Что называется депрессией на пласт
Перепады давления в пласте при добыче нефти и газа. комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов
Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давления — общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетательной скважины.
Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины DРскв.д, применительно к нагнетательной скважине — репрессией на забое скважины DРскв.д. В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.
В добывающей скважине забойное давление DРзаб.д меньше текущего пластового давления DРпл.тек величину депрессии, в нагнетательной скважине DРзаб.н больше DРпл.тек на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями
При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнетательной скважины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости qж и приемистостью W:
Здесь К’ и К»—коэффициент продуктивности и коэффициент приемистости скважины, выражаемые соответственно в (т/сут)/0,1 MПа и в (м 3 /сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления в скважине. Коэффициенты К’ и К.» для одной и той же скважины обычно имеют разные значения. Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью совершенствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закачке рабочего агента.
Дебит скважины по жидкости qж и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям:
где kпр — проницаемость пласта; h — толщина пласта; DРскв.д(н) =Рпл-Рзаб в добывающей (нагнетательной) скважине; Rк — радиус условного контура питания скважины: rпр — приведенный радиус скважины; и m,— соответственно вязкость нефти и воды.
Радиус условного контура питания скважины Rкпринимают равным половине расстояния между скважинами.
Приведенный радиус скважины rпр — радиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.
Соответственно : коэффициенты продуктивности и приемистости представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.
На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 86). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.
Рис. 86. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин:
q„ — дебит скважин по нефти; W — приемистость скважин; Др — депрессия (репрессия) на забое скважины
По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в связи со смыканием трещин при значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.
Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид
При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент K'(K») остается постоянным в интервале исследованных режимов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепада давления.
На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления. Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических и технических условиях.
В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) К’ ( К») на 1 м работающей толщины пласта h:
Этот показатель используют при обосновании кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении фильтрационной характеристики пластов разной толщины и в других случаях.
В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в координатах qг и (P 2 пл.тек – Р 2 заб)/ qг (рис. 87). Уравнение индикаторной линии имеет вид
где А и В— коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от конструкции скважины (В).
Коэффициент А численно равен значению (P 2 пл.тек – Р 2 заб)/ qг в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части уравнения соответствует 1/А, т.е.
По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) оценивается основная фильтрационная характеристика пласта — коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.
Ниже приводятся наиболее широко применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.
15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти
Nav view search
Навигация
Понятие о бурении с депрессией на пласт
Из самого термина следует, что условия депрессии на пласт возникают каждый раз, когда эффективное циркуляционное давление бурового раствора, рабочей жидкости для заканчивания, интенсификации или ремонта скважины (гидростатическое давление столба жидкости плюс давление, развиваемое буровыми насосами при циркуляции или нагнетании жидкости, и сопутствующий перепад давления из-за сил трения) оказывается меньше, чем
эффективное поровое давление в продуктивном пласте.
За исключением случаев аномально высокого пластового давления, столб бурового раствора на водной основе создает избыточное противодавление на продуктивный пласт. При разбуривании горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями и использованием буровых растворов на водной или нефтяной основе условия депрессии на пласт создаются естественным путем. Такие условия характеризуются термином «бурение с притоком из скважины», если они возникают в ходе бурения. Этот метод успешно применялся при разбуривании таких формаций, как Austin Chalk в штате Техас и штате Луизиана, а также в Мексике, Китае, и в других регионах, где имеются продуктивные пласты с запасом энергоносителей и наличием сероводорода.
При достаточно низком пластовом давлении в скважине нельзя получить условия депрессии на пласт с использованием обычных буровых растворов на водной или нефтяной основе. В этих случаях для получения депрессии на пласт в циркулирующий буровой раствор вводится неконденсируемый газ, в результате чего понижается плотность бурового раствора. Этот метод часто называют «искусственным созданием условий депрессии на пласт». При вскрытии истощенных продуктивных пластов для достижения депрессии на пласт часто используется азот криогенного происхождения или полученный мембранным методом. Все более широкое распространение для получения условий депрессии на пласт получают рабочие агенты в виде пены, в основном потому, что стабильная пена имеет наиболее высокую выносную способность по сравнению с любой другой рабочей жидкостью при данной скорости подъема в кольцевом пространстве.
