Владимир Хомутко

Время на чтение: 4 минуты

А А

Российские и зарубежные месторождения нефти

Ни для кого не является секретом, что нефть, наряду с природным газом – это основной энергоресурс современного мира. Купить нефть стремятся все страны, не имеющие собственных запасов, так как нефтепродукты, изготавливаемые из этого полезного ископаемого, широко используются во всех отраслях мировой экономики в качестве моторного и котельного топлива, сырья для предприятий нефтехимии и так далее. Поэтому нефть еще часто называют «черным золотом».

Добывается черное золото из специальных нефтеносных пластов естественного происхождения, называемых коллекторами. Скопление коллекторов со значительными запасами сырье называется нефтяным ли газовым месторождением.

Такие месторождения разбросаны по всему миру.

Нефть вместе с природным газом нередко залегают в одном коллекторе, и поэтому во многих случаях добываются они из одной и той же горной выработки, которая называется скважина. Основные запасы черного золота могут располагаться на глубинах от одного до трех километров от земной поверхности, но достаточно часто нефть находят как у самой поверхности земли, так на больших глубинах (больше шести километров). Как мы уже упоминали ранее, крупнейшие нефтяные месторождения рассредоточены по разным частям света, и карта их весьма обширна.

Самые крупные по своим запасам залежи этого ценного энергоресурса сосредоточены в Персидском заливе (Саудовская Аравия, Кувейт), а также в США, Иране и России.

Стоимость разработки месторождений нефти и газа довольно высока, и далеко не всем обладающим запасами этих углеводородов странам по карману самостоятельно проводить их добычу. Иногда по этой причине месторождения продают иностранным компаниям за достаточно невысокую цену.

Скажем сразу – далеко не все нефтеносные коллекторы могут называться месторождениями. Например, если объемы запасов полезных ископаемых невелики, то тратиться на разработку таких коллекторов невыгодно с экономической точки зрения. Поэтому нефтяным месторождением называется совокупность нефтеносных площадей, которые расположены недалеко друг от друга на определенной территории. Площадь месторождения может варьироваться от нескольких десятков до нескольких сотен квадратных километров.

По объемам своих природных ресурсов все месторождения условно делятся на пять категорий:

• мелкие, чьи объемы менее десяти миллионов тонн добываемой нефти;
• средние: количество запасов от десяти до ста миллионов тонн (например, такие месторождения, как Верхне-Тарское, Кукмоль и так далее);
• крупные – запасы находятся в диапазоне от ста миллионов до одного миллиарда тонн (Правдинское, Каламкас и прочие);
• крупнейшие (по-другому – гигантские) – от одного до пяти миллиардов тонн черного золота (Ромашкинское, Самотлорское и другие);
• уникальные (супергигантские) – больше пяти миллиардов тонн (к таким месторождениям относятся Аль-Гавар, Большой Курган, Эр-Румайла).

Стоит сказать, что не все обнаруженные нефтяные залежи можно отнести к той или другой категории месторождений. Например, некоторые разведанные коллекторы содержат в себе не больше ста тонн углеводородного сырья, и разрабатывать их экономически нецелесообразно.

Российские нефтяные месторождения

На данный момент на территории нашей страны разведано больше двадцати мест, где ведется активная добыча черного золота.

Стоит сказать, что год от года число найденных месторождений возрастает, но из-за нынешних крайне низких нефтяных котировок поиск и разведка новых залежей экономически невыгодна. Каждое новое месторождение нефти требует колоссальных капитальных вложений на свою разработку, а таких денег у нефтяных компаний в настоящее время нет. В особенности это касается месторождений малой и средней категории.

Большая часть действующих российских нефтяных промыслов сосредоточена в Западной Сибири и севернее, вплоть до арктического шельфа.

Разработка ведется в сложных климатических условиях, однако объемы запасов этих месторождений делают затраты на неё оправданными. Однако, нефть мало добыть, её еще нужно переработать в готовые к применению нефтепродукты. Это также является проблемой, поскольку многие новые месторождения открыты в таких местах, где нет соответствующей перерабатывающей инфраструктуры, и доставка сырья с этих промыслов до действующих НПЗ требует колоссальных материальных затрат.

Основные месторождения нефти России – это Самотлор, Ромашкинское, Правдинское и так далее, находящиеся в Западной Сибири, где достаточно давно, и запасы крупнейшего в РФ Самотлорского месторождения уже изрядно истощены.

Отдельно хочется сказать об Уренгойском газонефтяном месторождении. В мировом рейтинге ему отводится почетное второе место. Запасы природного газа этого промысла оцениваются почти в десять триллионов кубометров. а нефтяного сырья – примерно на 15-ть процентов меньше. Расположены эти залежи в Тюменской области и в ЯНАО (Ямало-Немецкий автономный округ).

