Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Попередньо розвідані запаси можуть бути проіндексовані літерою

категорії запасів С^ Попередньо розвідані запаси використовуються

для визначення перспектив родовища, планування геологорозв-

ідувальних робіт чи геолого-промислових досліджень і за умов значної

складності геологічної

будови

для проектування розробки покладів.

Із збільшенням глибини залягання родовища зростають витрати на

будівництво та обладнання свердловин, ускладнюються умови

піднімання нафти з глибини на поверхню тощо. Глибокими називають

свердловини з глибиною від 4500 до 7500 м, надглибокими - від 7500

до 15000 м.

Властивості колекторів і флюїдів зумовлюють систему розробки

родовища, дебіти свердловин, повноту видобування нафти з надр,

процеси її видобування та ін.

На техніку видобування нафти істотно впливають надходження

піску з пласта у стовбур свердловини, випадання з нафти і відкладення

парафіну, відкладення мінеральних солей, кородуючі властивості

флюїдів та ін.

Проникність у комплексі з товщиною пласта і

в'язкістю

нафти

визначає дебіт

свердловин.

За початковими значинами дебіту (в т/добу)

розрізняють низько- (до 7), середньо- (від 7 до 25), високо-

(від

до 200)

надвисокодебітні (понад 200) нафтові поклади.

Економіко-географічні

параметри

Економіко-географічні і соціально-економічні параметри мають

основне значення з вирішення питань розміщення та розвитку нових

нафтовидобувних районів.

Під економіко-географічними параметрами розуміють тери-

торіальне розміщення родовища. Воно характеризується:

1) віддаленістю площі родовища від економічно розвинутих

районів;

2) кліматом, рельєфом місцевості, характером фунту і рослинності,

сейсмічністю району;

3) ресурсами місцевих будівельних матеріалів, води, електроенергії;

4) економічною освоєністю району.

Економічна освоєність - це обжитість території в господарському

відношенні (наявність промислових підприємств, запасів інших

корисних копалин, продуктів харчування і т.п.), густота населення,

наявність трудових ресурсів (вільної робочої сили), транспортних

магістралей, систем енергопостачання. Перевагу віддають родовищам

в освоєних промислових районах. Оскільки нафтова промисловість -

дуже капіталоємна галузь, то такі родовища можуть бути освоєні за

менших капіталовкладень, без переселення і побутовлаштування

великих контингентів людей.

Важливу роль в організації і виборі технології видобування

відіграють рельєф місцевості, сейсмічність, заболоченість або

засушливість території, кліматичні умови, глибина вод у випадку

розташування родовищ під дном моря чи океану. Території Карпат і

Криму відносяться до сейсмічно активних районів.

Соціально-економічні параметри

Соціально-економічні параметри пов'язані з соціальним і

економічним розвитком суспільства і, в основному, встановлюються

урядом. Ці параметри охоплюють:

товарні якості нафти, газу та інших супутних компонентів;

2) економічне й оборонне значення родовища;

3) соціально-історичну характеристику періоду розробки родовища

- це забезпеченість запасами нафти на даній території і в цілому по

країні, науково-технічний прогрес у розвитку технології і техніки

видобування нафти,

її

перероблення та використання;

4) економічну політику держави щодо розвитку міжнародного

співробітництва

т.д.

Товарні якості нафти (фракційний і груповий склади, вміст сірки і

масел, теплота згорання) можуть визначити вибір технології і щорічні

обсяги видобутку нафти, надати родовищу важливого господарського і

оборонного значення. Від забезпеченості запасами (відношення суми

залишкових видобувних запасів до річного видобутку нафти) залежать

допустимий рівень витрат для видобування нафти (гранична

собівартість, рентабельний дебіт свердловин), перспективи розвитку

суміжних галузей, зміни структури паливно-енергетичного балансу

країни, напрями науково-технічного прогресу в розвитку технології

розробки нафтових родовищ і техніки видобування нафти, політика

держави в середині країни і на світовому нафтовому ринку. У цілому

дані параметри виражаються у вигляді технічного завдання на

проектування розробки конкретного нафтового родовища.

