Какое давление в нефтяной скважине

Технология добычи нефти

Плакат П. Кривоногова. 1948 год.

В прошлый раз мы поговорили о том, где нефть под землёй находится и откуда она там берётся. На этот раз речь пойдёт о том, каким образом нефть из-под земли добывают. Для лучшего понимания этой части желательно прочитать раздел «Геология нефти» предыдущей статьи.

Устройство скважин

Добыча нефти осуществляется через скважины, которые перед этим нужно пробурить. Это делается с помощью буровых установок, которые выглядят как «нефтяные вышки». Эти вышки не используются для добычи нефти. Они предназначены только для бурения. Когда бурение скважины закончено, буровая установка переезжает на новое место и приступает к бурению новой скважины.

Бурение одной скважины может занимать от нескольких дней до нескольких месяцев. Пробурённая скважина — это не просто дырка в земле, её обсаживают изнутри стальными трубами, чтобы порода не осыпалась внутрь и не завалила скважину. Один из типовых внутренних диаметров этой обсадной колонны — 146 миллиметров. Длина скважины может достигать 2-3 километров и более. Длина скважины, таким образом, превосходит её диаметр в десятки тысяч раз. Примерно такими же пропорциями обладает, например, отрезок обычной нити длиной 2-3 метра.

Буровая установка. Она высокая для того, чтобы можно было опускать в скважину трубы, подвешенные к крюку. Сам крюк висит на тросах лебёдки, перекинутых через блок на вершине вышки

Понятно, что любые манипуляции с чем-либо на дне (забое) скважины превращаются в очень увлекательное занятие. Если в скважину нечаянно уронить инструмент, насос или несколько труб, то вполне можно уроненное никогда не достать, после чего на скважине стоимостью в десятки или сотни миллионов рублей можно ставить крест. Покопавшись в делах и историях ремонта, можно найти настоящие скважины-жемчужины, на забое которых лежит насос, поверх которого лежит ловильный инструмент (для извлечения насоса), поверх которого лежит инструмент для извлечения ловильного инструмента.

Чтобы разные пласты не превращались в сообщающиеся сосуды, пространство за обсадной колонной скважины заливают цементом. Этим достигается разобщение пластов и предотвращение циркуляции между ними нефти, газа или воды. Цементное кольцо за обсадной колонной со временем от физического и химического воздействия может крошиться и разрушаться, что приводит к возникновению заколонной циркуляции. Это вредное явление, так как помимо нефти из пласта-коллектора в скважину начинает поступать вода или газ из близлежащих пластов, причём часто в объёме гораздо большем, чем нефть.

Чтобы нефть вообще могла поступать в скважину, нужно проделать отверстия в обсадной колонне и цементном кольце за ней, так как они, вообще говоря, отделяют коллектор от собственно скважины. Эти отверстия делают с помощью кумулятивных зарядов; они по сути такие же, как, например, противотанковые, только без обтекателя, потому что лететь им никуда не надо. Заряды пробивают не только обсадную колонну и цемент, но и сам пласт горной породы на несколько десятков сантиметров вглубь. Весь процесс называется перфорацией.

Схема скважины, оборудованной ЭЦН. Стрелками показано движение нефти. Для наглядности пропорции диаметра и длины скважины искажены в тысячи раз.

Технология добычи

Нефть может фонтанировать из скважин, то есть подниматься по скважине от пласта-коллектора до поверхности самостоятельно, без помощи насоса, благодаря своей низкой плотности. Дело в том, что давление в коллекторе обычно гидростатическое, то есть такое же, как и в воде на такой же глубине; например, на глубине в два километра давление составит около 200 атмосфер (пластовое давление). При плотности нефти около 800 кг/м3 давление в заполненной нефтью скважине напротив этого пласта (забойное давление) составит около 160 атмосфер. В результате между коллектором и скважиной возникает перепад давления (депрессия), который и приводит нефть в движение.