Своим названием это месторождение обязано небольшому поселению Уренгой, расположенному поблизости от этой территории. Открыли эти залежи в 1966-ом году, и поселение сразу превратилось в небольшой городок, а затем на этом месте вырос город с тем же названием Уренгой. Первую продукцию скважины здесь начали давать в 1978-ом году и работают они до сих пор.

Стоит упомянуть и о Находкинском газовом месторождении.

Запасы его скромнее уренгойских («всего» 275 миллиардов кубометров природного газа), однако нефти на этой территории достаточно большое количество. Хотя открыто это месторождение было еще в 1976-ом году, промышленная разработка началась гораздо позже, и первую продукцию здесь получили только в 2004-ом.

Другие залежи российской нефти

Туймазинское нефтяное месторождение было открыто еще в 1937-ом году, когда началось освоение Волго-Уральской нефтеносной провинции. Свое название оно получило от башкирского города Туймазы, расположенного неподалеку. Этот промысел отличает относительно неглубокое залегание продуктивных пластов (от одного до двух километров от земной поверхности).

До сих пор эта нефтеносная территория по своим разведанным запасам находится в числе пяти крупнейших российских нефтеносных промыслов. Промышленная добыча здесь началась во время Великой Отечественной войны, в 1944-ом году, и весьма успешно продолжается до настоящего времени. Площадь территории Туймазинских нефтепромыслов достаточно велика – 800 квадратных километров.

Применение передовых для того времени технологий нефтедобычи привело к тому, что основные запасы углеводородного сырья были извлечены здесь в течение двух десятков лет, поскольку применение таких передовых методик добычи позволяло поднимать из продуктивных пластов девонского геологического периода на 45-50 процентов больше нефтяного сырья, чем с применением классических методик того времени. Однако со временем выяснилось, что запасов черного золота на этой территории гораздо больше, чем предполагалось вначале, и новые современные добывающие технологии позволили продолжать эффективную разработки здесь до настоящего времени.

Также достойны упоминания такие российские месторождения, как Ванкорское и Ковыктинское.

Ковыктинское расположено в Иркутской области Российской Федерации, на высокогорном плато в окружении нетронутой человеком густой тайги. Интересно, что изначально здесь были открыты залежи природного газа и газовых конденсатов, добычу которых и наладили в первую очередь. Однако со временем были обнаружены и нефтеносные слои, запасы которых оказались весьма богатыми.

Ванкорские углеводородные промыслы сосредоточены в северных районах Красноярского края. Этот район также не является чисто нефтяным, поскольку тут добывают и значительные объемы природного газа, называемого еще «голубым топливом».

По оценкам специалистов, нефтяные запасы этой территории насчитывают около двухсот шестидесяти миллионов тонн, а газовые находятся в пределах девяноста миллиардов кубометров. Здесь работают 250 добывающих скважин, а полученная продукция транспортируется по Восточному магистральному трубопроводу.

Ковыктинское месторождение

Зарубежные нефтяные провинции

Разумеется, не только Россия располагает запасами углеводородов в большом объеме. Много месторождений, находящихся в других странах, имеют громадные запасы этого ценного ресурса.

Мировым лидером по мировой нефтедобыче является Саудовская Аравия, находящаяся на берегу Персидского залива.

Запасы одного только месторождения Гавар оцениваются в 75-85 миллиардов баррелей черного золота. Разведанные залежи такого государства, как Кувейт, оцениваются от 66-ти до 73-х миллиардов баррелей. Иран обладает значительными резервами черного золота (по мнению некоторых специалистов, до ста миллиардов баррелей).

Нефтью называют горючую маслянистую жидкость красно-коричневого или чёрного цвета со специфическим запахом. Нефть является одним из важнейших полезных ископаемых на Земле, так как из неё получают наиболее используемые в настоящее время виды топлива. Обычно нефть образуется вместе с другим, не менее важным — природным газом . Поэтому очень часто эти два вида полезных ископаемых добываются в одном и том же месте. Нефть может залегать на глубине от нескольких десятков метров до 6 километров, но чаще всего она располагается на глубине 1-3 км. Природным газом называют газовую смесь, образующуюся при разложении органических веществ. Он залегает в земных недрах в газовом состоянии в виде отдельных скоплений, в виде нефтяной шапки нефтегазовых месторождений, а также в растворённом состоянии (в нефти и в воде).

