Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Осередкове заводнення може застосовуватися як самостійне у

випадку розробки покладів нафти в різко неоднорідних і

переривчастих пластах, а також як допоміжне заводнення в поєднанні

із законтурним, і, особливо, внутрішньоконтурним заводненням для

вироблення запасів нафти з ділянок, не охоплених основними

системами. Розбурювання здійснюється за рівномірною сіткою з

розміщенням бурових верстатів поблизу продуктивних свердловин і

подальшим переходом "від відомого до невідомого". Нагнітальні

свердловини вибирають з пробурених так, щоб вони були розміщені

на ділянках з найкращою характеристикою пластів і впливали на

максимальну кількість навколишніх видобувних свердловин. У зв'язку

з тим його називають

вибірковим

заводненням.

Осередкове заводнення

є ефективнішим на пізніх стадіях розробки.

Площове заводнення характеризується розосередженим

нагнітанням води в поклад по всій площі її нафтоносності.

Площові системи заводнення за кількістю свердловино-точок

кожного елемента покладу з розміщеною в його центрі одною

видобувною свердловиною можуть бути чотири-, п'яти-, семи-

і дев'ятиточковою та лінійною системами (рис. 1.3). Лінійна

система заводнення - це однорядна система блокового

заводнення, причому свердловини розміщують не одна навпроти

одної, а в шахматному порядку. Відношення нагнітальних і

видобувних свердловин становить 1:1. Елементом цієї системи

може бути прямокутник зі сторонами 2L і 2о

= 2о

= 2а,

де L - відстань між рядами свердловин; 2о - відстань між

свердловинами; індекси "в" і "н" позначають видобувні і

нагнітальні свердловини. Якщо 2L = 2а, то лінійна система

переходить у п'ятиточкову з таким же відношенням свердловин (1:1).

П'ятиточкова

система

симетрична

за елемент можна вибрати також

обернене розміщення свердловин з нагнітальною свердловиною в

центрі (обернена п'ятиточкова система). У дев'ятиточковій системі

на одну видобувну свердловину припадає три нагнітальних (спів-

відношення свердловин 3:1), оскільки з восьми нагнітальних свердло-

вин по чотири свердловини припадає відповідно на два

чотири сусідні

елементи. В оберненій дев'ятиточковій системі (з нагнітальною сверд-

ловиною в центрі квадрата) співвідношення нагнітальних і видобувних

свердловин становить 1:3. У випадку трикутної сітки розміщення

свердловин маємо чотириточкову (обернену семиточкову) і семи-

точкову (або обернену чотириточкову) системи із співвідношенням

нагнітальних і видобувних свердловин відповідно 1:2 і 2:1. Можливі

також інші площові системи. Таким чином, площові системи харак-

теризуються різною активністю діяння на поклад, вираженим співвід-

ношенням нагнітальних

видобувних свердловин (1:3,1:2,1:1,2:1,3:1).

Результати досліджень показали, що площове заводнення

ефективне для розробки малопроникних пластів. Ефективність

площового заводнення збільшується з підвищенням однорідності,

товщини пласта, а також із зменшенням в'язкості нафти і глибини

залягання покладу. Практика застосування площових та вибіркових

систем розробки родовищ Західного Сибіру показала їх явну

неефективність як з точки зору темпів відбирання нафти (не рідини!),

так і нафтовилучення. Особливо складними при цьому є питання

регулювання відбирання і нагнітання, боротьби з обводненням

свердловин та

ін.

Тому застосовувати площові системи можна лише на

пізніх стадіях розробки. Блокові системи розробки через високу

ефективність є найпоширенішими, менше застосовують площову і

законтурну системи.

vr^

1 1

•—.

•" 1 '

, 1 ,

• •

• 1

-•6

, і ,

•—Л—АЛЛ—A—<

. О & 0-&--0 •

о 1 i-^-i і

• о А о А о і

A a

A—A—<

-i-

|2cr„

Рисунок 1.3 — Площова чотирьох- (а), п'яти- (б), семи- (в), дев'ятиточкова

(г) і лінійна (г, д) (з виділеними елементами): 1 - видобувні

свердловини; 2 - нагнітальні свердловини

Системи розробки із нагнітанням газу в пласт можуть

застосовуватися за двома основними варіантами: запомповування газу

в підвищені частини покладу (в газову шапку); плотове

запомповування газу.

Успішне помпування газу можливе лише за значних кутів нахилу

однорідних пластів (покращується гравітаційне розділення газу і

нафти), невисокого пластового тиску (тиск нагнітання звичайно на

15...20 % вищий від пластового), близькості значин пластового тиску і

тиску насичення нафти газом або наявності природної газової шапки,

малої в'язкості нафти. За економічною ефективністю вона значно

поступається заводненню, тому має обмежене застосування, зокрема в

Україні знайшла застосування лише на Битківському родовищі.