Приток под контролем
Бурение на депрессии — современная технология строительства скважин, которая позволяет более эффективно разрабатывать сложные запасы.
При традиционном способе бурения плотность бурового раствора подбирают так, чтобы давление жидкости в скважине (забойное давление) было выше пластового. Столб бурового раствора задавливает нефть и газ, находящиеся в пласте, не позволяя им вырваться наружу и создать риск аварии.
Чтобы продолжать бурение дальше, нужно удерживать равновесие между поглощением раствора и притоком в скважину пластового флюида — давление в пласте и в скважине должно быть одинаковым. На практике забойное давление делают чуть ниже, позволяя нефти и газу поступать в скважину, но происходит это под жестким контролем, так, чтобы скважина не начала фонтанировать. В качестве промывочной жидкости обычно используют нефть, которая легче воды, иногда с добавлением азота для дополнительного снижения плотности. Это и есть бурение на депрессии. Оно дает возможность вскрывать значительно больше трещин, повышая эффективность разработки карбонатных трещиноватых коллекторов.
Однако это требует использования достаточно сложного и дорогостоящего оборудования. Чтобы загерметизировать устье скважины, не прекращая бурения и спуско-подъемных операций, используется роторно-устьевой герметизатор. Штуцерный манифольд позволяет регулировать давление в затрубном пространстве, откуда промывочная жидкость поступает на поверхность. Высокоточные расходомеры обеспечивают измерение всех параметров поступающей жидкости. А специализированное программное обеспечение обрабатывает данные, поступающие с датчиков, и контролирует весь процесс.
Еще одно преимущество технологии — возможность начать добычу уже в процессе строительства скважины. Речь идет о той нефти, которая поступает в скважину из пласта в процессе бурения. Ее излишки удаляют на поверхности. К примеру, во время работы на Арчинском месторождении уже в процессе бурения было получено 450 тонн нефти. Кроме того, используемое оборудование позволяет вводить скважины в эксплуатацию в течение двух суток после окончания бурения — в восемь раз быстрее, чем обычно. За это время на первой скважине было дополнительно получено еще 2700 тонн нефти.
депрессия на пласт
2.11 депрессия на пласт: Разность между текущим пластовым и забойным давлениями.
Смотреть что такое «депрессия на пласт» в других словарях:
депрессия на пласт — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN differential pressure drawdown … Справочник технического переводчика
СТО Газпром 18-2005: Гидрогеоэкологический контроль на специализированных полигонах размещения жидких отходов производства в газовой отрасли — Терминология СТО Газпром 18 2005: Гидрогеоэкологический контроль на специализированных полигонах размещения жидких отходов производства в газовой отрасли: 2.8 депрессионная воронка: Часть водоносного горизонта с пониженным пластовым давлением,… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Разработка газоконденсатных месторождений — (a. development of gas condensate field, exploitation of gas condensate field; н. Gaskondensatlagerstattenabbau; ф. exploitation des gisements de gaz а condensat; и. explotacion de yacimientos de condensado de gas) комплекс работ по… … Геологическая энциклопедия
Дебит — (от франц. debit сбыт, расход * a. discharge, flow rate, yield, production rate; н. Forderrate, Zufluβrate, Entnahmerate, Ergiebigkeit; ф. debit; и. caudal de un pozo, rendimiento de un sondeo) объём жидкости (воды, нефти) или газа,… … Геологическая энциклопедия
Освоение скважин — (a. well completion; н. Inproduktionssetzen der Sonde; ф. completion des puits; и. habilitacion de pozos, potenciacion de sondeos, poner en explotacion pozos, poner en marcha sondeos) комплекс работ по вызову притока пластового флюида из… … Геологическая энциклопедия
Грузинская Советская Социалистическая Республика — (Cакартвелос Cабчота Cоциалистури Pеспублика), Грузия, расположена в центр. и зап. части Закавказья. Пл. 69,7 тыс. км2. Hac. 5,17 млн. чел. (на 1 янв. 1984). Cтолица Tбилиси. B республике 65 адм. p нов, 60 городов и 53 посёлка гор. типа.… … Геологическая энциклопедия
Газпром добыча Астрахань — ООО «Газпром добыча Астрахань» Тип Общество с ограниченной ответственностью Деятельность Добыча газа Год основания 1981 Прежние названия Астраха … Википедия
Украинская Советская Социалистическая Республика — УССР (Украïнська Радянська Социалicтична Республika), Украина (Украïна). I. Общие сведения УССР образована 25 декабря 1917. С созданием Союза ССР 30 декабря 1922 вошла в его состав как союзная республика. Расположена на… … Большая советская энциклопедия
Казахская Советская Социалистическая Республика — (Казак Cоветтик Cоциалистик Pеспубликасы), Казахстан, расположена на Ю. З. Aзиатской части CCCP. Пл. 2717,3 тыс. км2. Hac. 15,25 млн. чел. (1984). Cтолица Aлма Aта. B K. 19 областей, 82 города, 205 пос. гор. типа, 221 сельский, 35… … Геологическая энциклопедия
Эфиопия — Hародная Демократическая Pеспублика Эфиопия, гос во в Bост. Aфрике. Пл. ок. 1221,9 тыс. км2. Hac. ок. 37 млн. чел. (1988). Cтолица Aддис Aбеба. Aдм. терр. деление 24 адм. территории и 5 авт. территорий. Oфиц. язык амхарский. Ден. единица… … Геологическая энциклопедия
Управление депрессией
Нефтяные оторочки относятся к тем запасам, которыми раньше пренебрегали. Однако фраза о том, что легкой нефти в мире уже не осталось, стала аксиомой, а если принимать во внимание темпы развития технологий добычи, такие активы становятся все более привлекательными. Для «Газпром нефти» эта тема тем более актуальна: нефтяные оторочки есть на многих газоконденсатных месторождениях, которые разрабатывает «Газпром»
Нефтяной оторочкой называют нефтяную часть двухфазной залежи, газ в которой занимает намного больший объем, чем нефть. Для «Газпром нефти» это в первую очередь активы материнской компании — «Газпрома», освоение которых рассматривается как одно из перспективных направлений развития ресурсной базы компании.
В настоящее время «Газпром нефть» ведет работу на пяти подобных проектах: на Чаяндинском, Заполярном, Оренбургском и Западно-Таркосалинском месторождениях, а также на Уренгойской группе активов (Ен-Яхинское, Песцовое и Уренгойское). В перспективе рассматривается Тазовское месторождение.
Все эти активы — нефтегазоконденсатные месторождения, где «Газпром нефти», согласно Стратегии нефтяного бизнеса «Газпрома», передается в работу нефтяная часть, то есть одна или несколько нефтяных оторочек.
В каждом случае выбирается своя схема работы. Если добыча нефти не обещает заметного экономического эффекта, но необходима с точки зрения комплексного освоения актива и промысел перспективен по газу, «Газпром нефть» выступает как оператор, а ее участие может ограничиться опытно-промышленными работами (ОПР). Если по итогам ОПР будет установлено, что добыча нерентабельна, по согласованию с недропользователем может быть инициирован пересмотр лицензионных обязательств по добыче нефти. Там же, где проект экономически привлекателен, принимается решение об инвестициях.
Нефтяная оторочка
Проекты реализует специально созданная в 2014 году дочерняя структура — «ГазпромнефтьЗаполярье». В работах на месторождениях также задействованы добывающие предприятия. Так, «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» ведет работы на Чаяндинском, Заполярном и на Уренгойской группе месторождений. В сфере ответственности «Газпромнефть-Оренбурга» — Оренбургское месторождение. «Газпромнефть-Муравленко» займется Западно-Таркосалинским месторождением.
Непростые запасы
Главная особенность нефтяных оторочек — небольшая мощность пласта: от до 15 м. Над нефтяным слоем — значительно превосходящая его по объему газовая шапка, которая, как правило, находится с нефтью в динамической связи. «При интенсивной разработке нефтяной оторочки очень быстро происходит прорыв газа, поэтому важно выдерживать депрессию на пласт на определенном уровне, — рассказал руководитель проекта Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения „Газпромнефть-Заполярье“ Владимир Куриннов. — После прорыва газа получить требуемый коэффициент извлечения нефти (КИН) будет уже невозможно». При этом экономически обоснованный КИН нефтяных оторочек, как правило, не превышает 15 %, а дальнейший его рост за счет увеличения количества скважин снижает рентабельность проекта.
