приложение к журналу
НЕФТЬ.
Выпуск 2
Просто о сложном
2015
Ноябрь
Приложение к журналу «Сибирская нефть» Координатор проекта Блок корпоративных коммуникаций ПАО «Газпром нефть» www.gazprom-neft.ru Главный редактор Игорь Свириз Редактор приложения София Зорина Редакционная коллегия Екатерина Стенякина, Дмитрий Лобач, Олег Твердохлеб, Жанна Черненко, Юлия Дубровина Тексты Александр Алексеев, София Зорина
02
08
14
20
Журнал создан при участии Ателье «Афиши» ООО «Компания Афиша» atelier.afisha.ru Наталья Стулова, Елена Ставицкая, Дарья Гашек, Татьяна Князева, Екатерина Мигаль, Дарья Гоголева, Виталий Шебанов, Анастасия Чеканова Отпечатано в типографии «Алмаз-Пресс». Тираж 10 000 экз. Мнение редакции не всегда совпадает с мнением авторов. Присланные материалы не рецензируются и не возвращаются
02 08 14 20
УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГИЕЙ Системы разработки нефтяных залежей, методы управления добычей
ДОТЯНУТЬСЯ ДО ГЛУБИН Бурение скважин: основные способы, сложные случаи, инновационные технологии
Все права на оригинальные материалы, опубликованные в номере, принадлежат журналу «Сибирская нефть». Перепечатка без разрешения редакции запрещена При использовании материалов ссылка на журнал «Сибирская нефть» обязательна. Редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов Иллюстрация на обложке: Дмитрий Коротченко
ПУТЬ НАВЕРХ История развития технологий добычи нефти, обзор современных решений
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ Методы увеличения скорости и эффективности разработки месторождений
Электронную версию журнала читайте на сайте WWW.GAZPROM-NEFT.RU
Выпуск 2
НЕФТЬ. Просто о сложном Разработка залежей нефти, бурение скважин, способы добычи, подготовка нефти, методы увеличения нефтеотдачи
Второй выпуск серии «Просто о сложном» посвящен основным процессам разработки месторождений. Из него вы узнаете о том, как идет подготовка к разработке, как бурятся скважины и как из пласта извлекается на поверхность жидкость, что происходит с нефтью, прежде чем она отправится к потребителям. Также в материалах номера речь пойдет о методах, которые позволяют повысить скорость и эффективность разработки, а также вовлекать в добычу запасы таких сложных залежей, как, например, баженовская свита.
Месторождения УВ делятся на газовые, газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные. Газовые и газоконденсатные содержат преимущественно метан и в меньшей степени другие газы, а также легкие фракции нефти в виде пара. В остальных газ образует газовую шапку или растворен в нефти.
Управление энергией Изначально нефтяной пласт — это черный ящик, содержащий нечто ценное. Чтобы попытки извлечь содержимое не ок азались безуспешными, необходима подготовительная работа, которая позволит понять характер и свойства залежи
02
Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном
ПРОФИЛЬ ЗАЛЕЖИ Разработка залежей углеводородов (УВ) начинается с оценки физико-химических свойств самих УВ и свойств пласта — давления, температуры. От совокупности этих данных будет зависеть способ извлечения нефти на поверхность. Сначала необходимо определить тип месторождения. По содержанию различных углеводородов они делятся на газовые, содержащие преимущественно метан, в меньшей степени — бутан, пропан и другие газы; газоконденсатные — в этом случае небольшое количество легких нефтяных фракций под действием высокой температуры и давления растворено в газе в виде пара; газонефтяные — здесь ситуация обратная — часть газа образует газовую шапку, а часть (5–10%) при большом давлении растворяется в нефти; и, наконец, нефтяные — с различным количеством полностью растворенного попутного нефтяного газа. Следующий шаг — определение химического состава нефти, влияющего на ее плотность, вязкость, закономерности движения в пласте и особенности эксплуатации месторождения. Компонентный состав нефти включает в себя как углеводороды с различной молярной массой — от легких до тяжелых, так и разные примеси — смолы, парафины, асфальтены. Тяжелая нефть — высоковязкая, выгнать ее из пласта непросто, для этого требуются дополнительные технологии. Но и добыча легкой нефти может быть осложнена. Так, парафины откладываются в трубах, а некоторые смолы способствуют прилипанию капель нефти к породе коллектора. Все эти факторы нужно учесть, прежде чем приступить к промышленной разработке месторождения.
ПОД ДАВЛЕНИЕМ Отдельно изучаются свойства самого пласта. А именно — его энергетические характеристики. Любая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.
Энергия пласта обусловлена действием силы тяжести, а характеристикой, отражающей ее величину, принято считать пластовое давление. В частности, огромные массы верхнележащих пластов давят на породы коллектора и на содержащиеся в нем жидкости. Чем большее сжатие испытывает нефтяной пласт, тем значительнее накопившаяся в нем энергия упругих сил, которая впоследствии заставляет нефть выдавливаться из пласта в добывающую скважину. При вскрытии продуктивного пласта в скважине образуется зона пониженного давления, куда и устремляется жидкость. В результате извлечения нефти пластовое давление падает, что позволяет расширяться как самой нефти, так и зернам
сжатой породы коллектора. Как следствие — поровое пространство, содержащее нефть, сужается, вытесняя нефть в скважину. Этот процесс может продолжаться до тех пор, пока давление в пласте не сравняется с давлением в скважине. Такой режим извлечения нефти из залежи называют упругим. Впрочем, как правило, на нефть в пласте действует сразу несколько выталкивающих сил. Нередко решающим энергетическим фактором становится напор пластовых (подошвенных) вод. Подстилающая нефтяную залежь вода также находится под действием давления, зависящего от глубины. Как только нефть вытекает из пласта и пластовое давление понижается,
Геофизические методы исследования скважин при бурении и эксплуатации
Г
еофизические методы исследования скважин (каротаж скважин) применяются для изучения характеристик залежи в околоскважинном и межскважинном пространстве. С их помощью можно получить информацию о глубине залегания нефтяного пласта, его толщине, пористости, температуре, проницаемости и литологическом составе пород коллектора, пластовом давлении, количестве и составе флюидов, вытекающих из разных интервалов эксплуатационной скважины, техническом состоянии самой скважины. Геофизические исследования проводятся и в уже пробуренных скважинах, и во время их бурения, и даже во время процесса добычи. Исследования основаны на применении всевозможных физических методов, позволяющих регистрировать и затем изучать различные физические поля. Всего известно более 50 различных методов ГИС и их разновидностей. Их можно разделить на пять групп по типу исследуемых полей — электрические, ядерные, термические, сейсмоакустические, магнитные. Особенность современных геофизических исследований — в возможности оперативно передавать и обрабатывать получаемую информацию, а значит — быстро принимать решения о дальнейших работах на скважине и в целом на месторождении. Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ru
03
Любая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Эта энергия обусловлена напором краевой воды, давлением газовой шапки, упругостью пород коллектора, силой тяжести нефти.
Гидродинамические исследования скважин
Г
идродинамические исследования скважин (ГДИС) — это совокупность мероприятий, направленных на измерения различных параметров пласта и пластовых флюидов — давления, температуры, дебита и т.д. Основной метод ГДИС заключается в гидропрослушивании пласта, в ходе которого на пласт оказывается определенное воздействие, а затем изучается ответная реакция на это воздействие. На практике корректируется режим работы одной из скважин (возмущающей) и измеряется изменение давления в других скважинах (реагирующих). Смена режима работы возмущающей скважины может быть достигнута за счет остановки или, наоборот, пуска ее в работу, изменения забойного давления, а следовательно, и дебита скважины. Цели проведения ГДИС различаются в зависимости от стадии разработки месторождения. Если речь идет о разведочном этапе, то определяются границы пласта, его проводимость, возможные дебиты. Во время промышленной разработки помимо характеристик пласта важной становится оценка эффективности выбранной сетки скважин. На заключительной стадии ГДИС позволяют отследить эффективность применения дополнительных усилий для повышения нефтеотдачи.
вода начинает расширяться и устремляется в пласт, способствуя дальнейшему вытеснению нефти. Это упруговодонапорный режим. Если же пластовые воды имеют гидродинамическую связь с поверхностью земли и постоянно подпитываются от внешнего источника, то их давление на нефть может оказаться решающим, значительно превышающим действие сил упругости. В этом случае говорят о водонапорном режиме. Вносит свой вклад в общее дело и газ, всегда присутствующий в залежи в том или ином виде. Если месторождение содержит газовую шапку, то при падении пластового давления газ, так же как и вода, расширяется, вытесняя нефть 04
Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном
(газонапорный режим). При отсутствии газовой шапки движущей силой может стать газ, растворенный в нефти. Здесь важен такой фактор, как давление насыщения, при котором газ растворяется в нефти. Если давление окружающей среды меньше давления насыщения, то газ
расширяется и покидает жидкость, оказывая на нее вытесняющее воздействие. Такой режим называется режимом растворенного газа и в чистом виде проявляется при отсутствии связи с подошвенными водами, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти. Недостаток такого режима в том, что дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости и потере текучести. Перечисленные выше режимы работы пласта — природные. Здесь перемещение нефти зависит лишь от действия естественных сил. Эксплуатация залежи с помощью природных режимов практикуется только на начальном этапе разработки и носит название первичной добычи. При этом может использоваться один или несколько режимов одновременно. Например, разработка большого месторождения может начинаться с режима растворенного газа, затем добавляется влияние газовой шапки, а при извлечении достаточного количества жидкости имеет смысл снизить давление в зоне, примыкающей к пластовым водам, и в полной мере задействовать водонапорный режим.
