Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

до тривалого періоду експлуатації (понад

років) за відносно невеликого

(3-10%) сталого або малозростаючого вмісту води в рідині, а відтак

швидкого подальшого обводнення (за 2-5 місяців). Після обводнення

свердловин вище 50% кількість відібраної нафти становить лише

5...

10%

сумарного відбирання її за водний період експлуатації. Коефіцієнт

нафтовилучення

раз витіснення нафти водою становить 0,5...0,65.

У тріщинувато-пористих колекторах особливості витіснення нафти

водою або газом зумовлені відношенням коефіцієнтів проникностей

тріщин і блоків. Коефіцієнт тріщинної (вторинної) пористості порівняно

невеликий і в середньому становить О

2...0,8%. Коефіцієнт проникності

тріщин може змінюватися від кількох тисячних до Імкм і більше.

Коефіцієнт пористості блоків змінюється від

до 20...30%, а коефіцієнт

проникності - від нуля до кількох квадратних мікрометрів. Зазначимо, що

потрібно відрізняти коефіцієнт тріщинної проникності, який розрахо-

вується для всього перерізу середовища, з урахуванням тріщин, від

проникності тріщин. Залежно від густоти тріщин, точніше від тріщинної

пористості, коефіцієнт проникності тріщин у сотні разів більший

коефіцієнта тріщинної проникності.

Рисунок 2.8

—

Схема витіснення нафти водою з тріщиігувато-пористого пласта, коли

проникність тріщин менша (а), дорівнює (б) і значно більша (в) від

проникності порових

блоків:

нафта;

- вода

171

Оскільки тріщинувато-пористі колектори являють собою подвій-

не середовище, то першочергове, випереджувальне витіснення

нафти буде спостерігатися із високопроникного середовища. На

рис.

2.8 зображено схему витіснення нафти водою із тріщинувато-

пористого пласта, коли проникність тріщин менша, рівна і значно

більша (відповідно рис. 2.8 а, б і в) проникності пористих блоків.

Нагнітальна в пласт вода за рахунок створення градієнта тиску над-

ходить у тріщини і пористі блоки пропорційно коефіцієнту проник-

ності тріщин і коефіцієнту порової проникності. У колекторах з висо-

кою поровою проникністю частка води, яка надходить у тріщини,

відносно невелика. У колекторах з низькою або середньою поровою

проникністю (коефіцієнт проникності відповідно менше 0,01 мкм і в

межах 0,01-0,1 мкм ), де тріщинна проникність краща порової, най-

більший об'єм води надходить у систему тріщин, витісняючи із них

нафту. З тріщин вода йде в пористі блоки спочатку під дією гідро-

динамічного перепаду тиску між системою тріщин і пористими бло-

ками. Відтак, якщо порода пористих блоків добре змочується водою

(гідрофільна), за рахунок протиплинного капілярного всмоктування

надходить у пористі блоки, заміщуючи в них нафту і витісняючи її в

тріщини. Очевидно, що вода входить через малі пори, а нафта виходить

через великі пори. Коефіцієнт витіснення нафти з тріщин дорівнює 0,8 -

0,85,

а з матриць- є порівняно невеликим, тобто 0,2 -

0,3.

Швидкість

капілярного всмоктування сама по собі невелика і може значно зни-

жуватися внаслідок погіршення проникності на поверхні блоків (заму-

лювання nop колоїдними, завислими частинками, які перебувають у

воді).

За наявності двох систем макро- і мікротріщин пласт розділений

макротріщинами на макроблоки, які, в свою чергу, мікротріщинами

розділені на мікроблоки. Є підстави вважати, що заповнені нафтою

мікротріщини слугують екранами, які перешкоджають перебігу про-

цесу капілярного всмоктування в усьому об'ємі матричної породи.

172

Рідина, яка фільтрується через макротріщини, вступає в контакт з

мікроблоками, що розміщені на поверхні макроблоків. Ці мікроблоки

охоплюються процесом капілярного всмоктування. У внутрішніх мікро-

блоках просочування не відбувається. Всмоктування закінчується після

досягнення певної водонасиченості блоків (кінцевого нафтовилучення). За

цей час вода у тріщинах переміститься на відстань Ах

зкв

, яка визначає

розмір зони капілярного

всмоктування (стабілізованої

зони). Блоки

пласта не одночасно охоплюються процесом всмоктування, тому зона

виникає і переміщується вздовж пласта. Розміри її, окрім капілярних

процесів, зумовлюються величиною витрати нагнітальної води.

