ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА СПОСОБОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Выбор способов эксплуатации скважин составляет одну из важнейших задач комплексного проектирования разработки нефтяных месторождений, тесно взаимосвязанную с другими элементами проекта и существенно влияющую на них и все показатели добычи нефти. Этот принцип заложен в основу всех современных методик составления технологических схем и проектов разработки, хотя он нередко выполняется не в полной мере.

В прошлом при составлении проектных документов по разработке нефтяных залежей выбор способов эксплуатации скважин производился лишь после обоснования основных гидродинамических и технологических показателей системы разработки. Способ добычи нефти выбирался на ограниченный срок и, самое главное, уже после установления и обсчета всех гидродинамических параметров проекта, т.е. этому элементу отводилась второстепенная роль. В результате нередко выбор способа эксплуатации на практике приобретал случайный характер и в лучшем случае основывался на текущей характеристике скважин, которая, как известно, существенно меняется с течением времени. Отсюда, как следствие, на старых месторождениях наблюдались частые смены способов эксплуатации, например, ЭЦНУ на ШСНУ или, наоборот, ШСНУ на газлифт и т.д., производимые без согласования с параметрами применяемой системы разработки залежи. Подобная практика дорого обходится производству из-за смены способов эксплуатации скважин в процессе разработки.

По новой концепции способ эксплуатации скважин должен рассматриваться наравне с другими параметрами как один из факторов, определяющих варианты системы разработки месторождения. Кроме того, при применении некоторых способов добывные возможности скважин существенно зависят от диаметра эксплуатационной колонны. Таким образом, способы эксплуатации скважин должны быть тесно увязаны с другими элементами проекта разработки.     Отсутствие     такой     увязки     приводит     к     весьма

нежелательным последствиям (излишним затратам средств на неоптимальное первоначальное обустройство, сопровождающееся ломкой ранее принятой схемы) либо к задержке темпов освоения месторождения.

Подъем продукции скважин на дневную поверхность занимает некоторое промежуточное положение между процессами, происходящими в разрабатываемой залежи и достаточно громоздкой системой сбора и подготовки нефти, газа и воды. В этой цепочке конечные рабочие характеристики скважины, такие как дебит, состав продукции, устьевое давление и температура, являются начальными условиями работы наземных инженерных сооружений. Здесь большое значение приобретают величины устьевых давлений и обусловливающие их длины и диаметры выкидных линий и других трубопроводов. Дело в том, что высокие давления на устьях скважин как бы перекладывают работу по внутрипромысловому транспорту добываемой жидкости с наземных насосов на подземное оборудование. При насосных способах добычи нефти это приводит к снижению надежности работы оборудования, а при газлифтных - к резкому уменьшению КПД подъемника.

Большие емкости выкидных трубопроводов, особенно при невысоких дебитах скважин, вмещающие добычу из скважин за несколько суток, сильно затрудняют оперативный контроль за работой скважин, если к тому же скважины обводненные. Однако централизованная на большой площади система сбора нефти с очень длинными трубопроводами и высокими устьевыми противодавлениями на скважинах при некоторых условиях может быть сама по себе экономичной. Отсюда следует необходимость поиска оптимального варианта системы сбора нефти, органически связанной с режимами работы скважин.

Таким образом, в проект разработки месторождения нефти, в широком смысле этого понятия, должны входить следующие основные элементы: извлекаемые запасы нефти и газа; заданные или допустимые с точки зрения охраны недр или экологически целесообразные отборы нефти и жидкости в функции времени; число и расположение эксплуатационных и нагнетательных скважин; способы и масштабы искусственного воздействия на пласты; способы добычи нефти; диаметры эксплуатационных колонн в скважинах; схемы обустройства промысловых объектов на территории месторождения и технологии сбора и подготовки нефти; полный срок разработки месторождения и

др.

Перечисленные элементы являются составными частями комплексного проекта разработки и, кроме того, взаимосвязаны со всеми другими элементами и между собой. В соответствии с директивными указаниями б. МНП СССР, во-первых, способы добычи

нефти следует выбирать на весь период разработки; во-вторых, надо стремиться к тому, чтобы в послефонтанный период применять лишь один механизированный способ эксплуатации скважин. При необходимости смену послефонтанных механизированных способов добычи нефти надо согласовывать со средними сроками фактической амортизации основного эксплуатационного оборудования заменяемого способа.

Учет способа добычи нефти при составлении вариантов системы разработки усложняет процесс проектирования из-за существенного увеличения числа вариантов, подлежащих рассмотрению. Зато такой порядок составления проекта гарантирует от грубых ошибок и в конечном счете экономичен в народнохозяйственном отношении.

Очевидно, что выбор и обоснование одного послефонтанного способа на весь период разработки должны основываться на детальном экономическом анализе. При этом речь идет об экономических показателях в целом за весь период, так как в отдельные промежуточные этапы выбранный способ может оказаться и не самым выгодным. Экономичность того или иного способа определяется экономичностью варианта разработки в целом.

Особо следует отметить тесную взаимосвязь между способом добычи нефти и интенсивностью воздействия на пласт. Регулированием закачки воды в продуктивный пласт можно поддержать желаемые динамические уровни в скважинах и, следовательно, регулировать высоту подъема жидкости и значение столба жидкости над забоем. В некоторых работах подробно показано, что для насосных способов существует тесная зависимость производительности, надежности, КПД и экономичности от высоты подъема жидкости, а для газлифтных способов - от относительного погружения подъемных труб. В связи с этим приобретает особое значение детальное технико-экономическое сопоставление ряда вариантов различной интенсивности заводнения в сочетании с применением разных способов добычи нефти или же в пределах возможностей одного способа, наилучшим образом отвечающего другим условиям работы скважин.

