Файл: Особенности разработки Месторождений в шельфовой зоне.docx
Добавлен: 29.10.2023
Просмотров: 296
Скачиваний: 10
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
виды морских сооружений для добычи нефти, оптимальное размещение скважин на месторождении. Разрабатывается также технология с учетом применения методов интенсификации добычи. На базе проекта разработки месторождения создают проект оснащения месторождения, где определяется комплекс технических средств, включающих платформы, эксплуатационное технологическое оборудование, системы транспорта и хранения нефти и газа.
На II этапе, при разработке месторождения требуется уникальная и надежная техника, подходящая для определённого типа работ, так же обеспечивающая безопасность работ круглый год (в том числе зимой). Необходимо отметить, что на этапе разведочных работ бурят небольшое число скважин (три – пять). Доразведку и уточнение исходных данных производят на первом этапе начала эксплуатации месторождения. В результате этого вносят определенные коррективы и в проект разработки, и в проект оснащения месторождения.
Виды морских сооружений для добычи нефти
Морская плавучая буровая установка (ПБУ) - судно, способное производить буровые работы и/или осуществлять добычу ресурсов, находящихся под дном моря.
В зависимости от конструкции ПБУ подразделяются на:
1-Буровая вышка. 2-Ротор, лебедка.
Морская стационарная платформа (МСП) - морское нефтегазопромысловое сооружение, состоящее из верхнего строения и опорного основания, зафиксированное на все время использования на грунте и являющееся объектом обустройства морских месторождений нефти и газа.
В зависимости от глубины разработки и конструктивных особенностей платформы классифицируются следующим образом:
«Чисто» морскими или просто «морскими» называются сооружения, находящиеся постоянно или временно на морской акватории. К таким сооружениям относятся:
В рамках проектов разработки, как правило, рассматривается возможности и целесообразность использования различных способов механизированной добычи, в том числе газлифта, электро-центробежгых насосов (ЭЦН) и струйных насосов. Каждый из этих способов имеет свои преимущества инедостатки
Т
ак, газлифтный способ эксплуатации скважин позволяет регулировать дебит в широком диапазоне посредством изменения режима закачки газа. Объемы ресурсов сжатого газа позволяют применять газлифтный способ для достижения проектных уровней добычи; необходимое давление нагнетания газлифтного газа обеспечивается системой закачки. С учетом повышенного газового фактора и высокого давления насыщения, равного давлению более глубоких пластов, газлифтный способ добычи более эффективен, чем ЭЦН. Это связано с тем, что в результате расширения газовой шапки в процессе эксплуатации месторождения газовый фактор добываемой нефти значительно превысит исходную газонасыщенность пластовой нефти, что отрицательно скажется на работе насосов. Возможен также переход некоторых из них на фонтанирование, что при газлифте происходит без сложностей. Выбор газлифтного способа добычи часто бывает обусловлен уникальной конструкцией скважин шельфовых месторождений – короткий вертикальный участок (500-800 м) и протяженный наклонный ствол (с отходом от вертикали до 12 км), что ограничивает эксплуатационные возможности насосов. Газлифтное оборудование (мандрели с клапанами) может быть установлено при выполнении начального этапа работ по заанчиванию скважин, без ограничения пропускной способности лифта; обеспечивается возможность спуска инструментов для подземных ремонтов или каротажных приборов через лифтовую колонну на забой. Капитальные затраты, связанные с эксплуатацией скважин посредством ЭЦН или струйных насосов выше, чем для газлифта. Для сборки и спуска в скважины ЭЦН необходима подъемная установка как и для капремонта скважин.
С
равнительный анализ параметров различных способов механизированной добычи применительно к условиям шельфовых месторождений приведен в таблице 5 [6, 7, 8].
Осложняющие факторы
Условия разработки шельфового месторождения (ограниченное количество скважин для бурения, ограниченный доступный радиус бурения с береговой площадки) диктуют свои условия мониторинга и управления разработкой месторождения. В таких условиях бурение наблюдательных и пьезометрических скважин экономически нецелесообразно. Весь фонд эксплуатационных скважин оснащен внутрискважинным и поверхностным оборудованием для сбора и обработки необходимой промысловой информации. Все скважины оборудованы постоянно действующими устьевыми и внутрискважинными датчиками давления и температуры. Информация с внутрискважинных и поверхностных датчиков регистрируется, обрабатывается и записывается в автоматическом режиме, и доступна для просмотра в режиме реального времени. Таким образом, весь фонд эксплуатационных скважин может обеспечивать сбор данных, необходимых для контроля и регулирования разработки месторождения. Контроль над разработкой шельфовых месторождений в процессе их эксплуатации осуществляется с целью получения информации о геологическом строении нефтяной залежи и эффективности ее разработки.
