Барьерные скважины что это
Способ дегазации высокогазоносных пластов при проходке горных выработок
Изобретение относится к области горного дела и предназначено для дегазации высокогазоносных пластов при проходке горных выработок. Способ дегазации высокогазоносных пластов при проходке горных выработок включает проведение передовых выработок, затем из них навстречу проходимым выработкам бурят барьерные и забойные скважины и подключают их к газоотсасывающей системе со стороны передовых выработок, причем барьерные скважины бурят до зоны дренирования массива угля, а забойные скважины бурят в забой проводимых выработок. Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность дегазации высокогазоносных пластов и безопасность работ. 2 ил.
Заявляемое техническое решение относится к горному делу и направлено на повышение безопасности работ по газовому фактору за счет снижения газообильности подготовительных выработок, проводимых по высокогазоносным пластам преимущественно комбайнами.
Известен способ дегазации барьерными скважинами при проведении подготовительных выработок по газоносным пластам, заключающийся в том, что в бортах подготовительной выработки разделывают ниши и из них по пласту бурят скважины, опережающие забой выработки, которые подключают затем к дегазационной системе («Руководство по дегазации угольных шахт», М., 1990, стр. 9).
Недостатком этого способа дегазации является низкая эффективность, обусловленная тем, что при высокой скорости проходки выработки массив газоносного пласта впереди забоя выработки практически не дегазируется.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому решению является способ дегазации при проходке горных выработок по авторскому свидетельству N 607050, кл. E 21 E 5/00, опубликованному в БИ N 18, 1978 года, который заключается в том, что из проходимой выработки в массиве газоносного пласта бурят забойные и барьерные скважины, через первые создают трещины в пласте, например, гидрорасчленением, устья их изолируют, а барьерные скважины подключают к газоотсасывающей системе; при этом сначала бурят барьерные скважины и подключают их к дегазационной системе, забойные скважины располагают у контура выработки, а обнаженные выработкой поверхности пласта торкретируют непроницаемым для газа материалом.
Задачи, на решение которых направлено заявляемое изобретение, состоят в повышении эффективности дегазации высокогазаносных пластов и безопасности работ при проходке горных выработок.
Решение поставленных задач достигается тем, что согласно способу дегазации высокогазоносных пластов при проходке горных выработок, включающему бурение забойных и барьерных скважин и подключение их к газоотсасывающей системе, сначала проводят передовые выработки, затем из них навстречу проходимым выработкам бурят барьерные и забойные скважины и подключают их к газоотсасывающей системе со стороны передовых выработок, причем барьерные скважины бурят до зоны дренирования массива угля, а забойные скважины бурят в забой проходимых выработок.
Сущность заявляемого изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана схема дегазации при проходке горной выработки на высокогазоносном пласте. На фиг. 2 показано сечение по I-I фиг. 1.
Способ дегазации высокогазоносных пластов при проходке горных выработок, включающий бурение забойных и барьерных скважин, подключение их к газоотсасывающей системе, отличающийся тем, что сначала проводят передовые выработки, затем из них навстречу проходимым выработкам бурят барьерные и забойные скважины и подключают их к газоотсасывающей системе со стороны передовых выработок, причем барьерные скважины бурят до зоны дренирования массива угля, а забойные скважины бурят в забой проводимых выработок.
Барьерное заводнение нефтегазовых пластов. Цели и контроль
Барьерное заводнение – способ разработки нефтегазовых залежей, основанный на закачке воды на газонефтяном контакте через нагнетательные скважины, расположенные на линии внутри контура газоносности.
Предназначено для создания водяного барьера, разделяющего основные запасы нефти, нефтяной оторочки и газа газовой шапки, предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины и вторжения нефти в газовую шапку.
Позволяет ускорить темпы отбора нефти и повысить коэффициент нефтеотдачи.
Наиболее эффективно применение барьерного заводнения на нефтегазовых залежах пластового типа с крыльевыми нефтяными оторочками, узкими подгазовыми зонами и большими газовыми шапками.
Основное преимущество – возможность одновременной разработки запасов нефти и свободного газа. Недостаток – защемление значительного количества газа при вытеснении его водой. Барьерное заводнение иногда применяется в сочетании с законтурным и другими видами заводнения.
Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности.
В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения.
Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.
С применением барьерного заводнения разрабатывают в Западной Сибири (залежи в пластах группы «А» Самотлорского месторождения), в Томской области Лугинецкое месторождение.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему
Барьерное заводнение нефтегазовых пластов. Цели и контроль
Барьерное заводнение нефтегазовых пластов. Цели и контроль
Барьерное заводнение нефтегазовых пластов. Цели и контроль
Схема барьерного заводнения нефтяных залежей: преимущества и область применения.
Барьерное заводнение – способ разработки нефтегазовых залежей, основанный на закачке воды на газонефтяном контакте через нагнетательные скважины, расположенные на линии внутри контура газоносности. Предназначено для создания водяного барьера, разделяющего основные запасы нефти, нефтяной оторочки и газа газовой шапки, предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины и вторжения нефти в газовую шапку. Позволяет ускорить темпы отбора нефти и повысить коэффициент нефтеотдачи.
Наиболее эффективно применение барьерного заводнения на нефтегазовых залежах пластового типа с крыльевыми нефтяными оторочками, узкими подгазовыми зонами и большими газовыми шапками. Основное преимущество – возможность одновременной разработки запасов нефти и свободного газа. Недостаток – защемление значительного количества газа при вытеснении его водой. Барьерное заводнение иногда применяется в сочетании с законтурным и другими видами заводнения.
Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения.
Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.
С применением барьерного заводнения разрабатывают в Западной Сибири (залежи в пластах группы «А» Самотлорского месторождения), в Томской области Лугинецкое месторождение.
Технология создания движущегося внутрипластового очага горения (ВДОГ).
Тепловое воздействие на нефтяной пласт может быть осуществлено газификацией пласта, т. е. созданием в пласте внутрипластового передвижного очага горения (ВДОГ). При этом методе после зажигания нефти у забоя нагнетательной скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. В зоне горения температура составляет 300- 500 о С. Пласт прогревается перед фронтом горения, снижая вязкость нефти, увеличивая проницаемость пласта. Образующиеся впереди фронта горения газы и пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.
Наибольшее распространение получила прямоточная схема на участках с нагнетательной скважиной в центре. Обработка пласта производится последовательным отсечением отдельных его участков. Производится следующий порядок операций: при помощи глубинного нагревательного устройства (электрического или газового) на забое нагнетательной скважины создается высокотемпературная зона. После нагрева призабойной зоны в скважину подается окислительный агент для воспламенения нефти, содержащейся в пласте, и возбуждается исходный очаг горения.
При непрерывной подаче окислителя начинается движение очага горения в пласте в направлении потока окислителя. После того как очаг горения получил достаточную стабильность и начал продвигаться к эксплуатационным скважинам, зажигательная скважина становится только нагнетательной, забой её охлаждается, а нагревательный глубинный агрегат извлекается на поверхность.
При горении в пласте выделяется достаточное количество тепла, которым нагревается нефть, находящаяся в пласте впереди фронта горения. Вязкость её сильно уменьшается, а давление нагнетаемого воздуха заставляет её двигаться к эксплуатационным скважинам. При горении происходит крекинг в результате которого более легкие фракции оттесняются к эксплуатационным скважинам, а тяжелые смолистые остатки в виде кокса остаются в песчанике, являясь горючим материалом при дальнейшем движении фронта пламени. В пласте сгорает около 10% заключенной в нем нефти.
Р и с. 3.5.1. Схема процесса ВДОГ:
Содержащиеся в продуктах горения перегретые пары воды, соприкасаясь в начале зоны предварительного прогрева с не нагретой породой, конденсируются, образуя в пласте «вал горячей воды», который эффективно вытесняет нефть.
В первом приближении можно считать, что ВДОГ с использованием в качестве окислителя воздуха или воздуха с кислородом может быть успешно проведен в пластах, содержащих нефть с плотностью выше 900 кг/м 3 и вязкостью более 100 сПз (0,01 Па с).
Создание ВДОГ независимо от качества содержащейся в пласте нефти может быть осуществлено лишь при нагнетании в пласт газовоздушной смеси. При этом количество воздуха в смеси должно быть достаточным для сжигания газа и коксоподобного остатка нефти.