Наиболее известные месторождения нефти и газа на территории России:

Уренгойское месторождениеприродного газа . Это второе в мире по величине пластовых запасов газовое месторождение. Объёмы газа здесь превышают 10 триллионов кубических метров. Данное месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области России, чуть южнее северного полярного круга. Имя месторождению дало название расположенного неподалёку посёлка Уренгой. После начала разработки месторождения здесь вырос целый рабочий город Новый Уренгой. Месторождение было открыто в 1966 году, а добыча газа началась в 1978.

Как добывают нефть (фото Максима Юрьевича Калинкина)

Туймазинское нефтяное месторождение . Это месторождение расположено в Республике Башкирия, у города Туймазы. Месторождение было открыто ещё в 1937 году. Нефтесодержащие слои расположены на глубине 1-1,7 км. Разработка месторождения началась в 1944. Туймазинское месторождение является одни из пяти крупнейших месторождений в мире по количеству нефти. Размеры месторождения составляют 40 на 20 километров. Благодаря новейшему методу основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось бы извлечь обычными способами. Однако запасы так велики, что добыча продолжается до сих пор.

Находкинское газовое месторождение. Это месторождение природного газа расположено в Большехетской впадине в Ямало-Ненецком автономном округе. Запасы месторождения оцениваются в 275,3 миллиарда м 3 газа. Хотя месторождение было открыто довольно давно (в 1974 году), разработка его началась лишь в 2004 году.

Штокмановское газоконденсатное месторождение. Одно из крупнейших месторождений в мире, открытое в 1988 году. Располагается в центральной части шельфа примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Запасы газа, по оценкам на настоящее время, составляют 3,7 триллиона м2 газа. Добыча газа здесь пока ещё не началась, так как значительная глубина залегания полезного ископаемого и трудные условия разработки требуют значительных затрат и высокотехнологичного оборудования.

Ковыктинское месторождение (Ковыкта). Месторождение природного газа, расположенное на севере Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от Иркутска. Месторождение находится на высокогорном плато, покрытом темнохвойной . На некоторой части территории господствует . Кроме того, этой местности осложняется многочисленными каньонами. Климатические условия в районе месторождения также достаточно суровые. Запасы природного газа оцениваются в 1,9 триллионов кубометров газа и 115 миллионов тонн жидкого газового конденсата.

Ванкорское месторождениенефтегазовое месторождение. Месторождение, расположенное на севере Красноярского края. Включает в себя Ванкорский и Северо-Ванкорский участки. Месторождение открыто в 1991 году. Запасы нефти превышают 260 миллионов тонн, а газа - около 90 миллиардов м2. Разработка месторождения должна начаться в 2008 году. Здесь планируется пробурить 266 скважин, а поставку осуществлять через Восточный нефтепровод.

Штокмановское месторождение

Ангаро-Ленское газовое месторождение . Крупное месторождение природного газа расположенное в Иркутской области. Названо по названиям крупных – и Ангары, расположенных поблизости. Месторождение открыто в начале XXI века. Запасы природного газа по предварительным оценкам составляют более 1,2 триллиона м2.

Самотлорское нефтяное месторождение (Самотлор ). Это крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире нефтяных месторождений располагается в Ханты-Мансийском автономном округе, в районе Нижневартовска у Самотлор. По оценкам специалистов запасы нефти здесь составляют 2,7 миллиарда тонн. Они залегают на глубине 1,6-2,4 км. Месторождение было открыто в 1965 году. В основном месторождение разрабатывалось в 80-е годы прошлого века. К настоящему времени около 2,3 миллиарда тонн уже добыто.

Еты-Пуровское нефтяное месторождение . Это нефтяное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе, в районе города Ноябрьска. Открыто в 1982, разработка начались лишь в 2003. Запасы нефти составляют около 40 миллионов тонн.

Верх-Тарское нефтяное месторождение . Располагается на севере Новосибирской области. Запасы нефти составляют около 68 миллионов тонн. Одним из недостатков месторождения является отсутствие необходимых коммуникаций. Нефть добываемая на этом месторождении отличается небольшим количеством примесей. Месторождение открыто в 1970 году, разработка началась в 2000 году.

Количество месторождений нефти и газа в России значительно больше. Некоторые из них, открытые ещё в прошлом веке уже выработаны, а разработка других, сравнительно недавно обнаруженных, ещё даже не начиналась (например, Ванкорское месторождение). Кроме того, есть основания полагать, что далеко не все месторождения на территории страны открыты.

Месторождение нефти имеет довольно длительный жизненный цикл. От открытия нефтяной залежи до получения первой нефти может пройти несколько десятков лет. Весь процесс освоения нефтяного месторождения можно разбить на пять основных этапов.