При длительном процессе разработки месторождения с течением времени возникают расхождения между проектом и действительностью, обусловленные разнообразными причинами: недостаточной изученностью месторождения к началу составления проекта, развитием техники добычи нефти, изменением первоначальных заданий по добыче нефти и т.д. В таких случаях составляется проект доразработки месторождения, в который, как и в первоначальный проект, органической частью должен входить выбор способа добычи нефти. Но здесь выбор способа добычи носит несколько особый характер вследствие того, что месторождение уже

эксплуатируется какими-то способами и надо в пределах технико-экономической целесообразности стремиться оставить прежние способы, особенно если срок амортизации работающего оборудования не истек. И еще одно обстоятельство, которое необходимо учитывать в проекте доразработки, это необходимость переквалификации промыслового персонала, перестройки организации и управления производства и ломки установившихся навыков и традиций с учетом изменений характера технологических процессов добычи нефти.

Таким образом, выбор способа добычи нефти из нефтяных и нефтегазовых скважин - основа последующей эффективной их эксплуатации. Он зависит от комплекса причин, но результирующим фактором должна быть экономическая целесообразность.

Практика показала, что надежный выбор базируется на анализе множества показателей.

Приведем некоторые рассуждения.

Энергоемкость процесса подъема жидкости зависит от коэффициента полезного действия, который для разных способов добычи имеет различные значения.

Стоимость обслуживания и ремонта напрямую зависит от способа добычи. Однако не все так очевидно: например, стоимость ремонта газлифтных скважин незначительна, но КПД этой системы в определенных горно-геологических условиях может оказаться весьма низким.

Капитальные вложения при внедрении способа механизированной добычи могут быть рассчитаны достаточно быстро и точно. Но расчеты по их компенсации требуют учета множества труднопрогнозируемых факторов: стоимости нефти, инфляции, из­менения во времени размеров налогов и т.д.

В этом могут помочь экономические модели, построенные как в начале разработки месторождения, так и на отдельных ее этапах: способы эксплуатации в процессе разработки также меняются.

Основные положения при выборе способа эксплуатации сводятся к следующему.

1.            Каждый    из    способов    подъема    жидкости    имеет    свои
преимущества   и   недостатки   на   всем   протяжении   эксплуатации
скважин.   Основой   выбора   являются   запланированный   дебит   и
относительно низкие эксплуатационные расходы в течение "жизни"
скважины. 

2.            Показатели   эксплуатации   скважин   различными   способами
следует сравнивать между собой, а затем оценивать их экономически. 

3. При выборе способа необходимо учитывать культуру производства
и требуемую квалификацию обслуживающего персонала. 

4.   Ограничения,   существующие   на   момент   выбора   способа,
касающиеся  техники,  технологии,  конъюнктуры рынка и  т.д.,  со 

временем могут меняться, поэтому расчеты следует периодически повторять. 

Рассмотрим показатели, составляющие основу выбора способа эксплуатации по всем применяемым технологиям механизированной добычи:

1)   штанговый глубинный насос; 

2) штанговый винтовой насос; 

3) электропогружной центробежный электронасос; 

4) диафрагменный насос; 

5)   гидропогружной насос; 

6) струйный насос; 

7) непрерывный газлифт; 

8) периодический газлифт; 

9) плунжерный газлифт.

Результирующие показатели приведены в табл. 1.1. Следует сказать, что они являются ориентировочными и получены на основе материалов анализа способов эксплуатации скважин в России и США. Для отдельных нефтедобывающих регионов Российской Федерации показатели могут отличаться. Однако методологические подходы к анализу и многие оценки могут быть использованы. При этом следует внести коррективы в первую очередь в технические возможности применяемого оборудования, учесть разнообразие типоразмеров в пределах одного способа, а также широкое применение таких малоизвестных и используемых в качестве опытных экземпляров насосов: гидропоршневых, винтовых, диафрагменных, струйных, непрерывного, периодического и плунжерного газлифта.

Учитывая последнее обстоятельство и предполагая в будущем применение новых технологий в промышленном масштабе, приведем эти материалы.

Оптимальное решение задачи о выборе способов добычи нефти возможно при наличии определенной совокупности исходных данных, основная часть которых необходима для технико-экономических расчетов любого способа эксплуатации, а другая -только для некоторых из них.

При выборе способа добычи нефти в качестве основных показателей рассматриваются технические, технологические, эксплуа-

Таблица 1.1 Оценка технологической и экономической эффективности способов эксплуатации

Показатели	Способ эксплуатации
	шгн	швн	ЭЦН	ГПН	СН	НГЛ	ПРГЛ
Капитальные	Низкие, увеличиваются с		Низкие,	Соизмеримы с	Соизмеримы с	Снижаются за счет
вложения	глубиной и производительностью		увеличиваются с	УШГН.	ШГН,	централизованной добычи, растут
			ростом	Снижаются при	увеличиваются с	за счет сооружения
			мощности	групповой сис-	ростом мощности	компрессорных станций
				теме, но послед-
				няя осложняет
				технологию
Подземное	Характеризуется	Многообразно.	Многообразие	Многообразие	Возможны	Простота	Применяют
оборудова-	многообразием	Трудности с	типоразмеров.	типоразмеров.	механические	установки ГК,	забойный клапан
ние		подбором	Усложнение	Вторая колонна	примеси. Отсут-	применение	и камеру
		эластомера для	конструкции за	НКТ. Подъем и	ствие движу-	канатной	замещения
		статора	счет кабеля	спуск насоса без	щихся деталей,	техники для
				СПОсНКТ	долговечность,	СПОсо
					простота ре-	скважинным
					монта	оборудованием
Коэффици-	50-60 % при	50-70 %	50 % для	30-40 %, при	30 %, зависит от	20%,	5-10 %,
ент полезного	#„ = 0,8+1,0		высокопродукти	Г>\1 mVm3,	рабочего	увеличивается	увеличивается за
действия			вных скважин,	тенденция к	давления силовой	при уменьше-	счет применения
			уменьшается	уменьшению	жидкости и по-	нии дебита,	плунжера
			при2эн<< 160		гружения насоса	газового факто-
			м /сут			ра и обводнен-
						ности жидкости
Возмож-	Простая -	Ограничена -	Ограничена -	Хорошая -	Отличная-	Отличная -	Хорошая - из-
ность	изменением S,	изменением я	требуется	изменением pv,	изменением pv,	изменением Vr,	менением Vr
регулировали		ротора	точный подбор	<2сж, выбором	беж, подбор	диаметр НКТ
я				соответствую-	сопла
				щего насоса