Оскільки розробка родовища починається з відбирання нафти

з перших розвідувальних свердловин, то зазначимо, що система

розробки є динамічною і безперервно вдосконалюється в часі.

§ 1.7 Стадії розробки нафтових родовищ

За водонапірного режиму розробка родовища чи, інакше, процес

видобування нафти триває понад 30-50 років. Процес видобування

нафти динамічний, тобто змінюється в часі. Період процесу

видобування нафти, який характеризується певною закономірною

зміною технологічних і техніко-економічних показників, називають

стадією розробки родовища. Під технологічними і техніко-

економічними показниками

розробки покладу розуміють:

1) поточний (середньорічний) і сумарний (накопичений) видобуток

нафти, рідини (нафти

води),

газу;

2) обводненість продукції п

(відношення поточного видобутку

води до поточного видобутку рідини);

3) поточний і накопичений водонафтовий фактор (відношення

видобутку води до видобутку нафти);

4) поточний газовий фактор (відношення об'єму видобутого газу до

кількості видобутої нафти за поверхневих умов);

5) поточне і накопичене нагнітання води, компенсацію відбирання

нагнітанням (відношення запомпованого об'єму води до відібраного

об'єму флюїдів за пластових умов);

6) коефіцієнт нафтовилучення;

7) поточний пластовий

вибійний тиски;

8) кількість видобувних

нагнітальних свердловин;

9) середні дебіти видобувних і приймальності нагнітальних

свердловин;

10) собівартість продукції, капітальні вкладення, експлуатаційні

витрати, зведені витрати, прибуток

т.д.

За темпами видобування нафти, рідини і обводненістю продукції

виділяють чотири стадії розробки покладу в пористих пластах на

водонапірному режимі

(рис.

1.4):

освоєння експлуатаційного об'єкта;

2) стабільного видобутку нафти (підтримування високого рівня

видобутку нафти);

3) значного зменшення видобутку нафти;

4) завершальна.

Рисунок 1.4 - Типовий перебіг темпу видобутку нафти Т

, рідини Т

р і

обводненості продукції П

у часі за водонапірного режиму

розробки покладу з виділенням стадій розробки: І - освоєння

експлуатаційного об'єкта; II - стабільного видобутку нафти;

III - значного зменшення видобутку; IV - завершальної;

Під час першої стадії швидко зростає обсяг діючого фонду

свердловин до 60...80% від максимальної кількості, відповідно інтен-

сивно зростає щорічний видобуток нафти, різко зменшується пласто-

вий тиск (оскільки освоєння системи заводнення запізнюється в часі),

появляється вода в продукції

свердловин.

Основні технологічні задачі в

експлуатації свердловин - їх освоєння, підвищення продуктивності,

різноманітне дослідження свердловин і пластів. Тривалість стадії

становить

4...5

років

залежить

від

темпу розбурювання покладу.

Протягом другої стадії кількість свердловин зростає, як правило, до

максимуму за рахунок резервного фонду, при цьому більшість

свердловин переводять на механізоване видобування, а невелику

частину свердловин відключають внаслідок повного обводнення.

Головна технологічна задача - підтримати високий рівень видобутку

нафти протягом тривалішого

періоду.

Високий рівень видобутку нафти

забезпечується широким застосуванням методів інтенсифікації

припливу нафти до свердловин і приймальності нагнітальних

свердловин, бурінням і освоєнням резервних свердловин, оптимізацією

роботи видобувних і нагнітальних свердловин. Границі між першою і

третьою стадіями визначають за точками перегину кривої темпу

видобування нафти. Темп видобування нафти Г

вн

і рідини Т

вр

- це

відношення відповідно середньорічного видобутку нафти і рідини до

балансових запасів нафти. Тривалість стадії може бути дуже короткою

("піка"

видобутку нафти) і сягати 5...7 років, при цьому чим більша

в'язкість нафти, тим менша тривалість другої стадії.

У період третьої стадії прогресує обводненість продукції до

80...85%.

Внаслідок обводнення через відключення свердловин змен-

шується їх фонд, практично увесь фонд переводять на механізований

спосіб експлуатації. Головна технологічна задача на цій стадії - спо-

вільнити темп падіння видобутку нафти. Основними технологічними

задачами є зменшення видобутку пластової води проведенням водо-

ізоляційних робіт у видобувних свердловинах і вирівнювання профілів

припливу та нагнітання води по товщині продуктивного пласта.

Ця стадія є найважчою і складною для всього процесу видобування.

Тривалої, стадії залежить від тривалостей попередніх стадій і стано-

вить

5...10

років і більше. Межу між третьою і четвертою стадіями

визначаюіь $а іочкою перегину кривоїобводненості продукції.

Сумісно першу, другу і третю стадії називають

основним

періодом

розробки покладу. За основний період відбирають із покладу 80...90%

видобувних заімст пафги.