ПОИСК И РАЗВЕДКА

• 1 Открытие нефтяных месторождений

• Нефть и газ залегают в горных породах – коллекторах, как правило, на значительной глубине
• Чтобы обнаружить нефтяные залежи в толще горных пород, проводят сейсмические исследования. Исследования позволяют получить изображение глубинных слоев горных пород, в которых опытные специалисты выделяют потенциально продуктивные структуры
• Чтобы убедиться в том, что в выявленных горных структурах есть нефть, бурят поисковые скважины

• 2 Оценка запасов нефтяных месторождений

Когда открытие месторождения подтверждено, строят его геологическую модель, которая представляет собой набор всех имеющихся данных. Специальное программное обеспечение позволяет визуализировать эти данные в 3D изображении. Цифровая геологическая модель месторождения нужна чтобы:

• Оценить начальные и извлекаемые запасы нефти (и газа)
• Разработать оптимальный проект разработки месторождения (количество и расположение скважин, уровни добычи нефти и т.п.)

Для более качественной оценки запасов бурят оценочные скважины. А бурение разведочных скважин помогает уточнить размер и структуру месторождения.

На этом этапе производится экономическая оценка целесообразности разработки месторождения исходя из прогнозных уровней добычи нефти и ожидаемых затрат на его обустройство. Если ожидаемые экономические показатели соответствуют критериям нефтяной компании, тогда она приступает к его разработке.

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

• 3 Подготовка к освоению месторождения

С целью оптимального освоения нефтяного месторождения разрабатывается Проект разработки (Технологическая схема разработки) и Проект обустройства месторождения. В проектах предусматривают:

• Необходимое количество и расположение скважин
• Оптимальный способ разработки месторождения
• Типы и стоимость необходимого оборудования и сооружений
• Систему сбора и подготовки нефти
• Меры по охране окружающей среды

Развитие технологий бурения и внедрение в практику наклонно-направленных скважин позволяет располагать устья скважин так называемыми «кустами». На одном кусту могут располагаться от двух до двух десятков скважин. Кустовое расположение скважин позволяет снизить воздействие на окружающую среду и оптимизировать затраты на обустройство месторождения.

• 4 Добыча нефти и газа

Период, за который могут быть извлечены запасы нефти, составляет 15 - 30 лет, а в некоторых случаях может достигать 50 лет и больше (для гигантских месторождений).

Период разработки месторождения состоит из нескольких стадий:

• Стадия растущей добычи
• Стабилизация добычи на максимальном уровне (плато)
• Стадия падающей добычи
• Завершающий период

Развитие технологий добычи нефти, проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ), применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) может существенно продлить рентабельный срок разработки месторождения.

• 5 Ликвидация

После того как уровень добычи нефти становится ниже рентабельного, разработку месторождения прекращают, а лицензию возвращают в гос.органы.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ОТДЕЛЬНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Основные понятия и характеристики систем разработки

Под системой разработки месторождения понимается комплекс мероприятий по извлечению углеводородов из недр и уп­равлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на плас­ты и темпы отбора углеводородов из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, очередность ввода в разработку блоков и участков залежи, способы и режимы эксплуатации скважин, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.

Системы разработки обосновываются в технологических про­ектных документах.

Под эксплуатационным объектом понимается про­дуктивный пласт, часть пласта или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород про­дуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насы­щающих их флюидов, величины начальных приведенных пласто­вых давлений.

По признаку последовательности ввода отдельных объектов в эксплуатационное разбуривание могут быть выделены следующие системы разработки месторождений.

Система разработки «сверху вниз». Эта система заключается в том, что каждый пласт данного месторождения сначала вводится в разведку, а потом в эксплуатационное массовое разбуривание, но после того, как будет в основном разбурен вышележащий пласт (рис. 10).

Система разработки «сверху вниз» была органически связана с ударным бурением, при котором изоляция одного пласта от дру­гого в процессе бурения достигается не циркуляцией глинистого раствора, как при вращательном бурении, а путем спуска специ­альной колонны обсадных труб для изоляции каждого пласта. При технике ударного бурения эта система разработки была наиболее экономической и соответственно наиболее распростра­ненной. При современном состоянии науки и техники она не позволяет эффективно использовать имеющуюся технику бурения и данные электрометрических исследований скважин. Кроме того, она сильно задерживает темпы разработки и разведки место­рождений и в настоящее время не применяется.

Рис. 10. Схема разработки нефтяных месторождений.

а – по системе «сверху вниз», б – по системе «снизу вверх»

Система разработки «снизу вверх». Данная система заклю­чается в том, что в первую очередь разбуривается самый нижний из высокодебитных горизонтов (пластов). Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным (рис. 10).