За великих швидкостей нагнітання розміри зони капілярного

всмоктування можуть значно перевищувати розміри покладу, так що

незадовго після початку заводнення вода підійде до видобувних

свердловин, а це призведе до відбирання разом з нафтою великих

об'ємів води. На такому уявленні побудовано методику розрахунку

процесу розробки, яка передбачає поділ його на етапи, тривалість яких

дорівнює тривалості повного капілярного всмоктування.

Для спрощення розрахунків припускають, що процес всмоктування є

нескінченним. Для визначення показників розробки чисельними мето-

дами розв'язується система диференціальних рівнянь, яка в загальному

випадку охоплює рівняння нерозривності потоку, руху, балансу фаз і

міжфазового обміну між блоками

тріщинами.

Процес розробки тріщинувато-пористих покладів проходить

складніше. Тріщинуватість не утруднює заводнення у випадку

розміщення нагнітальних свердловин на ділянках з низькою

проникністю. Кращим є вибіркове і площове заводнення за

відношення нагнітальних і видобувних свердловин 2:1 і 3:1 з тиском

нагнітання в межах 0,45...0,75 вертикального гірничого тиску.

Характерними є більші об'єми запомпованої і видобутої води.

173

Високодебітні свердловини швидко обводнюються. Зниження

пластового тиску супроводжується змиканням мікротріщин і

відключенням менш проникних шарів. Зосереджене і плотове

запомповування газу є мало ефективним внаслідок швидких проривів

газу по тріщинах. Ці явища тим більше виражені, чим менша порова

проникність порівняно з проникністю тріщин. У ході розробки

таких покладів спостерігаються різні закономірності обводнення

свердловин, що зумовлено різкою неоднорідністю колекторів за

проникністю. Наприклад, на родовищах Бєларусі за характером обвод-

нення свердловини поділяються на три групи: обводнення свердловин

до 80% проходить або швидко за

6...10

міс; або за 12...18 міс; або

поволі за 20 міс. і більше. Після 80% обводнення видобуток нафти стає

незначним. Коефіцієнти нафтовилучення змінюються від 0,1 до

0,6,

а в

деяких випадках і більше, у середньому можуть становити 0,2...0,4,

причому вони менші, ніж для покладів з чисто тріщинними колек-

торами. Селективна ізоляція обводнених інтервалів забезпечує знову

промислові припливи нафти у свердловину. Форсування процесу

відбирання сприяє збільшенню обсягів видобутку нафти.

Тріщинні колектори характеризуються анізотропією проникності,

коли проникність в одному напрямі в багато разів (на деяких

родовищах у

разів) є більшою від проникності в перпендикулярному

напрямі. Збіг напряму тріщинуватості, в тому числі макротріщин, з

напрямом руху води призводить до передчасного обводнення

свердловини і значного зниження ефективності процесу нагнітання

води. Тому свердловини намагаються, за можливості, розміщати з

урахуванням напряму тріщинуватості, хоч вона, разом з тим, головним

чином виявляється уже в процесі розробки.

174

Початкова швидкість проривання води від нагнітальних

свердловин до видобувних змінюється в широких межах - від 0,5 до

20 м/добу, а після проривання швидкість руху індикатора

(флюоресцеїну та ін.) з водою сягає 1000 м/добу. Порівняно малі

початкові швидкості руху води зумовлені витратою її на капілярне

насичення (всмоктування) пористих матриць, а також відмінністю

в'язкостей нафти та води. Високі швидкості руху індикатора

пояснюються прориванням води по окремих високопроникних тріщинах

або по тріщинуватих пропластках, коли капілярне насичення блоків,

що прилягають до цих каналів, практично закінчилося. Підвищення

швидкості може бути додатково зумовлено збільшенням розмірів

каналів за рахунок розчинення їх стінок в інтенсивному потоці води.

Індикатор фіксується в кожній із навколишніх свердловин неодно-

разово (періодично), що пояснюється різнотріщинуватістю порід.