Протягом чеівертої стадії обводненість продукції висока і повільно

зростає; різкіше, ніж на третій стадії, зменшується діючий фонд сверд-

ловин через обводнення. Фонд свердловин становить приблизно

40...70%

максимального, іноді знижується до 10%. На четвертій стадії

доводиться вирішувати дещо суперечливі задачі: збільшення темпів

видобування рідини і зменшення відбирання пластової води. На цій

стадії широко застосовують методи регулювання розробки родовища,

форсованого відбирання рідини із свердловин, ізоляції припливу води,

вирівнювання профілів припливу нафти і запомповування води по

товщині пласта, організовують площове заводнення. Внаслідок "ста-

ріння" фонду свердловин доводиться виконувати великі обсяги ре-

монтних робіт. Тривалість четвертої стадії порівнянна з тривалістю

основного періоду розробки покладу, становить 15...20 років і більше, і

визначається межею економічної рентабельності, тобто тим мінімаль-

ним дебітом по нафті, за якого ще рентабельна експлуатація свердло-

вин. Межа рентабельності, звичайно, настає за обводненості продукції

98...99%.

Іноді третю і четверту стадії називають разом пізньою стадією

(стадіями) розробки.

Перебіг основних показників розробки покладів у часі на різних

режимах їх

роботи,

виділених у "чистому вигляді", показано на рис 1.5,

а одного із покладів Передкарпаття - на

рис.

1.6.

Час Час

Рисунок 1.5 - Перебіг у часі основних показників розробки покладів за

режимів пружного (а), розчиненого газу (б), водонапірного (в),

газонапірного (г)' І - газовий фактор, 2 - обводненість;

З - поточний пластовий тиск; 4 - тиск насичення нафти газом;

5 - кількість видобувних свердловин, 6 - щорічний видобуток

нафти

Таким чином, виробничий процес видобування нафти протягом

усіх стадій характеризується нерівномірністю відбору нафти, нафто-

вого газу і води, зміною складу потоку флюїдів у свердловинах, зміною

тисків.

5 10 15 20 25 ЗО 35 40 45

Роки експлуатації

Рисунок 1.6

—

Перебіг основних показників розробки одного із родовищ

Передкарпаття у часі: п

—

обводненість, %; р - пластовий

тиск, МПа; G - газовий фактор, м

/т; л

св

- фонд свердловин,

шт., т) - компенсація відбору нафти нагнітанням води, %,

<2р - річні відбори рідини, тис.т; V

- річні об'єми

запомповування, тис т; q - середньодобовий дебіт свердло-

вини, т/доб. Q

- річні відбори нафти, тис.т

§1.8 Природоохоронні заходи під час видобування нафти

Процес видобування нафти є одним із найбільш екологічно шкід-

ливих, одним із основних потенційних джерел забруднення довкілля.

На його частку припадає 8-10% загального негативного впливу на

природу: порушується поверхневий покрив, забруднюється земля,

атмосфера і вода внаслідок витіканння нафти, газових факелів, зли-

вання пластової води. Локальні забруднення грунту пов'язані

найчастіше із розливанням нафти в разі пошкодження трубопро-

водів і через негерметичність обладнання. Забруднення великих

територій може бути внаслідок відкритого фонтанування нафти.

Так, на 1 свердловину потрібно

0,5...

га землі, а з усіма об'єк-

тами до 2...З га; практично велика площа території родовища

вилучається із використання для інших цілей. Експлуатація

свердловин і транспортування нафти та нафтопродуктів

неминуче супроводжуються витіканнями

(2...3%

початкового

видобутку).

Розлита нафта проникає на глибину до 1 м у піщаний грунт і

на 0,5...0,6 м у суглинок, насичуючи їх до

10...

л/м . Тоді погір-

шується структура грунту, порушується кореневе живлення рослин,

фунт стає неродючим на період до

12...

років навіть за най-

активнішої рекультивації. У тундрі він перетворюється в болото.

Під час морського видобування сьогодні втрачається нафти до

200...300 тис.т/рік, а

т нафти розтікає на площі 30 км . На пізній стадії

розробки разом з

т нафти видобувається до 10...20 м /т пластової

мінералізованої води. 25...30% води поки що надходить у поглинальні

водяні пласти або в ріки і моря. Основна частина забруднювачів

атмосфери - випаровування нафти і нафтового газу із свердловин,

трубопроводів і резервуарів. Це потребує активних і рішучих

екологозахисних дій.

Вище на рис. 1.1 показано схему безвідходного процесу видобу-

вання нафти: нафта і нафтовий газ повністю надходять споживачам, а

пластова вода нагнітається назад у поклад для витіснення нафти.

Ступінь безвідходності процесу визначається рівнем оснащеності

необхідним обладнаннням, географічними умовами за прагнення

отримати найбільший прибуток. Так, нафтовий газ на морських і

територіально віддалених родовищах, особливо з малими запасами,

інколи ще спалюють у факелах, хоч спалювання є прямою втратою

ресурсів вуглеводнів і забруднює атмосферу. Пластова вода викорис-

товується для витіснення нафти, чим досягається також охорона