Кроме того, нефть обычно содержит лёгкие компоненты, которые при снижении давления переходят в газообразное состояние — это так называемый растворенный газ. Выделение растворенного газа снижает среднюю плотность содержимого скважины и тем самым ещё сильнее увеличивает перепад давления. В целом это не слишком отличается от того, что происходит с бутылкой тёплого шампанского после открытия пробки.

Количество нефти, получаемой из скважины за сутки, называется дебитом этой скважины. Данное понятие не имеет никакого отношения к дебету в бухучете. Как можно заметить, даже пишутся эти слова по-разному. По мере добычи нефти из коллектора пластовое давление в нем падает, в силу закона сохранения энергии. Дебиты скважин, соответственно, тоже падают, так как уменьшается перепад давления между пластом и скважинами. Для поддержания пластового давления в коллектор закачивают с поверхности воду. Некоторые коллекторы изначально содержат помимо нефти ещё и очень большое количество воды, расширение которой может частично восполнить падение пластового давления; закачка воды в таких случаях может быть и не нужна.

Так или иначе, в изначально нефтенасыщенные области коллектора, а затем и в добывающие скважины, проникает вода. Продукция скважин начинает обводняться. Это тоже приводит к падению дебита, не только из-за сокращения доли нефти в продукции скважины, но и из-за увеличения плотности этой продукции. В обводнённых скважинах увеличивается забойное давление и, соответственно, уменьшается депрессия. Со временем обводненные скважины перестают фонтанировать.

Таким образом, в целом дебит скважин имеет свойство снижаться. Обычно скважина имеет максимальный дебит при первом запуске в работу. После этого, по мере выработки запасов нефти, дебит скважины падает. Чем быстрее вырабатываются запасы, тем быстрее падает дебит. Или, другими словами, чем выше дебит скважины, тем быстрее он снижается. Время от времени на скважине могут проводиться различные мероприятия по интенсификации добычи. Эти мероприятия дают мгновенный прирост дебита, после чего он продолжает снижаться, но уже быстрее, чем до мероприятия. Характерные темпы падения дебита по отдельно взятой российской скважине лежат в диапазоне от 10 до 30% в год.

Для увеличения дебита в обводнённых скважинах, либо в скважинах с упавшим пластовым давлением, либо в скважинах с низким содержанием растворенного газа, применяют различные способы механизированной добычи. В первую очередь это различные виды насосов. Из насосов наиболее распространены штанговые глубинные насосы (ШГН), поверхностная часть которых выглядит как известные многим «качалки»; а также электроцентробежные насосы (ЭЦН), которые с поверхности не выглядят никак. В России сегодня большая часть нефти добывается с помощью именно электроцентробежных насосов.

Скважина, оборудованная ШГН. На фото мы видим в основном станок-качалку. Собственно скважина здесь — это маленькая кучка труб справа внизу. Скважина, оборудованная ЭЦН, выглядит примерно так же, только нет станка-качалки.

Эффект от применения механизированной добычи достигается за счёт снижения забойного давления в скважине. В результате увеличивается депрессия и, соответственно, дебит. Перевод скважины на механизированную добычу и вообще увеличение депрессии — это не единственный способ интенсификации добычи. Есть еще, например, гидроразрыв пласта, о котором мы поговорим более подробно в другой раз.

Месторождения нефти можно разрабатывать с высоким забойным давлением, а можно с низким. Если забойное давление высокое, то депрессия низкая, дебит скважин маленький, и запасы на месторождении вырабатываются медленно. Если забойное давление низкое, то депрессия высокая, дебиты скважин большие, запасы вырабатываются быстро. Можно говорить, что низкое забойное давление позволяет эксплуатировать месторождения и скважины более интенсивно.