З метою підвищення ефективності розробки таких покладів

застосовуються способи зменшення проникності макротріщин у пласті

нагнітанням рідинних осадо-, геле- або емульсієутворювальних

сумішей та інших речовин. Набагато ефективнішими є дисперсні

системи, які містять частинки розміром більше 0,01 мм.

Дисперсна фаза таких систем (суспензій) надходить лише в ті канали,

розмір яких є більшим від розміру її частинок (гранул). Враховуючи

статистичний розподіл тріщин за величиною їх розкриття і статис-

тичний розподіл розмірів частинок, можна забезпечити, як це показано

нами, зменшення проникності (кероване, вибіркове тампонування)

лише високопроникних макротріщин, а рідинні тампонувальні агенти

завжди надходять в усі канали пропорційно до їх проникності.

Найкращою є технологія, яка передбачає створення потоковідхилю-

вальних бар'єрів у глибині пласта, у міжсвердловинних зонах пласта, а

не тільки в привибійних зонах, локально біля свердловин. У результаті

цього пласт із тріщинувато-пористого "перетворюється" в пористий.

175

У цілому, родовища з тріщинуватими колекторами розробляються

методами заводнення з меншою ефективністю, ніж родовища з

пористими колекторами; при цьому досягнутий коефіцієнт нафто-

вилучення нижчий на

5-20%.

Особливості розробки таких родовищ

зумовлені складнішою структурою пустотного простору і будовою

покладу, відмінністю процесів фільтрації

витіснення нафти.

§ 2.9 Економічна оцінка процесу розробки і вибір раціонального

варіанта

Економічна оцінка процесу розробки полягає в розрахунку еконо-

мічних показників, із яких основні - собівартість видобування нафти,

питомі капітальні вкладення, зведені витрати і прибуток. Ці показники

визначають за капітальними вкладеннями, експлуатаційними

витратами

вартістю підготовки

т видобувних запасів.

Як вхідні дані беруть такі технологічні показники розробки: об'єми

видобутку нафти та рідини, фонд видобувних і нагнітальних

свердловин, глибина свердловин і їх дебіти (по нафті і рідині), об'єм

деемульгованої рідини, об'єм нагнітання робочого агента і тиск

нагнітання, кількість свердловино-місяців експлуатації.

Методика розрахунку базується на залежностях економічних

показників розробки від виробничих і технологічних параметрів

варіанта розробки. Ці залежності (економічна модель) встановлено на

підставі узагальнення фактичних і проектних даних розробки родовищ

і виробничої роботи підприємств.

Напрями капітальних вкладень і експлуатаційних витрат та розрахун-

кові формули для їх визначення подано в

табл.

2.1 і 2.2.

Капітальні

вкча-

дення

складаються із витрат на буріння свердловин, облаштування про-

мислів, обладнання системи підтримування пластового тиску (ГШТ) і на

загальне промислове облаштування району (дороги, виробничі бази

і т.

ін.).

176

Останні витрати за необхідності беруть у розмірі близько

ЗО

% усіх

капітальних вкладень. Відмінні особливості щодо конкретних

родовищ у ході розрахунку капітальних вкладень враховуються

поправковими коефіцієнтами, які залежать від району виконання

будівельно-монтажних робіт, глибини, продуктивності, густоти

сітки розміщення, газового фактора і буферного тиску видобувних

свердловин, а також від тиску нагнітання, густоти сітки розміщення

і глибини нагнітальних свердловин.

Експлуатаційні витрати містять:

а) витрати на обслуговування видобувних свердловин (заробітна

платня виробничого персоналу, відрахування на соціальне страху-

вання, цехові витрати);

б) витрати, які залежать від рівня поточного видобутку рідини

(перепомповування і зберігання, деемульсація нафти);

в) витрати на ППТ (без амортизації

капітального ремонту нагні-

тальних свердловин та вартості електроенергії);

г) загальнопромислові витрати, що залежать від кількості

видобувних свердловин;

ґ) витрати на амортизацію, які складаються із відрахувань на

покриття початкової вартості свердловин (амортизаційний термін

служби свердловин за нормами 15 років), їх обладнання і

відрахувань на капітальний ремонт свердловин та обладнання.

У ході розрахунку із застосуванням узагальнених економічних

нормативів (коефіцієнтів) проводиться коректування за допомогою

коефіцієнтів, що враховують вплив географо-кліматичних, еконо-

мічних і організаційних умов даного родовища (району) на рівень

окремих витрат.

