Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

Приведенные затраты Спр, т. е. приведенные к определен­ ному моменту времени (моменту начала разработки месторож­ дения), определяют по формуле

ных вложений (для нефтяной промышленности £ н = 0,15), равен обратной величине нормативного срока окупаемости.

При заданном плане изменения добычи нефти на месторож­ дении рациональная система разработки обосновывается по ми­ нимуму приведенных затрат. При отсутствии планового задания проводится анализ различных вариантов разработки. В каче­ стве рационального выбирают вариант, так же обеспечивающий минимальные приведенные затраты за определенный период оп­ тимизации. Считается целесообразным принимать 15-летний пе­ риод оптимизации, на который, как правило, составляют научно обоснованные прогнозы развития народного хозяйства. Однако рассматриваемые варианты характеризуются также различ­ ными накопленными отборами нефти (коэффициентами нефте­ отдачи) при разных сроках разработки.

В предложенной И. И. Рыженковым методике рекомендуется выбирать вариант при условии получения равной добычи нефти по вариантам за равные сроки. Выравнивание добычи нефти по вариантам за рассматриваемый срок обеспечивается условным вводом в эксплуатацию одновременно с анализируемым допол­ нительных месторождений. При этом приведенные затраты рас­ считываются с учетом среднеотраслевых затрат на поиски и подготовку запасов нефти (геолого-разведочные затраты) как в себестоимости, так и в удельных капитальных вложениях. Удельные капитальные вложения исчисляют по остаточной стои­ мости основных фондов и остаточным затратам на подготовку запасов (соответственно уменьшению их в процессе эксплуата­ ции). Поскольку рациональный вариант может иметь промежу­ точное значение срёди расчетных, то для его нахождения необ­ ходимо построить график зависимости приведенных затрат от плотности сетки скважин и определить минимальную точку. Для определения экономически обоснованного коэффициента нефте­

отдачи строят зависимость себестоимости добычи 1 т нефти от накопленной добычи (дифференцированием графика эксплуата­ ционные расходы — накопленная добыча нефти). Отношение на­ копленной добычи нефти к балансовым запасам, когда себе­ стоимость достигает предельной себестоимости, характеризует

экономически обоснованный коэффициент нефтеотдачи. Этой накопленной добыче соответствует экономически обоснованный

срок разработки.

Предельную себестоимость можно принять, например, с уче­ том мировых цен на нефть [9]. Значению предельной себестои­

мости соответствует такая себестоимость добычи нефти, при ко­ торой наступает предел экономической рентабельности добычи нефти или, другими словами, при установленных замыкающих затратах текущий народнохозяйственный эффект от добычи 1 т нефти становится равным нулю. Народнохозяйственным эффек­ том называют прибыль (превышение доходов над расходами), которую получает государство от добычи нефти. Накопленный народнохозяйственный эффект при этом достигает максималь­ ного значения.

Для варианта разработки, рекомендуемого к внедрению, до­ полнительно определяются также другие экономические пока­ затели. Эти вопросы более обстоятельно изучаются в экономи­ ческих дисциплинах.

Контрольные вопросы

1. Охарактеризуйте сущность и преимущества численных методов мате­ матического моделирования процесса разработки нефтяных месторождений.

2.Какие основные требования предъявляются к современной методике расчета технологических показателей разработки?

3.Изложите основы теории непоршневого вытеснения нефти водой.

4.Расскажите о принципе построения модифицированных относительных проницаемостей.

5.В чем заключается сущность методики ВНИИ-2?

6.Что понимаем под барьерным заводнением? Чем обусловлена необ­ ходимость его применения?

7.Объясните причины малого охвата пластов по разрезу и площади при разработке залежей неныотоновских нефтей.

8.Как влияет трещиноватость пород на процесс и показатели разра­ ботки месторождений?

9.Расскажите о структуре приведенных затрат и как они учитываются при проектировании разработки нефтяных месторождений.

ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ И ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

§ 3.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕТОДОВ

С начала развития нефтяной промышленности до 40-х годов за­ лежи разрабатывали на режимах истощения, при которых из­ влекали не более 25 % нефти от начальных запасов. Редко встречался естественный водонапорный режим.

Развитие и цели методов воздействия

К этому же периоду относится начало применения для отбора остаточных запасов так называемых вторичных методов добычи нефти — закачки воздуха и горячей газовоздушной смеси, ва­ куум-процесса и др. В отличие от скважинных систем разра­ ботки применялись шахтный (при подъеме нефтенасыщенной породы на поверхность и при помощи скважин или других дре­ нажных каналов) и карьерный (открытый) способы добычи нефти. Было осуществлено также площадное заводнение на от­ дельных пятиточечных элементах.

