Методы разработки нефтегазовых месторождений

Категории запасов нефтегазовых месторождений

Ценность разведываемого месторождения определяют запасы, находящиеся в нем. Так, в зависимости от степени разведанности, выделяют:

- обнаруженные или же достоверные;

- предполагаемые/прогнозные скопления углеводородов.

В соответствии с национальной классификацией, которая была установлена Приказом МПР РФ от 7 февраля 2001 №126 и действовала в России до 2016 года, выделяли следующие категории запасов:

- A (разведанные, изученные с полной детальностью)

- B (разведанные, изученные с детальностью, достаточной для составления проекта разработки залежи)

- C1 (разведанные, изученные с детальностью, достаточной для получения исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа)

- C2 (предварительно оценённые: форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований)

Ресурсы:

- C3 (перспективные)

- D1л (локализованные)

- D1 (прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.)

- D2 (прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых ещё не доказана).

В достоверных запасах углеводородов выделяли четыре категории: А, В, С1 и С2. Промышленными именуют сумму А, В и С1. Подсчет данной суммы определялся притоком нефти и газа в разведочных скважинах в пределах выявленной ловушки. Проекты разработки месторождений основывались на запасах категории А+В+С1.

Что касалось категории С2 - предварительно оцененные -, они служили основой для постановки дальнейших поисковых работ на месторождении.

Предполагаемые запасы относили к двум категориям: прогнозные (D:D1+D2) и перспективные (С3). Первые указывали на перспективы нефтегазоносности геологических структур определенного региона.

С 1 января 2016 года вошла в силу обновленная классификация, которая была утверждена приказом МПР от 1 ноября 2013 года №477. В соответствии с ней выделены следующие категории запасов:

- A (разбурённые, разрабатываемые)

- B1 (подготовленные к промышленной разработке, разрабатываемые отдельными скважинами, неразбуренные эксплуатационной сеткой скважин, разведанные, есть ТСР или ТПР)

- B2 (оценённые, неразбуренные, планируемые для разбуривания проектным фондом, включая зависимый, есть ТСР или ТПР)

- C1 (разведанные, нет ТСР или ТПР)

-C2 (оценённые, нет ТСР или ТПР)

Категории ресурсов:

- D0 (подготовленные)

- Dл (локализованные)

- D1 (перспективные)

- D2 (прогнозируемые).

Обратим внимание и на международную классификацию SPE-PRMS, которая является самой распространенной. Она учитывает помимо вероятности нахождения газа и нефти в определенном месторождении еще и экономическую эффективность добычи запасов. Таким образом, выделяют три класса:

Доказанные - вероятность извлечения 90%

Вероятные - 50%

Возможные - 10%

В соответствии с величиной запасов месторождения выделяют мелкие (от 1 до 5 млн. т. нефти или от 1 до 5 млрд. м3 газа), средние (от 5 до 30 млн. т. нефти или от 5 до 30 млрд. м3 газа), крупные (от 30 до 300 млн. т. нефти или от 30 до 300 млрд. м3 газа) и уникальные/гигантские (более 300 млн. т. нефти/300 млрд. м3 газа).

Способы разработки нефтяных месторождений

После окончания разведки нефтегазового месторождения и определения запасов переходят к процессу его разработки. Проводят комплекс определенных мероприятий, которыми можно воздействовать на процесс эксплуатации залежами и управлять им.

На схеме показаны несколько схем разработки экспериментальными скважинами, установленными на месторождении нефти и газа. Расположение, а именно шаг и число скважин зависят напрямую от многих факторов. Например, от энергетического режима залежи, физико-химических свойств пластовой нефти, геологического строения, прохода коллекторов и прочего.

Известно, что движение нефти происходит по пласту-коллектору к добывающей скважине за счет перепада давления при условии, что в пласте давление выше, чем на забое скважины.

На начальном этапе разработки месторождения пластового давления вполне достаточно для притока нефти к самой скважине. Со временем пластовое давление постепенно снижается, создавая необходимость проведения специальных мероприятий (закачка газа, воды и т.д.)

