Этапы и режимы добычи нефти и газа

Процесс добычи нефти и газа включает в себя три этапа. Пер­вый — движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря ис­кусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях сква­жин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторожде­ний. Второй этап — движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и га­зовых скважин. Третий этап — сбор продукции скважин и подготов­ка нефти и газа к транспортированию потребителям. В ходе этого этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового дав­ления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природ­ного газа от него отделяются пары воды, коррозионно-активные (се­роводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также ме­ханические примеси.

Рассмотрим каждый из этих этапов более подробно.

Разработка нефтяных и газовых месторождений.Разработка неф­тяного или газового месторождения — это комплекс мероприятий, на­правленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режи­ма их работы.

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энер­гией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетиче­скую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас по­тенциальной энергии создается:

1) напором краевых (контурных) вод;

2) напором газовой шапки;

3) энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при сни­жении давления;

4) энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода;

5) силой тяжести, действующей на жидкость.

Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта, создают давление в нефти и газе, заполняющих поры продуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находящийся в газовой шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта.

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давле­ния, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнет­ся, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успе­вать за отбором нефти.

Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы про­является в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит не­которое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пла­ста в пониженные, где расположены забои скважин.

В зависимости от источника пластовой энергии, обусловливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруговодонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный (рис. 7).

При жестководонапорном режиме(рис. 7а) источником энер­гии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы по­стоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников по­верхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководона-порного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непре­рывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее вы­соких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

На практике есть еще один промежуточный этап разработки неф­тяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по прони­цаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых усло­виях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обес­печивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, рав­ный 0,5...0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько ве­лико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет па­дать, а фонтанирование прекратится.

Рис. 7. Типы режимов нефтяного пласта: а — жестководонапорный; б — газонапорный; в — растворенного газа; г — гравитационный

При упруговодонапорном режимеосновным источником пласто­вой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжа­тых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.

Отличительной особенностью упруговодонапорного режима явля­ется то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтенос­ной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более).

Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким обра­зом можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов.

Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме так­же может достигать 0,8.

При газонапорном режиме(рис. 76) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем дольше в ней снижается давление.

В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигри­рует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся бли­же к контуру газоносности, и их эксплуатация прекращается, так как в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным.

Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме со­ставляет 0,4...0,6.

При режиме растворенного газа(рис. 7в) основным источни­ком пластовой энергии является давление газа, растворенного в неф­ти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного со­стояния переходит в свободное. Расширяясь, пузырьки газа выталки­вают нефть к забоям скважин.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого заключается в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем Успевают отобрать значительные объемы нефти.

Гравитационный режим(рис. 7г)имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а отту­да она откачивается механизированным способом.

Если в залежи нефти одновременно действуют различные движу­щие силы, то такой режим ее работы называется смешанным.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлече­нию из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

Для повышения эффективности естественных режимов работы зале­жи применяются различные искусственные методы воздействия на неф­тяные пласты и призабойную зону. Их можно разделить на три группы:

• методы поддержания пластового давления (заводнение, закачка газа в газовую шапку пласта);

• методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны (солянокислотные обработки призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта и др.);

• методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов.

Искусственное поддержание пластового давлениядостигается ме­тодами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводне­ния, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурного заводнения (рис. 8) применяют при раз­работке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключа­ется в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, разме­щаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и дав­ление в нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождени­ях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, запол­ненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем.

Метод внутриконтурного заводнения (рис. 8) применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значи­тельную площадь.

Сущность этого метода заключается в искусственном «разреза­нии» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению.

Следует отметить, что методами заводнения искусственно создает­ся жестководонапорный режим работы залежи.

Рис. 8.Схема законтурного заводнения: 1 — нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины; 3 — внешний контур нефтеносности; 4 — направление действия давления

Рис.9. Схемы внутриконтурного заводнения: 1 — нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины; 3 — внешний контур нефтеносности; 4 — направление действия давления

Для поддержания пластового давления применяют также метод за­качки газа в газовую шапку нефтяного пласта (рис. 9). В этих це­лях используют нефтяной газ, отделенный от уже добытой нефти. Благодаря закачке газа увеличивается давление на нефтяную часть залежи, и дебиты нефтяных скважин растут.

В качестве нагнетательных в этом случае используют отработавшие нефтяные скважины, вскрывшие верхнюю часть продуктивного пла­ста, или бурят специальные скважины. Нагнетание газа в пласт произ­водят при давлениях выше пластового на 10...20%.

Как видно, при закачке газа в газовую шапку искусственно созда­ется газонапорный режим работы залежи. В настоящее время этот метод применяют редко в связи с дороговизной процесса и дефицит­ностью самого газа.

