ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 59

 

  Главная      Учебники - Разные     ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - 1970 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  57  58  59  60   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 59

 

 

привести к открытию новых значительных запасов нефти [42].

Сверхвысокопродуктивные скважины

В   литературе   описаны   многочисленные   скважины   с   необычно   высокой

продуктивностью.  Такие  скважины  представляют  большой  интерес  с точки  зрения

изучения тех подземных сил, которые обусловливают эту высокую продуктивность. В

настоящее время, правда, когда осуществляется строгий контроль за работой скважин

и   применяются   новейшие   методы   добычи,   таких   «выдающихся»   скважин   стало

значительно меньше, чем раньше, когда скважины работали открытым фонтаном до

их полного истощения¹. Примеры таких скважин описываются ниже. Характерным в

ряде случаев является небольшая глубина залегания продуктивных горизонтов.

Скважина Петролеа № 200, расположенная вблизи крупного выхода нефти на

месторождении Норт-Дом-Петролеа в Колумбии (см. карту на стр. 597), выбрасывала

свыше   5000   баррелей   нефти   за   10   часов   с   глубины   всего   100  футов,   пока   ее   не

удалось закрыть и прекратить открытое фонтанирование [43].

Знаменитая   скважина   Портреро-дель-Льяно   №   4   на   месторождении   Голден-

Лейн, Мексика, непрерывно фонтанировала с 1910 г. до 1 мая 1949 г. и выбросила за

это   время   свыше   115 160 000   баррелей   нефти   [44].   Эта   скважина   была   введена   в

эксплуатацию с начальным дебитом около 100 000 баррелей в сутки, но затем вышла

из-под контроля и выбросила около 2 000 000 баррелей. Большая часть этой нефти

была потеряна. Скважина № 4 компании «Агуила», также на Голден-Лейн, открыто

фонтанировала в течение двух месяцев, начиная с 27 декабря 1910 г. Когда фонтан в

конце   концов   был   закрыт   и   скважина   введена   в   эксплуатацию,   дебит   ее   оказался

равным 100 000-110 000 баррелей в сутки. К концу 1933 г. суммарная добыча из этой

скважины,   исключая   потери   при   открытом   фонтанировании,   составила   93 000 000

баррелей.

На   месторождении   Пинчер-Крик   в   Альберте,   Канада,   скважина   № 1,

пробуренная   летом   1953   г.,   фонтанировала   газом   из   миссисипских   известняков,

залегающих на глубине 11 971-12 415 футов с дебитом 168 млн. куб. футов в сутки

газа и свыше 34 баррелей конденсата в сутки.

Скважина   №   54   на   Старогрозненском   месторождении   в   Чечено-Ингушской

АССР фонтанировала в течение 8 лет и за это время дала 1,5 млн.  т  нефти (около

10 720 000 баррелей) [45]. Скважина «Дружба» в Балаханы (Бакинский район) давала

в 1875 г. до 400 тыс. пудов нефти в сутки (около 7 тыс. т в сутки) с глубины 175 м

(574  фута).   Общее   количество   нефти,   полученное   из   этой   скважины   за   время

фонтанирования, составило 0,5 млн. т (3 750 000 баррелей). Другая скважина в этом

районе за время фонтанирования дала также около 0,5 млн.  т, а дебит еще одной

скважины превышал в 1886 г. 700 тыс. пудов в сутки (87 500 баррелей) с глубины

213 м  (700  футов)   [46].   В   Бакинском   районе   известны   тысячи   скважин,

фонтанировавших с глубины 300-760 м (1000-2500 футов).

На   месторождении   Месджеде-Солейман   в   Иране   из   скважины   №   7-7   было

добыто около 50 млн. баррелей нефти за весь период ее эксплуатации. Продуктивный

горизонт   Асмари   (олигоцен-миоцен)   представлен   пористыми   и   трещиноватыми

известняками, залегающими на глубине 1000-3500 футов [47].

В   течение   весны   и   лета   1862   г.   более   5   млн.   баррелей   нефти   излилось   на

поверхность   при   вскрытии   новой   залежи   на   месторождении   Блок-Крик   в   районе

Эннискиллен,   юго-западный   Онтарио.   Нефть   сплошным   слоем   покрыла   все   озеро

Эри. Отдельные скважины на этом месторождении характеризовались дебитами от

1000 до 7500 баррелей в сутки при глубине залегания продуктивного горизонта 108-

237 футов [48].

Скважина № 30 на месторождении Йэйтс в западном Техасе фонтанировала

нефтью плотностью 0,876 (30°API) с глубины 1070  футов. Дебит ее составлял 8528

баррелей в час или около 204 681 баррель в сутки [49]. Эта скважина была пробурена

в   июле   1929   г.   и   в   настоящее   время   все   еще   эксплуатируется.   Продуктивны

кавернозные известняки пермского возраста.

¹Фонтанирующая скважина  -  это такая скважина, из которой нефть через насосно-

компрессорные   трубы   или   через   эксплуатационную   колонну   свободно   изливается   на
поверхность. Поток жидкости, выходящий из скважины, может представлять собой чистую
нефть   или   смесь   нефти   с   газом,   изливающихся   через   определенные   промежутки   времени
(периодическое   фонтанирование);   вместе   с   нефтью   из   скважины   может   поступать   вода,
образуя частично или полностью водо-нефтяную эмульсию.

Малорентабельные скважины и залежи

К этой категории¹ относятся скважины или залежи, для которых затраты на

добычу нефти почти равны прибыли, получаемой от продажи этой нефти. Глубина

скважины в данном случае значения  не имеет.  Малорентабельная  скважина может

давать полбарреля нефти в сутки с глубины 500 футов или 50 баррелей в сутки с

глубины   10   000   футов,   но   вместе   с   сотнями   баррелей   воды.   Примерно   ²/

3

  всех

эксплуатационных скважин США (392 535) относятся к этой категории, но все вместе

они дают лишь ¹/

5

 часть общей добычи нефти в стране [50]. Когда стоимость добычи

нефти и газа из скважины или залежи становится равной стоимости добытой нефти,

это   значит,   что   скважина   (залежь)   достигла   своего   экономического   предела.   Все

оценки   извлекаемых   запасов   по   скважинам   или   залежам   делаются   с   учетом   этого

экономического   предела   в   предположении,   что   при   его   достижении   эксплуатация

скважин и разработка (залежей) будут прекращены.

Эксплуатационный период скважин и залежей

Эксплуатационный период скважины или залежи начинается с того момента,

когда   получен   первый   баррель   нефти   или   первый   кубический   фут   газа,   и

заканчивается,   когда   достигнут   экономический   предел   эксплуатации,   т.е.   когда

скважина или залежь закрыты как непродуктивные, так как стоимость добычи нефти

становится выше, чем ее продажная цена. Продолжительность этого периода может

быть   самой   различной   -   от   нескольких   лет   для   залежей   небольших   или

характеризующихся   затрудненной   и   дорогостоящей   эксплуатацией   до   многих

десятилетий.   Некоторые   месторождения   в   Пенсильвании   и   Западной   Виргинии

разрабатываются   непрерывно   в   течение   75   лет   или   более.   Однако   большая   часть

месторождений,   разрабатывавшихся   в   прошлом,   достигали   максимального   уровня

добычи как в результате фонтанирования, так и насосно-компрессорной эксплуатации

в течение первых нескольких лет, когда начальные дебиты были наиболее высокими и

месторождения   интенсивно   разбуривались.   После   этого   добыча,   как   правило,

снижалась   и   месторождения   забрасывались   через   15-25   лет.   Период   разработки

залежи,   когда   эксплуатация   скважин   остается   рентабельной   при   использовании

только   пластовой   энергии   (вместе   с   механическими   способами   эксплуатации   -

компрессорным, насосным и т.п.). называется  периодом первичной разработки. При

современных методах эксплуатации скважин предусматривается относительно низкий

и равномерный темп отбора нефти в течение первых лет разработки, чтобы сохранить

максимальное   количество   пластовой   энергии   для   добычи   нефти   в   течение

последующих   лет.   Это   способствует   также   сохранению   пластовой   энергии,

продлению фонтанного периода эксплуатации скважин и повышению эффективности

разработки   месторождения.   Экономически   рентабельный   срок   разработки   многих

залежей,   вошедших   в   эксплуатацию   относительно   недавно,   по-видимому,   должен

быть 50 лет или более.

Вторичные методы разработки залежей

Истощение пластовой энергии приводит к тому, что часть нефти остается в

пласте. Природная энергия пласта уже не может обеспечить передвижение нефти к

забоям скважин. В связи с этим, когда разработка залежи на естественном режиме

¹В советской нефтепромысловой геологии нет термина, аналогичного американскому

термину stripper wells, stripper pools. По смыслу  -  это скважины или залежи, эксплуатация
которых близка к пределу рентабельности. - Прим. перев.

приближается   к   своему   экономическому   пределу,   дальнейшее   извлечение   нефти

возможно   только   с   применением   методов   искусственного   поддержания   пластовой

энергии, таких, как закачка в пласт воды, воздуха, газа, несмешивающихся жидкостей,

подземное сжигание нефти или нагнетание пара и т. д. Запасы нефти в США, которые

могут быть получены с помощью вторичных методов разработки, оцениваются более

чем   в   7   млрд.   баррелей   [51].   Оставшиеся   запасы   нефти   в   месторождениях   штата

Арканзас   после   применения   первичных   методов   равны   количеству   нефти,

извлеченной с помощью этих методов. На месторождении Брадфорд в Пенсильвании

добыча   нефти   первичными   методами   составила   250   млн.   баррелей.   С   помощью

вторичных методов (законтурного заводнения) предполагается добыть еще 320 млн.

баррелей, а к 1980 г. будет добыто 170 млн. баррелей. Однако и после этого в пласте

останется не менее 800 млн. баррелей нефти, которая должна будет извлекаться уже

какими-то «третичными» методами [52]. Непрерывный прогресс вторичных методов

разработки месторождений позволяет рассчитывать на то, что и на месторождении

Брадфорд,   и   на   многих   других   месторождениях,   попавших   в   разряд

малорентабельных, большая часть остаточных запасов нефти в конце концов будет

извлечена.

Эффективность заводнения определяется главным образом способностью воды

вытеснять из пласта оставшуюся в нем нефть. Процесс в общем аналогичен тому, что

происходит   при   естественном   вытеснении   нефти   водой   в   случае   водонапорного

режима. Вода нагнетается  в пласт  через  специальные  скважины, расположенные в

определенном порядке. Расстояние между этими скважинами зависит от ряда причин,

в том числе от стоимости скважин и продажной цены на нефть, а также от величины

конечной   нефтеотдачи,   которую   предполагается   достигнуть.   Поступающая   в  пласт

вода   движется   в   направлении   снижения   гидравлического   потенциала,   увлекая   за

собой нефть, оставшуюся в порах при первичной добыче. Нефтенасыщенность перед

фронтом движущейся воды возрастает, образуется «нефтяной вал», в конце концов

достигающий   эксплуатационных   скважин.   Однако   количество   воды,   добываемой

вместе   с   нефтью,   постепенно   увеличивается,   и   в   конечном   счете   скважины   дают

чистую воду. Типичная эксплуатационная характеристика залежи в случае нагнетания

воды в пласт приведена на фиг. 10-23.

Нагнетание  газа  или воздуха приводит  к несколько иному эффекту.  В этом

случае   «нефтяной   вал»   не   образуется.   Извлечению   оставшейся   в   пласте   нефти

способствует повышение ее газонасыщенности: пузырьки газа или воздуха увлекают

за собой нефть по более проницаемым зонам пласта. Кроме того, нагнетаемый под

давлением газ в какой-то степени поддерживает пластовое давление, замедляет темп

его   снижения,   т.е.   увеличивает   количество   пластовой   энергии,   требующейся   для

максимального извлечения нефти. Этот газ, растворяясь в нефти, снижает также ее

вязкость   и   способствует   более   свободному   продвижению   нефти   по   природному

резервуару.   Воздух-менее   благоприятный   агент   для   закачки   в   пласт,   чем   газ,

вследствие высокого корродирующего воздействия на оборудование и способности

взрываться при смешивании с газом. По мере увеличения количества закачиваемого в

пласт газа величина газового фактора возрастает,  а количество  извлекаемой нефти

уменьшается,   пока   в   конечном   счете   скважины   не   перейдут   полностью   на   газ.

Нагнетание газа наиболее эффективно в случае высокой водонасыщенности пластов, в

то   время   как   заводнение   более   эффективно   в   пластах   с   низкой   остаточной

водонасыщенностью   и   высокой   нефтенасыщенностью.   Повышение   нефтеотдачи

может   быть   достигнуто   и   совместным   или   последовательным   нагнетанием   в

истощенный пласт воды и газа. В лабораторных условиях испытывалось добавление к

воде углекислого газа, не только как физического, но и как химического агента. При

этом нефтеотдача значительно увеличивалась [53].

В последние годы интенсивно развивается новый метод извлечения остаточной

нефти из истощенных пластов - подземное горение [54]. Он заключается в нагнетании

в   пласт   воздуха   и   последующем   сжигании   пластовой   нефти   в   нагнетательных

скважинах.   Зажигание   нефти   производится   с   помощью   забойных   электро-   или

газовоспламенителей, а также химических реакций, дающих высокую температуру.

На первых этапах горения в пласт может добавляться кислород. Когда пласт зажжен,

аэрированный  участок  нагревается.  Область  нагрева движется по мере медленного

перемещения фронта горения. Горящая нефть карбонизируется (обугливается)

Фиг.   10-23.   Типичная   характеристика   разработки   нефтяной   залежи   на

месторождении  Хейнсвилл в северной Луизиане  (Akins, Trans. Am. Inst. Min. Met.
Engrs., 192, p. 242, Fig. 4, 1951).

Продуктивны известняки Петтит (мел). Закачка газа началась в январе 1945 г.,

а   воды   -   в   январе   1946   г.   Эффект   от   применения   вторичных   методов   разработки
хорошо виден на кривых изменения газового фактора, пластового давления и добычи
нефтп. 1 - начиная с этой даты, учет добычи попутного газа более точен; 2 - газовый
фактор;   3   -   забойное   давление;   4   -   начало   закачки   газа   в   пласт;   5   -   ежемесячная
добыча нефти (данные на 1 мая 1944 г.); 6 - начало централизованной (объединенной)
эксплуатации всех участков месторождения; 7 - повышение мощности установки по
закачке газа; 8 - начало закачкп в пласт воды; 9 - суммарная добыча нефти.

и становится основным топливом для этого фронта. Тепло и повышенное давление

приводят   к   образованию   «нефтяного   вала»,   двигающегося   в   сторону

эксплуатационных скважин.

Одним   из   многообещающих   вариантов   термальных   методов   воздействия   на

пласт является закачка горячей воды и пара [55]. Он заключается в подаче в пласт

воды и пара достаточно высокой температуры - около 400°F (сообщается и о более

высоких   температурах   нагнетания   -   до   700°F).   Извлечение   остаточной   нефти

происходит   главным   образом   в   результате   увеличения   ее   подвижности   при

повышении температуры, а также вследствие теплового расширения нефти. Закачка

горячей   воды   и   пара   производится   периодически   через   определенные   промежутки

времени. Добыча нефти происходит либо через нагнетательные скважины во время их

остановки, либо непрерывно - через эксплуатационные скважины.

Большая   часть   неглубоко   залегающих   залежей   в   США   в   настоящее   время

разрабатывается   с   помощью   вторичных   методов.   Обычно   применяется   нагнетание

газа или воды. Закачка воздуха применяется только в тех случаях, когда нет газа, а

заводнение   по   каким-либо   причинам   невозможно.   При   прочих   равных   условиях

заводнение оказывается обычно наиболее эффективным.

При особо благоприятных пластовых условиях практически вся извлекаемая

нефть может быть извлечена только с помощью первичных методов, и необходимости

в   применении   вторичных   методов   может   не   возникнуть.   Нефть,   получаемая   в

результате применения вторичных методов разработки, значительно более дорогая,

чем   нефть,   добываемая   с   помощью   первичных   методов.   Проект   разработки   новой

залежи   должен   быть   составлен   так,   чтобы   максимальное   количество   нефти   было

получено   с   помощью   первичных   методов.   Наиболее   благоприятны   условия   для

применения вторичных методов разработки, когда количество оставшейся в пласте

нефти достаточно велико.

Добыча газа

Природный   газ   может   добываться   вместе   с   нефтью   (попутный   газ)   или   в

чистом виде из чисто газовых залежей (свободный газ).

Попутный газ

Обычно   при   эксплуатации   нефтяных   месторождений   вместе   с   нефтью

добывается   значительное   количество   газа.   Даже   если   свободный   газ   в   начальный

период   отсутствует   и   весь   газ   находится   в   растворенном   состоянии   в   нефти,

впоследствии в связи со снижением пластового давления может образоваться газовая

шапка   (см.   фиг.   5-26).   На   поверхности   избыточное   количество   газа   отделяется   от

нефти   в   сепараторе   и   затем   перерабатывается   для   извлечения   естественных

бензиновых   фракций   или   получения   газопродуктов   (пропан,   бутан,   пентан)   в

сжиженном   виде   (так   называемый   «сжиженный   нефтяной   газ»).   После   очистки

(осушения)   оставшийся   попутный   газ   смешивается   с   обычным   сухим   газом   чисто

газовых залежей и в таком виде поступает в газопроводы.

Попутный газ выполняет две крайне важные функции в пласте: 1) он является

одним из источников пластовой энергии, способствуя продвижению нефти к забоям

скважин   и   иногда   даже   на   поверхность;   2)   будучи   растворенным   в   нефти,   он

понижает ее вязкость, делает более подвижной и, следовательно, легче извлекаемой.

Часто   добываемый   вместе   с   нефтью   попутный   газ   используется   в   качестве

топлива на промыслах. На тех месторождениях, где добывается большое количество

попутного   газа,   строятся   газобензиновые   заводы,   перерабатывающие   этот   газ   и

производящие бензин и другие жидкие углеводороды. Если осушенный попутный газ

не   находит   сбыта,   а   количество   его   превышает   нужды   промысла,   то   он   обычно

выпускается в воздух или сжигается в факелах. На промысле газ используется также в

качестве   топлива   для   паровых   и   газовых   двигателей,   обслуживающих

глубиннонасосные   скважины,   для   обогрева   и   освещения.   Наибольшее   применение

избыточный   газ   находит   на   истощенных   месторождениях,   где   он   закачивается

обратно в пласт для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи.

Свободный газ

Большая часть газа, используемого в промышленности и транспортируемого по

газопроводам, добывается из чисто газовых месторождении и залежей. Обычно этот

газ   сухой,   его   перекачивают   из   скважин   непосредственно   в   газопроводы.   Когда

пластовое давление в газовой залежи снизится настолько, что скважины не смогут

подавать   газ   в   газопроводы   из-за   того,   что   в   них   более   высокое   давление,   газ   из

скважин предварительно сжимается в компрессорных установках до тех пор, пока его

давление не превысит давление в трубопроводе.

Коэффициент   газоотдачи   продуктивных   пластов   по   отношению   к

геологическим   запасам   обычно   значительно   выше,   чем   коэффициент   нефтеотдачи,

причем этот газ на промыслах никогда не сжигается в факелах и не выпускается в

воздух.

В   газоконденсатных   залежах   наиболее   тяжелые   углеводороды   в   пластовых

условиях растворены в газовой фазе (см. фиг. 10-4, В). В случае снижения давления,

но не температуры, из газовой фазы эти углеводороды выделяются в виде жидкости.

Для   того   чтобы   обеспечить   максимальное   извлечение   пластовых   флюидов   из

газоконденсатных залежей, необходимо

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  57  58  59  60   ..