На основі названих параметрів встановлюють

промислову цінність

родовища, тобто економічну ефективність його розробки. Промислова

цінність визначає черговість і час залучення в розробку кожного

нового родовища для забезпечення абсолютного сумарного росту і

компенсації природного зниження обсягів видобутку з конкретних

родовищ. Промислова цінність харектеризується граничними значи-

нами параметрів родовища, тобто їх кондиціями. Кондиції - категорія

часова. Вони змінюються залежно від техніко-економічного рівня

розвитку нафтової промисловості, попиту на нафту. Зрозуміло, що за

умов ринкових відносин для встановлення економічної оцінки

родовища виходять із світового рівня цін на нафту, хоч дефіцит нафти

в окремій державі може вносити корективи щодо економічної оцінки.

Таким чином, параметри родовища визначають процеси

видобування нафти; завдання технолога полягає в удосконаленні та

підвищенні загальної техніко-економічної ефективності цих процесів з

урахуванням конкретних природних умов

з безумовним дотриманням

встановлених норм щодо охорони надр

довкілля.

§ 1.2 Режими роботи нафтових покладів

Джерела і характеристики пластової енергії

Енергія - це фізична величина, яка визначає здатність тіла

виконувати роботу. Робота, стосовно нафтовидобування, є різницею

енергії пласта або звільненою пластовою енергією, яка потрібна для

переміщення нафти в пласті і далі на поверхню. Розрізняємо

природну

і, у випадку введення ззовні, з поверхні - штучну пластову енергію.

Вони виражаються у вигляді потенціальної енергії та енергії пружної

деформації.

Потенціальна енергія

положення,

Дж,

=Mgh

(1.1)

де М- маса тіла (пластової чи запомповуваної

поверхні води, нафти,

вільного газу), кг; g - прискорення вільного падіння, м/с ; h„ - висота,

на яку піднято тіло порівняно

із

довільно вибраною площиною початку

відліку (для рідинних тіл

це

гідростатичний напір), м.

Оскільки маса тіла дорівнює добутку об'єму та густини,

М = Ур, (1.2)

а добуток

Pgh

=p, (1.3)

то потенціальна енергія положення дорівнює добутку об'єму тіла та

створеного ним тиску

=Vpgh

=Vp , (1.4)

• З

де V- об'єм тіла, м ; р - густина

тіла,

кг/м ;р -тиск, Па.

Отже, чим більша маса тіла М, висота його положення (напір) /г

ст

або об'єм тіла Vi створюваний ним тиск/7, тим більша потенціальна

енергія положення.

Потенціальна енергія

пружної

деформації,

Дж

=РАІ,

(1.5)

де Р =pF- сила, що дорівнює добутку тиску

р,

Па, на площу F, м , Н;

А/

- лінійна деформація (розширення), м.

Оскільки приріст об'єму

AV = FAl, (1.6)

то потенціальна енергія пружної деформації

=рАУ.

(1.7)

Приріст об'єму за пружної деформації можна подати, виходячи із

закону Гука, через коефіцієнт об'ємної пружності середовища:

К Ар

то потенціальна енергія пружної деформації

=$УрАр, (1.9)

де

- коефіцієнт об'ємної пружності середовища, Па" ; Ар - приріст

тиску за зміни об'єму А

У,

Па.

Значить, чим більші пружність і об'єм

середовища (води, нафти,

газу. ' ероди), тиск р і можливе зниження тиску А/7, тим більша

потенціальна енергія пружної деформації.

Кількості пластової води і вільного газу визначаються розмірами

відповідно водоносної області і газової шапки, а кількість розчиненого

в нафті газу - об'ємом нафти

і тиском насичення р

нафти газом.

Кількість розчиненого газу можна подати за законом Генрі

або

=Г

(1.11)

де

- об'єм розчиненого газу в нафті, який зведений до нормальних

умов,

м ;

Ор

- коефіцієнт розчинності газу в нафті, причому його слід

з з

розглядати як функцію тиску

(Хр(р

м /(м -Па); 7~Ь - газовміст

(газонасиченість) пластової нафти або, інакше, об'ємна кількість

розчиненого

і~азу,

яка виміряна за нормальних умов і міститься в

одиниці об'єму пластової нафти (тобто нафти за пластових

умов),

м /м .

Поклад нафти має також деяку енергію температурного розширен-

ня нафти, що зумовлюється величиною пластової температури.