177

Собівартість С видобутку нафти на певний період часу - це

відношення всіх експлуатаційних витрат В

за відповідний період до

видобутку нафти

QcyM за цей

же період:

cyM

. (2.132)

Питомі капітальні вкладення К

тп

дорівнюють відношенню

накопичених капітальних витрат ^Kf в /-му році розробки до

(=1

видобутку нафти

£>

у відповідному році:

Кпит = І*,-/а«- (2-133)

/=І

Зведені витрати В

зв

, тобто зведені до відповідного моменту часу

(моменту початку розробки

родовища),

визначають за формулою:

=С

пш

(2.134)

де Е

- нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень

(для нафтової промисловості £'

0,15),

що дорівнює оберненій

величині нормативного терміну окупності.

Прибуток

визначають за формулою:

{U-C), (2.135)

де If- ціна продукції.

Якщо задано державне замовлення на видобуток нафти із родовища,

то раціональна система розробки обґрунтовується за мініму\мом

зведених витрат. За відсутності державного замовлення проводиться

аналіз різних варіантів розробки. Як раціональний вибирають варіант,

який також забезпечує мінімальні зведені витрати за відповідний

період оптимізації. Вважається доцільним брати 15-річний період

оптимізації, на який, як правило, складають науково обгрунтовані

прогнози розвитку економіки.

178

Таблиця 2.1 - Розрахунок капітальних вкладень

Напрями

капітальних

вкладень

Буріння

свердловин

Обладнання

видобувних

свердловин

Нафтові

колектори і

викидні лінії

Устатковання

підготовки

нафти

Нафтозбірні

парки

Інше

обладнання

промислів

Водозабірні

споруди

Енерготеплове

обладнання

Інше

обладнання

цехуППТ

Формула

N„

Ki=B

KA=c\q (dfc+Vc)^

Позначення

В і, В

- вартість будівництва

видобувної та нагнітальної свердло-

вин; N

- кількість видобувних і

нагнітальних свердловин

Вз - вартість обладнання одної

видобувної свердловини

q - дебіт рідини на одну

свердловину;

- вільна площа на свердловину;

а\,

а?,

Ь\,

Ьг

- емпіричні коефіцієнти

Капітальні вкладення залежать від об'єму видобувної рідини

типу устатковань

*6=*305б

^7=в

ЛГ

К%

max

asN

Kio =

2даб

- добовий видобуток нафти;

аз,

- емпіричні коефіцієнти

В-]

—

витрати на інше обладнання,

яке припадає на одну свердловину

бнтах - максимальний об'єм

поточного нагнітання води;

сц

- емпіричний коефіцієнт

- витрати на інше обладнання,

яке припадає на одну нагнітальну

свердловину

179

Таблиця 2.2 - Розрахунок експлуатаційних витрат

Напрями експлуа-

таційних витрат

Амортизація

свердлових

Амортизація

обладнання видобув-

них свердловин

Капітальний

ремонт свердловин

Капітальний ремонт

обладнання

свердловин

Обслуговуват шя

видобувних

свердловин

Витрати на ППТ (без

амортизації

капі-

тального ремонту

нагнітальних сверд-

ловин та вартості

електроенергії)

Перепомповування і

зберігання нафти

Деемульсація нафти

Загальновиробничі

витрати

Формула

,, М,5,

Ь\

=——- сі =

15 15

= М, -^-В

4 1

100

£,

^-В

100

=М

^В-

о і

ш0

= ia\N

і=\

ia'

Е, = І«з<2#

/ = 1

ю = HQpi

і = \

En = І>4<*

Позначення

— свердловино-

роки, які облікуються по

видобувних і нагніталь-

них свердловинах

Р - термін амортизації

обладнання свердловин,

роки

Иі-нарахування на

капітальний ремонт

свердловин, %

«2

—

нарахування на капі-

тальний ремонт облад-

нання свердловин, %

- кількість видобувних

свердловин в /-му році;

а\, в

- емпіричні

коефіцієнти

- кількість нагніталь-

них свердловин в /-му

році; а

,Ь

- емпіричні

коефіцієнти

- видобуток рідини

в /-му році; а'

, Ь

емпіричні коеіфцієнти

- витрати на

деемульсацію

т нафти

, Ь

- емпіричні

коефіцієнти

180