ИСКУССТВО ВЫТЕСНЕНИЯ Нефтеотдача на природных режимах разработки залежи далеко не всегда обеспечивает экономическую эффективность. Поэтому нередко уже на начальном этапе естественную энергию пласта поддерживают или увеличивают с помощью процесса поддержания пластового давления (ППД) — дополнительной закачки в пласт воды или — реже — газа. Нагнетание жидкости в истощенный
Уже на начальном этапе естественную энергию пласта поддерживают или увеличивают с помощью процесса поддержания пластового давления
Приконтурное заводнение
Законтурное заводнение Добывающая скважина Нагнетательная скважина
Внутриконтурное (площадное) заводнение
Добывающая скважина Нагнетательная скважина
Нефть
Нефть
Нефть
Вода
Вода
пласт принято называть вторичным методом добычи. Создание искусственного водонапорного режима (заводнения) требует бурения нагнетательных скважин. В зависимости от того, в каком месте пласта бурятся эти скважины, заводнение называют законтурным, приконтурным или внутриконтурным. Выбор типа заводнения и взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин (сетки скважин) — одна из важнейших задач, от решения которой зависит эффективность разработки всего месторождения и отдельных его участков. Просчеты с выбором сетки скважин приводят к снижению дебитов, низким экономическим показателям разработки и быстрому обводнению (см. врез) залежи. К тому же каждая новая скважина — это существенное увеличение капитальных затрат.
Добывающая скважина Нагнетательная скважина
Вода
При законтурном заводнении нагнетательные скважины бурят в водонасыщенной зоне, увеличивая тем самым давление на пласт подошвенных вод. Такое заводнение может обеспечить равномерный фронт вытеснения нефти, но эффективно реализуется только при разработке практически идеального месторождения — с однородной структурой коллектора, отсутствием газовой
шапки, хорошей гидродинамической связью нефтенасыщенной области с законтурными водами и рядом других характеристик, которые на практике в совокупности встречаются довольно редко. К тому же такое заводнение способствует неторопливой добыче, что зачастую экономически невыгодно. Обеспечить большие дебиты способно приконтурное заводнение — в этом случае нагнетательные скважины приближаются к добывающим и бурятся вблизи внутреннего контура нефтенасыщенной зоны. Однако для крупных месторождений и такое заводнение может оказаться убыточным, поэтому при разработке значительных по размерам достигает коэффициент извлезалежей, а также на истощенчения нефти при водонапорном ных месторождениях принято режиме добычи применять различные виды
0,7
Основные схемы площадного заводнения Добывающая скважина
Четырехточечная
Нагнетательная скважина
Пятиточечная
ра м б л е р ИН ф о г ра ф и к а / А л е к с е й С т о л я р о в
Семиточечная
Девятиточечная
Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ru
05
Чтобы поддержать или увеличить естественную энергию пласта, применяют заводнение — закачку в пласт воды или газа. Для осуществления заводнения бурятся дополнительные нагнетательные скважины. Через них воду закачивают в слой подошвенной воды, а газ — в газовую шапку.
Классификация пластовых систем Нефть
Газ и газовый конденсат Влажный и сухой газ
Конденсат
Легкая
Обогащенный конденсат
Обычная
Тяжелая
Молекулярный вес, г/моль
23
30
35
40
80
150
Цвет нефти дегазированной
Плотность нефти дегазированной, кг/м³
740
760
816 825
850
966
1037
Rs*, м³/м³
35
200
600
1400
3
6
3600
5300
Bo**, м³/м³
1,1
1,7
20
Пластовая температура, °С
30
40
65
90
120
150
Пластовое давление, Мпа
1
3
10
20
35
50
60
* Коэффициент газосодержания, показывает сколько газа содержится в нефти. Измеряется отношением объема газа, выделенного из нефти при ее дегазации (при давлении 101 кПа и 20°С), к объему или массе дегазированной нефти. ** Объемный коэффициент нефти показывает, как изменяется объем нефти на поверхности по сравнению с объемом в пласте. Рассчитывается как отношения объема нефти в коллекторе к объему на поверхности.
внутриконтурного заводнения, обеспечивающего максимальную интенсивность и минимальные сроки разработки. В частности, блочное внутриконтурное заводнение — когда залежь разре зается рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки — имеет смысл применять на крупных слабоизученных месторождениях, чтобы была возмож06
Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном
ность начать постепенную выработку запасов с одновременной доразведкой. При хорошей изученности месторождения и наличии сложных, неоднородных зон может быть применена избирательная система заводнения, позволяющая увеличить нефтеотдачу отдельных участков. Среди всех видов внутриконтурного заводнения наиболее высокие
темпы извлечения запасов обеспечивает площадное заводнение с характерным регулярным размещением нагнетательных скважин среди добывающих. Использование для поддержания пластового давления в качестве вытесняющего агента газа возможно в том случае, если у залежи есть газовая шапка. Тогда газ закачивается в газовую шапку
и реализуется искусственный газонапорный режим.
УРОКИ МОДЕЛИРОВАНИЯ Любой тип заводнения относят к методам управления процессом добычи. Изменяя различные параметры самого заводнения — скорость закачки воды, ее смачивающие свойства, вязкость и температуру — можно получить наибольшую эффективность вытеснения нефти. Однако расчет этих параметров требует точной информации о процессах, происходящих в пласте. Получить такую информацию позволяет моделирование пластовых систем. Конечно, модель — это лишь приблизительное описание месторождения. Тем не менее точность этой модели повышается по мере разработки, так как данные для нее постоянно пополняются и обновляются. В основу пластовой модели ложатся первичные представления о геологическом строении залежи, полученные с помощью различных видов геологоразведки — сначала дистанционных, а потом и посредством бурения разведочных скважин. В дальнейшем количество информации увеличивается за счет геофизических и гидродинамических исследований (см. врез) в ходе опытно-промышленного и эксплуатационного бурения. Задача инженеров-разработчиков — с помощью математического моделирования, используя имеющиеся вводные, получить максимальное представление о месторождении: это и оценка запасов нефти и газа, а также возможных деби тов, и динамика движения жидкости в пласте, и строение и характеристики самого пласта. В конечном итоге от физической модели пласта переходят к его описанию в экономических терминах. Здесь строится прогноз добычи на десятки лет вперед, определяются возможные риски. Причем для успешной разработки месторождения этот процесс должен стать рекурсивным и повторяться на каждом новом этапе, внося коррективы в приме няющиеся методы добычи, отслеживая рентабельность проекта, способствуя привлечению новых технологий. legion-media
Естественные водонапорные и газонапорные режимы Добывающая скважина
Искусственные водонапорные и газонапорные режимы Добывающая скважина Нагнетательная скважина
Газ
Газ Нефть
Вода
Нефть
Вода
Обводнение пласта
О
собенность воздействия на нефтяной пласт простых вытесняющих агентов — воды и газа — в том, что их нельзя назвать идеальными поршнями: полного вытеснения нефти никогда не происходит. Это связано с тем, что вязкость воды и газа намного меньше, чем вязкость нефти, и в неоднородном поровом пространстве они движутся быстрее, чем нефть. При этом чем выше проницаемость пласта, тем скорее происходит опережающее движение агентов. По мере вытеснения нефти из пор проницаемость пласта для воды и газа увеличивается. Процесс, когда вода вперед нефти прорывается к скважинам, называется обводнением. Опыт показывает, что первыми обводняются пласты с лучшими фильтрационными свойствами, а отдельные, менее проницаемые пласты и пропластки остаются невыработанными. Увеличение водонасыщенности в пласте до 50–60% влечет за собой прогрессирующий рост количества воды в извлекаемой жидкости. В этом случае нефть уже не вытесняется из пор, а, скорее, увлекается струей воды. Если в качестве вытесняющего агента используется газ, то полное поршневое вытеснение им нефти может происходить только при газонасыщенности породы, не превышающей 15% от объема пор. При газонасыщенности свыше 35% двигаться в пласте будет только газ.
Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ru
07
В 1922 году советский ученый Матвей Капелюшников создал турбобур. Турбинный двигатель, вращавший долото, стали размещать прямо на забое скважины. Изобретение усовершенствовало роторное бурение, при котором долото, прикрепленное к колонне из труб, вращалось с поверхности земли.
ОТ БЫКА ДО ТУРБОБУРА
Дотянуться до глубин Хотя сама идея бурения к ажется простой и понятной, в реальности этот процесс сопряжен с большим количеством трудностей. Современная скважина — сложнейший объект, строительство которого требует применения высоких технологий 08
Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном
Бурить скважины люди начали давно. Известно, что в эпоху династии Хань (202 до н. э. — 220 н. э.) китайцы уже умели строить скважины, достигавшие 600 м в глубину. Судя по сохранившимся изображениям, при этом использовался ударно-вращательный метод бурения: быки поворачивали долото, а группа людей синхронными прыжками загоняла его глубже в землю. Первая информация о бурении скважин в России относится к IX веку и связана с добычей растворов поваренной соли в районе Старой Руссы. Официально принято считать, что первую скважину глубиной около 500 м, предназначенную для коммерческой добычи нефти, построил в 1859 году в штате Пенсильвания Эдвин Дрейк. Однако известно, что как минимум за 10 лет до этого нефтяные скважины успешно строили в Баку, и это не единственный пример, позволяющий оспаривать пальму первенства США. В середине XIX века при бурении скважин для добычи соляных растворов, а потом и нефти применялось в основном ударное бурение. При этом разрушение (дробление) породы происходит под действием ударов падающего снаряда либо ударов по самому неподвижному снаряду. С увеличением глубины бурения эта технология становится все менее эффективной — сложнее промывать скважину, жидкость создает дополнительное сопротивление падающему долоту, а при бурении без промывки много времени уходит на очистку и крепление скважины. Поэтому на смену ударному пришло вращательное бурение. Внедрение технологии механического роторного бурения в начале ХХ века стало одним из ключевых событий развития нефтяной промышленности. Впервые новую технологию применили на нефтяных промыслах Техаса в 1901 году. При роторном бурении долото, дробящее породу, присоединялось к колонне бурильных труб, вся эта конструкция опускалась в скважину и вращалась специальным станком с поверхности. ф о т о : А н д р е й Р уд а ко в
Буровая вышка
Устье
К окончанию первой трети XX века роторное бурение полностью завоевало нефтяную отрасль. Изменения в конструкции оборудования и технологии привели к более чем десятикратному увеличению скорости проходки и снижению себестоимости буровых работ, при этом глубину скважин удалось увеличить до 3–4 км. Впрочем, и этот способ не был лишен недостатков. Среди них — громоздкость бурового инструмента: при глубине скважины в 4 км колонна бурильных труб весила более 200 тонн, и основная часть энергии тратилась именно на вращение колонны, а не на углубление самой скважины. Решить проблему позволило размещение двигателя, вращающего долото, в глубине скважины.
Шурф
Техническая колонна до 2000 м
Эксплуатационная колонна
Продуктивный пласт
Забой
Устройство нефтяной скважины
К
ПРОГРЕСС ДВИГАТЕЛЕЙ Первым такой агрегат — турбобур — создал в 1922 году советский ученый Матвей Капелюшников. Современный турбобур — это многоступенчатый гидравлический двигатель. В каждой ступени турбины (а их количество может достигать 350) имеются два диска с профильтрованными лопатками. Один из них (статор) неподвижно закреплен в корпусе турбобура, а другой (ротор) вращается. Буровой раствор, нагнетаемый в скважину для промывки забоя, вращает роторы, усилие с которых передается на долото. Позднее появились и другие виды погружных двигателей, например, электрический и винтовой. В настоящее время на бурение с применением забойных двигателей приходится более 90% работ. При этом само бурение происходит с чередованием направленного (без вращения всей колонные) и роторного режима (с вращением колонны). Именно этот способ бурения позволил строить не только вертикальные скважины. Существенный недостаток традиционного роторного бурения — невозможность передавать на долото усилие, которое бы искривляло траекторию проходки в нужном направлении. Появление забойного двигателя решило эту проблему. Чтобы искривить ствол
Направление 5–40 м
Кондуктор 200–2000 м
аждая колонна обсадных труб, спускаемая в скважину, имеет свое назначение и название. Первая, самая короткая, — направление. Она предназначена для предохранения устья скважины от размыва и для направления промывочной жидкости в желобную систему в процессе бурения скважины. Следующая колонна — кондуктор — изолирует водоносные пласты, перекрывает верхние неустойчивые породы. На нее монтируется противовыбросовое оборудование. Низ кондуктора, как и низ всех спускаемых после него колонн, заканчивается короткой утолщенной трубой, называемой башмаком. Технические колонны опускают в скважину в особо сложных случаях — они служат для перекрытия пластов при определенных геологических условиях бурения (зоны высокого поглощения, пласты, склонные к набуханию от воды, осыпанию и т.п.). Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Она предназначена для крепления стенок скважины, разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других пластов. Эта колонна спускается до продуктивного пласта. Фильтр — участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Через фильтр в скважину поступает жидкость. Фильтром может служить не обсаженный колонной участок ствола скважины, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями. На устье скважины монтируется фонтанная арматура — устройство, которое запирает скважину. Его функция — регулировать и контролировать работу скважины, предохранять от аварийных фонтанных выбросов флюида.
скважины, применяются специальные отклонители долота, при этом само долото вращается погружным двигателем. Когда угол наклона скважины изменен, прямой участок можно пройти роторным способом. Возможность бурить скважины с разным углом наклона, в том числе и гори-
Рам б л е р и н ф о г ра ф и к а / Та т ь я н а У д а л о в а
зонтальные, стала толчком к появлению идеи строительства многоствольных скважин. То есть скважин, у которых от основного ствола отходят дополнительные под разными углами. Мало того, ответвления могут отходить и от боковых стволов. Часто боковые стволы зарезаются на уже существующих скважинах, Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ru
09
На бурильную колонну, опускаемую в скважину, действуют экстремальные нагрузки: перепады давлений до 25 МПа, температура до 200°C, агрессивные среды. Максимальная длина одной бурильной трубы может превышать 13 м. Трубы соединяются между собой специальной замковой резьбой.
Роторные управляемые системы
Б
урение скважин со сложной траекторией ствола требует особого подхода. Сегодня эти задачи решаются благодаря применению новых технологий, таких как роторные управляемые системы (РУС). Как и при любом роторном бурении, в случае использования РУС вращается вся бурильная колонна. Возвращение к идее роторного бурения было обусловлено тем фактом, что при проходке скважины с помощью погружного двигателя бурильная колонна не всегда вращается, буровой раствор застаивается в скважине, очистка скважины ухудшается, и в результате учащается количество прихватов оборудования. При бурении сложных горизонтальных скважин такое положение вещей может стать критическим. Роторные управляемые системы решают проблемы традиционного роторного турбинного бурения. Чтобы уменьшить затраты энергии на трение колон ны бурильных труб, применяют специальные растворы с высокими смазочными характеристиками. Изменен и принцип искривления скважины. При обычном роторном бурении отклонение бурильного инструмента от вертикали возможно только после прекращения вращения колонны и запуска погружного двигателя. При использовании РУС отклоняющее усилие на долото создается прямо в процессе вращения колонны, а управление отклоняющим блоком происходит с поверхности. В итоге технология позволяет свести к минимуму риск возникновения прихвата инструмента в скважине, повысить скорость проходки и качество ствола, улучшить очистку ствола от шлама, уменьшить его извилистость, снизить скручивающие и осевые нагрузки. Сегодня РУС успешно применяются в «Газпром нефти». Первые испытания импортных систем прошли в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» еще в 2012 году. Тогда технология успешно зарекомендовала себя, хотя в качестве существенного недостатка специалисты отмечали отсутствие отечественных аналогов и, соответственно, дороговизну западного оборудования. В этом году в Ноябрьске при содействии специалистов «Газпромнефть НТЦ» впервые испытали роторную управляемую систему российского производства.
чтобы увеличить охват разрабатываемых продуктивных пластов. В целом же строительство многоствольной скважины на залежи позволяет добраться до разобщенных зон коллектора, содержащих нефть, обеспечить более эффективное управление разработкой месторождения и избежать преждевременного обводнения, сэкономить на капзатратах на бурение. В «Газпром нефти» технологию многоствольного бурения начали осваивать в 2011 году. В 2012 году было пробурено пять таких скважин, а уже два года спустя этот показатель увеличился в шесть раз.
