Разработка нефтяного или газового месторождения это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин. Для этих целей предусматриваются размещение скважин в определенном порядке, очередность их ввода в эксплуатацию, поддержание определенного режима их работы.
Любая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Движение нефти и газа в пласте обусловлено следующими силами:
· Напор пластовых вод;
· Силы упругости пластовых флюидов и горных пород;
· Напор свободного газа;
· Силы расширяющегося газа, растворенного в нефти;
· Силы гравитации.
Вместе с тем, движению в пласте препятствуют:
· Внутреннее трение (вязкость);
· Капиллярные силы, удерживающие нефть в сужениях пор и каналах малого диаметра;
· Силы поверхностного натяжения, удерживающие нефть на стенках пор.
В зависимости от источника пластовой энергии, обусловливающей перемещение нефти и газа по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: водонапорный, упругий, газонапорный, режим растворенного газа и гравитационный.
При водонапорном режиме движение нефти в пласте происходит под действием краевых или подошвенных вод. Особенностью водонапорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается. Эксплуатация скважины прекращается когда краевые воды достигают забоя. В случае водонапорного режима обеспечивается коэффициент нефтеотдачи пластов на уровне 0,5 – 0,8.
При упругом режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. В этом случае водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной. По мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается и, соответственно, уменьшается дебет скважин. При упругом режиме водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной. Коэффициент нефтеотдачи пластов в данном случае может достигать 0,8.
При газонапорном режиме источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем больше её размер, тем дольше снижается давление газа в ней. В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти сопровождается гравитационным эффектом. 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 и их эксплуатация прекращается. Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0,4 – 0,6.
При режиме растворенного газа основной движущей силой является давление газа, растворенного в нефти. По мере снижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Пузырьки газа расширяясь выталкивают нефть к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа является самым низким и составляет 0,15 – 0,3. Это связано с тем, что запас энергии газа зачастую истощается раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.
Гравитационный режим имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снижается до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При данном режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести и откачивается оттуда механизированным способом.
Зачастую в нефтяной залежи одновременно действуют различные движущие силы, и в этом случае добыча нефти идет в смешанном режиме. Возможны ситуации, когда один режим переходит в другой.
При разработке газовых месторождений режим растворенного газа и гравитационный режим не реализуются.
Для достижения более высоких технологических и экономических показателей разработки залежей применяются различные методы воздействия на нефтяные пласты. Данные методы можно разделить на 3 группы:
· методы поддержания пластового давления;
· методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны;
· методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов.
В настоящее время основным методом поддержания пластового давления является заводнение. Различают законтурное, внутриконтурное и площадное заводнение.
Законтурное заводнение применяют при разработке сравнительно небольших залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещенные за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности.
Внутриконтурное заводнение применяется для интенсификации разработки нефтяных залежей, занимающих значительную площадь. Сущность метода заключается в искусственном разделении месторождения на отдельные участки. Различают внутриконтурное рядное и внутриконтурное осевое заводнение. В первом случае нагнетательные скважины размещают в несколько параллельных рядов поперек контура нефтеносности, во втором – нагнетательные скважины располагаются вдоль оси контура нефтеносности.
При площадном заводнении каждую добывающую скважину окружают несколькими нагнетательными. Различают пятиточечную и семиточечную схемы площадного заводнения.
При организации заводнения используют следующие источники водоснабжения:
· Поверхностные (реки, озера и т.п.);
· Подземные водоносные пласты;
· Попутно добываемая вода с установок подготовки нефти.
Для расчета технологических показателей разработки нефтяных и газовых месторождений используют математические гидродинамические модели, которые получают преобразованием геологических моделей за счет уменьшения числа ячеек с нескольких миллионов до сотен тысяч. Рассчитывается несколько вариантов с разным количеством скважин, уровнями добычи, конечным КИН и т.д., из которых выбирается оптимальный.
Для повышения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, физические и химические методы.
К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта и торпедирование скважин.
Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него нефти, воды, нефтепродуктов или других жидкостей под давлением до 60 МПа. В результате в породах образуются трещины. Чтобы предотвратить их закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные или пластмассовые шарики и т.п. Применение гидроразрыва наиболее эффективно при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны и позволяет увеличить дебет нефтяных скважин в 2 – 3 раза.
Торпедированием называют воздействие на призабойную зону взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта подрывают заряд взрывчатого вещества (торпеда). Ударная волна, образующаяся при взрыве торпеды, проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны и вызывает растрескивание отложений (парафина, солей и др.).
К физическим методам повышения проницаемости пласта и призабойной зоны относятся тепловые обработки и вибровоздействия.
Целью тепловых обработок является удаление парафина и смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое воздействие и т.д.
При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. По пласту распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится проницаемость пласта.
К химическим методам воздействия относится обработка призабойной зоны различными реагентами (кислотами, поверхностно-активными веществами, органическими растворителями и др.).
Для повышения нефтеотдачи применяются 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 образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления, чем для чистой нефти. Одновременно снижается поверхностное натяжение на границе нефти с породой, вследствие чего она более полно вытесняется из пор. Концентрация ПАВ при заводнении пластов обычно не превышает 0,05%.
Для загущения воды с целью повышения нефтеотдачи пластов применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое распространение получили полиакриламиды (ПАА). Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0,01 – 0,05% придают ей вязкоупругие свойства.
При закачке в пласт углекислоты она растворяется в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости и соответственно увеличением притока к эксплуатационной скважине.
Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить её подвижность.
Метод внутрипластового горения заключается в том, что нефть зажигают у забоя нагнетательной скважины и в пласте создается движущийся очаг горения. 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 газы (пропан, бутан или смесь пропана с бутаном). В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая её вязкость, что увеличивает скорость фильтрации.
Для повышения газоотдачи применяют кислотную обработку скважин, гидроразрыв пласта, торпедирование скважин, а также отбор газа из скважин под вакуумом.