При этом при осуществлении контроля за процессом разработки необходимо учитывать, как особенности местоположения месторождения, так и особенности его разработки горизонтальными скважинами, протяженность которых составляет более 10 км. Основной задачей контроля является получение, обработка и обобщение регулярной достоверной информации о работе скважин и изменении параметров, характеризующих работу пластов, в целях:
• оценки фактической технологической эффективности системы разработки залежей в целом и отдельных технологических мероприятий по их осуществлению и регулированию;
• оптимизации осуществляемого процесса разработки и планирования мероприятий на будущее;
• оценки эффективности отдельных технологий.
В процессе контроля разработки нефтяного пласта изучаются:
1. динамика текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа по пласту в целом, отдельным участкам и скважинам;
2. охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента по отдельным участкам залежи;
3. положение контуров нефтеносности;
4. энергетическое состояние залежи, динамика пластового и забойного давлений в зонах отбора;
5. изменения коэффициентов продуктивности, газового фактора, гидропроводности пласта;
6. состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;
7. изменение физико-химических свойств добываемой жидкости и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе эксплуатации.
Обязательные системные комплексы исследований и измерений по контролю над разработкой должны равномерно охватывать всю площадь объекта разработки. Целесообразно предусматривать следующие виды работ [9]:
• замеры пластового и забойного давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;
• гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах;
• отбор и исследование глубинных, поверхностных проб продукции скважин;
• снятие профилей притока в добывающих скважинах.
В рамках программы эксплуатационного бурения проекта «Сахалин-1» компания ЭНЛ(Exxon Mobil) применила новый LDW прибор «Geosphere» для геологического сопровождения бурения скважин, недавно запущенный в серийное производство компанией «Шлюмберже». «Geosphere» – азимутальный прибор направленного электромагнитного каротажа с большим радиусом исследования, который позволяет получить изображение пространственного распределения электрических сопротивлений в напластовании пород и в насыщающем флюиде на расстоянии до 30 м выше и ниже ствола скважины. В Российской Федерации эта технология была применена впервые (на Сахалине). ЭНЛ использует инструмент «Geosphere» на месторождении Чайво для оптимизации проводки горизонтальных скважин в маломощных и стратиграфически осложненных коллекторах, одновременно собирая информацию о перемещении контактов флюидов [8].
На стадиях строительства и эксплуатации объектов обустройства шельфовых месторождений на недра могут быть оказаны следующие виды воздействий:
На II этапе, при разработке месторождения требуется уникальная и надежная техника, подходящая для определённого типа работ, так же обеспечивающая безопасность работ круглый год (в том числе зимой). Необходимо отметить, что на этапе разведочных работ бурят небольшое число скважин (три – пять). Доразведку и уточнение исходных данных производят на первом этапе начала эксплуатации месторождения. В результате этого вносят определенные коррективы и в проект разработки, и в проект оснащения месторождения.
Виды морских сооружений для добычи нефти
Морская плавучая буровая установка (ПБУ) - судно, способное производить буровые работы и/или осуществлять добычу ресурсов, находящихся под дном моря.
В зависимости от конструкции ПБУ подразделяются на:
-
С
амоподъёмная ПБУ (СПБУ) – ПБУ (плавучая буровая установка), поднимаемая в рабочем состоянии над поверхностью моря на колоннах, опирающихся на грунт; -
п
олупогружная ПБУ (ППБУ) - БУ со стабилизирующими колоннами, находящаяся в рабочем состоянии на плаву и удерживаемая в горизонтальной плоскости с помощью якорей, подруливающих устройств или других средств позиционирования; -
погружная ПБУ - ПБУ со стабилизирующими колоннами, опирающаяся в рабочем состоянии на грунт; -
П
БУ на натяжных связях - ПБУ со значительной избыточной плавучестью в рабочем состоянии, удерживаемая в точке бурения/добычи натянутыми анкерными связями, закрепленными на морском дне; -
б
уровое судно - судно, имеющее буровую установку;
1-Буровая вышка. 2-Ротор, лебедка.
-
буровая баржа - баржа, имеющая буровую установку.