Звідси випливає, що основними видами {джерелами) пластової

енергії

такі:

1) енергія напору (положення) пластової води (контурної,

підошовної");

2) енергія розширення вільного газу (ray газової шапки);

3) енергія пружності (пружної деформації) рідини (води, нафти) і

породи;

4) енергія напору (положення) нафти;

5) енері ія темпера гурного розширення флюїдів.

Характеристиками пластової енергії можна назвати пластовий тиск;

пружність рідини (води, нафти), вільного газу і породи; об'єми води і

вільною газу, які пов'язані з нафтовим покладом; газовміст нафти;

пластову температуру.

Енергії цих видів можуть проявлятися в покладі разом, причому

енергія пружності нафти, води, порід проявляється завжди. Наприклад,

у нафгових покладах у присклепінній частині активну роль відіграє

енергія розширення газу газової шапки, а в приконтурних (периферій-

них) зонах - енергія напору або пружності пластової води. У нафтово-

му покладі видобувні свердловини, які розміщені поблизу зовнішнього

контура нафтоносності, залежно від темпу відбирання нафти можуть

створювати такий екранувальний ефект, що в центрі покладу діятиме,

в основному, енергія розширення розчиненого газу, який виділився із

нафти, хоч на периферії відбувається активний прояв енергії напору чи

пружності пластової води. Штучну енергію вводять у пласт під час

подавання в нагнітальні свердловини води, газу, пари чи інших

витіснювальних агентів. Отже, проявами певного виду енергії можна

керувати, а саму пластову енергію - поповнювати з поверхні.

У процесі видобування нафти пластова енергія витрачається на

перемагання різних сил опору (внутрішнє тертя у флюїдах - між

фазами флюїдів, тертя до обмежуючих потік стінок йор, труб і т.д.),

гравітаційних (під час піднімання нафти на поверхню) і капілярних

(ефект Жамена) сил під час переміщення нафти і проявляється в ході

зниження тиску. За рахунок пластової енергії нафта рухається вздовж

пласта до видобувних свердловин і може, в деяких випадках, також

підніматися у свердловині на поверхню та транспортуватися

поверхневими трубопроводами до пункту її збору. Задача технолога в

даному аспекті полягає в тому, щоб як наираціональніше використати

пластову енергію для видобування нафти.

Тиски у

надрах

Розрізняють два види тиску в надрах - гідростатичний і

ізостатичний (гірничий, літостатичний).

Гідростатичний

тиск - це

тиск, що створюється стовпом води за умови нерозривності водної

фази в породах ("водяного стовпа"), а гірничий - вищезалеглими

породами.

Величина гідростатичного тиску тісно пов'язана із зонами водооб-

міну. Водонафтоі-азоносними комплексами, горизонтами називають

стратиграфічні комплекси і горизонти, які вміщують поклади нафти,

газу або газоконденсату, та водоносні породи. Відносно покладів вуг-

леводнів виділяють нижні крайові (контурні чи законтурні), підошовні

(внутрішньоконтурні), проміжні, верхні крайові, верхні і нижні води,

а в самих нафтових покладах містяться залишкові води, у газових -

залишкові і конденсаційні. Розрізняють зональність підземних вод як

гідродинамічну, так

за сольовим та газовим складами.

На формування зональності підземних

вод,

в основному, впливають

такі чинники: седиментаційне накопичення первинних вод в осадових

відкладах; літогенез

відтиснення вод під час ущільнення осадів; ті, що

впливають на фільтрацію в пластах - колекторах.

У загальному плані здебільшого виділяють три гідродинамічні і

гідрогазохімічні зони: вільного (активного) водообміну; утрудненого

водообміну, застійного режиму (надзвичайно утрудненого

водообміну).

Зона вільного водообміну займає верхні частини розрізу до глибин

300-700

м.

У межах зони відбувається інтенсивний рух води зі

швидкістю від десятка сантиметрів до метрів і більше за рік,

температура не перевищує 20 С. Води, звичайно, прісні або слабко

мінералізовані, інфільтраційного походження, різних генетичних типів

за В.О.Суліним (табл. 1.1). У районах розвитку галогенних відкладів

мінералізація може бути підвищеною. У водах цієї зони містяться

переважно атмосферні гази (азот, кисень, діоксид вуглецю). Реакція

води -

лужна,

середовище - окислювальне.

Зона утрудненого водообміну залягає на глибинах 500-1500 м.

