытой нефти и оставшихся извлекаемых запасов в коли- честве (по разным источникам) 170 190 млрд т всего открыто и разведано около 1,0 трлн т. К началу 21 в. в мире насчитывалось 40,3 тыс. нефтяных и газонефтяных (открытых, разрабатываемых и завершивших разработку) месторождений.

Разработанные, апробированные в лабораториях и про-

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

мысловых условиях, а также применяемые в достаточно значительных масштабах различные технологии выработки запасов нефти (физико-химические, газовые, тепловые, волновые и др.) позволяют увеличить степень извлечения нефти по сравнению с заводнением и естественным истощением.

Основной технологией уже более 50 лет является заводнение и таковой она, очевидно, останется на обозримую перспективу. Все это ведет к тому, что почти 2/3 открытых геологических запасов нефти остается в недрах. Естественно, такая ситуация будет способствовать обострению проблемы энергообеспечения как отдельных стран, так и мира в целом.

Количество разработанных в мире технологий для извлечения нефти из пластов в настоящее время значительно, однако охарактеризовать их численно не представляется возможным вследствие закрытости работ, «ноу-хау» отдельных компаний и т.д. Это обусловлено тем, что добыча нефти это крупный (если не самый крупный) бизнес, а методы увеличения нефтеотдачи основная его составляющая. По сути, проблема увеличения нефтеотдачи является ровесницей нефтяной промышленности. И чем больше истощаются запасы крупных месторождений, тем острее становится проблема увеличения нефтеизвлечения.

Известно, что проводить работы по увеличению нефтеотдачи крупных месторождений на 1 2 % выгоднее, чем осуществлять поиск, разведку и ввод в разработку новых объектов, способных обеспечить такие же объемы добычи нефти.

Примером являются США, где без открытия новых залежей извлекаемые запасы нефти постоянно увеличиваются за счет точной информации о пластах с помощью 3-D и 4-D сейсмики; следования правилу, что десятигодовой отбор нефти не должен превышать 10 % от остальных суммарных извлекаемых запасов; применения методов увели- чения нефтеотдачи, стимулирования интереса компаний законодательными актами и снижением налогов для разработки остаточных и трудноизвлекаемых запасов, введения нормы отбора нефти из скважины с целью создания национального резерва и т.д. Текущая нефтеотдача по ме-

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

сторождениям США увеличилась с 0,29 (1975 г.) до 0,42

êначалу 2006 г.

ÂРоссии к началу 21 в. было открыто около 2 тыс. нефтяных месторождений, из которых 50 % с более 70 % общих разведанных запасов нефти было введено в разработку. Почти 3/4 разведанных запасов нефти в России приходится на 12 уникальных и 156 крупных месторождений. Суммарная добыча нефти в России к началу 21 в. оценивается в размере около 15,0 млрд т. При этом средняя нефтеотдача снизилась от 0,48 в 1975 г. до 0,35 в 2005 г.

Существующие эффективные технологии увеличения нефтеотдачи в подавляющем большинстве являются, с одной стороны сложными, а с другой дорогими. Поэтому доля нефти, добываемой за счет методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в мире, невелика и составляет около 3,5 % общей добычи.

Данный курс создавался автором, основываясь на принципе преемственности с использованием опыта профессоров, преподававших в разное время в Губкинском институте, А.П. Крылова, Ю.П. Желтова, В.Н. Щелка- чева, И.Д. Амелина, Г.Л. Говоровой, В.С. Орлова, которых автор считает своими учителями.

Âработе сделана попытка учесть ряд современных достижений науки о разработке нефтяных месторождений и восполнить имеющийся дефицит в учебной литературе в аспекте требований современных Государственных общеобразовательных стандартов по нефтегазовому делу при подготовке как бакалавров, так и магистров (Нефтегазовое дело, направление 130500). Работа состоит из двух разделов. Раздел I Разработка нефтяных месторождений при традиционной технологии заводнения и раздел II Применение методов увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов.

Âсвязи с тем, что данное пособие является учебным, то автор не дает ссылок на отдельные положения, а приводит только список основных использованных литературных источников, в которых читатель может найти ссылки на статьи специалистов и исследователей по интересующей теме.

Âприложении приведены некоторые справочные мате-

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

риалы, что облегчит работу по освоению данной дисциплины.

Автор выражает искреннюю признательность и благодарность заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, д.т.н., профессору И.Т. Мищенко за помощь в создании и совершенствовании курса, доценту кафедры К.А. Бравичеву, всем коллегам и сотрудникам кафедры за внимание, помощь и поддержку, а также своим аспирантам и ученикам, чьи результаты вошли в данную работу, и за помощь в оформлении.

16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Раздел I

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ПЕРВИЧНЫМИ МЕТОДАМИ

Глава 1

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕХАНИЗМА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

1.1. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ И РЕЖИМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Фильтрация нефти в пласте начинается после того как пробурена скважина и на ее забое в интервале нефтеносного пласта давление уменьшено по сравнению с первона- чальным пластовым давлением, т.е. когда имеет место градиент давления

dp 0.	(1.1)
dr

До развития современных методов воздействия на продуктивные пласты поступление нефти в скважины происходило за счет природной энергии пластов.

Первые работы, касающиеся понимания естественных режимов работы пластов, относятся к 1920-м гг.