Основные преимущества этой системы заключаются в следу­ющем:

1) одновременно с разведкой и разбуриванием опорного гори­зонта каротажем и отбором керна изучаются все вышележащие пласты, что намного сокращает число разведочных скважин, при этом освещается сразу строение всего месторождения;

2) уменьшается процент неудачных скважин, поскольку сква­жины, попавшие за контур залежи в опорном горизонте, могут быть возвращены эксплуатацией на вышележащие горизонты;

3) значительно возрастают темпы освоения нефтяных место­рождений;

4) сокращается число аварий при бурении, связанных с ухо­дом циркуляционного раствора в пласты - коллектора, а также значительно уменьшается глинизация пластов.

Система разработки этажами. Поэтажная система обычно применяется при разработке многопластовых месторождений, в разрезе которых имеются два-три и более выдержанных по простиранию и удаленных по разрезу продуктивных пласта.

По признаку последовательности разработки залежи рядами и ввода скважин в эксплуатацию системы разработки подразделя­ются на поэтапную и одновременную (сплошную).

При поэтапной системе разработки пласта сначала бурят два-три ряда скважин, ближайших к ряду нагнетательных скважин, оставляя при этом значительную часть пласта не разбуренной. Расчеты и опыт разработки месторождений подобным образом показывают, что бурение четвертого ряда скважин не повышает суммарного отбора нефти в силу интерференции скважин. Поэтому к бурению четвертого ряда приступают тогда, когда пер­вый ряд скважин обводнится и выйдет из эксплуатации. Пятый ряд бурят одновременно с выходом из эксплуатации второго ряда скважин и т. д.

Каждая замена внешнего ряда скважин внутренним называ­ется этапом разработки. Такая система разбуривания рядами в слу­чае разработки от контура к своду напоминает ползущую систему сплошного разбуривания по восстанию и отличается от нее тем, что в эксплуатации одновременно находятся не все скважины, а не более трех рядов.

При одновременной системе разработки залежь охва­тывается заводнением одновременно по всей площади.

Классификация разработки пластовых залежей по признаку воздействия, на пласт

Современному состоянию техники соответствует следующее деление методов разработки нефтяных залежей по признаку воз­действия на пласт:

1) метод разработки без поддержания пластового давления;

2) метод поддержания давления путем закачки воды;

3) метод поддержания давления путем закачки газа или воздуха;

4) вакуум-процесс;

5) компрессорно-циркуляционный метод разработки конденсатных месторождений;

6) метод внутрипластового горения;

7) метод циклической закачки пара.

Разработка без поддержания пластового давления применяется в тех случаях, когда давление краевых вод обеспечивает упруго-водо­напорный режим в залежи в течение всего времени эксплуатации или когда по тем или иным причинам экономически невыгодно организовывать закачку газа или воды в пласт.

В тех случаях, когда давление пластовых вод не может обес­печить упруго-водонапорного режима, разработка залежи без поддержания пластового давления обязательно приведет к проявлению режима растворенного газа, а стало быть к низкому коэффициенту использования запасов. В этих случаях необходимо искусственное поддержание пластового давления.

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по квадратной или треугольной сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов.

Метод поддержания давления путем закачки воды преследует цель поддерживать пластовое давление выше давления насыщения. Этим будет обеспечена разработка залежи при жестком водонапор­ном режиме. Последнее дает возможность разрабатывать залежь до извлечения 40 - 50% запасов преимущественно фонтанным способом с высокими темпами отбора жидкости и в конечном счете получать высокий коэффициент использования запасов – 60 - 70%.

Системы разработки с поддержанием пластового давления в свою очередь подразделяются на системы с законтурным, приконтурным и внутриконтурным воздействием.

Метод поддержания давления, при котором вода закачивается в законтурную область пласта, называется закон­турным заводнением. Законтурное заводнение рацио­нально применять при разработке относительно узких залежей (шириной не более 3-4 км), на которых размещается от трех до пяти рядов эксплуатационных скважин.

При разработке крупных залежей, когда закачка воды в за­контурную область не сможет обеспечить заданных темпов добычи и охватить влиянием скважины, расположенные внутри залежи, целесообразно применять внутриконтурное завод­нение. Раньше на заре развития методов поддержания давле­ния путем закачки воды применяли поэтапную систему разработки, которая представляла собою ползущую систему разработки по восстанию или по падению. В том и другом случае образовывалась законсервированная часть залежи, что крайне нежелательно. Поэтому при разработке крупных залежей в на­стоящее время применяют внутриконтурное заводнение .

Системы с внутриконтурным воздействием делятся на рядные, площадные, очаговые, избирательные, цетральные.