У межах зони води рухаються від областей інфільтрації до занурених

частин басейну зі швидкістю від одиниць до десятків сантиметрів за

рік. Температура тут звичайно змінюється в діапазоні 20...40 С.

Води хлоридно-кальцієві, іноді хлоридно-магнієві, гідрокарбонатно-

натрієві з більшою мінералізацією (5-10

г/л).

У водах розчинені гази

мішаного (азотовуглеводневого і вуглеводнево-азотного) складу. У цій

зоні окислювальна обстановка змінюється перехідною (окислювально-

відновлювальною).

Таблиця 1.1- Класифікація вод за В.О.Суліним

Тип води

Діагностичні коефіцієнти*

Характерна обста-

новка формування

вод

Сульфатно-

магнієвий

rNa]

гСГ

•>і;

rNa

- гСГ

-<1

rSO^

Води земної по-

верхні і зони віль-

ного водообміну

Гідрокарбонатно-

натрієвий

rNa"

гСГ

>і;

rNa -гСГ

>-so:;"

<і

Води земної по-

верхні, зона віль-

ного і утрудненого

водообміну

Хлоридно-

магнієвий

rNa"

гСГ

<і;

;-Cr-/-Na

rMg

Води морів та

океанів і зони

утрудненого

водообміну

Хлоридно-

кальцієвий

rNa"

гСГ

<і;

rCP-rNa"

rMg

2 +

->1

Води

зон

відсут-

ності

або

утрудне-

ного водообміну,

особливо

за

висо-

кої

їх

мінералізації

*г

вміст іонів

Зона застійного режиму займає нижні частини осадової товщі

залягає

на

глибинах 1500-4000

м.

Напори води значною мірою визна-

чаються гірничим тиском,

рух

води дуже сповільнений

(до

кількох

міліметрів

за рік).

Температура води

тут

40-100

С.

Води високо-

мінералізовані (десятки

перші сотні грамів

на

літр), хлоридно-

кальцієвого типу, головним чином седиментаційного походження.

У верхній частині зони переважають води захоплення,

глибиною

зростає роль

вод

відтиснення

літогенних

вод. А це

призводить

до

гідрогеологічної інверсії (обернення),

яка

виражається

зменшенні

мінералізації (розпріснення). Гази, розчинені

у цих

водах, переважно

вуглеводневого складу (поряд

метаном відзначається підвищений

вміст його гомологів), зростає вміст діоксиду вуглецю. Геохімічна

обстановка

повсюдно відновлювальна.

Пластовий

тиск цс тиск флюїдів у конкретному пласті. У верхній

чопі нілі.ноїх) водообміну осадової товщі пластовий тиск за своєю

природою

< і

ідроеїишчиим, іобто дорівнює останньому. Для більших

і ііиГ)іім ввели помини умовною гідростатичного тиску, тобто тиску

сІОНІш

прісної води іусгиною 1000кг/м, з висотою, що дорівнює

іліібимі чаляїання пласга. Оскільки густина пластових вод змінюється

в межах

1000...

1200

кг/м , то пластовий тиск вважають нормальним

гідростатичним,

якщо він відрізняється від умовного гідростатичного

не більше, ніж у 1,2 рази.

На практиці зустрічаються відхилення від цього в більшу чи меншу

сторони. У зонах утрудненого водообміну за рахунок ущільнення

(зменшення пористості) і виділення флюїдів, відтікання яких утруд-

нено,

пластовий тиск перевищує гідростатичний. Виникає аномально

високий пластовий тиск (АВПТ). Зменшення тиску нижче

гідростатичного може відбутися у випадку розщільнення порід,

збільшення пористості

тріщинуватості.

Загалом пластовий тиск, Па,

де кц - коефіцієнт аномалії тиску; Н - глибина залягання розгля-

дуваного пласта, м; р - густина прісної води, кг/м ; g - прискоренння

вільного падіння, м/с .

Якщо Ад> 1,2, то тиск називають аномально високим пластовим

тиском (АВПТ), а якщо k

<\ -

аномально

низьким (АНІ

11).

Звідси

зрозуміло, що

коефіцієнт аномалії тиску

- це відношення фактичного

пластового тиску

до

умовного гідростатичного, тобто

К=^.

(і.із)

Per

За верхню межу АВПТ беруть гірничий (геостатичний) тиск, що в

2,3 рази перевищує умовний гідростатичний.