Часто интенсивную выработку запасов называют «хищнической эксплуатацией» или «хищнической добычей». Подразумевается при этом, что таким образом нефтяные компании «снимают сливки» с месторождений, добывают то, что добыть легко, а остальные запасы бросают. При этом будто бы оставшиеся запасы приходят в такое состояние, что добыть их практически невозможно. Это в общем случае неверно. На большинстве месторождений интенсивность эксплуатации не влияет на остаточные запасы нефти. Чтобы убедиться в этом, достаточно обратить внимание на тот факт, что исторически «снятие сливок», т.е. резкая интенсификация добычи в России, произошло в конце девяностых — начале двухтысячных годов. С тех пор добыча нефти в России падать так и не начала, хотя прошло уже пятнадцать лет. Для нефтяных месторождений это большой срок. Если бы практика интенсификации приводила к потере остаточных запасов нефти, то это уже давно сказалось бы.

Интенсивная эксплуатация скважин связана с несколько повышенным риском возникновения аварий, разрушения цементного кольца (что, как мы помним, ведёт к нежелательной заколонной циркуляции), преждевременного прорыва воды. Однако в целом такой режим работы, как правило, оказывается экономически оправданным при почти любой цене на нефть. Здесь можно провести аналогию с дорожным движением. Если ограничить скорость движения автомобилей на загородных трассах двадцатью километрами в час и драконовскими мерами добиться соблюдения такого скоростного режима, то наверняка количество ДТП сведётся практически к нулю. Однако будет ли экономический смысл в таких дорогах?

Как уже упоминалось, быстрый рост добычи нефти в России в конце 1990-х — начале 2000-х годов технически поначалу обеспечивался в основном снижением забойного давления (увеличением депрессии) на добывающих скважинах. В фонтанирующие скважины спускались насосы; в скважины, уже оборудованные насосами, спускались более производительные насосы. В этом нет ничего однозначно плохого ни с современной экономической, ни с технической точки зрения. Плохо это, на мой взгляд, только со стратегической точки зрения. Чем выше депрессия, тем выше скорость выработки запасов нефти, и тем быстрее падает добыча нефти на уже разбурённых площадях.

Поскольку дебиты скважин имеют свойство постоянно падать, для поддержания добычи нефти на постоянном уровне необходимо бурить новые скважины. Чем быстрее падают дебиты, тем больше скважин нужно бурить ежегодно. Поэтому при интенсивной эксплуатации месторождений необходимо ежегодно бурить больше скважин. Иными словами, продолжать обеспечивать нужный объем добычи при интенсивной эксплуатации становится сложнее.

Кроме того, если скважины эксплуатируются неинтенсивно (с высоким забойным давлением), то есть резерв добывающих мощностей, которые в случае необходимости можно реализовать, понизив забойное давление. Именно таким образом регулируют добычу в таких странах как Саудовская Аравия и Кувейт. Это позволяет говорить о большей безопасности стратегии неинтенсивной эксплуатации. Добывать 500 с лишним миллионов тонн нефти в год с высоким забойным давлением (как это было в РСФСР в 1980-х годах) — это совсем не то же самое, что добывать 500 с лишним миллионов тонн нефти в год с низким забойным давлением (как это есть в РФ сейчас). Если вдруг санкции, война или ещё что-нибудь не позволит сегодня осуществлять в российской нефтедобывающей отрасли капитальные вложения и бурить новые нефтяные скважины, то падение добычи имеет все шансы стать катастрофическим, по причине интенсивной эксплуатации месторождений и отсутствия значительного резерва добывающих мощностей.

Однако в экономической модели нефтяной компании, ориентированной в первую очередь на прибыль, тонна нефти сегодня — это всегда лучше, чем тонна нефти завтра. Нельзя ждать, что капитал добровольно откажется от части прибыли. Поэтому если кому-то хочется создавать стратегические резервы добывающих мощностей, заставить это сделать публичную нефтяную компанию, действующую в рамках рыночной экономики, можно только методами государственного регулирования и принуждения.

Читать дальше.

Источник

Виды давлений

В недрах Земли каждая материальная точка испытывает следующие виды давлений:

Горное (геостатическое) давление

это давление вышележащих горных пород. Оно прямо пропорционально глубине залегания в метрах и плотности вышележащих пород:

где 2,3 — средняя плотность горных пород в верхней зоне земной коры, в г/см3. 10 — поправочный коэффициент для расчета давления в атмосферах. При расчетах давления в Мпа поправочный коэффициент принимается равным 100.

Гидростатическое давление

давление вышележащих подземных вод, находящихся в порах и трещинах горных пород. Оно прямо пропорционально глубине залегания в метрах и плотности подземных вод, которая в среднем равна 1,05 г/см3.

Гидродинамическое давление

давление движущихся подземных вод.

Пластовое давление

давление внутри залежи нефти и газа. Оно равно давлению вышележащих подземных вод и по закону Паскаля передается на всю залежь через ВНК. Рассчитывается по формуле: где Н — глубина в метрах (м) на уровне ВНК, 10 — поправочный коэффициент для расчета давления в ат — это теоретически расчетное давление. Фактическое пластовое давление определяется по замерам в скважинах приборами при испытании пластов. Оно может значительно отличаться от расчетного пластового давления.

Избыточное давление

дополнительное давление в залежи, возникающее за счет силы всплывания нефти над водой. Рассчитывается по формуле: где h — высота точки расчета над ВНК, (dB-dH) — разность плотностей воды и нефти.

Давление насыщения

это давление газа, растворенного в нефти. Зависит от степени газонасыщенности нефти

Коллекторские пласты с гидродинамическим режимом

При вскрытии пласта скважиной в ней устанавливается столб жидкости высотой, уравновешивающей пластовое давление. Если в пласте существует застойный водный режим, то во всех скважинах устанавливается одинаковый уровень жидкости. Если же подземные воды испытывают направленное боковое движение, то давление в жидкости будет равно сумме гидростатического и гидродинамического давлений. При этом уровни столбов жидкости будут ниже в тех скважинах, в сторону которых направлено боковое движение подземных вод. Пьезометрический уровень в таких системах будет иметь наклонное положение, смотри рисунок 1.

Рисонок 1. Коллекторские пласты с гидродинамическим режимом, Е.М.Максимов.

Приведенное давление в точке А равно:

Наклон ВНК определяется разностью приведенных давлений в точках А и Б: , где ρВ — плотность пластовой воды; ρГ — плотность газа. Условные обозначения: 1 — песок водоносный; 2 — залежь газа с наклонным газо-водяным контактом; 3 — направление движения воды по пласту.

Пьезометрическая поверхность определяется для каждого пласта отдельно как поверхность, выше которой вода в скважине не поднимается. В резервуарах с наклонной пьезометрической поверхностью ВНК и ГВК приобретают наклонное положение (Рисунок 1). Угол наклона ГВК И ВНК всегда больше наклона пьезометрической поверхности. Повышение угла наклона пьезометрической поверхности может привести к полному разрушению (вымыванию) залежи. Наклон пьезометрической поверхности иногда может играть и созидающую роль: при наклонных ВНК и ГВК залежи нефти и газа могут формироваться в пределах незамкнутых структур типа флексуры и структурных носов. Наклон пьезометрической поверхности прямо пропорционален региональному наклону пласта-резервуара. Он характерен для всех артезианских бассейнов.

Между глубиной залегания и пластовым давлением существует прямая связь: чем больше глубина залегания, тем больше пластовое давление. Это — общая закономерность, которая претерпевает отклонения под влиянием других факторов. Геостатический градиент в среднем равен 2-3 атмосферам на каждые 10 метров глубины. Гидростатический градиент в среднем равен 1 атмосфере на 10 метров глубины, т.е. через каждые 10 м. давление в подземных водах возрастает на 1 атмосферу.

Источник