БУРОВАЯ МЕХАНИКА Буровая вышка — один из главных символов нефтяной промышленности. Однако сама по себе вышка — лишь несложная конструкция, позволяющая удерживать бурильную колонну, а также поднимать и опускать в скважину бурильные и обсадные трубы. Для этого на вышке монтируются разнообразные приспособления: буровая лебедка, автомат спуска-подъема труб, талевая система, ротор и др. Бурильная колонна — это собранный из бурильных труб ступенчатый полый вал, на конце которого находится породоразрушающий инструмент — долото. Первая труба колонны соединена с вертлюгом, подвешенным в верхней
РУС — роторные управляемые системы
1
2
3
4
Гибкое соединение
Стабилизатор
Контрольный блок
Отклоняющийся блок
Повышает отклоняющую способность КНБК
Обеспечивает третью точку контакта
Электронный модуль, свободно вращающийся вокруг продольной оси независимо от вращения буровой колонны. Управляет вращающимся клапаном в ОБ
Содержит внутренний вращающийся клапан, который гидравлически контролирует активацию трех наружных отклоняющихся лопастей
10
Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном
Буровая вышка Металлическая конструкция, осуществляющая основную работу по бурению
Буровая установка
Буровые двигатели Обеспечивают спуско-подъемные операции и вращение бурильной колонны
Система подачи бурового раствора Буровые насосы под давлением закачивают внутрь бурильной колонны раствор, который затем поднимается между стальными трубами и стенками скважины и выносит на поверхность разбуренную породу
Колонна бурильных труб Стальные трубы, наращиваемые по ходу бурения
Долото Породоразрушающий элемент
части буровой вышки, на нее передается вращение от электрического привода буровой установки. Бурильная колонна своим весом создает нагрузку на долото, которое вгрызается в породу. При роторном бурении колонна (а вместе с ней и долото) вращается с частотой 100–120 об./мин. При бурении с погружным двигателем энергия потока бурового раствора заставляет вращаться долото, и в зависимости от конструкции забойного двигателя скорость вращения может варьироваться от 40 до 1200 об./мин. У турбобуров скорость вращения — 400–2500 об./мин. Во всех случаях поток жидкости выносит на поверхность обломки породы (шлам). Бурильные трубы, как правило, имеют длину 12,5 м и диаметр 33,5–168 мм. Между собой они соединяются бурильными замками. Две-три свинченные вместе трубы образуют свечу. По мере углубления скважины свечи навинчивают друг за другом. Для борьбы с некон-
Система цементирования Специальный цементный раствор укрепляет обсадные трубы в стволе скважины и изолирует нефть от подземных вод во время добычи тролируемым искривлением скважины применяют утяжеленные бурильные трубы. Кроме того, комплекс бурового оборудования включает силовой блок из нескольких двигателей, которые приводят в действие ротор и подъемную лебедку, насосный блок для промывки ствола скважины, а также циркуляционную систему, состоящую из нескольких емкостей для хранения бурового раствора, блока приготовления и регулирования его свойств, перемешивателей, блока очистки.
СИЛА РАСТВОРА На каждые 1000 м ствола скважины приходится 50–80 тонн измельченной породы, которые необходимо извлекать на поверхность. Когда-то ее просто вычерпывали при помощи специальных приспособлений, что занимало довольно много времени.
Идею очищать ствол скважины от осколков разрушенной породы потоком жидкости предложил французский инженер Фловиль в 1833 году. С тех пор технология остается в своей основе неизменной: в процессе бурения насос постоянно закачивает в скважину специальный, чаще всего глинистый раствор. Он не только вымывает породу — с помощью раствора охлаждается инструмент, укрепляются стенки скважины, вращается вал гидравлического двигателя, а также создается давление на пласт, не давая пластовой жидкости вырваться раньше времени наружу. Состав бурового раствора подбирается индивидуально для каждого месторождения и скважины исходя из условий бурения. Помимо глинистых растворов используются биополимерные, эмульсионные, аэрированные, в некоторых случаях даже нефть и природный газ. На скважину глубиной 1000 м надо заготовить не менее 100 м³ раствора. Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ru
11
Первая в мире СТАЦИОНАРНАЯ морская нефтяная платформа, Нефтяные Камни, была построена в Каспийском море на металлических эстакадах в 1949 году. К платформам такого типа можно отнести и первую в российской Арктике нефтедобывающую платформу «Приразломная», закрепленную на дне Печорского моря.
Типы скважин В зависимости от условий месторождения скважины бывают: 1
2
Вертикальные
Наклонно-направленные
3
4
Горизонтальные
Многозабойные (многоствольные)
5°max
В некоторых случаях, например, когда скважина проходит через породы с высокой пористостью и проницаемостью, раствор начинает просачиваться в пласты. Иногда его выход на поверхность и вовсе прекращается. Чтобы справиться с поглощением бурового раствора, в его состав добавляют различные компоненты, такие как асбест, слюда, древесные опилки, целлофан, известь или даже рисовая шелуха.
МЕЖДУ ПЛАСТОМ И ПОВЕРХНОСТЬЮ Скважина — это узкий цилиндрический канал, соединяющий пласт-коллектор с поверхностью земли. Верхняя часть скважины называется устьем, дно — забоем, а выработка между ними — стволом. Для разобщения пластов, предотвращения обвалов стенок, поглощений бурового раствора и проникновения в скважину флюидов в нее опускают обсадные трубы. Как правило, процесс 12
Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном
этот происходит поэтапно: сначала скважину бурят до определенной глубины, затем устанавливают обсадные трубы, после чего продолжают бурение долотом меньшего диаметра. Пространство между обсадной колонной и стенками скважины заполняется цементным раствором (тампонаж), образующим цементный стакан, который предотвращает заколонные перетоки. Скважины бывают вертикальными или наклонными, а также могут иметь различные искривления, возникающие из-за естественных причин или созданные намеренно — чтобы обойти какое-то препятствие (соляной купол, зону обвала или катастрофического поглощения бурового раствора, водоем, населенный пункт, особо охраняемую территорию, бурение на которой запрещено) или захватить более значительный участок продуктивного пласта. В последнем случае часто бурятся горизонтальные скважины. Это наклонные
скважины, которые постепенно искривляются и уже в самом продуктивном пласте переходят в горизонтальную плоскость. Наличие горизонтального участка позволяет повысить коэффициент извлечения нефти. Для заданного искривления ствола скважины применяются специальные инструменты: отклонители, укороченные турбобуры, специальные переводники, забойные телеметрические системы. Скважины, как правило, располагают кустами. В этом случае устья нескольких наклонно-направленных скважин группируются на близком расстоянии друг от друга на общей ограниченной площадке. Сами же скважины вскрывают нефтяной пласт в разных точках, местоположение которых просчитывается заранее. В настоящее время большинство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это дает возможность сократить время на монтаж вышки, снизить затраты на строительство трубо-
проводов, линий электропередач и другой инфраструктуры.
ОСОБЫЕ ОБСТОЯТЕЛЬСТВА Легкодоступных запасов углеводородов в мире становится все меньше, поэтому нефтяники вынуждены разрабатывать месторождения на новых территориях, в совершенно новых внешних условиях. Например, в море. Хотя общий принцип бурения на морских месторождениях остается тем же, что и на суше, отличия все же есть. Вариантов шельфовой добычи несколько. На небольших глубинах бурение часто ведется с насыпных островов, как это происходило, например, на Каспии, где разработка морских месторождений началась еще в 1940‑х годах. Затем для этих целей стали строить стационарные платформы — первая в мире морская нефтяная платформа, Нефтяные Камни, была построена также в Каспийском море на металлических эстакадах в 1949 году в 40 км от Апшеронского полуострова. К платформам такого типа можно отнести и первую в российской Арктике нефтедобывающую платформу «Приразломная», закрепленную на дне Печерского моря. На больших глубинах работают плавучие буровые установки, которые клас сифицируют по способу установки над скважиной, выделяя две основные группы: опирающиеся при бурении на морское дно и работающие в плавучем состоянии. К первой группе относят плавучие буровые установки самоподъемного и погружного типов, а ко второй — полупогружные буровые установки и буровые суда. При бурении скважин на море приходится предпринимать особые меры безопасности и использовать оборудование, в котором наземные бурильщики просто не нуждаются. К примеру, так называемый райзер — колонну стальных труб с толщиной стенок около 20 мм, тянущуюся от судна или буровой платформы до дна. Это необходимо, чтобы предохранить буровой инструмент от воздействия окружающей среды и защитить океан от загрязнения нефтепродуктами.
Геонавигация в бурении
В
2012 году в «Газпром нефти» было принято решение о создании Центра геологического сопровождения строительства скважин. Главная задача для специалистов центра — проектирование горизонтального участка скважины в максимально продуктивном участке пласта, отслеживание процесса ее бурения — и в случае необходимости корректировка ее траектории. Основной рабочий инструмент — лучшие современные программы для обработки данных и оборудование для геонавигации. Процесс геонавигации заключается в оперативном получении информации о геологической модели месторождения по мере бурения и корректировке траектории скважины в соответствии с ней. Современные телекоммуникационные технологии позволяют передавать данные на Большую землю в реальном времени. Свежая информация отображается на имеющейся геологической модели месторождения. Фактические данные сравниваются с проектными, анализируются, и, если нужно, траектория скважины корректируется таким образом, чтобы попасть в намеченную зону нефтенасыщенного коллектора. Затем, с поступлением новой информации, цикл повторяется, обеспечивая непрерывный контроль бурения. Для эффективной геонавигации используются передовые технологии исследования скважин во время бурения LWD (logging while drilling — каротаж в процессе бурения). В отличие от стандартных методов ГИС (геофизические исследования скважин) онлайн-каротаж LWD позволяет значительно экономить время на исследованиях, а в конечном итоге — на освоении всего пласта. Применяемый в процессе бурения азимутальный нейтронно-плотностной и азимутальный боковой каротаж высокого разрешения дает возможность более корректно оценивать состав и свойства пласта.