В последнее время используется процесс влажного горения, при котором одновременно с воздухом в пласт подают в определенном соотношении воду. Вода от остаточного тепла нагретой породы нагревается и испаряется. Через фронт горения испарившаяся вода проходит, не влияя на процесс горения. Достигнув границы горячих жидких продуктов и ненагретой породы, пар конденсируется, способствуя увеличению выделяемого количества тепла в этой области. Скорость перемещения оторочки горячих жидких продуктов растет и процесс осуществляется за более короткий срок.
Дата добавления: 2019-02-22 ; просмотров: 899 ; Мы поможем в написании вашей работы!
Скрытый ресурс
Подгазовые залежи — существенная часть запасов, с которыми «Газпром нефти» придется иметь дело в самой близкой перспективе. Достаточно сказать, что подобные залежи есть на таких крупных месторождениях, как Восточно-Мессояхское и Новопортовское, и сразу становится ясно: успех принятой в 2016 году программы технологического развития по разработке подгазовых залежей будет оказывать самое непосредственное влияние на показатели компании.
Подгазовые залежи или нефтяные оторочки — особый тип запасов, в которых над нефтяным слоем находится газовая «шапка», как правило, значительного объема. Нефтяная и газовая части в таких месторождениях связаны, и это вызывает различные сложности при их разработке. Так, например, добыча газа без учета ее влияния на нефтяную часть часто приводит к потере существенной части запасов. А прорыв газа к нефтяной скважине может сделать дальнейшую добычу нефти из нее невозможной.
Помимо Нового Порта и Мессояхи подгазовые залежи есть на Урманском, Арчинском, Новогоднем месторождениях «Газпром нефти», на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, Куюмбе и Чоне, а также на некоторых активах, которые разрабатываются совместно с компанией «Новатэк» (Яро-Яхинское, Самбургское месторождения). Кроме того, нефтяные оторочки присутствуют на многих месторождениях «Газпрома» (Заполярное, Уренгойское, Оренбургское, Ен-Яхинское, Чаяндинское, Песцовое), и материнская компания привлекает «Газпром нефть» для проведения работ на нефтяной части.
Запасы типа подгазовых залежей могут пополнять ресурсную базу нефтегазовых компаний и во время разработки месторождений «жирного» газа с высоким содержанием газового конденсата: в процессе добычи жидкая фаза может начать выделяться, формируя нефтяную оторочку. В свою очередь на месторождениях легкой нефти с высоким содержанием растворенного в ней газа при изменении давления в процессе добычи может сформироваться техногенная газовая шапка, как это, в частности, произошло на Новогоднем месторождении.
Суммарные извлекаемые запасы нефти и конденсата в подгазовых залежах «Газпром нефти» превышают 500 млн тонн
Суммарные извлекаемые запасы нефти и конденсата в подгазовых залежах «Газпром нефти» превышают 500 млн тонн. Из них только около 300 млн тонн можно добыть с применением традиционных технологий. Еще более 200 млн тонн нефти в компании надеются извлечь благодаря реализации новой технологической программы, разработанной сотрудниками Научно-технического центра «Газпром нефти».
Разработка запасов нефти и конденсата в подгазовых залежах
Вопрос рентабельности
До последнего времени подгазовые залежи не пользовались большим спросом у российских нефтяников. Причина этого кроется в различных особенностях таких запасов, осложняющих разработку и определяющих их статус, как трудноизвлекаемые. Достаточно сказать, например, что в отличие от традиционных нефтяных месторождений в подгазовых залежах на нефть, как правило, одновременно действуют два агента вытеснения: снизу — вода, а сверху — газ. Это усложняет прогнозирование нефтеотдачи и проектирование скважин, ведь больше параметров приходится брать в расчет.
Однако главная проблема при разработке подгазовых залежей, крайне негативно влияющая на их рентабельность, — прорывы газа к скважине. Чтобы их избежать или максимально отсрочить, депрессию* в скважинах необходимо удерживать на относительно низком уровне. Это позволяет в итоге повысить коэффициент извлечения нефти (КИН), однако отрицательно сказывается на дебите, который напрямую зависит от величины депрессии на пласт. Добыча в этом случае может оказаться нерентабельной.
«Разработку большинства нефтяных оторочек „Газпром нефти“ невозможно вести традиционными методами, не допуская при этом прорывов газа и сохраняя положительную экономику, — отметил начальник управления научно-методического сопровождения геологии и разработки новых активов Научно-технического центра „Газпром нефти“ Максим Федоров. — Решением проблемы может стать увеличение коэффициента охвата». Поэтому скважины на таких месторождениях делают все более длинными и многоствольными. Это позволяет увеличить площадь притока, одновременно понизить депрессию на пласт и сохранить приемлемые объемы добычи.
Справляться с неприятным газовым фактором помогает и еще одна перспективная технология — устройства контроля притока, состоящие из дистанционно управляемых клапанов и систем измерения на забое. Они позволяют ограничивать приток нефти в скважину и тем самым предупреждают прорывы газа, а если прорыв все-таки произошел, дают возможность отсекать проблемные участки ствола.
«Легкой нефти» в России практически не осталось, для развития и достижения стратегических целей, «Газпром нефть» вынуждена выходить на новые амбициозные проекты. Таким стал в свое время «Новый Порт». Следующие шаги в этом направлении — разработка нефтяных оторочек, в частности, принадлежащих материнской компании «Газпром». Проекты связанные с подгазовыми залежами имеют значительный потенциал в России. Работая сегодня на нефтяных оторочках нефтегазоконденсатных месторождений, мы получаем уникальный опыт применения и развития современных технологий, который будет востребован при освоении подобных залежей в будущем.
Вывести проект по разработке подгазовых залежей в плюс удается также за счет оптимизации затрат на бурение и инфраструктуру. Это дает возможность сократить сроки окупаемости и получить прибыль за более короткое время, пока газ и вода еще не успели добраться до скважин.
При разработке месторождений, которые имеют как нефтяную, так и газовую часть, важно правильно определить приоритеты: будет ли более эффективной добыча нефти или газа, или, возможно, их стоит добывать одновременно. Ключевыми параметрами здесь выступают так называемый М-фактор (соотношение объемов газовой и нефтяной частей) и толщина нефтяной оторочки. Если М-фактор высок, то есть газа на месторождении заметно больше, чем нефти, а толщина нефтяного слоя при этом не велика (менее 9 метров), как правило, следует делать выбор в пользу добычи газа. В случае более мощной нефтяной оторочки добычу нефти и газа ведут одновременно. Относительно небольшая газовая шапка говорит о том, что преимущество стоит отдать нефти.
Выбор стратегии разработки
В мировой практике при разработке нефтяных оторочек в 63% случаев выбор делался в пользу первоочередной добычи нефти. На 24% месторождений нефть и газ добывались одновременно, и лишь в 13% случаев добывался только газ.
Ценный опыт
В отличие от отечественных нефтяных компаний, мировые лидеры отрасли уже ни одно десятилетие ведут добычу нефти из подгазовых залежей. За это время был накоплен значительный опыт по борьбе с прорывами газа: для этого используют горизонтальные и многоствольные скважины, активные и пассивные системы управления притоком по стволу скважины, закачку в пласт различных химических составов.
Так, например, на месторождении Oseberg в Северном море компания Statoil строила горизонтальные скважины длиной до 2,5 км, а также использовала «умные» системы заканчивания с управлением притоком. На месторождении Shaybah в Саудовской Аравии бурились «фишбоны»**, имеющие до 10 стволов с общей протяженностью до 12 км. Системы управления притоком использовались на месторождении Troll в Северном море. Различные варианты поддержания пластового давления с закачкой воды и газа были опробованы компанией Petronas на месторождении Samarang в Малайзии. На ряде месторождений, в том числе в России, использовалось барьерное заводнение***. На месторождениях США (Northeast Hallsville и Byron) закачка полимеров на нефтяных оторочках обеспечила прирост КИН до 13%. Использование пенообразующих составов на месторождении Snorre позволило снизить газовый фактор на 50% на срок до 6 мес.
Что касается «Газпром нефти», пока наибольших успехов компания добилась в освоении технологий бурения, которые помогают получать экономически рентабельный дебит по нефти. Речь идет о строительстве протяженных горизонтальных, а также многоствольных скважин. Так, на Новопортовском месторождении уже пробурены скважина с двухкилометровым горизонтальным стволом, а также двуствольные скважины. На Восточно-Мессояхском месторождении компания осваивает строительство «фишбонов» с многочисленными ответвлениями. Пробурено уже четыре такие многоствольные скважины. Средняя суммарная длина их горизонтальных стволов с «отростками» составляет порядка 2500 метров.
Программа действий
Среди основных вызовов при разработке подгазовых залежей на активах «Газпром нефти» принятая программа технологического развития выделяет необходимость наращивать опыт по созданию интегрированных моделей месторождений, а также по применению различных систем поддержания пластового давления, совершенствовать используемые модели прогнозирования газового фактора, улучшать оборудование для геофизических исследований в условиях притока газа в скважину. Важной задачей в рамках программы станет подбор наиболее подходящих конструкций заканчивания скважин в зависимости от горно-геологических условий, а также тестирование методов увеличения нефтеотдачи (МУН), которые могут защитить от прорывов газа (закачка разнообразных гелей, полимерных составов, пен и т. п.).
Так как при высоком содержании газа в нефти использование для ее подъема электрических центробежных насосов с газосепараторами становится неэффективным потребуется либо усовершенствовать эти агрегаты, либо отказаться от них в пользу газлифтного метода. А для месторождений, где добыча газа из газовой шапки уже началась, актуальным становится поиск эффективных методов локализации остаточных извлекаемых запасов.
Отдельный, чрезвычайно важный с учетом низкой продуктивности большинства месторождений, вопрос — возможность применения на нефтяных оторочках гидравлического разрыва пласта. Опасность этого очень востребованного сегодня метода интенсификации добычи состоит в том, что ГРП в подгазовой зоне повышает риск прорывов газа, а значит должен использоваться особенно аккуратно.
Всего программа технологического развития по разработке подгазовых залежей включает в себя 13 проектов, направленных на поиск решений перечисленных проблем и вызовов. «Главный приоритет программы на ближайший год — наращивание компетенций в области создания интегрированных моделей месторождений», — рассказал Максим Федоров. Такой проект сейчас реализуется на Новом Порту. Особенность интегрированной модели состоит в том, что подземная и наземная часть проектируются при тесном взаимодействии функций, так, чтобы получить оптимальное решение, избежать узких мест в инфраструктуре и последующих затрат на их ликвидацию.
Вообще Новопортовское месторождение сейчас, пожалуй, главный полигон для реализации проектов программы по разработке подгазовых залежей. Так, летом 2017 года здесь начнется закачка газа в газовую шапку для повышения нефтеотдачи — первый в «Газпром нефти», да и в целом в России пример создания системы поддержания пластового давления (ППД) с обратной закачкой газа таких масштабов. Проект даст важный практический опыт создания систем ППД на месторождениях с подгазовыми залежами и позволит в дальнейшем реализовывать подобные решения максимально эффективно.
Ряд первоочередных проектов планируется реализовать и на Мессояхе. Один из них посвящен развитию технологий проведения и интерпретации промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин. Именно они позволяют получить исходные данные для проектирования и выбора режимов эксплуатации скважин. Однако в случае подгазовых залежей традиционные методики часто приводят к некорректным результатам, а потому требуют совершенствования.
Здесь же на Мессояхе стартует проект, посвященный поиску оптимальных технологий заканчивания скважин для разных геологических условий. Полученный в итоге инструмент поможет в выборе такого варианта заканчивания скважины (многозабойные скважины, горизонтальные скважины большой протяженности, гидроразрыв пласта), который позволит получить наилучшие результаты на каждом конкретном участке.
* Пластовая депрессия (депрессия на пласт) — разность между пластовым и забойным давлением в работающей скважине. Чем давление в пласте выше давления на забое, тем больше приток жидкости к скважине.
** «Фишбон» — многозабойная скважина, у которой от одного горизонтального ствола в разные стороны отходят многочисленные ответвления. По форме она напоминает рыбий скелет (англ. fishbone).
*** Барьерное заводнение — закачка воды на газонефтяном контакте для создания барьера между нефтяной оторочкой и газовой шапкой для предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины и вторжения нефти в газовую шапку.