Внутриконтурное заводнение применяется такжепри разра­ботке литологических залежей , границы которых определяются замещением песчаников глинами. В этих случаях воду закачивают по оси залежи. Такое заводнение называется внутриконтурным по оси. Если же закачка производится в центре литологически ограниченной залежи через одну скважину, заводнение называ­ется очаговым. Практика показала эффективность такого заводнения литологических объектов, состоящих из большого числа линзообразных залежей.

С течением времени при очаговом заводнении соседние эксплуа­тационные скважины начинают обводняться, и после полного обводнения их переводят под нагнетание воды. Постепенно оча­говое заводнение превращается в центральное.

Центральным называется заводнение, которое производится через три-четыре скважины, расположенные в центре залежи.

Как правило, центральное заводнение через несколько скважин сразу в начале разработки на практике никогда не осуществляется.

В практике разработки крупных залежей применяются одно­временно законтурное, внутриконтурное по блокам и очаговое заводнения.

При разработке крупных залежей нефти платформенного типа в Западной Сибири применяют рядные системы разработки. Разновидность их - блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. При большем числе рядов (семь-девять) центральные ряды скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания вследствие их интерференции со скважинами крайних рядов.

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.

Расстояние между рядами скважин обычно изменяется в пре­делах 400 - 600 м (реже до 800 м), между скважинами в рядах - в пределах 300 - 600 м.

При трехрядной системе за­лежь разрезается рядами нагнетательных скважин на ряд по­перечных полос шириною, равной четырехкратному расстоянию между рядами скважин. При пятирядной системе ширина полос равна шестикратному расстоянию между рядами. Эти системы разработки обеспечивают очень быстрое разбуривание залежей. При этих системах в начале разработки залежи не учитываются литологические особенности пласта.

Системы с площадным расположением скважин. Рас­смотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположе­нием скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

Пятиточечная обращенная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре - нагнетательная скважина. Для этой си­стемы отношение нагнетательных и добывающих скважин со­ставляет 1/1.

Рис. 11. Расположение скважин при пятиточечной обращенной системе разработки

Семиточечная обращенная система (рис. 12). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважина­ми в углах и нагнетательной в центре. Добывающие сква­жины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная- в центре. Соотношение 1/2, т. е. на одну нагнетательную сква­жину приходятся две добывающие.

Рис. 12. Расположение скважин при семиточечной обращенной системе разработки

1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие

Девятиточечная обращенная система (рис. 13). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1/3.

Рис. 13. Расположение скважин при девятиточечной обращенной системе разработки

1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы «жест­кие», поскольку при этом не допускается без нарушения гео­метрической упорядоченности расположения скважин и пото­ков движущихся в пласте веществ использование других нагне­тательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.

В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатиро­ваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заме­нить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не прини­мает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке эле­мента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять про­цесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной за­качки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

В то же время при использовании системы с площадным рас­положением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенно­го воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильно неоднородных по площади пластов. При ис­пользовании рядных систем для разработки сильно неоднород­ных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт со­средоточено в отдельных рядах. В случае же систем с площад­ным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же вре­мя, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их боль­шой гибкости по сравнению с системами с площадным распо­ложением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные си­стемы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.

В поздней стадии разработки пласт оказывается в значитель­ной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (на­пример, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т. е. так называемые целики нефти. На рис. 14 показаны целики нефти в элементе пятиточечной систе­мы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе мож­но пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.

Помимо упомянутых известны следующие системы разработ­ки: система с батарейным (кольцевым) расположением скважин (рис. 15), которую можно использовать в редких случаях в залежах кру­говой формы в плане; система при барьерном заводнении, при­меняемом при разработке нефтегазовых залежей; смешанные системы-комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при раз­работке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.

Рис. 14. Элемент пятиточечной системы, трансформируемый в элемент девятиточечной системы расположения скважин

1 – «четверть» основных добывающих скважин пятиточечного элемента (угловые скважины), 2 – целики нефти (застойные зоны), 3 – дополнительно пробуренные добывающие скважины (боковые скважины), 4 - заводненная область элемента, 5 - нагнетательная скважина

Рис. 15. Схема батарейного расположения скважин

1 – нагнетательные скважины, 2 – условный контур нефтеносности, 3 и 4 – добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом R 1 и второй батареи радиусом R 2

Кроме того, используют избирательное системы воздействия, применяемые для регулирования разработки нефтяных мес­торождений с частичным изменением ранее существовавшей си­стемы.

В случае применения методов воздействия при разработке истощенных залежей их называют вторичными. Если они применяются с самого начала разработки залежи, их называют первичными. Вакуум-процесс является типичным вто­ричным способом и никогда не применяется с самого начала экс­плуатации.

Метод поддержания давления путем закачки газа обычно применяется в залежах, которые имеют газовую шапку. Поддержание давления путем закачки газа преследует цель под­держивать энергетические ресурсы пласта в процессе эксплуата­ции. Для этого с самого начала эксплуатации в сводовую часть структуры закачивают газ через нагнетательные сква­жины, расположенные вдоль длинной оси структуры. Кроме того, закачка газа иногда применяется при площадном вытеснении нефти газом (метод Мариэтта).

Термическое воздействие на пласт осуществляется путем закачки горячей воды в пласт через нагнетательные скважины. Закачка горячей воды применяется при заводнении пластов, содержащих сильно парафинистую нефть и имеющих температуру около 100° С. Закачка холодной, воды в такой пласт приводит к охлаждению пласта, к выпадению парафина, который закупо­ривает поры пласта.

В том случае, когда воздействие на пласт по средствам закачки воды осуществляется после разработки залежи при режиме рас­творенного газа, можно выде­лить два основных этапа: а) период безводной добычи, когда нагнетаемая вода идет на заполнение дренированных пустот, занятых газом низкого давления, и на заме­щение вытесняемой остаточной нефти; б) период прогрессиру­ющего обводнения эксплуатационных скважин.

К моменту прорыва воды в эксплуатационные скважины все поровое пространство в пласте будет занято жидкой фазой, по­этому дальнейший процесс заводнения будет установившимся: количество добываемой в сутки жидкости будет равно суточному объему закачиваемой воды.

Обобщение материалов, проведенное американскими исследо­вателями , показало, что коэффициент извлечения нефти при режиме растворенного газа в среднем составляет 20% от геологических запасов. Применение площадного заводнения на последней стадии разработки увеличивает его до 40%. В то же время применение заводнения в самом начале разработки увеличивает коэффициент извлечения от 60 до 85%. Согласно расчетам американских спе­циалистов, на месторождении Ист-Тексас ожидается конечная нефтеотдача порядка 80% от геологических запасов.

Можно указать еще четыре параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

1. Параметр плотности сетки скважин S c , равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной.
Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то S c = S/n. Размерность - м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр S сд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А.B. Крылова N кр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении N кр = N/n. Размерность параметра =т/скв.

3. Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин n н к числу добывающих скважин n д = n н /n д. Параметр - безразмерный. Параметр для трехрядной системы равен примерно 1/3, а для пятирядной ~1/5.

4. Параметр р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических
свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т. д.).

Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин n р, то р = n р /n. Параметр р - безразмерный.

Параметр плотности сетки скважин S с вообще говоря, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10 -3 Па*с) он может составлять 1 - 2*10 4 м 2 /скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм 2) разрабатывают при S c = 10 - 20*10 4 м 2 /скв. Конечно,
разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях S c может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т. е. при высоких значениях параметра А.И.Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов S c = 25 - 64*10 4 м 2 /скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами S c может быть равен 70 - 100*10 4 м 2 /скв и более. Параметр N кр также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других - доходить до миллиона тонн нефти на скважину.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр , естественно, равен нулю, а параметр р может составлять в принципе 0,1 - 0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные пласты.

Аннотация: Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов.

Схема обустройства месторождений нефти

Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности (): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.

Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.

Одно из основных требований к разработке - рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС. Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов. Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.

Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленной разработки при соблюдении следующих условий:

Требования к генеральному плану

Схема генерального плана месторождения предусматривает размещение устьев нефтяных, газовых, нагнетательных одиночных и кустов скважин, ГЗУ, ДНС. установок предварительного сброса пластовых вод (УПС), кустовых насосных станций (КНС), КС, инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, ЛЭП, линий связи, катодной защиты и др.), обеспечивающих процессы сбора и транспортировки продукции скважин, а также снабжение электроэнергией, теплом, водой и воздухом.

Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности. При размещении сооружений нефртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).

Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений. Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения. Существует закономерность - чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.

Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами. Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ. Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.

Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке "добыча - сбор - подготовка - транспортировка" во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар. Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более). Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.

Куст скважин

Под кусты скважин отводится площадка естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями. В составе укрупненного куста может находиться несколько десятков наклонно-направленных скважин. Суммарный дебит по нефти одного куста скважин принимается до 4000 , а газовый фактор - до 200 .

В состав технологических сооружений куста скважин обычно входят:

• приустьевые площадки добывающих и нагнетательных скважин;
• замерные установки;
• блоки подачи реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов;
• блоки газораспределительные и водораспределительные;
• блоки закачки воды в нагнетательные скважины;
• станции управления насосами ЭЦН и ШГН;
• фундаменты под станки-качалки;
• трансформаторные подстанции;
• площадки под ремонтный агрегат;
• емкость-сборник и технологические трубопроводы.