В соответствии с условием, за счет которого восполняется энергия пласта и происходит перемещение нефти к самой скважине, выделяют три класса способов разработки.

Как правило, методика разработки месторождений последовательно изменяется от первичных способов на первой стадии разработки с переходом ко вторичным способам на второй и третьей стадиях, завершается все третичным способом на третьей и четвертой стадиях разработки нефтегазового месторождения. Такая схема актуальна для разработки месторождений традиционной легкой нефти, в обратном случае разрабатывается совершенно уникальные методы.

Первичные способы (Primary Recovery) - основаны на извлечении нефти за счет использования потенциала внутренней энергии пласта. Движение флюидов в пласте зависит от множества факторов, влияющих на их перемещение. Совокупность всех этих факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его разработке, называют режимом пласта или режимом эксплуатации нефтяной залежи.

Выделяют пять режимов:

1. Водонапорный режим - за счет напора пластовых вод нефть двигается к забою скважины. Происходит компенсирование отбора жидкости продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Это режим формируется в водонапорных комплексах литологически однородных и выдержанных высокопроницаемых пластов при относительной близости залежей к областям питания водонапорного комплекса. Конечная нефтееотдача составляет примерно 65 - 80%.

2. Упруговодонапорный режим - в данном случае источником выступают упругие силы горных пород и воды. Несмотря на малые коэффициенты сжатия пород и содержащихся в них нефти и воды при больших массах всей толщи горных пород запасенная энергия оказывается большой и достаточной для длительного вытеснения нефти из скважин. Нефтеотдача при таком режиме составляет 50 - 70%.

3. Газонапорный режим - обеспечивается за счет энергии сжатого в газовой шапке газа, который расширяется по мере добычи нефти. При таком режиме отбор жидкости не компенсируется полностью продвижением пластовой воды в продуктовую часть пласта. Конечная нефтеотдача варьируется от 40 до 60%.

4. Режим растворенного газа - сжатый или растворенный газ выступает источником энергии и вытесняет нефть при снижении давления в направлении к скважине. Формируется при усиленном отборе жидкости из пласта, приводящем к снижению пластового давления до значений, ниже давления насыщения нефти газом. Конечная нефтеотдача - до 10-30%.

5. Гравитационный режим- в качестве основной силы выступает сила тяжести самой нефти. Такой режим проявляется в круто падающих нефтяных пластах и при полной изоляции залежи от водоносной части, а также при отсутствии свободного или растворенного газа. Такого рода режим обычно возникает на последней стадии разработки в залежи. Конечная нефтеотдача составляет от 10 до 20%.

За счет одного из указанных выше проявлений запасенной энергии зачастую добыча нефти в самом начале осуществляется фонтанным методом.

На рисунке показана схема фонтанной добычи нефти, где 1 - фонтанная арматура; 2 - штуцер; 3 - сепаратор; 4 - фланец; 5 - эксплуатационная колонна; 6 - насосно-компрессорные трубы; 7 - башмак.

Нефть через штуцер 2 попадает в сепаратор 3. Блок фонтанной арматуры рассчитан на давление до нескольких десятков мегапаскалей. Нефть из скважины проходит через штуцер, представляющий собой стальной блок диаметром до 20 мм. За счет подбора определенного штуцера устанавливают заданный отбор нефти из скважины. С уменьшением пластового давления штуцер заменяется другим, имеющим больший диаметр. Сжатый газ в башмаке 7 соединяется с нефтью, за счет чего образуется газированная нефть, которая поднимается на поверхность за счет перепада гидростатических давлений негазированной и газированной нефтей.

Возможна и такая ситуация, когда столб нефти в скважине под действием давления ниже уровня земли. В таком случае имеет место переход на откачку нефти из скважины глубинными насосами:

1 - продуктивный пласт; 2 - перфорированный участок обсадной колонны; 3 - обсадная колонна; 4 - напорная труба подъема нефти; 5 - всасывающий клапан; 6 - пустотелый плунжер; 7 - нагнетательный клапан; 8 - штанга; 9 - трос; 10 - маятниковый насос-качалка.

На поверхности устанавливают привод к таким насосам (станок-качалка 10), придающий возвратно-поступательное движение вдоль оси скважины тросу 9, скрепленному со штангой 8. Плунжер насоса 7 движется по напорной трубе 4, и при движении вверх открывается клапан 5. Тогда нефтью заполняется подплунжерное пространство, а из него нефть выталкивается из скважины. При движении вниз клапан 5 закрыт, а нефть через клапан 7 поступает в подплунжерное.

Фонтанная добыча нефти осуществляется до тех пор, пока потенциальная энергия позволяет вытолкнуть нефтяной столб на поверхность. Далее переходят на нефтедобычу за счет затрат энергии на поверхности. Первоочередно прибегают к использованию компрессорного/газлифтного метода.

В таком случае головка скважины обвязывается по вышеуказанной ниже, именуемой схемой газлифтной добычи. Здесь 1 - эксплуатационная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы. В данном случае энергоносителем выступает метан-этановая фракция, которая закачивается компрессором в кольцевое пространство эксплуатационной колонны.

Также в случае смены режимов или при работе разных участков залежей при разных режимах возникают смешанные режимы.

В связи с тем, что энергия пласта постепенно иссякает, происходит существенная потеря извлекаемой нефти. Именно этим обусловлено применение вторичных и третичных методов воздействия на энергию пласта.

Вторичные способы - такие способы разработки, в которых нефть из пласта извлекается за счет использования поддержания внутренней энергии пласта посредством закачки воды/газа. Обобщенно можно сказать, что такие способы основываются на искусственном поддержании давления пласта.

Обозначим методы, относящиеся ко вторичным:

- поддержание пластового давления за счет закачки воды. Так реализуется водонапорный режим эксплуатации залежи.

- поддержание давления пласта посредством закачки газа в газовую шапку. Так реализуется газонапорный режим.

Третичные способы разработки - методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Данные методы реализуются благодаря извлечению нефти с использованием потенциала внутренней энергии пласта за счет закачки агентов, которые отличаются от используемых при вторичных способах более высокими значениями потенциала вытеснения нефти. К ним относят тепловые, газовые, микробиологические и химические.

Иначе говоря, при третичных способах разработки поддерживается пластовое давление за счет искусственно созданных условий, а также изменяются и свойства агентов вытеснения и/или свойства самой нефти.

Пути увеличения степени извлечения нефти

Существует четыре пути увеличения степени извлечения нефти из пласта:

- предупреждение образования зон с пониженным давлением. Зон, где давление закачиваемой воды уменьшается из-за уменьшения толщины пласта;

- уменьшение объема нефти, которая остается в порах горной породы;

- предотвращение образования кинжальных прорывов воды, которые возникают при вытеснении нефти водой. Закачиваемая вода достигает скважину по наиболее короткому пути. Поэтому происходит ситуация, когда вместо добычи желаемой нефти на поверхность поступает вода;

- уменьшение площади или количества недренируемых зон, где не происходит перемещение нефти к добывающим скважинам.

Доказанную эффективность имеют методы полимерного заводнения или закачки пара. На стадии опытно-промышленных испытаний находятся такие методы: закачка углекислого газа, парогравитационное воздействие, внутрипластовое горение.

Достаточно освоены и применяются на практике в промышленности четыре группы методов увеличения количества добываемой нефти:

- тепловые методы - осуществляется вытеснение нефти благодаря воздействию с помощью внутрипластовых экзотермических реакций;

- газовые методы - происходит закачка жидких растворителей, СО2, N2, дымовых газов или углеводородных газов.

- химические методы - реализуются с использованием ПАВ-ов, полимеров и мицелл.

- микробиологические методы - в пласт вводят бактериальную продукцию или же обеспечивают образование бактерий в самом пласте.