Продолжение табл. 1.1

 

Показатели	Способ эксплуатации
	шгн	швн	ЭЦН	гпн	СН	НГЛ	ПРГЛ
Проблемы	Утечки через	Повреждение	Требуется	Содержание	Механические	Надежный	Замер и
	сальник	эластомера -	большой	механических	примеси до 2 %	компрессор с Кэ	регулирование
		заклинивание	диапазон	примесей не	диаметром до 25	> 0,35, осушка
		через сальник	мощности	более 1,5 %	мкм	газа
				диаметром не
				более 15 мкм;
				смазка для воды,
				утечка в силовом
				насосе
Эксплуата-	Низкие до Я„=	Низкие, зависят	Растут при	Растут при	Высокие с учетом	Низкие, зависят от стоимости
ционные	2250 м и бж < 64	от	снижении МРП,	снижении МРП,	потребляемой	компрессора и VT
затраты	м3/сут	долговечности	относительно	выше, чем у	мощности, растут
		статора	велики при	ШГН	при снижении
			большой Мэд		МРП
Надежность	Отличная, при	Хорошая, при	Зависит от	Хорошая при	Хорошая при	Отличная при правильно
	наличии	надежном	качественного	надежном	правильном	спроектированной системе:
	осложнений	эластомере	подбора насоса к	контроле работы	выборе сопла и	оптимальное значение Vrnpp
	снижается		скважине,	системы	диффузора и рсп
			температуры		<28МПа
Проектиро-	Простота -	Простота -	Требует точных	Подбор индивидуальный, нужен		Требуется сухой газ без
вание	каждая	ограничения в	исходных	предварительный опыт		коррозионных примесей, выгодно
системы	скважина	выборе	данных, подход			снижение давления
	рассматривается	установки	строго
	индивидуально		индивидуальный

Условия	Диаметр	Диаметр	Ограничение	Д,к>200ммпри	Ясп до 6100 м,	Пш2ж> 160	Уровень
эксплуата-	обсадной	обсадной		параллельном	остальное как для	м/сутД,к>   >	жидкости в
ции	колонны не	колонны более	температуры,	спуске, рс н< 35	ЭЦН	178 мм,    dmn>	скважине
(ограниче-	менее 140 мм,	140 мм и	Д,к<300мм,	МПа, Ясп< 5200		89мм рр> 10	больше 3000 м
ния)	Ясп< < 2300 м	глубина	Ясп< 3000 м	м		МПа,
		подвески
	при бж< 80	менее 1500 м				Ясп< 3050 м
	м /сутиЯсп<<
	4560 м при Qx <
	2,5 м3/сут
Условия на	Рпр>0,35+    0,7	Рпр=< 0,7 МПа	Рпр=1,75 МПа, рг	рщ > 0,7 МПа	р„р>2,ЗМПапри	Др„р = 0,7 МПа	Рпр>1,75 МПа
приеме	МПа		<5%		Ясп=1500 м	на 305 м при Ясп	при Ясп=3000 м,
насоса						= 3000 м />пр > 7	условия
						МПа	улучшаются при
							использовании
							камеры
							замещения
Глубина	йсп до 2300 м	Ясп< 1500 м	Яот < 3000 м	Яот< 5200 м при	Ясп < 6100 м	Ясп < 3050 м при	Яот>3000 м при
использова-	прибж<80			рсв< 35,0 МПа		4ят^73 мм,	Hyp > 3000 м
ния	м7сут,Яш<    <					Г=170м3/м3,рр=
установки	456 м при (?ж <					10,0 МПа, Qx<
	2,5 м3/сут					160 м3/сут
Занимаемая	Значительная	Небольшая	Небольшая -	Силовой насос, установка для		Компрессор, газовые линии
площадь	подСК		трансформатор	подготовки силовой жидкости
Приводной	Электрический или газовый		Электрический	Электрический, газовый, дизельный		Электрический, газовый,
двигатель						турбина для привода
						компрессора
Парафино-	Подача	Подача ингибитора в затруб-ное		Подача ингибитора в рабочую		Подача ингибитора с газом в
образова-ние	ингибитора,	пространство, термообработка		жидкость, термообработка		затрубное пространство и в
	скребки,					газовые линии, скребки
	термообработка

Кривизна	Увеличение	Необходимы	Удовлетвори-	Возможна работа	Отлично:	Отлично: ограничение при спуске
ствола сква-	трения,	центраторы	тельная при	в горизонтальных	применить	клапанов при кривизне более 70°
жины	удовлетворитель		установке насоса	скважинах	короткий насос в
	ная работа при а		в интервале не		стволе с
	< <5°на Юм		более 2° на 10 м		кривизной до 8°
					на 10 м

Продолжение табл. 1.1

 