Морская стационарная платформа (МСП) - морское нефтегазопромысловое сооружение, состоящее из верхнего строения и опорного основания, зафиксированное на все время использования на грунте и являющееся объектом обустройства морских месторождений нефти и газа.
В зависимости от глубины разработки и конструктивных особенностей платформы классифицируются следующим образом:
-
глубоководная платформа на колоннах - платформа на колоннах, высотой существенно превосходящих характерный размер поперечного сечения. Она состоит из следующих элементов; колонн (не менее одной), нижнего опорного основания, соприкасающегося с дном акватории, и верхней несущей конструкции; -
мелководная платформа на колоннах - платформа на колоннах высотой, сопоставимой с характерным размером поперечного сечения. Они состоят из тех же элементов, что и глубоководные платформы на колоннах; -
конструкционный остров (кессон) - мелководная платформа на сплошном металлическом основании; -
м
онопод/монокон - одноопорная мелководная платформа башенного типа с вертикальными или наклонными стенками соответственно.
Морские нефтегазовые сооружения
Разработка нефтяных месторождений под дном морей и океанов осуществляется при помощи не только выше рассмотренных ПБУ и МСП, а целого комплекса морских нефтегазовых сооружений (МНГС). Морскими называются нефтегазовые сооружения, которые осуществляют процессы, связанные с добычей, транспортировкой, хранением и обработкой нефти и газа с месторождений, расположенных на акваториях морей и связанных с ними водоемов. Кроме сооружений, расположенных непосредственно в морской акватории, к условно морским можно отнести нефтегазовые сооружения на прибрежных территориях, объединяемые технологическими процессами в общий морской нефтегазовый комплекс.
«Чисто» морскими или просто «морскими» называются сооружения, находящиеся постоянно или временно на морской акватории. К таким сооружениям относятся:
-
Стационарные и плавучие сооружения, называемые «платформами и буровыми судами». Они предназначены для размещения на них комплекса оборудования, необходимого при бурении разведочных и эксплуатационных скважин, а также для первичной обработки добываемого продукта (нефть, газ, газовый конденсат). Под первичной обработкой понимается очистка добываемой нефти от механических примесей (например, песка) от воды, поступающей из скважин вместе с нефтью. На буровых судах и платформах размещается необходимое для выполнения технологических операций оборудование и материалы, а также помещения для размещения обслуживающего персонала. -
Подводные трубопроводы, предназначенные для транспортировки нефти и газа от платформ к сооружениям, на которых осуществляется сбор и длительное хранение или накопление перекачиваемого продукта для загрузки его в танкеры. -
Хранилища (накопители) нефти и газа, располагаемые в акватории моря или на платформах, а также на прибрежной территории. -
Объекты, предназначенные для швартовки нефтеналивных судов или газоводов. Они могут размещаться как в морской акватории на значительном расстоянии от берега, так и вблизи берега. -
Причальные береговые стенки и выносные эстакады для причаливания танкеров и различных вспомогательных судов, а также ограждающие сооружения. -
Порты, предназначенные для строительства морских нефтегазовых сооружений (МНГС), выполнения необходимых погрузочно-разгрузочных работ, отстоя танкеров и вспомогательных судов при штормах. -
Подводные нефтегазовые сооружения, предназначенные для первичной обработки нефти и газа, а также сепарации, т.е, разделения составных частей добываемого продукта.
В рамках проектов разработки, как правило, рассматривается возможности и целесообразность использования различных способов механизированной добычи, в том числе газлифта, электро-центробежгых насосов (ЭЦН) и струйных насосов. Каждый из этих способов имеет свои преимущества инедостатки
Т
ак, газлифтный способ эксплуатации скважин позволяет регулировать дебит в широком диапазоне посредством изменения режима закачки газа. Объемы ресурсов сжатого газа позволяют применять газлифтный способ для достижения проектных уровней добычи; необходимое давление нагнетания газлифтного газа обеспечивается системой закачки. С учетом повышенного газового фактора и высокого давления насыщения, равного давлению более глубоких пластов, газлифтный способ добычи более эффективен, чем ЭЦН. Это связано с тем, что в результате расширения газовой шапки в процессе эксплуатации месторождения газовый фактор добываемой нефти значительно превысит исходную газонасыщенность пластовой нефти, что отрицательно скажется на работе насосов. Возможен также переход некоторых из них на фонтанирование, что при газлифте происходит без сложностей. Выбор газлифтного способа добычи часто бывает обусловлен уникальной конструкцией скважин шельфовых месторождений – короткий вертикальный участок (500-800 м) и протяженный наклонный ствол (с отходом от вертикали до 12 км), что ограничивает эксплуатационные возможности насосов. Газлифтное оборудование (мандрели с клапанами) может быть установлено при выполнении начального этапа работ по заанчиванию скважин, без ограничения пропускной способности лифта; обеспечивается возможность спуска инструментов для подземных ремонтов или каротажных приборов через лифтовую колонну на забой. Капитальные затраты, связанные с эксплуатацией скважин посредством ЭЦН или струйных насосов выше, чем для газлифта. Для сборки и спуска в скважины ЭЦН необходима подъемная установка как и для капремонта скважин.