Основной принцип разработки нефтяных оторочек — регулируемая депрессия на пласт*. Высокая депрессия в обычной наклонно направленной скважине обеспечивает увеличение дебита, то есть больший приток к скважине нефти в единицу времени. Однако при наличии газовой шапки и близкого водоносного слоя высокая депрессия может способствовать прорыву к забою газа и образованию водяных конусов. Поэтому при разработке нефтяных оторочек, чтобы вовлечь в работу большие зоны пласта, не создавая при этом высоких депрессий, используются горизонтальные скважины. Но и здесь есть свои проблемы: в связи с тем, что мощность пласта небольшая, при проводке горизонтальных стволов требуется очень высокая точность. Значит, необходимо повышение качества проектирования, что требует проведения более тщательных исследований расположения границ газонефтяного и водонефтяного контактов.
Применение такой полезной в других случаях технологии, как гидроразрыв пласта, требует особой осторожности, так как появление вертикальных трещин в пласте малой мощности также способно вызвать прорыв газа. Наконец, на таких месторождениях действуют требования промышленной безопасности для газовых скважин, значительно более жесткие, чем для нефтяных. Все это влечет за собой более высокие капитальные затраты.
Одно из ключевых правил разработки месторождений с нефтяными оторочками — равномерная разработка нефтяной и газовой частей.
Добывать или списывать?
В целом несмотря на все трудности нефтяные оторочки успешно разрабатываются во многих странах: Норвегии, Малайзии, Индонезии, Австралии, Тринидаде и Тобаго и др.
Например, нефтяная часть месторождения Тролль на норвежском шельфе имеет нефтяную оторочку толщиной Для того чтобы извлечь из нее нефть, было пробурено 110 горизонтальных добывающих скважин, 28 из них — многоствольные. Скважины оборудовались противопесочными фильтрами и устройствами управления притоком. Добыча нефти здесь началась в 1995 году — на полгода раньше, чем добыча газа. Разработкой газовой части занималась компания Statoil, а нефтяной — Hydro (до объединения со Statoil в 2007 году — самостоятельная нефтегазовая компания). Хотя пики добычи нефти на месторождении (18 млн тонн в год) были пройдены в начале 2000‑х, ее продолжают добывать и сегодня (текущий объем добычи — около 6 млн тонн в год).
Для борьбы с образованием конусов обводнения и прорывами газа на газонефтяных месторождениях Малайзии применяют устройства управления притоком и интеллектуальные системы заканчивания скважин. Используется барьерное заводнение у поверхности водонефтяного и газонефтяного контактов.
На месторождении Снэппер в Австралии разработка тонкой нефтяной оторочки (толщина пласта началась еще в 1981 году. Рыночная ситуация была такова, что у эксплуатирующих месторождение компаний Esso Australia и BHP не было необходимости форсировать здесь добычу газа, пока другие месторождения позволяли удовлетворить существующий спрос на «голубое топливо». Поэтому было принято решение использовать для добычи нефти часть скважин, на которых позднее должна была начаться добыча газа.
Ряд проектов, связанных с разработкой нефтяных оторочек, есть и в России. Так, например, компания «Сургутнефтегаз» на Федоровском и Лянторском месторождениях успешно добывала нефть из пластов толщиной с использованием горизонтальных скважин.
Нефтяные оторочки (подгазовые залежи) — перспективный класс запасов: у них значительный потенциал как в России, так и за рубежом. Работая сегодня на нефтяных оторочках нефтегазоконденсатных месторождений, мы получаем уникальный опыт применения современных технологий, который будет востребован при освоении подобных залежей в будущем и при разработке трудноизвлекаемых запасов в целом. Кроме того, ко многим таким активам в России «Газпром нефть» получает эксклюзивный доступ, так как они принадлежат нашей материнской компании — «Газпрому». Участие «Газпром нефти» позволяет повысить эффективность управления нефтяным портфелем Газпрома», при этом в каждом проекте мы ищем и находим свой формат взаимовыгодного сотрудничества с недропользователем.
«Инвестировать средства в такие проекты имеет смысл только в том случае, если они позволяют получать прибыль. А на нефтяных оторочках это далеко не всегда возможно даже при условии перевода их в категорию трудноизвлекаемых запасов и получения соответствующих налоговых льгот», — отмечает генеральный директор «Газпромнефть-Заполярье» Дмитрий Махортов.