Показатели	Способ эксплуатации
	шгн	ШВН	ЭЦН	гпн	СН	НГЛ	ПРГЛ
Примене-ние	Возможно в	Нет	Нет	Возможно в многопластовой		Возможно применение
двухрядного	обсадных			скважине при надежной изоляции		двухрядного лифта из НКТ
лифта	колоннах Д, к >			пластов		d = 60 мм в колонне 178 мм и d
	> 178 мм					= 76 мм в колонне
						229 мм
Механичес-	Возможно при |х	Хорошо при	Механические	Допуск	Допуск до 3 % в	Отлично,	Удовлетвори-
кие примеси	= 10 + 200мПас	содержании	примеси	механических	рабочей	ограничения в	тельно,
	и более при	песка до 50 % и	допустимы до	примесей до 0,01	жидкости	системе сбора	возможны
	содержании	р>200 мПа-с	0,2 %,	% с диаметром		нефти-до   0,1	отложения в
	песка до 10 %		применять	частиц менее		%	клапанах
			износостойкие	15 мм
			материалы
Вязкость	Хорошо при    |х	Отлично	Удовлетвори-	Хорошо до |Х = =	Хорошо - |Х = =	Удовлетворительно при |х =    =20
	= 200мПас и		тельно при    |х =	500 мПа-с и р=	80 мПа-с, рабочая	мПа-с и р = 960 кг/м
	бж=64 м3/суг		200 мПас, надо	1010 кг/м3.	жидкость с |Х = 50
			увеличить TV и	Силовая	мПасир = 910
			снизить ру	жидкость менее	кг/м3
				вязкая

Высокий дебит

Удовлетвори­тельно - бшах= = 640 м3/суг при

crfOO ми бж=160 м3/суг при Лсп=1500 м

Возможно при б=320м3/суги йсп=610м;при 6=32 м3/сут и йсп=1500м

Отлично при бж=640 м3/суг и

п=1200 м. Требуется увеличение мощности си­стемы

Хорошо при   0к= 480м3/сугиЯсп= 1200^0^160 м3/сугиЯ(Я=3050м при />=24,5МПа

Отлично при

требуемой

мощности

 3/сут

Отлично - Qx< 800+      1600 м3/сут врарт=Ю МПа,    Г= 170

3/    3

м /м

Плохо-

 = 32м3/сут

 

 

Удовлетвори- 16 теЛЬНО 2min= = 32 м3/сут приЯсп=1200м

Малый дебит

Отлично с 2=16 м /сут

Плохо - низкий КПД при бж=64 м3/сут

Удовлетвори­тельно при QK- -+48м3/сугс глубины 1200-1300 м. Возможен 2ж=12 W/cyr при =3600 м

Удовлетвори­тельно 6min= =32 м3/сут

Хорошо при

йш„=48 м /сут

Примечания: СПО - спускоподьемные операции; ГК - газлифгный клапан; Кя - коэффициент наполнения; д, - рабочее давление; QK - дебит жидкости; Г— газовый фактор; VT - расход газа; S - длина хода полированного шгока; rfH - диаметр насоса; пх - число ходов; я - частота вращения; Qcx - объемный расход силовой жидкости; d - диаметр; Кэ - коэффициент эксплуатации; ЭД - двигатель; TV - мощность; рс „ - давление силового насоса; Т-температура; Щ, п - глубина спуска насоса; Д,к - диаметр обсадной колонны; рщ - давление на приеме насоса; &р - перепад давления; Hw - глубина динамического уровня; СК - станок-качалка; а - угол отклонения от вертикали; ру - давление на устье; |Х - вязкость; р - плотность жидкости; Qm^ -максимальный дебит, Q™ - минимальный дебит скважины. 

тационные, экологические и социальные. Предварительный выбор по рекомендации И.Т. Мищенко с соавторами [7] может быть произведен на основе обобщенных параметров с использованием рангового подхода.

Для одной группы частных параметров (X), оценивающих возможность успешного применения того или иного способа добычи, рекомендуется использовать пятибалльную систему оценок:

Отличная                              4

Хорошая.............................. 3

Удовлетворительная             2

Плохая....................              1

Невозможно                         О

Для другой группы частных параметров (У), характеризующих сложность системы, капитальные вложения, металлоемкость и т.д., достаточно использовать трехбалльную систему оценок:

Высокая............................... 3

Средняя..................               2

Низкая.................................. 1

Обобщенные Z-параметры для различных способов добычи нефти могут быть определены как средние геометрические частных оценок для рассматриваемых параметров:

(1.21)

(1.22)

(1.23)

где X - обобщенный параметр, оценивающий возможность успешного применения данного способа добычи нефти; Y - обобщенный параметр, характеризующий общую эффективность способа добычи нефти; Xj, у, - оценка частных параметров; п, к - число частных х- и у-параметров.

Оценку частных х-параметров для основных способов механизированной добычи нефти можно производить по рекомендуемым оценкам в зависимости от горно-геологических условий их применения, приведенным в работе [7].

Рассматриваемая система оценок параметров может быть использована только для предварительного выбора способа добычи

нефти. Окончательное решение должно приниматься по основным показателям варианта проектируемой системы разработки.

Этот метод удобен тем, что если хоть один из частных параметров равен нулю, то данный способ эксплуатации неприменим в условиях эксплуатации данного объекта разработки. Для него характерна высокая чувствительность к низким оценкам частных параметров. Рассчитывая обобщенные параметры X и Y, допускается уточнение тех частных параметров, которые могут существенно влиять на возможность и эффективность применения того или иного способа добычи нефти в конкретных условиях.

СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО "ОРЕНБУРГНЕФТЬ"

В Оренбургской области на государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации в категории разрабатываемых числится более 80 месторождений. Кроме того, более 10 месторождений находятся в стадии пробной эксплуатации. Таким образом, общее количество месторождений, на которых осуществляется плановая добыча нефти организациями Оренбургской области, превышает 100 [164].

ОАО "Оренбургнефть" эксплуатирует около 85 % общего количества разрабатываемых месторождений в области.

Степень изученности месторождений (запасов нефти) по большинству разрабатываемых объектов достаточно высока. Относительно низка степень изученности и охвата залежей нефти разработкой на месторождениях, которые находятся в пробной эксплуатации.