Первоначально существовала теория Томпсона об ограниченном радиусе влияния и критическом числе скважин. На практике применялось правило Котлера, утверждавшее, что суммарная добыча нефти Qí из каждой скважины равна:

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	Qí	1	,	(1.2)
		F

ãäå F площадь дренирования залежи одной скважиной. Это приводило к чрезмерной плотности сетки сква-

æèí 0,5 1,0 ãà/ñêâ.

В 1920-х гг. отечественные геологи Н.Т. Линдтроп, А.В. Виноградов и др. начали изучать естественный водонапорный режим месторождений (рис. 1.1).

Исследованиями была установлена связь между производительностью нефтяной залежи и дебитами скважин. В этом случае источником пластовой энергии являлись контурные воды. Отсюда появились понятия контура питания и радиуса контура питания Rê. Затем В.Н. Щелка- чевым была развита теория пластовых водонапорных систем и интерференции скважин. Дальнейшими исследованиями были установлены другие источники пластовой энергии: силы упругости горной породы и пластовых флюидов, энергия выделяющегося из нефти растворенного газа, энергия расширения газа газовой шапки, гравитационные силы.

Под режимом разработки нефтяной залежи понимают проявление доминирующей формы пластовой энергии. Различают следующие режимы:

упругий;

упруговодонапорный;

растворенного газа;

упругогазонапорный (режим газовой шапки);

гравитационный;

смешанный.

Рис. 1.1. Схема естественного водонапорного режима

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Режимы также бывают с неподвижным и перемещающимся контуром нефтеносности. Их характеристики приведены в табл. 1.1.

Упругий режим и режим растворенного газа называются режимами истощения и характеризуются неподвижным контуром нефтеносности (КН). Остальные режимы это режимы вытеснения, с перемещающимся контуром нефтеносности. Помимо естественных в настоящее время

Ò à á ë è ö à 1.1

Общая характеристика режимов разработки

	Режим	Источник пла-			Òèï ðå-	Признаки
	разра-						Нефтеотдача
		стовой энергии			æèìà	режима
	ботки
	Упругий	Упругость		ïëà-	Истощение	ðïë ðíàñ	0,02 0,025 íà 10
		ста и насыщаю-				ðïë ; qí	МПа снижения
		щей его жидко-					пластовой энер-
						Ã Ã0 const
		ñòè					ãèè
	Упруго-	Слабый	напор		Вытесне-	ðïë ;	До 0,6; редко
	водона-	законтурных			íèå	ðïë ðíàñ;	âûøå
	порный	вод; упругость				Ã Ã0; qæ
		законтурной
		водоносной
		системы				ðïë ðíàñ;	Äî 0,2 ïðè
	Раство-	Энергия	âûäå-		Истощение
	ренного	ляющегося рас-				qí ; Ã	í 2 ìÏà ñ;
	ãàçà	творенного		â			äî 0,05 0,08
		нефти газа				ðíàñ ðïë	ïðè í 3 ìÏà ñ
	Упруго-	Упругость		ãàçà	Вытесне-		Äî 0,25 ïðè
	газона-	газовой шапки			íèå	ðïë	низкой прони-
	порный					Ã Ã0; Ã ;	цаемости и
						qí	í 3 ìÏà ñ
	Гравита-	Гравитацион-			Истощение	ðïë ; qí ;	Äî 0,4 0,5
	ционный	íûå ñèëû			с переме-	Ã Ã0 const
					щающимся
					ÊÍ
	Смешан-	Напор закон-			Вытесне-
	íûé	турной воды;			íèå
		энергия раство-
		ренного газа;
		напор газа газо-
		вой шапки

Ï ð è ì å ÷ à í è å. ðïë пластовое давление; ðíàñ давление насыщения; qí, qæ дебит скважины по нефти и жидкости; Ã0, Ã началь-

ный и текущий газовый фактор; , снижение и рост показателя.

19

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

в практике разработки нефтяных месторождений применяют и искусственные режимы, когда в пласт закачивается рабочий агент (вода, газ, химические вещества и др.).

Эффективность режимов разработки оценивается нефтеотдачей, которая достигается при том или ином режиме.

Нефтеотдача это отношение количества добытой нефти Qí из залежи к ее начальным геологическим запасам Víãç, ò.å.

Qí .

(1.3)

Víãç

Динамика показателей разработки при различных режимах показана на рис. 1.2.

Зависимость величины нефтеотдачи от степени снижения пластового давления ниже давления насыщения для различных пластовых условий приведена на рис. 1.3.

Дискуссия о степени влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу началась с 1950-х гг. в связи с вводом в

разработку Ромашкинского месторождения. Первые сетки скважин на Ромашкинском месторождении были очень редкими до 64 100 га/скв.

Критические замечания по этой проблеме были высказаны В.Н. Щелкачевым в конце 1950-х гг.

Как показали результаты дискуссий, выбор сетки скважин является не научной проблемой, а экономической. Очевидно, что в силу неоднородности пластов и их прерывистости нефтеотдача зависит от плотности сетки Sc (ðèñ. 1.4).

Нефтеотдача по А.П. Крылову выражается следующей зависимостью:

îõâ âûò,

(1.4)

ãäå îõâ коэффициент охвата; âûò коэффициент вытеснения.

Известно, что коэффициент охвата является функцией многих параметров: пористости m; начальной нефтенасыщенности sí0; соотношения подвижностей воды и нефти0; плотности нефти í è âîäû â; фазовых проницаемостей нефти kí è âîäû kâ è äð.

20