Решающее влияние на уровень рентабельности оказывают такие параметры, как размер запасов и наличие нефтяной инфраструктуры в регионе. Именно отсутствие последней зачастую становится сдерживающим фактором. Безусловный интерес представляют проекты, где рентабельность добычи из нефтяной части по показателю PI (индекс рентабельности инвестиций) превышает 1,25. Если уровень рентабельности ниже, для положительного решения необходимы дополнительные веские основания. Но, как правило, если добыча нефти признается нерентабельной, такие запасы нужно списывать или по крайней мере откладывать их разработку в расчете на появление новых технологий.
Понять реальную перспективу каждой оторочки позволяют опытно-промышленные работы. Специалисты компании оценивают, может ли применение тех или иных технологий обеспечить приемлемый уровень рентабельности. Если это невозможно, готовится обоснование для запроса о списании запасов в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых. И такой прецедент на активах «Газпрома» уже есть. Так, в апреле 2016 года были списаны не подтвердившиеся запасы на одном из пластов месторождения Заполярное: пробуренные разведочные скважины показали, что в настоящее время нефти там нет.
* Пластовая депрессия (депрессия на пласт) — разность между пластовым и забойным давлением в работающей скважине.
5 оторочек «Газпром нефти»
На Заполярном месторождении в ЯНАО проект разработки нефтяной оторочки обещает быть рентабельным, и «Газпром нефть» инвестирует в неготсвои средства. На месторождении действует льгота по НДПИ до конца 2021 года, поэтому основная задача — добыть максимум до завершения льготного периода. Работы здесь ведутся с 2015 года. Сейчас ведется бурение двух скважин. Пока это программа ОПР, но уже в нынешнем году планируется завершить проектные работы по обустройству и бурению, а в следующем — начать строительство объектов инфраструктуры. В компании рассчитывают, что добычу здесь можно будет начать в 2017 году, а в 2018 году выйти на объем 3 тыс. тонн нефти в сутки. Инфраструктуру предполагается строить поэтапно, по мере подтверждения запасов.
Это крупное нефтегазоконденсатное месторождение в Якутии, которое должно стать источником заполнения строящегося газопровода «Сила Сибири» для поставки газа в Китай. Преимуществом месторождения является льгота по НДПИ, действующая до 2021 года. Однако перспективы добычи нефти здесь пока не ясны. «Газпром нефть» выступает на Чаянде как оператор опытно-промышленных работ, которые начались в 2015 году. В настоящее время идет бурение и испытание оценочных скважин. Предполагается, что к концу 2016 года будет завершено испытание девяти скважин. По итогам этой работы планируется сделать концепт разработки и концепт обустройства нефтяной оторочки Чаяндинского месторождения. На их основании будет уточнен проект разработки всего месторождения и сделана оценка рентабельности его нефтяной части.
Месторождение Уренгойской группы: Ен-Яхинское, Песцовое, Уренгойское
Разработку месторождений Уренгойской группы пока сложно рассматривать как привлекательный объект для инвестиций. Однако если поблизости начнется реализация других проектов нефтедобычи, для них может быть создана общая инфраструктура. В случае получения налоговых льгот все это позволит сделать рентабельной добычу по крайней мере на Песцовом и Ен-Яхинском месторождениях. Пока же здесь идет пересмотр составленной около четырех лет назад программы ОПР, с тем чтобы с минимальными издержками собрать максимум сведений.
Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение имеет неплохие экономические перспективы. Как и на Заполярном, здесь действует льгота по НДПИ до 2021 года. Пиковыеобъемы добычи, по предварительным оценкам, будут достигать тонн нефти в год. Однако насколько оно может быть интересно для «Газпром нефти», еще предстоит выяснить. В 2016 году компания планирует определиться, готова ли она инвестировать в этот проект, и начать проектирование обустройства месторождения.
По предварительным оценкам, из трех имеющихся здесь залежей потенциальный интерес представляет только одна — Ассельская. Сейчас на месторождении реализуется программа ОПР, по итогам которой будет принято решение о целесообразности полномасштабной разработки. План на 2016 год: провести переиспытание существующего фонда нефтяных скважин.