В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод (УПСВ) с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам сепарации нефти и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла.

Строительство скважин с большими отходами забоя ограничивает применение глубинных штанговых насосов ввиду осложнений, связанных с истиранием труб. Во избежание аварий при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти и газа. Такие системы дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования.

Система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод строится в зависимости от распределения запасов по площади залежи, темпов добычи, степени обводненности и газонасыщенности нефти, величины давления на устье скважины, расположения кустов скважин ( рис. 5.1). Эти объекты должны обеспечивать:

• герметизированный сбор и транспортировку продукции скважин до ЦПС;
• отделение газа от нефти и бескомпрессорную транспортировку газа первой ступени сепарации до сборных пунктов, ГПЗ и на собственные нужды;
• замер расходов продукции отдельных скважин и кустов, учет суммарной добычи продукции всех скважин;
• предварительное обезвоживание нефти.

Рис. 5.1.

Групповые замерные установки

Газожидкостная смесь из добывающих скважин поступает на ГЗУ, в которой в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины. Количество установок определяется расчетами. На площадках ГЗУ размещаются блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.

Дожимная насосная станция

В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления недостаточно для перекачки флюидов, сооружают ДНС. На ДНС смесь попадает по нефтесборным трубопроводам после ГЗУ.

В состав ДНС входят следующие блочные сооружения:

• первой ступени сепарации с предварительным отбором газа;
• предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
• замера нефти, газа и воды;
• насосный и блок компрессорный воздуха;
• закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
• закачки ингибиторов в газо- и нефтепроводы;
• аварийных емкостей.

Сооружение ДНС необходимо потому, что насосное оборудование не позволяет перекачивать смеси с большим содержанием газа из-за возникновения кавитационных процессов. Газ, отделившийся в результате снижения давления на первой ступени сепарации, чаще всего подается на факел сжигания или для использования на местные нужды. Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени на ЦПС и УПН.

Центральный пункт сбора

На ЦПС сырая нефть проходит полный цикл обработки, который включает двух- или трехступенчатое разгазирование нефти с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций. Газ после сепарации очищается от капельных жидкостей и подается на утилизацию или переработку. Газ первой и второй ступени сепарации транспортируется под собственным давлением. Газ концевой ступени для дальнейшего использования требует компримирования.

Здесь же на ЦПС производится обезвоживание и обессоли-вание нефти до товарных кондиций. Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН) в составе ЦПС. В специальном резервуаре происходит отстаивание нефти, подогрев нефтяной эмульсии в трубчатых печах и обессоливание. После этого товарная нефть поступает в резервуар с последующей откачкой в МН.

Резервуарные парки

Наличие резервного парка емкостей - обязательный атрибут всех технологических схем сбора, подготовки и транспортировки нефгги. Стандартные резервуары типа РВС используются для создания запасов:

• сырья, поступающего на УПН, необходимого в количестве суточного объема продукции скважин;
• товарной нефти в объеме суточной производительности УПН.

Кроме того, резервуары различных объемов необходимы для приема пластовых и сточных вод, а также для аварийных сбросов.

Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров устраиваются земляные амбары-накопители. Кроме того резервуары являются источником загрязнения атмосферы за счет испарения хранящихся в них УВ.

Компрессорные станции

КС могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС. КС предназначены для подачи нефгтяного газа на ГПЗ, для компримирования газа в системе газлифтной добычи и при подготовке его к транспортировке.

Для удаления газа из полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора предусматривается свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры. Высота свечи не менее 5 м и определяется расчетами рассеивания газа.

Факельная система

В факельную систему аварийного сжигания ДНС направляется нефтяной газ, который не может быть принят к транспортировке, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов.

Диаметр и высота факела определяются расчетом с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также допустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы должна быть не менее 10 м, а для газов, содержащих сероводород, не менее - 30 м. Скорость газа в устье факельного ствола принимается с учетом исключения отрыва пламени, но не более 80 м/с.

Факельная система ЦПС предусматривается для сброса газов и паров:

• постоянных - от установок регенерации сорбентов и стабилизации УВ-конденсатов;
• периодических - перед освобождением аппаратов перед пропаркой, продувкой и ремонтом;
• аварийных - при сбросе от предохранительных клапанов и других аварийных сбросах.

Факел оборудуется автоматическим дистанционным зажиганием и самостоятельным подводом топливного газа к запальному устройству. Для улавливания конденсата перед факельной трубой размещается конденсатосборник.

нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до головной НПС магистрального трубопровода:

газопроводы для подачи нефтяного газа от установок сепарации до УПГ, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд:

газопроводы для подачи газа от ЦПС до головной КС магистрального трубопровода.