Рис.9. Схема расположения скважин при закачке газа в пласт: 1 — нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины; 3 — внешний контур нефтеносности; 4 — направление действия давления; 5 — контур газоносности

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны.По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны — заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т. д. Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.

К механическим методам относятся гидравлический разрыв пла­ста (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин.

Гидроразрыв пласта (рис. 10) производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазута, керосина, дизельного топлива) и других жид­костей. В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последую­щее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассо­вые шарики, скорлупу грецкого ореха.

Рис.10. Применение гидроразрыва пласта и кислотной обработки скважин: а — пласт перед воздействием; б — лласш после гидроразрыва; в — лласш (призабойная зона) после кислотной обработки; 1 — обсадная труба; 2 — ствол скважины; 3 — насосно-компрессорные трубы; 4 — трещины в породе, образовавшиеся после гидроразмыва; 5 — порода, проницаемость которой увеличена в результате кислотной обработки

Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2...3 раза.

Гидропескоструйная перфорация — это процесс создания отвер­стий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и гор­ной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважи­ны за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость ^с содержанием песка 50...200 г/л закачивается в скважину с расходом 3...4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200...260 м/с, а перепад давления — 18...22 МПа. При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 мм/с.

Торпедированием называется воздействие напризабойную зону пла­ста взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта по­мещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротила, гексогена, нитроглицерина, динамита) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит силь­ный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.

К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическим растворителями.

Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотой НС1 8...15% концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломи ты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы.

Плавиковая кислота HF в смеси с соляной предназначается для воз действия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважин^-

Уксусная кислота СН₃СООН добавляется в соляную кислоту д. замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор соляной кислоты глубже проникает в пор породы. Кроме того, уксусная кислота также растворяет карбонатную породу и предотвращает выпадение в осадок гидрата окиси железа Fe(OH)₃.

При закачке в скважину концентрированной серной кислоты H₂S0₄ положительный эффект достигается двумя путями. Во-первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смешения с водой, сни­жается вязкость нефти и соответственно увеличивается дебит сква­жины. Во-вторых, при смешении серной кислоты с нефтью образу­ются ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в скважину.

Концентрированная серная кислота предназначается для воздей­ствия на продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при ее взаимодействии с карбонатными породами образу­ется нерастворимый в воде сульфат кальция CaS0₄, ухудшающий про­ницаемость призабойной зоны. Концентрированная серная кислота (98%) не разрушает металла. Коррозия начинается только при ее раз­бавлении водой.

Обработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удале­ния воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды про­является в том, что, попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вступая _в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает дебит скважины.

Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностно­го натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер капель воды в поровом пространстве уменьшается в не­сколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, де­лают поверхность поровых каналов в породе несмачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.

С помощью химреагентов и органических растворителей (СНГТХ-7 -1, СНПХ-7 -2, газового конденсата, газового бензина, толуола и др.) уда­ляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.

К физическим методам воздействия на призабойную зону отно­сятся тепловые обработки и вибровоздействия.

Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое воздействие, а также высо­кочастотную электромагнитоакустическую обработку.

При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается об­работке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонан­са обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пори­стой среде, т. е. увеличится проницаемость пласта.

Методы повышения пластового давления и увеличения проницае­мости пласта позволяют, главным образом, сокращать сроки разра­ботки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа. Однако необходимо добиваться и наиболее полного извлечения неф­ти и газа из недр. Это достигается применением методов повышения нефте- и газоотдачи пластов.

Для повышения нефтеотдачиприменяются следующие способы:

• закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;

• вытеснение нефти растворами полимеров;

• закачка в пласт углекислоты;

• нагнетание в пласт теплоносителя;

• внутрипластовое горение;

• вытеснение нефти из пласта растворителями.

При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижает­ся 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 резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы. Концентрация наиболее эффективных ПАВ в воде при заводнении пластов не превышает 0,05%.

При закачке в пласт углекислоты происходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине.

Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В пластах, содержащих высоковязкую нефть, даже незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффективность ее добычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является при­менение теплового воздействия на пласт.

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

Метод внутрипластового горения (рис. 11) заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнета­тельной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фрон­та горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязко­стью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

При вытеснении нефти из пласта растворителями в качестве вы­тесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости

фильтрации.

Для повышения газоотдачиприменяют кислотные обработки сква­жин, гидроразрыв пласта, торпедирование скважин, а также отбор газа из скважин под вакуумом.

Рис. 11. Схема внутрипластового очага горения: 1 — нагнетательная (зажигательная) скважина; 2 — глубинный нагнетатель; 3 — выгоревшая часть пласта; 4 — очаг горения; 5 — обрабатываемая часть пласта (движение нефти, газов, паров воды); 6 — эксплуа­тационная скважина