С конца 40-х годов наметился качественно новый этап в раз­ витии технологии нефтедобычи — интенсивное внедрение завод­ нения как на энергетически истощенных (вторичный метод до­ бычи нефти), так и на вводимых в разработку (первичный ме­ тод) месторождениях. В 1948 г. впервые в СССР было начато в крупном промышленном масштабе с целью поддержания пластового давления (ППД) законтурное заводнение на Туймазинском месторождении с начала разработки. Наряду с испы­ танием и внедрением других методов в послевоенные годы основным методом воздействия на нефтяные залежи стало за­ воднение. Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и высокой эффективности вытеснения нефти водой обыч­ ное заводнение будет широко применяться еще длительное время. В настоящее время на месторождениях, разрабатывае­ мых с заводнением, добывают в СССР около 90 %, а в США — около 50 % ежегодной добычи нефти, при этом в пласты зака­ чивают соответственно более 2 и 1,2 млрд, м3 воды. Поддержа­ ние пластового давления заводнением позволило увеличить:

в 2 раза; темпы добычи нефти (текущую годовую добычу); про­ должительность фонтанирования скважин.

Заводнение как отдельный метод разработки при благопри­ ятных физико-геологических условиях позволяет достичь коэф­ фициента нефтеотдачи (нефтеизвлечения) 0,65—0,7. Однако при заводнении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость и большая не­ однородность пластов) коэффициенты нефтеотдачи уменьша­ ются до 0,3—0,35 при увеличивающейся кратности промывки с 0,8—1 до 5—7, а при вязкости нефти более 25—30 мПа*с за­ воднение становится малоэффективным. Поэтому перед нефте­ добывающей отраслью стоит проблема повышения нефтеотдачи пластов, заключающаяся в увеличении эффективности заводне­ ния как основной технологии и в отборе остаточной нефти из уже заводненных зон (третичные методы добычи) и из залежей, которые разрабатываются при других режимах истощения или вытеснения.

В 50-х годах повышение эффективности заводнения связы­ вали в основном с изменением схемы размещения скважин (приконтурное, осевое, блоковое, очаговое, площадное, избира­ тельное заводнения), выбором оптимального давления нагнета­ ния, объектов разработки и др. В начале 60-х годов начали уси­ ленно изучать способы улучшения вытесняющей способности воды за счет добавки различных активных примесей (поверх­ ностно-активных веществ, углеводородного газа, щелочи, кис­ лоты и др.).

Классификация, условия и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи

В настоящее время известны, изучаются и внедряются в про­ мышленную практику десятки различных методов воздействия на нефтяные залежи и повышения нефтеотдачи (первичные, вто­ ричные, третичные). Современные методы повышения нефтеот­ дачи (нефтеизвлечения) в той или иной степени базируются на заводнении. Среди них можно выделить четыре основные группы:

гидродинамические методы — циклическое заводнение, изме­ нение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, а также методы воздействия на призабойную зону пласта;

физико-химические методы — заводнение с применением ак­ тивных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных рас­ творов) ;

газовые методы — водогазовое циклическое воздействие, вы­ теснение нефти газом высокого давления;

* Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме — недопустимый параметр.

тепловые методы — вытеснение нефти теплоносителями (го­ рячей водой, паром), пародиклическая обработка, внутрипластовое горение, использование воды как терморастворителя нефти.

Применимость методов повышения нефтеотдачи пластов оп­ ределяется геолого-физическими условиями (табл. 3.1 и 3.2). Известные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35 % от балансовых запасов) и разными факторами их применения (табл. 3.3). Для месторождений с маловязкими нефтями, раз­ рабатываемых с использованием заводнения, к наиболее пер­ спективным можно отнести следующие методы: гидродинамиче­ ские; применение диоксида углерода, водогазовых смесей, ми-

Водоснабжение систем ППД. Качество нагнетаемой воды

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника (с оценкой запасов и возможных рас­ ходов воды), обоснованию качества воды и разработке техно­ логии ее подготовки. Потребность составляет 1,5—2 м3 воды на 1 т добытой нефти. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения (рис. 3.1).

Качество воды включает наличие хороших нефтевытесняю­ щих свойств, небольшое содержание механических примесей и эмульгированной нефти, отсутствие снижения проницаемости пласта (приемистости нагнетательных скважин), отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, кислорода, водорос­ лей и микроорганизмов.

Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную кор­ розию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода понижает pH воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород об­ разует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода — серную кислоту. Он может образовываться в результате восстановле­ ния содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбо­ ната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудова­ ния. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет рас­ щепления органических и неорганических веществ и разви­ ваться как при отсутствии свободного кислорода (анаэробные бактерии), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатовосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде, и образовывать до 100 мг/л сероводорода.

Снижение проницаемости пласта возможно вследствие на­ бухания глин в пресных водах, химической несовместимости по солевому составу закачиваемой воды с пластовой, выпадения различных осадков и др. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают (кольматируют) по­ верхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из про­ цесса вытеснения.

Опыт показал, что устанавливать единые нормы по каче­ ству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти