Система разработки месторождений нефти и газа Западной Сибири

Содержание 

Введение…………………………………………………………………………...3

1. Понятие системы разработки…………………………………………………..5
2. Стадии разработки нефтяных залежей………………………………………..8
3. Нефть Западной Сибири: новые проблемы и новые методы обустройства месторождений………………………………………………..…………………11
Заключение…………………………………..……………………………..……14
Список использованной литературы………………………………….………..16

Введение
Классификация нефтегазоносных территорий и нефтегеологическое районирование являются основой выявления закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре, познание которых необходимо при научно обоснованном прогнозировании нефтегазоносности недр и выбора направлений поисково-разведочных работ.
Крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км. нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1.1%), парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.
За годы освоения и эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири были разработаны инженерные решения по всему кругу проблем, связанных с технологиями добычи, сбора и подготовки нефти, оборудованием, инфраструктурой и в первую очередь – с нефтепромысловым строительством.
Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Основной ее объем извлекается насосным способом, на долю фонтанной добычи приходится не более 10%. Из этого следует, что основные месторождения находятся на поздней стадии разработки, что заставляет задуматься над важной проблемой топливной промышленности - старением месторождений. Этот вывод подтверждается и данными по стране в целом.
В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Усть-Балыкское, Убинское, Толумское, Муравленковское, Суторминское, Холмогорское, Талинское, Мортымья-Тетеревское и другие. Большая часть из них расположена в Тюменской области – своеобразном ядре района. В республиканском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. В Тюменской области добывается более 220 млн. тонн нефти, что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири и более 55% от всего объема добычи по России.
1.Понятие системы разработки
Система разработки нефтяного месторождения (залежи нефти) характеризуется как комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки определяет число объектов самостоятельной разработки в разрезе месторождения, число скважин, размещение и последовательности их бурения, обосновывает необходимость и метод искусственного воздействия на продуктивные пласты, способ эксплуатации скважин и определяет основные мероприятия по регулированию процесса разработки для достижения высокой нефтеотдачи, устанавливает комплекс мероприятий по исследовательским работам на залежи нефти и контролю за состоянием разработки.
Для одного и того же месторождения можно назвать множество систем, отличающихся по числу добывающих скважин, по их расположению на структуре, по методу воздействия на продуктивные пласты и т. д., поэтому существует необходимость сформулировать понятие рациональной системы разработки. В качестве критериев рациональной системы разработки принимаются следующие основные положения:
1. Наименьшую степень взаимодействия между скважинами должна обеспечить рациональная система разработки. Минимальное взаимодействие между скважинами достигается увеличением расстояния между ними. С другой стороны, при увеличении расстояния между скважинами общее их число на месторождении уменьшается, что ведет к снижению суммарного дебита скважин. Кроме того, в условиях неоднородного пласта увеличение расстояния между скважинами может привести к тому, что часть нефтенасыщенных линз, полулинз или пропластков не будет охвачено скважинами и они не будут приобщены к разработке.
Тем самым, наименьшее взаимодействие между скважинами не может служить единственным всеохватывающим критерием рациональности системы разработки.
2. Наибольший коэффициент нефтеотдачи должна обеспечить рациональная система. При полном охвате нефтепродуктивного пласта процессом вытеснения можно достигнуть максимальную нефтеотдачу. Это условие, особенно в неоднородных пластах, можно выполнить при более тесном размещении скважин. Кроме того, так как наиболее высокие коэффициенты достигаются при водонапорном режиме, а естественные притоки воды чаще не обеспечивают высоких темпов разработки, то существует необходимость создания искусственного водонапорного режима закачкой воды или газа в пласт.
Внимательное рассмотрение двух названных критериев указывает на то, что они содержат два противоположных требования. Первый критерий требует применения редких сеток, второй -- более плотной сетки. Кроме того, сгущение скважин и поддержание пластового давления увеличивают себестоимость нефти. Следовательно, ни наименьшая степень взаимодействия между скважинами, ни максимальный коэффициент нефтеотдачи отдельно не могут быть приняты в качестве единственных критериев рациональности системы разработки.
3. Минимальную себестоимость нефти должна обеспечить рациональная система разработки. Из рассмотренных в процессе проектирования нескольких вариантов разработки выбирается вариант, обеспечивающий наивысшую нефтеотдачу. Названные выше критерии хотя и правильно определяют ориентиры для выбора системы разработки, тем не менее ни один из них не может быть принят за определяющий, так как они не учитывают потребностей страны в нефти, устанавливаемых народнохозяйственными планами.
Таким образом, понятие рациональной системы разработки в окончательном виде формулируется так: рациональная система разработки должна обеспечить заданную планом добычу нефти при минимальных затратах и возможно больших коэффициентах нефтеотдачи.
При водонапорном режиме процесс обводнения газовых скважин - это естественный процесс. Но при этом необходимо предусматривать такое число добывающих газовых скважин, такое размещение их по площади газоносности и соответствующие технологические режимы эксплуатации газовых скважин, систему обустройства и транспорта газа, которые обеспечивали бы наибольшее газоизвлечение, получение максимальной прибыли при наименьших капитальных затратах.
Различают три периода разработки газовых залежей:
I - период нарастающей добычи газа;
II - период постоянной (максимально достигнутой) добычи газа;
III - период падающей добычи газа.
2. Стадии разработки нефтяных залежей
Разработка нефтяных залежей характеризуется четырьмя стадиями:
I стадия - нарастающая добыча нефти;
стадия - выход на максимальный уровень добычи нефти и его стабилизация;
стадия - падающая добыча нефти;
IV стадия - поздняя (завершающая) добыча нефти.
На I стадии идет рост добычи нефти за счет ввода в разработку новых скважин из бурения. Этот период характеризуется безводной добычей нефти. В конце I стадии в отдельных скважинах появляется вода. Ведутся подготовительные работы, а иногда начинается закачка воды или иного агента воздействия с целью поддержания пластового давления. После завершения бурения и ввода в эксплуатацию всего фонда скважин наступает стабилизация, т.е. выход на максимальный уровень добычи нефти и удержание его. Этот период может быть 4-5 лет. Разработчики недр принимают меры, чтобы как можно дольше удержать максимальный уровень добычи нефти. Достигается это за счет выхода на проектный уровень закачки воды (или иного агента воздействия) для поддержания пластового давления, проведения различных геолого-технических мероприятий как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах, внедрения насосов большей производительности (при механизированном способе добычи нефти), проведения ремонтно-изоляционных работ. При необходимости бурят резервные скважины. Применяются также меры по увеличению коэффициента эксплуатации скважин, а также снижению бездействующего фонда скважин. Важное место занимает проведение исследовательских работ в добывающих и нагнетательных скважинах и т.д.
III стадия - падающая добыча нефти. В этот период снижение дебитов в нефтяных скважинах происходит за счет роста обводненности, снижения пластового давления, выхода скважин в ремонт и т.д. Промысловиками принимаются меры по снижению темпов падения добычи нефти. Достигается это теми же мерами, что и на II стадии. С учетом большей изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия. На основе анализа полученных промысловых исследований большое внимание уделяется включению в работу неработающих продуктивных пропластков за счет бурения боковых горизонтальных стволов, проведения поинтервальных кислотных обработок, направленных гидравлических разрывов, щелевой разгрузке, обработке скважин оксидатом и т.д. Проводятся большие работы по снижению водопритоков в добывающих скважинах, применяется циклическое заводнение и т.д. Появляется проблема с утилизацией больших объемов пластовых вод. Скорость обводнения эксплуатационных скважин при разработке нефтяных залежей зависит от отношения вязкостей нефти и воды:
W0 =
Промысловыми исследованиями установлено, что (при условии равномерной проницаемости продуктивного пласта) если W0 < 3, то происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременное опережающее обводнение нефтяных скважин. Если W0 > 3 - происходит преждевременное опережающее продвижение воды к забою эксплуатационных скважин и быстрое обводнение скважин. В этой связи проводят работы по снижению значения W0 за счет загущения закачиваемой воды в пласт полиакриламидом или биополимером. На I - II - Ш стадиях разработки планируется отбор основных запасов нефти (80-90% от извлекаемых запасов).
IV стадия разработки месторождения является завершающей. На IV стадии отмечаются низкие дебиты и отборы нефти, но большие отборы пластовой воды. Этот период длится сравнительно долго - до рентабельности разработки месторождения.
В конце III и IV стадий разработки возможна форсированная эксплуатация скважин с извлечением из пласта больших объемов воды (8-12 м3 пластовой воды на 1 т добываемой нефти).
Сроки и объемы добычи каждой стадии определяются в технологической схеме разработки месторождения.
3. Нефть Западной Сибири: новые проблемы и новые методы обустройства месторождений
Сегодня перед проектировщиками появились и новые проблемы:
• общее снижение качества запасов по вновь вводимым месторождениям Западной Сибири, преобладание среди них низкопродуктивных, сложнопостроенных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, а также выход в поздние стадии разработки крупнейших среди ранее введенных месторождений; в обоих случаях сложность разработки возрастает;
• дальнейшее продвижение нефтедобычи на север и усложнение условий для строительства промысловых объектов (вечная мерзлота), повышение требований к их технической надежности и экологической безопасности;
• повышение требований к экономичности нефтедобычи и в особенности – к экономичности эксплуатации малодебитного фонда скважин.
Но главное – это изменение форм собственности и всей организационно-правовой сферы нефтедобычи, появление недропользователей (НП) с негосударственными формами собственности (крупные НК, а также средние и малые структуры) при государстве-недровладельце (НВ) в лице федеральных и территориальных органов власти. С распадом прежней отраслевой системы нормативно-правового и методического обеспечения разработки и обустройства месторождений стал необходимым новый комплексный поход к стадиям проектирования, строительства и эксплуатации. Структура и качество запасов через показатели разработки определяют требования к системам добычи, сбора и подготовки нефти, газа и воды. Необходимы качественно новые технологии по системам ППД (поддержания пластового давления). Особая задача – обустройство малых месторождений и отдельных участков освоенных месторождений с их привязкой к системам других НП с обеспечением возможности подключения и взаиморасчетов. Продвижение в арктические зоны означает, помимо общего ужесточения природно-климатических условий, размещение всех промысловых объектов и систем на вечной мерзлоте, чего прежде (при островной мерзлоте) удавалось избегать, что заставляет по-новому решать задачи транспортного и энергетического обеспечения. Уже на стадии проектирования необходимо учитывать требования к экологической безопасности и охране природной среды, в том числе разрабатывая методы объективной количественной оценки этих показателей. Отдельный комплекс проблем – реконструкция обустройства старых месторождений региона, технологические системы которых, рассчитанные на условия пика добычи нефти, в первую очередь трубопроводы, приходят в аварийное состояние. Однако по подобным природным и техническим аспектам (структура запасов, природные условия, требования надежности и экономичности) уже существуют наработки и современные технологии решения соответствующих задач. Принципиально же новые задачи ставит изменение организационно-правовых форм нефтедобычи с разделением НВ и НП. Это прежде всего государственный контроль объектов и систем обустройства на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации по следующим показателям:
• соответствие систем обустройства требованиям проекта разработки с учетом его периодических ревизий и корректировок;
• соответствие действующим нормам уровня промысловых технологий (качество продукции, степень утилизации попутного газа, выбросы, потери и т.д.), а также уровня технической надежности и экологической безопасности объектов и систем;
• полнота и качество функционирования системы контроля и учета добычи нефти с включением надзорного контроля разработки и налогового учета добычи. Здесь также необходимо разработать количественные оценки требуемых уровней, способы их обеспечения уже на стадии проектирования и методы определения их фактических значений при обследованиях действующих объектов и систем. С новыми организационно-правовыми формами нефтедобычи связаны и увеличение расчетных сроков разработки месторождений и эксплуатации объектов и систем обустройства, обеспечение эволюционного характера изменений технологических систем обустройства по стадиям разработки месторождения без перестройки их структуры, введение единой системы контроля и учета добычи нефти предприятия.
Заключение
Очень огромно значение нефтегазовой отрасли в народном хозяйстве страны. Практически все отрасли промышленности, сельское хозяйство, транспорт, медицина и просто население страны на современном уровне развития потребляют нефть, природный газ и нефтепродукты. Тем самым, потребление их внутри страны из года в год возрастает.
С огромными потенциальными ресурсами нефти и газа, которые залегают в недрах связаны перспективы развития нефтегазового комплекса. К ним относятся большие площади перспективных земель, как в пределах суши, так и на акваториях, где имеются предпосылки для обнаружения значительных скоплений нефти и газа.
Очень огромно значение нефтегазовой отрасли в народном хозяйстве страны. Практически все отрасли промышленности, сельское хозяйство, транспорт, медицина и просто население страны на современном уровне развития потребляют нефть, природный газ и нефтепродукты. Тем самым, потребление их внутри страны из года в год возрастает.
С огромными потенциальными ресурсами нефти и газа, которые залегают в недрах связаны перспективы развития нефтегазового комплекса. К ним относятся большие площади перспективных земель, как в пределах суши, так и на акваториях, где имеются предпосылки для обнаружения значительных скоплений нефти и газа.
Это относится и к районам, где давно проводится добыча УВ, и к тем, где поисковые работы практически не проводились. Среди первых находятся Урало-Поволжье, Тимано-Печора, Западная Сибирь, Предкавказье, Прикаспий, Восточная Сибирь, Дальний Восток (Сахалин). В указанных районах сосредоточены еще значительные прогнозные ресурсы нефти и газа, которые необходимо разведать и прирастить запасы УВ в стране в ближайшем будущем.
В регионах Западной Сибири перспективы поисков новых объектов нефти и газа могут быть связаны:
· с поисками и разведкой нефти и газа в карбонатных коллекторах;
· с выявлением перспективных горизонтов на большой глубине (более 4,5 км);
· с выявлением неструктурных ловушек и поисками залежей УВ на склонах сводовых поднятий и бортах впадин и др.
Кроме этого, перспективы обнаружения новых нефтегазовых объектов имеются и в неизученных частях России, где работы вообще не проводились, либо проводились в небольших объемах и не дали положительного результата. К ним относятся, например, центральные районы европейской части России. Здесь имеются впадины земной коры (Московская и Мезенская), выполненные мощной толщей древних отложений. Перспективы нефтегазоносности этих впадин связаны с отложениями венда (протерозой), нижнего и верхнего палеозоя.
Перспективы нефтегазоностности связаны также с неизученными частями Восточной Сибири и Дальнего Востока, где возможные продуктивные горизонты могут быть в палеозойских и мезозойских отложениях. К ним относятся, например, Тургузская впадина (глубиной 4 км). Новые открытия могут быть сделаны в арктических акваториях России, на шельфе Баренцева и Карского морей, которые являются геологическим продолжением платформенных частей суши Русской и Западно-Сибирских плит, а последние являются наиболее продуктивными частями России.
Список используемой литературы:
1. Дунаев Ф.Ф., Егоров В.И., Н.Н. Победоносцева Н.Н., Сыромятников Е.С. Экономика нефтяной и газовой промышленности. М: «Недра», 2003.
2. Егоров В.И., Злотникова Л.Г. Экономика нефтегазовой и нефтехимической промышленности. - М: «Химия», 2002.
3. Зыкин М.Я., Козлов В.А., Плотников А.А. Методика ускоренной разведки газовых месторождений. - М.: Недра, 2000.
4. Мстиславская Л.П. Нефтегазовое производство (Вопросы, проблемы, решения): Учебное пособие. - М.: РГУ нефти и газа, 1999.
5. Салманов Ф.К., Нестеров И.И., Потеряева В.В. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. - М.: Недра, 2001.
6. Калинина В.П., Диденко Т.В. Средства производства и технический прогресс на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М: МИНГ, 1999.