По территории области месторождения распределены неравномерно. Наибольшее их количество расположено в пределах Муханово-Ероховского нефтегазоносного района, здесь же сосредоточены основные запасы нефти.

Значительная доля остаточных извлекаемых запасов связана с продуктивными пластами каменноугольной системы (40,77 % общих запасов), причем основная доля запасов сосредоточена в турнейском ярусе(12,89 %), бобриковском горизонте (11,9 %), башкирском ярусе (6,21 %) и окском надгоризонте (5,64 %) [164].

С продуктивными пластами девонской системы связано 25,95 % извлекаемых запасов нефти. Здесь запасы нефти распределены следующим образом: ардатовский горизонт (7,85 %), пашийский горизонт (6,76 %), афонинский горизонт (6,0 %) и воробьевский горизонт (5,34 %).

Менее всего запасов нефти (24,13 %) связано с отложениями пермской системы. Основная доля их приурочена к восточному окончанию Оренбургского месторождения.

Как было показано выше, выбор способов добычи нефти в значительной степени определяется горно-геологическими характеристиками разрабатываемых объектов, составом и физическими свойствами нефти и газа. К ним в первую очередь относятся: глубина залегания пласта; пластовое давление и температура; гидродинамические характеристики пластов; вязкость нефти в пластовых условиях; начальное газосодержание в нефти и др.

Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти Оренбургской области по глубине залегания продуктивных пластов и типам коллекторов представлено в табл. 1.2 и 1.3. Видно, что наибольшее количество запасов нефти (44,9 %) приурочено к глубинам до 2000 м, это определяется присутствием в данной группе артинской залежи Оренбургского месторождения. Без этого месторождения к глубинам до 2000 м приурочено 64 залежи с запасами в 26,3 % от общих запасов нефти.

залежей нефти, в которых заключено около 80 % общих запасов, обладают невысокой вязкостью - до 5 мПа-с. Удовлетворительной вязкостью (от 5 до 10 мПа-с) характеризуются 53 залежи нефти с запасами 11,4 %. Высоковязкие нефти с вязкостью в пластовых условиях более 10 мПа-с содержатся в 35 залежах, запасы которых составляют 7,5 % общих.

Таблица 1.2

Распределение запасов нефти по глубине залегания продуктивных пластов [164]

 

Глубина залегания, м	Количество залежей	Остаточные извлекаемые запасы нефти, %
До 2000	65	44,9
2000-2500	78	15,1
2500-3000	64	11,9
3000-3500	32	7,0
3500-4000	26	4,8
Более 4000	23	16,3
Итого	288	100

Таблица 1.3 Распределение запасов нефти по типу коллектора [164]

 

Тип коллектора	Количество залежей	Остаточные извлекаемые запасы нефти, %
Карбонатный Терригенный Всего	169 119 288	60,03 39,97 100

Распределение залежей по вязкости нефти приведено в табл. 1.4.

В течение последних десяти лет в юго-западной части Оренбургской области было открыто более десяти месторождений нефти и газоконденсата, связанных в основном с отложениями среднего девона, залегающими на больших глубинах (от 4,2 до 5,5 км). Приурочены они к Камелик-Чаганской системе тектонических блоков кристаллического фундамента Бузулукской впадины, ступенеобразно погружающихся в сторону Прикаспийской синеклизы (рис. 1.17).

Таблица 1.4 Распределение залежей по вязкости нефти

 

Динамическая вязкость	Количество залежей	Остаточные извлекаемые
пластовой нефти, мПа-с	нефти	запасы нефти, %
До1	62	20,2
1-5	138	60,9
5-10	53	11,4
10-20	19	4,7
20-30	10	1,63
Более 30	6	1,17
Итого	288	100

Рис. 1.17. Схема размещения нефтяных и газоконденсатных месторождений на юго-западе Бузулукской впадины:

А - северная граница Прикаспийской синеклизы по отложениям мезозоя (Токаревскии

сброс); Б — разломы кристаллического фундамента и тектонические блоки (/ -

Мансуровский; // - Росташинский; /// - Зайкинский; IV - Мирошкинский); 1—14-

месторождения: 1 - Рыкобаевское; 2 - Гаршинское; 3 - Ефимовское; 4 - Васильевское;

5 - Конновское; 6 - Росташинское; 7 - Давыдовское; 8 - Зайкинское; 9 - Зоринское; 10 -

Восточно-Зайкинское; 11 - Вишневское; 12 -Мирошкинское; 13 - Долинное; 14 -

Уральское

Все разведанные месторождения обладают рядом особенностей, резко отличающих их от месторождений нефтедобывающих районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Эти особенности порождают целый ряд теоретических, технических и технологических проблем, которые

а

36

20 10 О

0-0,2   0,2-0,4 0,4-0,6 0,6-0,8 0,8-1,0   >1,0 Коэффициент проницаемости, мкм 2

1.16. Распределение объектов разработки ОАО "Оренбургнефть" терригенных (а) и карбонатных (б) коллекторов по

проницаемости

необходимо решать в процессе промышленного освоения месторождений, так как применение обычных технологий извлечения жидких углеводородов без учета всего спектра специфических свойств залежей может привести к снижению эффективности добычи нефти. Разведанные месторождения приурочены к пологим антиклинальным поднятиям, осложненным разрывными нарушениями. Амплитуда поднятий не превышает 50-70 м. Тип залежей в основном пластовый. По величине запасов месторождения относятся к категории средних. Промышленная нефтеносность разреза месторождений связана с карбонатными пластами Д-V-l и Д-У-2 афонинского горизонта, терригенными пластами Д-IV-l и Д-1У-2 воробьевских и Д-Ш ардатовских слоев старооскольского горизонта эйфельского и живетского ярусов девонской системы.

Продуктивные пласты отличаются небольшой толщиной, максимальное значение не превышает 50 м. В целом пласты являются сложнопостроенными, состоят из нескольких пропластков, каждый из которых характеризуется различной степенью распространения по площади. Часть пропластков представляют собой линзы и полулинзы ограниченных размеров. В целом набор пропластков создает достаточно сложную картину построения продуктивных пластов.

Коллекторские свойства продуктивных пластов характеризуются
низкими значениями пористости и проницаемости. Проницаемость по
пластам по данным исследования керна изменяется от 0,20 до 0,004
мкм2, пористость - от 4,5 до 12 %. Несмотря на столь неблагоприятные
коллекторские свойства, дебиты скважин сравнительно высокие и
изменяются в пределах 20-250 т/сут. Коэффициент продуктивности по
пластам изменяется в пределах от 1,02 до 48,4 т/(сут-МПа).
Относительно высокая продуктивность скважин при неблагоприятных
коллекторских свойствах продуктивных пластов объясняется
исключительно высокой подвижностью нефти в пластовых условиях.
Большая глубина залегания залежей нефти и газа (4—4,5 тыс. м),
значительные пластовое давление и температура существенно
повлияли на состояние флюидов, насыщающих продуктивные пласты,
и их физико-химические свойства. Выявленные залежи нефти и газа
находятся в жестких термобарических условиях. Начальное пластовое
давление достигает 50-52 МПа, температура - 95-103 °С. Нефть
содержит большое количество растворенного газа (500-800 нм3/т и
более). Это в сочетании с высокой температурой обусловливает
чрезвычайно низкую, порой сопоставимую с газом, вязкость нефти в
пластовых условиях. Так, например, вязкость нефти продуктивного
пласта Д-V Зайкинского месторождения составляет 0,07 мПа-с, а
вязкость  газа  в  аналогичных  условиях  -  0,04-       0,05   мПа-с.

Соотношение жидкой и газовой фаз в нефтях и газоконденсатных залежах иногда настолько близко, что это вызывает затруднение при

определении состояния флюидальной системы в пластовых условиях. Так, первоначально залежь пласта Д-У-2 на Зайкинском месторождении, по заключению института "Гипровостокнефть", считалась газоконденсатной и лишь детальные исследования на установке фазовых равновесий "Альстом-Атлантик" позволили установить, что углеводородная система является нефтяной и при пластовых условиях представлена недонасыщенной газом жидкой фазой. Степень недонасыщенности газом достаточно велика. Разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения составляет 16,0-17,0 МПа, достигая в отдельных случаях 20,8 МПа (пласт Д-Ш-2 Росташинского месторождения).

Характеристика условий залегания и физико-химические свойства нефтей Зайкинской группы месторождений приведены в табл. 1.5.

Геолого-физические особенности залежей углеводородов Зайкинской группы месторождений требуют иного подхода к выбору технологии добычи нефти и выбору способов эксплуатации скважин.

Первым месторождением Зайкинской группы, введенным в 1987 г. в промышленную разработку, является Зайкинское месторождение. Его продуктивные пласты содержат залежи нефтей в пластах Д-Ш и Д-V и газоконденсатную залежь в пласте Д-IV.

Технологическими особенностями эксплуатации скважин Зайкинского месторождения являются:

большая глубина залегания продуктивных пластов, достигающая 4590 м;

высокая пластовая температура, 95-101 °С;

высокое давление насыщения нефти газом, 36 МПа;

высокий газовый фактор, 730 м3/м3;

высокие депрессии на пласт, вызывающие существенное снижение забойного давления в добывающих скважинах.

Одним из отрицательных моментов заводнения при разработке залежей легких нефтей является неизбежность организации механизированного способа добычи нефти. Расчетами, выполненными при проектировании разработки рассматриваемого месторождения, было показано, что прекращение фонтанирования скважин может наступить при достижении обводненности добываемой продукции 20-30 %. Следует отметить, что проблема механизированной добычи нефти при больших глубинах залегания нефтяных залежей и высокой газонасыщенности пока еще не получила удовлетворительного решения. Возможен вариант газлифтной эксплуатации, однако для его реализации потребуются значительные затраты на строительство и эксплуатацию компрессорных станций и других промысловых коммуникаций.

В технологической схеме разработки Зайкинского месторождения подъем продукции скважин на дневную поверхность предусмотрено

осуществить фонтанным способом, что и реализуется практически. В настоящее время единственным способом эксплуатации скважин пласта Д-V является фонтанный.

Техническое состояние добывающих скважин вполне удовлетворяет предъявляемым требованиям. Исключение составляет ряд скважин, где межколонное давление превышает допустимое. Возможными причинами повышения давления газа в межтрубном пространстве являются:

пропуски в герметизирующих элементах в колонных головках;

пропуски в резьбовых соединениях обсадных труб;

низкое качество цементирования при креплении скважин.

При фонтанном способе добычи продукция отбирается по лифту, составленному из труб диаметром 73 мм, спущенных до интервала перфорации пласта. Для герметизации устья добывающих скважин применяется фонтанная арматура типа АФ6А-80/50Х700К2.

В проекте разработки предполагалось, что продолжительность фонтанного периода по нефтяным объектам будет длительной при поддержании пластового давления закачкой воды, так как значительное содержание попутной пластовой воды в продукции скважин будет наблюдаться лишь в конечной стадии разработки.

Таблица 1.5

Условия залегания и физико-химическая характеристика нефтей Зайкинской группы месторождений

 

								Содержание, % (по мае
Месторож-	Пласт	Глубина	Пласто-вое	Пласто-вая	Газовый	Плотность	Вязкость
дение		перфорации, м	давление, МПа	темпера­тура, °С	фактор, м3/т	нефти, г/см3	пластовой нефти, мПа-с	сера	силикаге-левые смолы	асфаль тены
Зайкинское	Д-Ш	4300	45,78	95	533,6	0,789	0,14	0,49	1,64	0,31
	Д-IV	4400	46,86	96	2139,0	0,782	0,13	0,29	0,71	0,21
	Д-v	4500	51,69	101	1172,0	0,780	0,07	0,32	0,94	0,11
Росташинс-кое	д-ш	4194-4228	47,90	85	599,2	0,779	0,20	0,13	2,20	0,40
	Д-IV	4318-4340	49,03	83	638,9	0,783	0,15	0,26	1,20	0,05
	Д-v	4453-4472	46,60	87	710,5	0,774	0,14	0,30	1,00	0,04
Гаршинское	д-ш	4074-4090	40,40	84	445,8	0,795	0,28	0,33	1,70	0,30
	Д-IV	4171-4178	45,21	85	819,7	0,766	0,13	0,14	0,91	0,05
	Д-v	4252-4260	49,03	90	640,2	0,785	0,16	0,50	1,40	0,17
Южно-Гаршин-	Д-v	4219-4226	45,34	82	1470,3	0,765	0,14	0,44	0,37	0,05
ское (газокон-
денсатная
залежь)
Давыдовское	Д-v	4494-4518	51,78	91	797,6	0,777	0,10	0,25	0,20	0,01
Конновское	Д-IV	4340-4367	47,42	82	991,3	0,784	0,19	0,11	1,50	0,30
	Д-v	4459-4490	48,72	82	983,0	0,800	0,15	0,40	1,70	0,14
Зоринское	Д-v	4565-4588	44,21	104	921,0	0,753	0,12	0,67	0,71	0,08

Однако из-за недостаточной продуманности особенностей подъема продукции скважин пласта Д-V показатели фонтанной добычи нефти оказались несколько заниженными. Ухудшение работы фонтанных подъемников, очевидно, происходит по следующим причинам:

Таблица 1.6

Показатели работы некоторых скважин пласта Д-V перед прекращением подачи жидкости

 

Скважина	Пластовое давление, МПа	Дебит по нефти, т/сут	Обводнен-ность продукции, % (по объему)	Давление на устье, МПа	Давление в затрубном пространстве, МПа
1312 1309 2612 1002 1310 2614	336 365 381 380 375 365	99 9 10 45 65 43	34,5 86,0 60,0 Нет данных Нет данных 40	ПО 125 90 120 170 55	170 150 90 130 175 200

скважины эксплуатируются при пластовых давлениях, значительно меньших начального;

на устье скважин поддерживается большое противодавление, достигающее до 16,0 МПа и более;

практически не используются известные способы регулирования работы фонтанных подъемников (уменьшение среднего давления в подъемнике, изменение диаметра подъемника, повышение пластового давления (повышение пластового давления происходит медленно), применение диспергаторов, ПАВ для улучшения структуры газожидкостных смесей и др.).

Текущее состояние условий эксплуатации скважин характеризуется неуклонным увеличением содержания воды в добываемой жидкости, что приводит к их "самоглушению". Результаты многочисленных анализов проб попутной воды показали, что скважины обводняются в основном закачиваемой водой. Причиной отсутствия подачи жидкости является утяжеление столба жидкости в подъемнике, т.е. увеличение потерь давления на преодоление гидростатического напора столба жидкости. Подтверждением этого являются результаты работ по возобновлению эксплуатации скважины на фонтанном режиме. После остановки в скв. 2612 в 1993 г. скважинная жидкость была заменена нефтью, в результате чего данная скважина стала фонтанировать.

Обводненность продукции скважины перед прекращением фонтанирования изменяется в широких пределах, что свидетельствует о влиянии и других неизученных факторов. В табл. 1.6 приведены сведения о режимах работы некоторых скважин перед прекращением фонтанирования.

Видно, что пластовое давление в остановленных скважинах практически снижалось до значения давления насыщения и ниже, что приводило к значительному снижению забойного давления и разгазированию    нефти    в    пластовых    условиях.    По-видимому,

разгазирование нефти в некотором объеме пласта сопровождается увеличением фильтрационных сопротивлений в нефтенасыщенных пропластках. В обводненных пропластках снижение давления не приводит к существенному уменьшению фазовой проницаемости для воды, так как остаточная нефтенасыщенность в промытых пропластках мала.

Это предположение следует считать гипотетическим и требующим проверки теоретическими и промысловыми исследованиями.

По мнению автора, задачи повышения эффективности фонтанного способа добычи нефти из пласта Д-V прежде всего требуют тщательного изучения условий и причин прекращения фонтанирования скважин.

Поиск возможных резервов продления фонтанного периода работы скважин в условиях разработки пласта Д-V необходимо вести в следующих направлениях:

повышение пластового давления;

снижение устьевого давления на скважинах;

изменение диаметра фонтанных подъемников;

применение диспергаторов различных конструкций;

применение ПАВ для увеличения дисперсности газа в подъемнике;

герметизация межколонного пространства путем спуска пакера;

проведение водоизоляционных работ в добывающих скважинах и регулирование движения воды в области дренирования пласта;

периодическая замена скважинной жидкости нефтью путем обратной промывки.

Из краткого анализа динамики и состояния процессов подъема нефти на дневную поверхность на Зайкинском месторождении видно, что при проектировании разработки недостаточно была продумана задача рационального использования начальной пластовой энергии как по пласту Д-V, так и в целом по месторождению.

Основная часть "старых" месторождений находится на поздней стадии разработки и характеризуется ухудшением условий эксплуатации (табл. 1.7). На этом этапе преобладают более дорогие по сравнению с фонтанным механизированные способы добычи нефти. Процесс разработки характеризуется прогрессирующим обводнением добываемой жидкости; образованием высоковязких эмульсий; различными осложнениями в связи с образованием АСПО, неорганических солей в оборудовании; сравнительно большой глубиной залегания продуктивных пластов (2300- 2500 м); использованием уплотняющих наклонно направленных скважин; освоением месторождений высоковязких нефтей. Влияние перечисленных факторов повышает напряженность работы механизированного фонда скважин и, следовательно, снижает технико-экономические   показатели   работы   установок.   В   такой   ситуации

особую важность приобретает оптимальный выбор способа добычи нефти, типоразмера применяемого оборудования для подъема продукции скважин на дневную поверхность.

Основные нефтяные месторождения ОАО "Оренбургнефть" эксплуатируются, как правило, с применением интенсивных систем поддержания пластового давления. Несмотря на это, значительная часть добывающих скважин оборудована штанговыми глубинными (62 %) и погружными электроцентробежными насосами (39 %).

Скважинными штанговыми насосами добывается около 24 % нефти и электроцентробежными - 49 %. Средняя обводненность добываемой жидкости превысила 65 %. На промыслах используются скважинные насосы различных типоразмеров как отечественного производства, так и импортные. Межремонтный период работы скважин, оборудованных установками УЭЦН, превысил 460 сут, а скважин с ШСНУ - 300 сут.

Таблица 1.7

Характеристики некоторых нефтяных месторождений ОАО "Оренбургнефть", находящихся в длительной разработке

 

	Глубина	Пластовое	Пластовая	Вязкость	Газовый	Давление	Содержание
Месторождение, пласт	залегания	давление,	температура,	пластовой	фактор нефти,	насыщения	парафина в
	пласта, м	МПа	°С	нефти, мПа-с	т/м3	нефти газом, МПа	нефти, % (по массе)
Сорочинско-Никольское, Бг	2380	21,3	43	1,9	62	6,0	5,8
Ti	2410	-	44	1,7	62	7,3	5,5
Бобровское,                  А4	2077	22,9	47	1,5	74	8,2	6,7
О2	2467	26,2	50	1,4	89	8,8	5,3
Б2	2750	30,0	60	1,4	59	3,5	9,2
Ti	2780	31,7	56	0,9	82	7,7	5,8
Покровское,                   Бг	2300	26,0	43	2,9	38	6,2	5,5
Долговское,                    Бг	2760	30,8	50	1,1	68	5,1	4,1
Т2	2860	31,0	52	1,4	46	5,1	5,9
Герасимовское,              А4	2114	22,5	45	0,9	60	6,0	4,9
Б2	2744	30,2	65	1,3	28	3,6	6,2
Тананыкское,                 Ti	2818	31,1	50	0,9	101	8,8	5,8
Т2	2855	31,3	51	1,4	44	5,7	5,0
Курманаевское,              Ti	2704	30,2	52	0,9	133	9,9	6,0
Родинское,                     Ti	2393	26,5	49	1,7	58	8,3	5,0
Гаршинское, Д-Ш; (II)	4112	45,3	84	0,28	268	19,8	4,7
Самодуровское (Бг+Ti), (I)	1755	18,3	30-33	8,00	3-20	1,0-3,9	11,0-5,6

Разработано объединением совместно с научно-исследователь­скими институтами и производственными предприятиями и налажено производство длинноходовых насосных установок с безбалансирным приводом. Промысловые испытания показали достаточно высокую надежность ДНУ и возможность ее применения в широком диапазоне изменения горно-геологических и технологических условий добычи нефти.

Известно, что из-за постоянно меняющихся условий разработки нефтяных месторождений значительная часть фонда скважин нуждается в систематической оптимизации технологических режимов работы. Установленные в результате теоретических и промысловых исследований зависимости для расчета коэффициента подачи ШГН и распределения давления по стволу скважины, оборудованной ШГН, позволили разработать алгоритмы расчетов по выбору оборудования и режимов его работы. Большая трудоемкость расчетов потребовала разработки методики оптимизации технологических режимов на компьютере.

Дальнейшие исследования направлены на повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных ШГН, в осложненных условиях: при разработке залежей нефти с трудноизвлекаемыми   запасами,    с   применением   новых   методов

Таблица 1.8

Динамика способов добычи нефти по объектам ОАО "Оренбургнефть" по годам

 

Показатель	Годы
	1996	1997	1998	1999
Действующий фонд скважин:
фонтан	6	3	8	8
ЭЦНУ	34	35	43	37
ШСНУ	59	61	49	62
Добыча нефти, % общей добычи:
фонтан	23	25	27	27
ЭЦНУ	56	52	49	49
ШСНУ	21	23	24	24
Добыча жидкости, % общей добычи:
фонтан	10	10	11	11
ЭЦНУ	75	70	70	69
ШСНУ	15	20	19	20
Среднесуточный дебит по нефти, т/сут:
фонтан	47,3	47,2	47,4	44,5
ЭЦНУ	18	17,9	17,8	18
ШСНУ	4,4	4,7	4,5	4,4
Межремонтный период, сут:
ЭЦНУ	400	355	443	459
ШСНУ	261	322	319	300

увеличения нефтеотдачи, на периодическом режиме откачки нефти из глубоких скважин, при наличии в нефти коррозионных компонентов, интенсивных отложений парафина и неорганических солей. Особое внимание уделяется исследованиям по увеличению коэффициента полезного действия ШСНУ, снижению расхода электроэнергии и созданию экологически чистых энергоресурсосберегающих технологий при эксплуатации скважин установками штанговых насосов.

В табл. 1.8 приведены сведения об изменениях в структуре фонда скважин и показатели добычи нефти за 1996-1999 гг. Видна стабильность основных показателей добычи нефти, по некоторым из них наблюдается некоторое улучшение. Все это свидетельствует о достаточно высокой эффективности геолого-технических мероприятий по совершенствованию процессов добычи нефти.