Б
Разрушитель пород
уровые долота можно разделить по типу конструкции на шарошечные и лопастные. Название «долото» историческое, оно сохранилось с тех пор, когда скважины строили ударным способом. Сегодня все долота вращаются при бурении. Еще 15 лет назад шарошечные долота считались универсальными, их применяли для бурения нефтяных и газовых скважин, для разбуривания пород любой твердости. Однако даже для самых высокопрочных шарошечных долот длина проходки не превышает 50–100 м, после чего их нужно заменять. Поэтому сегодня практически повсеместно используются лопастные PDC-долота (polycrystalline diamond bits) с разрушающими породу поликристаллическими алмазными зернами. Эти долота обладают очень высокой износостойкостью и могут пройти без замены до нескольких километров породы.
С особыми сложностями может быть связано и бурение в зоне вечной мерзлоты. В верхней части геологического разреза многих северных районов (Сибирь, Аляска, Канада и др.) залегает толща многолетнемерзлых пород, мощность которой иногда превышает 500 м. В ее состав могут входить пески, галечники и другие породы, единственный цемен-
тирующий материал для которых — лед. За счет более высокой температуры бурового раствора, твердеющего цемента или добываемой нефти лед оттаивает, вызывая оседание толщи пород и заклинивания бурового инструмента. Чтобы избежать аварий, в таких случаях приходится постоянно поддерживать отрицательную температуру стенок скважины. Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ru
13
На заре нефтедобычи, в XIX веке, первые пробуренные скважины фонтанировали. Затем, когда фонтан истощался, нефть вычерпывали желонкой. Применять глубинные насосы для извлечения нефти впервые начали в Америке в 1865 году. 10 лет спустя инновация дошла и до бакинских промыслов.
Путь наверх В XX столетии добыча углеводородов определила бурное технологическое развитие многих промышленных отраслей. В свою очередь, продолжают совершенствоваться и сами технологии добычи. Сегодня нефтяники умеют извлек ать на поверхность содержащуюся в коллекторе жидкость эффективно и быстро
14
Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном
ф ото : Е в г е н и й У ва ро в , Ро м а н Х аса е в
ОТ ФОНТАНА ДО НАСОСА
КАЧАЙ ЭТО
На этапе, когда разработка месторожде ния только начинается, нефть в пласте находится под большим давлением, и если внутренней природной энергии пласта оказывается достаточно, для того чтобы поднять нефть на поверхность, то говорят о фонтанном способе добычи. По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость в механизи рованной добыче нефти. Фонтанирование можно вызывать и искусственно, поддерживая или уве личивая пластовое давление с помо щью закачки в пласт различных жидких и газообразных агентов (заводнения). Искусственное поддержание пластового давления применяется и при механизи рованной добыче. Заводнение принято относить ко вторичным методам добы чи. В этом случае речь, как правило, идет о закачке в пласт самых естествен ных агентов — воды или природного газа. Но есть и другие способы воз действия на пласт, например, горячим паром, растворами различных химиче ских соединений, кислотами. Их приме няют на последней стадии разработки залежи и относят к третичным методам добычи. Третичная добыча предполага ет массированное воздействие на пласт и существенное изменение характери стик пласта или содержащихся в нем флюидов. Решение, довольствоваться ли на начальном этапе разработки фонтан ной добычей или сразу приступать к механизированной, принимается исхо дя из исследований дебитов (см. врез) скважин и их последующего экономиче ского анализа. Дело в том, что обычно дебит фонтанирующей скважины мень ше, чем объемы нефти, которые мож но добыть с помощью погружных насо сов. С другой стороны, фонтанирование позволяет избежать дополнительных затрат на спуск насоса и электроэнергию для его работы. Только оценив все эти факторы, можно экономически обосно вать применение того или иного метода добычи.
Тысячи лет назад нефть просто собирали с поверхности воды, добывали из неглу боких колодцев. В XIX веке первые про буренные скважины активно фонтаниро вали и не нуждались в дополнительных приспособлениях для извлечения из них нефти. Затем, когда фонтан истощался, нефть вычерпывали желонкой, однако этот метод был малоэффективным. В 1865 году в Америке на нефонтани рующих скважинах впервые начали при менять глубинные плунжерные насосы. Поршень насоса приводился в движение штангой, соединенной с тем же балан сиром, который использовался для про водки скважины ударным бурением. Это были предшественники современного станка-качалки. Приводом в большин стве случаев служил двигатель внутрен него сгорания, работавший на попутном газе. Примерно в то же время глубин ные насосы для выкачивания нефти появились и в России, однако они дол го не получали широкого распростра нения. В 1874 году насосы впервые при менили на нефтепромыслах в Грузии,
а в 1876 году — в Баку. Сегодня штанго вые насосы (качалки) имеют ограничен ное применение — их проблемно экс плуатировать в искривленных и глубоких скважинах. Впрочем, у качалок есть и бесспорные преимущества: надежность и простота в обслуживании и ремонте. Еще один тип скважинных насосов, изобретенный на заре развития про мышленной нефтедобычи, — газлифт. Суть его действия заключается в том, чтобы вытолкнуть нефть на поверх ность с помощью газа. С этой целью газ под большим давлением закачивают в пространство между обсадной колон ной и насосно-компрессорными трубами (НКТ), по которым поднимается нефть. Затем открывается газлифтный клапан, и газ попадает в НКТ, вытесняя наверх находящуюся выше клапана жидкость. Впервые принцип газлифта был при менен при нефтедобыче в 1897 году — на Бакинском месторождении. Инициа тором использования технологии стал знаменитый инженер и изобретатель Владимир Шухов. Газлифт — весьма надежный способ эксплуатации. Газлифтные скважины
Современные технологии повышения эффективности добычи
Н
ередко в целях сокращения капитальных затрат и повышения скорости и эф фективности разработки практикуют одновременную добычу сразу из несколь ких продуктивных пластов месторождения. Однако такой способ добычи может закончиться опережающим обводнением наиболее продуктивных горизонтов и ча стичным или полным выключением из выработки других. Избежать подобных про блем позволяет современная технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Для ее реализации в скважину опускают специальное оборудование, которое изолирует разные участки ствола, обеспечивая доступ к каждому из пластов отдель но, — как будто это не одна, а несколько скважин. В результате нефтяники получают возможность непрерывно контролировать процесс эксплуатации и управлять произво дительностью каждого из пластов в отдельности. Обеспечивает успешность одновременно-раздельной добычи и возможность проводить промыслово-геофизические исследования всех задействованных пла стов с помощью современных байпасных систем. Это оборудование позволяет иссле довать поведение нескольких пластов через одну скважину параллельно с их экс плуатацией и таким образом получать реальное представление о свойствах пластов и перемещающихся в них жидкостях в промышленных условиях. Системы ОРЭ вне дрены и успешно эксплуатируются на Приобском месторождении, разрабатываемом «Газпромнефть-Хантосом». Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ru
15
В 1897 году российский инженер Владимир Шухов предложил использовать для поднятия нефти принцип газлифта. При этом в скважину закачивается воздух. Смешиваясь с нефтью, он образует эмульсию, которая с легкостью поднимается наверх под действием внутрипластового давления.
Штанговые глубинные насосы (слева) уступают место в скважинах УЭЦН, однако на небольших промыслах при невысокой производительности скважин это надежное и простое оборудование по-прежнему востребовано
легко обслуживать и ремонтировать. Метод может применяться на скважи нах с большой кривизной, а также при одновременной раздельной эксплуата ции двух и более пластов. Однако сре ди его недостатков отмечают необхо димость использования громоздкого наземного оборудования, значительную величину начальных капиталовложений, невысокий КПД и возможность образо вания стойких эмульсий в добываемой жидкости. Несколько позднее для добычи неф ти стали применяться электроцентро бежные погружные насосы. Разработ ки в этой области связаны с именем российского инженера Армаиса Ару тюнова. В 20‑х годах прошлого века он эмигрировал в США и уже там довел свое изобретение до коммерческого использования. Скважинные центробежные насо сы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электродвигатель 16
Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном
вращает вал насоса, на котором закреп лены рабочие колеса с направляющими лопастями. Жидкость через приемный фильтр поступает на лопасти вращаю щегося рабочего колеса первой ступени, под влиянием центробежных сил пере мещается к периферии колеса и выбра сывается в неподвижные направляю щие каналы, откуда попадает на рабочее колесо следующей ступени. Цикл повто ряется до тех пор, пока нефть не достиг
82%
нефти в России добывается с помощью погружных электроцентробежных насосов
нет колонны насосно-компрессорных труб, по которым затем поднимается на поверхность. ЭЦН может использоваться в гори зонтальных и искривленных скважи нах, позволяет получать высокие деби ты как с неглубоких, так и глубоких скважин, не требует высоких капиталь ных вложений, наземное оборудова ние сравнительно компактно. Однако двигатель требует стабильного источ ника электроэнергии. К сла бым местам конструкции отно сят наличие электрического кабеля, который необходимо спускать в скважину. Кроме того, серьезную опасность для насоса представляют соле отложения. Проблемы могут возникать при работе с газом, механическими примесями. А если насос вышел из строя или ему необходим плановый ремонт, оборудование придет
ся поднимать на поверхность, а значит, временно прекращать эксплуатацию скважины. Всего в настоящее время насчитыва ется около десяти разновидностей глу бинных насосов. Все они имеют свои достоинства, недостатки, области приме нения — в зависимости от глубины сква жины, ее профиля, планируемых деби тов и ряда других факторов. В частности, в тех случаях, когда электрический цен тробежный насос может оказаться неэф фективным (например, когда нефть слишком вязкая), применяются винто вые или струйные насосы. По статистике, доля скважин в Рос сии, все еще оборудованных штанговы ми насосами, — 34%. На ЭЦН приходит ся 63% скважин, при этом 82% нефти в стране добывается именно с помощью погружных электроцентробежных насо сов, что говорит об эффективности этого способа. Фонтанным методом эксплуа тируется 1,8% скважин, газлифт исполь зуется в 0,4% случаев — вклад этих спо собов в общий объем добычи — порядка 7%. В «Газпром нефти» 94% нефти извлекается с использованием УЭЦН (95% действующего нефтяного фонда скважин оборудованы УЭЦН), пример но по 3% добывается фонтанным и газ лифтным способами.
ПРЕДСКАЗУЕМЫЕ СЛОЖНОСТИ Средняя глубина нефтяных скважин составляет около 3000 м. Естественно, их эксплуатация не может проходить идеально даже при полном соблюде
Средняя производительность нефтяных скважин
Д
ебитом скважины называют количество жидкости, выкачанной из сква жины за определенное время. В российской нефтяной промышленности принято рассчитывать суточные дебиты и измерять их либо в кубоме трах, либо в тоннах. Так как жидкость, извлекаемая при добыче нефти, обычно содержит некоторое количество воды, то говорят о среднем дебите жидкости и отдельно о среднем дебите нефти. На начальных этапах разработки месторо ждения эти показатели обычно несильно отличаются друг от друга. На зрелых месторождениях дебит нефти постепенно падает. По дебитам скважины классифицируют как малодебитные — до 5 тонн/сут., среднедебитные — 6–100 тонн/сут., высокодебитные — более 100 тонн/сут. В общем случае дебиты скважин зависят от целого ряда обстоятельств: вели чины пластовой энергии и того, какой режим разработки используется (есте ственный или искусственный), от правильности выбора местоположения сква жины, фильтрационно-емкостных свойств коллектора и др. Для добывающих активов «Газпром нефти» средний дебит жидкости в прошлом году составил порядка 80 тонн/сут., а дебит нефти — 12 тонн/сут., что соответствует средне мировым показателям.
нии всех технологических правил и мер безопасности. Проблемы в процессе добычи могут возникать самые разно образные: нарушения в обсадной колон не, прихваты насосно-компрессорных труб и другого подземного оборудова ния, падение погружного оборудования на забой, заколонные перетоки жидко сти и водопритоки в добывающую сква жину, образование на забое песчаных пробок. Также работа скважин неред ко осложняется образованием стой кой эмульсии, отложением парафина на внутренней поверхности подъем
ных труб и на клапанах насосов, корро зией погружного оборудования. В слу чаях, когда месторождение находится на поздней стадии добычи и в извлекае мой жидкости содержится значительное количество минерализованной пласто вой воды, серьезную проблему для сква жины представляют отложения солей, способные за короткое время вывести ее из строя. Соли кальция, магния и других металлов могут осаждаться и закупори вать перфорационные каналы, эксплуа тационные колонны, клапаны, насосы. Для борьбы с отложениями в скважину
СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ Добыча нефти
Добыча жидкости 1 этап Разбуривание Доразведка
0
2 этап Постоянная добыча
5 Нет воды Добыто 10% НИЗ
Количество скважин
Рост обводненности Добыто 25% НИЗ
3 этап Подающая добыча
10
Обводненность до 90% Добыто 70% НИЗ
4 этап Истощение
15 20 лет Окончание добычи определяется рентабельностью Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ru
17
Серьезную проблему для работы скважины представляют отложения солей. Соли кальция, магния и других металлов могут осаждаться и закупоривать перфорационные каналы, обсадные и эксплуатационные колонны, клапаны, насосы. Для борьбы с отложениями в скважину подают химические реагенты.
подают химические реагенты, которые можно условно разделить на две груп пы: реагенты для удаления отложений и реагенты (ингибиторы) для предотвра щения их образования. Количество скважин, пробуренных на одном месторождении или на одном лицензионном участке, может дости гать нескольких десятков и даже сотен. Чтобы отслеживать их работоспособ ность, рассчитывают коэффициент экс плуатации действующего фонда сква жин — отношение времени фактической работы скважин за определенный пери од к его общей продолжительности. Этот коэффициент всегда меньше 1 и в сред нем по нефте- и газодобывающим пред приятиям составляет 0,94–0,98. На прак тике это означает, что простой в связи с ремонтными работами в скважинах занимает от 2 до 6% общего времени их эксплуатации.
ОСНОВНЫЕ ВИДЫ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ ОСНОВНЫЕ ВИДЫ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ
1 1 штанговый штанговый глубинный глубинный насос насос
2 2 гидрогидроструйный струйный насос насос
4 4
3 3
плунжерплунжерлифтлифт
газлифт газлифт
ДОБЫТЬ И ПОДГОТОВИТЬ После того как продукцию скважин подняли на поверхность, ее направля ют в систему сбора и подготовки. Дело в том, что из нефтяных скважин добы вается не чистая нефть, а смесь нефти, воды и газа с небольшими примеся ми других веществ и твердых частиц. Содержание воды в скважинной жид кости, в особенности на завершающей стадии эксплуатации месторождений, может достигать 80% и более. Это силь но минерализованная среда, способная вызвать быстрое коррозионное разру шение труб и наземного оборудования. Твердые частицы, поступающие с неф тью из скважины, также приводят к уско ренному износу оборудования. Попутный нефтяной газ, в свою очередь, может быть использован как сырье и топливо. Разделение всех этих компонентов проходит в несколько этапов, на каж дом из которых используются различ ные технологии: гравитационный отстой, горячий отстой, термохимические мето ды, электрообессоливание и электро обезвоживание. При гравитационном отстое нефть выдерживается в резер вуарах определенное время, в течение которого идут процессы коагуляции 18
Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном
ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СПОСОБОВ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СПОСОБОВ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ Напор, Напор, м м 30003000
6 6 2 2 20002000
5 5
1 1
3 3
4 4 10001000
0
0
10 10
100 100 Подача, м3/сут. Подача, м3/сут.
10001000
10 000 10 000
водозабор системы ППД
ОБЩАЯ СХЕМА ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
5 насос винтовой
ГТЭС
нефтяной газ
6
нефть в нефтепровод
установка электрического центробежного насоса (УЭЦН)
продукция скважин
газ на собственные нужды, излишки — закачка в пласт
УКПН — УСТАНОВКА КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ПОДТОВАРНОЙ ВОДЫ подготовленная вода в систему ППД
эксплуатационная скважина нефтяная нагнетательная скважина газовая
80%
может достигать содержание воды в скважинной жидкости на поздней стадии эксплуата ции залежи капель воды: более крупные и тяжелые капли под действием силы тяжести осе дают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Для отделения воды от нефти продукцию скважин нагрева ют, а также добавляют в нее реагентыдеэмульгаторы. Наиболее низкое оста точное содержание воды достигается ра м б л е р и н ф о г ра ф и к а / Е в г е н и й И в а н о в
при использовании электри ческих методов обезвожива ния и обессоливания. Для это го жидкость пропускают через специальные аппараты-элек тродегидраторы, где под дей ствием электрического поля высокого напряжения проис ходит отделение воды от нефти. Также из нефти необходимо извлечь легкие углеводороды. Этот процесс называет ся стабилизацией нефти. Легкие неф тяные фракции — это ценное сырье для нефтехимической промышленности. К тому же если их не отделить от под готовленной нефти, то при транспорти
нагнетательная скважина водяная
ровке и хранении они будут испаряться, увлекая за собой и часть более тяжелых фракций. Подготовленная нефть направляет ся в резервуары товарного парка. Затем через головную насосную станцию она подается в магистральный нефтепро вод для дальнейшей поставки потреби телям. Что касается подтоварной воды, образовавшейся в процессе подготовки нефти, ее также необходимо очистить от механических примесей, капель неф ти, гидратов окиси железа и солей. Толь ко после этого ее используют для даль нейшего заводнения нефтяных пластов или утилизируют. Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ru
19
Применение современных методов увеличения нефтеотдачи позволяет достигать коэффициента нефтеотдачи в диапазоне 30–70% и существенно наращивать извлекаемые запасы нефти на уже открытых месторождениях. Также МУНы дают возможность разрабатывать залежи с трудноизвлекаемыми запасами.
Методы воздействия СПРОС НА ЧЕРНОЕ ЗОЛОТО ОСТАЕТСЯ ПРЕЖНИМ, А ЛЕГКОДОСТУПНЫХ ЗАПАСОВ все меньше. Поэтому современная нефтедобыча немыслима без методов увеличения нефтеотдачи. Они позволяют извлекать максимум из старых месторождений и браться за разработку неудобных новых, добыча из которых еще несколько лет назад казалась неосуществимой 20
Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном
КОЭФФИЦИЕНТ УСПЕХА Оценить эффективность разработки месторождения можно по КИН — коэф фициенту извлечения нефти (или неф теотдаче). КИН вычисляют как отноше ние извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам и рассчитывают на каждом этапе разработки месторож дения. Сначала — проектный, основан ный на данных геологоразведки о воз можных запасах. Здесь учитываются строение коллектора и современный уровень технологий, позволяющий или не позволяющий эффективно работать с имеющимся коллектором. Проектный КИН дает возможность оценить экономи ческую обоснованность разработки. В процессе добычи нефти обновля ется геологическая модель месторо ждения, а вместе с ней пересчитывается и проектный КИН. К тому же регуляр но отслеживается текущий КИН, рав ный доле добытой на определенный момент нефти относительно геологиче ских запасов. Это позволяет соотносить реальность с планами и своевременно менять стратегию освоения месторож дения. После того как месторождение переходит в разряд истощенных и добы ча на нем прекращается, подсчитыва ют окончательный КИН и сравнивают его с проектным. Если проектный КИН достигнут, можно говорить о том, что разработка проведена эффективно. Среднее значение коэффициента извлечения нефти при традиционных способах добычи не очень сильно изме нилось за последние десятилетия. При чину этому, видимо, нужно искать в том, что, несмотря на развитие технологий, нефтяникам приходится иметь дело с ухудшающимися свойствами пластов. Согласно обобщенным данным КИН при первичных способах разработки (с использованием потенциала пласто вой энергии) в среднем не выше 10%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пла стовой энергии) — около 35%. Это сред немировые значения. В России коэффи циент извлечения нефти, как правило, не превышает 20%. В «Газпром нефти» этот показатель достигает 25%, что
обусловлено поздней стадией разра ботки на большинстве месторождений компании. Хотя очевидно, что чем больше КИН, тем лучше, добыча нефти может быть рентабельной и при очень небольших коэффициентах. Но в этом случае в пла сте остается большое количество неиз влеченной нефти, а это недополученная прибыль. Ситуация меняется, если в ход идут современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Их применение позволяет увеличивать КИН в среднем на 7–15% и существенно наращивать извлекаемые запасы нефти на уже открытых месторождениях.
АГЕНТЫ ВЫТЕСНЕНИЯ Методы увеличения нефтеотдачи делят ся на несколько категорий, но все сводят ся к двум задачам: более качественному вытеснению нефти из пласта и увели чению дренируемой зоны без бурения дополнительных скважин. Самым про стейшим МУНом можно назвать ставшую уже обычной процедуру заводнения. Увеличение нефтеотдачи за счет закач ки в пласт воды — это способ из серии «дешево и сердито». К сожалению, вода не вытесняет нефть равномерно. Из-за разных вязкостей и поверхностного натя жения воды и нефти, из-за неравномер ного строения пород коллектора, разной величины пор вода может на отдельных участках пласта двигаться быстрее, чем нефть. В итоге часть нефти так и остается в порах. Для того чтобы вытеснение нефти происходило более эффективно, в каче стве вытесняющего агента применяют не воду, а различные растворы. Так, например, растворы поверхностно- активных веществ (ПАВ) уменьшают «цепляемость» нефти к породе, спо собствуя более легкому ее вымыванию из пор. Также ПАВы уменьшают поверх ностное натяжение на границе нефть — вода, что содействует образованию водо нефтяной эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой в пласте необ ходимы меньшие перепады давления. Существенный недостаток ПАВов — это их дороговизна. Поэтому в качестве аль
тернативы нередко применяют щелоч ные растворы, которые, взаимодействуя с нафтеновыми кислотами нефти, обра зуют поверхностно-активные вещества прямо в пласте. Область применения щелочных растворов ограничивается наличием в пластовых водах ионов каль ция — при реакции с щелочью они обра зуют хлопьеобразный осадок. Другой результативный агент — это водный раствор полимеров, или, как их еще называют, загустителей. Полиме ры увеличивают вязкость закачиваемой воды, приближая ее значение к вязко сти нефти. В результате фронт вытесне ния выравнивается — вода перестает опережать нефть в более проницаемых участках пласта. Часто в качестве загу стителей применяют полиакриламиды. Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0,01–0,05% придают ей вязкоупругие свойства. В настоящее время в «Газпром нефти» изучается возможность внедрить технологию ком плексного щелочь-ПАВ-полимерного заводнения (см. врез) . Если полимеры загущают воду, то раз личные газы призваны разжижать нефть. Чтобы уменьшить вязкость нефти и уве личить ее подвижность, в пласт закачи вают растворители — сжиженные при родные газы: бутан, пропан и их смесь. Еще один вариант растворителя — угле кислота (двуокись углерода СО2), кото рая также отлично растворяется в нефти. Заводнение серной кислотой отно сится к комплексным методам увеличе ния нефтеотдачи. Серная кислота рас творяет минералы пород коллектора, повышая тем самым их проницаемость. Таким образом увеличивается охват дренируемой зоны, то есть части пласта, активно отдающей нефть. В то же вре мя при взаимодействии серной кисло ты с ароматическими углеводородами, содержащимися в нефти, образуются поверхностно-активные сульфокислоты. Их роль в вытеснении нефти аналогична воздействию ПАВов, специально закачи ваемых в пласт с поверхности. В отличие от обычного нагнетания в пласт воды, заводнение с использо ванием различных химреагентов — мероприятие не из дешевых. Помимо Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ru
21
Методы увеличения нефтеотдачи оказывают массированное воздействие на пласт, изменяя его характеристики или характеристики наполняющего пласт флюида. Добычу с применением МУНов принято называть третичной. К вторичной добыче относятся методы поддержания пластового давления.
Вытеснение нефти из пласта Раствор реагентов
Насос
Нагнетательная скважина
Вода
финансовых рисков противопоказаниями к нему могут оказаться и другие факто ры, такие как определенное строение коллектора, характеристики слагающих его пород, химические свойства нефти. Поэтому в ряде случаев эффективней оказываются иные способы повышения нефтеотдачи. Например, тепловое воз действие на пласт.
ТЕПЛЫЙ ПРИЕМ Первые опыты по термическому воздей ствию на пласт были начаты еще в 30‑х годах прошлого века в СССР. С тех пор накопился значительный объем данных лабораторных и промысловых испыта ний, позволяющий сделать примене ние этих методов более осмысленным и продуктивным. Самый простой способ — это нагне тание в пласт горячей воды. Начальная температура теплоносителя составляет несколько сотен градусов. Это позволя ет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность. Однако, продвигаясь по пласту, вода остывает, а значит, нефть сначала будет вытес 22
Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном
Добывающая скважина
Вытесняющий агент (газ, полимеры, щелочь, ПАВы, серная кислота, углекислота)
Вал дополнительно высвобожденной нефти
няться холодной водой, а потом горячей. В итоге прирост нефтеотдачи будет скач кообразным. Вытеснение горячей водой хорошо работает в однородных пластах и на высоких температурах. Как только температура воды падает до 80–90°C, можно получить обратную реакцию: вяз кость нефти становится достаточной, чтобы еще лучше пропитать капилляры породы, но недостаточной, чтобы поки нуть их. Воду можно заменить горячим паром. Такой способ считается более эффек тивным, так как теплоемкость пара при прочих равных условиях больше, чем у воды. При нагнетании пара вязкость нефти повышается, а часть легких неф тяных фракций испаряется и фильтру ется в виде пара. В холодной зоне эти пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и действуя как растворитель. Еще один вариант термического воз действия — внутрипластовое горение. Этот зажигательный метод основан на естественной характеристике неф ти как горючего. У забоя нагнетатель ной (зажигательной) скважины нефть
Нефть
поджигают с помощью электрических горелок или химической реакции. Как известно, для поддержания огня необ ходим кислород, поэтому с поверхности в скважину нагнетают воздух или смесь воздуха с природным газом. В резуль тате фронт горения движется в пласте, разогревая нефть, уменьшая ее вязкость и заставляя интенсивнее двигаться в сто рону области с пониженным давлением, то есть к эксплуатационным скважинам. Для успешного осуществления процес са необходимо, чтобы нефть распреде лялась в пласте достаточно равномер но, а сам коллектор обладал высокой проницаемостью и пористостью. Более устойчивые очаги горения возникают в залежах с тяжелой нефтью, обладаю щей повышенным содержанием хорошо горящих коксовых остатков. Вообще говоря, именно при освоении месторождений с тяжелой высоковязкой нефтью чаще всего применяют термиче ские МУНы. При снижении температуры в пласте происходит выпадение асфаль тенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В случае добычи тяжелой нефти такое снижение фильтрационных
свойств коллектора может стать крити ческим для эффективности разработки, поэтому дополнительный разогрев пла ста бывает просто необходим.
Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение
НА РАЗРЫВ Одним из самых популярных методов увеличения нефтеотдачи сегодня стал гидроразрыв пласта (ГРП), ведущий свою историю также из середины про шлого столетия. Сложно сказать, кому первому в голову пришла идея улуч шать связь скважины с пластом за счет его разрыва. Здесь первенство оспари вают советские и американские ученые. Но долгое время этот способ существо вал больше в теоретических выкладках, нежели на практике: во времена легкой нефти в нем не было особой нужды. Ситуация изменилась в конце прошлого века, когда ГРП стали активно применять для разработки месторождений с чрез вычайно низкими фильтрационно-ем костными свойствами пластов, включая карбонатные коллекторы. Яркий пример здесь освоение сланцевых месторожде ний в Америке, целиком и полностью обязанных своим успехом использова нию гидроразрыва. Сущность процесса ГРП заключается в нагнетании в пласт жидкости под боль шим давлением (до 60 МПа). В качестве основы для жидкости ГРП в зависимости от свойств коллектора и применяемых технологий используют пресную или минерализованную воду, углеводород ные жидкости («мертвая» нефть, соляр ка), смеси с добавлением азота, двуоки си углерода, кислоты. Чтобы трещины сразу после снятия давления не смыка лись, в них закачивают расклинивающий агент (проппант). Материал проппанта за всю историю развития технологии гидроразрыва неоднократно менялся. Сначала это была молотая ореховая скорлупа, затем кварцевый песок, позд нее стали использовать стеклянные или пластмассовые шарики. Протяженность трещин, образовав шихся после проведения ГРП, может достигать нескольких сотен метров при средней ширине до 5 мм. Они становят ся новыми проводниками нефти, зна
К
омплексное химическое заводнение, включающее в себя поочередную закачку в пласт поверхностно-активных веществ и полимеров, впервые было опробовано в 80‑х годах прошлого века. Тогда же появилась идея разбавлять дорогие ПАВ более дешевой щелочью. Испытания такого тройно го щелочь-ПАВ-полимерного заводнения показали, что объединение методов может дать увеличение КИН на 15–20%. Сама технология получила название ASP-заводнение — от английского alkali-surfactant-polymer — щелочь-ПАВ-по лимер. К широкомасштабному использованию ASP-заводнения западные ком пании вернулись только в начале 2000‑х. В «Газпром нефти» возможность внедрения щелочь-ПАВ-полимерного завод нения изучают специалисты совместного с Shell предприятия «Салым Петроле ум Девелопмент». Первые результаты испытаний, проведенных на одиночной скважине, дали обнадеживающие результаты: химическое заводнение мобили зовало 90% остаточной нефти. В настоящее время просчитываются экономиче ские показатели использования технологии, изучаются условия ее эффективно го применения.
чительно улучшая контакт скважины с пластом и расширяя площадь притока жидкости в скважину. В среднем одно кратный гидроразрыв пласта позволя ет увеличить дебит нефтяных скважин в два-три раза. В горизонтальной сква жине может быть одновременно прове дено несколько гидроразрывов. В этом случае говорят о многостадийном гид
роразрыве пласта (МГРП). На сланцевых месторождениях счет стадий в горизон тальных скважинах идет уже на десят ки. В общем случае количество стадий определяется исходя из экономической целесообразности и геологических осо бенностей коллектора. В настоящее время многостадий ный гидроразрыв пласта, пожалуй,
Термические методы извлечения нефти
ра м б л е р и н ф о г ра ф и к а / Т а т ь я н а У д а л о в а
Паронагнетательные скважины
Закачка пара
Закачка пара
Пакер
Пакер
Добыча
Паронагнетательная скважина
Добыча
Добывающая скважина
Добывающая скважина НКТ
Граница пласта
Эксплуатационная колонна
Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ru
23
Успех разработки сланцевых месторождений нефти в Америке основан на масштабном применении многостадийного гидроразрыва пласта. Количество стадий разрыва на американских сланцах достигает 40. МГРП — один из самых эффективных методов увеличения добычи трудноизвлекаемых запасов.
Многостадийный гидроразрыв пласта в «Газпром нефти»
П
ервая горизонтальная скважина с четырьмя стадиями гидроразрыва пласта в «Газпром нефти» была введена в эксплуатацию в 2011 году на Вынгапуровском месторождении. А уже через три года количество горизонтальных скважин с МГРП во всех добывающих активах компании достигло 168. Изменяется не только число высокотехнологичных скважин, но и качественные характеристики технологии. До последнего времени в компании применяли так называемый шаровой МГРП. Здесь каждая новая зона ГРП в скважине отделяется от предыдущей композитным или металлическим шаром. Диаметр шаров возрастает от зоны к зоне и не позволяет про вести больше 10 операций гидроразрыва из-за конструктивных особенностей скважи ны. Новый вариант МГРП успешно опробовали в 2015 году специалисты «ГазпромнефтьХантоса»: на Приобском месторождении в качестве изолятора использовались не шары, а специальный инструмент с многоразовой уплотняющейся подушкой (пакером), кото рая разбухает и отделяет зоны, в которых ГРП уже проведен. Впоследствии разбухаю щий пакер возвращается к исходному размеру, что позволяет транспортировать обору дование к следующему месту разрыва внутри скважины (шары после завершения ГРП разрушают специально). В этом случае количество стадий ГРП ограничивается лишь технико-экономическими расчетами. На Приобском месторождении впервые в истории компании провели 11-стадийный гидроразрыв пласта.
Многостадийный гидроразрыв пласта
Безшаровой ГРП
Обычный ГРП Втекающая жидкость
Пакер, перекрывающий заколонное пространство
Втекающая жидкость
Муфта Коллектор
Коллектор
Муфта Хвостовик (колонна труб с муфтами)
24
Шар, опущенный в хвостовик, перекрывает в трубе предыдущий интервал ГРП
Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном
Разбухающий пакер Хвостовик Цемент (колонна труб в заколонном с муфтами) пространстве
единственный проверенный способ разработки месторождений, относя щихся к трудноизвлекаемым запасам (ТРИЗ). Сюда входят и месторождения, где фильтрационные свойства пластов не могут обеспечить рентабельные при токи при применении обычных мето дов разработки, — им МГРП может дать новую жизнь, и такие пока эксперимен тальные варианты, как баженовская свита. Именно освоение залежей ТРИЗ стало толчком для активного внедрения МГРП в «Газпром нефти» (см. врез).
ПРИЗАБОЙНАЯ ЧИСТКА Увеличению нефтеотдачи способствует не только масштабное воздействие на продуктивный пласт, но и работа с призабойной зоной — той частью пла ста, через которую нефть поступает в эксплуатационную скважину. В про цессе добычи нефти на забое и в приза бойной зоне скважин оседают парафи ны и смолы, в перфорационных каналах накапливаются песчаные пробки. Спосо бы, которые позволяют увеличить про ницаемость призабойной зоны и очи стить ее от мусора, называют методами интенсификации притока. Кстати, гидроразрыв пласта изна чально относили именно к таким методам и проводили его на забое наклонно-направленных скважин для повышения проницаемости пласта вбли зи забоя. Другой способ механически расширить поровые каналы в породе вблизи забоя и создать микротрещи ны — виброобработка забоя. В этом слу чае к насосно-компрессорной трубе при соединяется вибратор, который создает колебания разной частоты и амплиту ды прокачиваемой через него жидко сти. Эти волны промывают призабойное пространство. Повысить интенсивность притока мож но также за счет обработки призабой ной зоны кислотой либо термическим воздействием. Нередко эти два способа совмещают, воздействуя на пласт горя чей кислотой, нагретой за счет тепло вого эффекта экзотермической реакции металлического магния с раствором соляной кислоты.