С
равнительный анализ параметров различных способов механизированной добычи применительно к условиям шельфовых месторождений приведен в таблице 5 [6, 7, 8].
Осложняющие факторы
Условия разработки шельфового месторождения (ограниченное количество скважин для бурения, ограниченный доступный радиус бурения с береговой площадки) диктуют свои условия мониторинга и управления разработкой месторождения. В таких условиях бурение наблюдательных и пьезометрических скважин экономически нецелесообразно. Весь фонд эксплуатационных скважин оснащен внутрискважинным и поверхностным оборудованием для сбора и обработки необходимой промысловой информации. Все скважины оборудованы постоянно действующими устьевыми и внутрискважинными датчиками давления и температуры. Информация с внутрискважинных и поверхностных датчиков регистрируется, обрабатывается и записывается в автоматическом режиме, и доступна для просмотра в режиме реального времени. Таким образом, весь фонд эксплуатационных скважин может обеспечивать сбор данных, необходимых для контроля и регулирования разработки месторождения. Контроль над разработкой шельфовых месторождений в процессе их эксплуатации осуществляется с целью получения информации о геологическом строении нефтяной залежи и эффективности ее разработки.
При этом при осуществлении контроля за процессом разработки необходимо учитывать, как особенности местоположения месторождения, так и особенности его разработки горизонтальными скважинами, протяженность которых составляет более 10 км. Основной задачей контроля является получение, обработка и обобщение регулярной достоверной информации о работе скважин и изменении параметров, характеризующих работу пластов, в целях:
• оценки фактической технологической эффективности системы разработки залежей в целом и отдельных технологических мероприятий по их осуществлению и регулированию;
• оптимизации осуществляемого процесса разработки и планирования мероприятий на будущее;
• оценки эффективности отдельных технологий.
В процессе контроля разработки нефтяного пласта изучаются:
1. динамика текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа по пласту в целом, отдельным участкам и скважинам;
2. охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента по отдельным участкам залежи;
3. положение контуров нефтеносности;
4. энергетическое состояние залежи, динамика пластового и забойного давлений в зонах отбора;
5. изменения коэффициентов продуктивности, газового фактора, гидропроводности пласта;
6. состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;
7. изменение физико-химических свойств добываемой жидкости и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе эксплуатации.
Обязательные системные комплексы исследований и измерений по контролю над разработкой должны равномерно охватывать всю площадь объекта разработки. Целесообразно предусматривать следующие виды работ [9]:
• замеры пластового и забойного давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;
• гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах;
• отбор и исследование глубинных, поверхностных проб продукции скважин;
• снятие профилей притока в добывающих скважинах.
В рамках программы эксплуатационного бурения проекта «Сахалин-1» компания ЭНЛ(Exxon Mobil) применила новый LDW прибор «Geosphere» для геологического сопровождения бурения скважин, недавно запущенный в серийное производство компанией «Шлюмберже». «Geosphere» – азимутальный прибор направленного электромагнитного каротажа с большим радиусом исследования, который позволяет получить изображение пространственного распределения электрических сопротивлений в напластовании пород и в насыщающем флюиде на расстоянии до 30 м выше и ниже ствола скважины. В Российской Федерации эта технология была применена впервые (на Сахалине). ЭНЛ использует инструмент «Geosphere» на месторождении Чайво для оптимизации проводки горизонтальных скважин в маломощных и стратиграфически осложненных коллекторах, одновременно собирая информацию о перемещении контактов флюидов [8].
На стадиях строительства и эксплуатации объектов обустройства шельфовых месторождений на недра могут быть оказаны следующие виды воздействий: