2.2.6 Розробка покладів газогідратів

Газогідрати – це поклади звичайного непрозорого льоду, що містять газ метан, який за своїм складом аналогічний природному газу, але тісно упакований. З 1 м³ газогідрату можна отримати 200 м³ газу. У великих кількостях газогідрати можуть існувати тільки при високих тисках і низьких температурах, наприклад, на дні морів і океанів а також у зоні вічної мерзлоти. При пониженні тиску з газогідратів виділяється газ метан.

Величезними запасами таких покладів Україна володіє в економічній зоні Чорного моря. За попередніми дослідженнями дна Чорного моря за допомогою підводних телероботів, група вчених дійшла висновку про можливість забезпечення України енергією на неймовірно багато років. Якщо видобувати метан з моря в тому ж обсязі, в якому його видобувають тепер на суші, то вистачить газу на сотні років.

Втім, питання в тому, що дотепер у світі немає надійної, економічної і екологічної технології видобутку метану з гідратів. І ця проблема набагато гостріша, ніж проблема видобутку сланцевого газу.

Спеціалісти намагалися плавити гідрати гарячим розчином солі NaCl (рис. 2.3) або створювати у свердловині розрідження. Але ці методи мають суттєві недоліки. Так, використання розчинів солей призводить до корозії труб і обладнання, а зниження тиску в пласті потребує вирішення проблеми підведення теплоти для компенсації теплоти розкладу гідратів.

Рисунок 2.3 – Схема розробки газогідратів з мобільної плавучої платформи за допомогою закачування гарячого розчину солі:

1 – труба; 2 – мобільна плавуча платформа; 3 – метан; 4 – розчин солі; 5 – газозбірний ковпак

Тож, поки що, розробка родовищ пов’язана зі значними технічними труднощами і матеріальними витратами, бо контролювати і впливати на тиск і температуру пласта надзвичайно складно. Попри те, нема сумніву, що людство навчиться видобувати гідратний метан, і цим забезпечить себе енергією на майбутні роки. Це лише питання часу і новітні технології будуть знайдені і впроваджені. Канада вже, при сучасних технологіях, зуміла підтримувати шестидобовий стабільний вихід газу із свердловини, пробуреної в арктичній зоні, що безумовно, є справжнім проривом у галузі.

2.2.7 Штучні методи дії на нафтові пласти

Природна пластова енергія в більшості випадків не забезпечує високих темпів і достатньої повноти відбору нафти з покладу. Навіть при ефективному водонапірному режимі дренування в процесі розробки покладу тиск пластів знижується, що вказує на виснаження пластової енергії. Це пояснюється тим, що об’єм пластової води, яка поступає в нафтову частину покладу, зазвичай, менший від об’єму видобутих з пласта нафти і газу, внаслідок чого пластовий тиск починає падати.

Штучне підтримування пластової енергії – це захід щодо підвищення темпу відбору нафти з покладу і отримання підвищених коефіцієнтів нафтовіддачі, характерних для напірних режимів розробки.

Тепер часто підтримування пластової енергії здійснюється застосуванням законтурного заводнення, тобто нагнітанням води в законтурні водоносні зони покладу (рис. 2.4). Воду закачують в пласт через нагнітальні свердловини, які розміщуються за зовнішнім контуром нафтоносності вздовж периметру покладу. Експлуатаційні нафтові свердловини розміщуються усередині контуру нафтоносності рядами, паралельними контуру.

Рисунок 2.4 – Схема законтурного заводнення:

1 – нафтові свердловини;

2 – нагнітальні свердловини;

3 – контрольні свердловини;

4 – внутрішній контур нафтоносності;

5 – зовнішній контур нафтоносності

У результаті заводнення створюється штучний контур живлення покладу водою, наближений до зони розробки пласта, що створює умови для підвищення відбору нафти з нього і для інтенсифікації розробки покладу. У цьому випадку підвищений тиск, який створюється на лінії нагнітальних свердловин, активно впливає тільки на 2...4 ближні ряди експлуатаційних свердловин.

Якщо площа нафтового покладу значна за розмірами, то для інтенсифікації його розробки застосовують внутрішньоконтурне заводнення. Суть цього методу полягає в штучному “розрізанні” покладу на окремі площі або блоки шляхом нагнітання води в ряди нагнітальних свердловин, які розташовуються уздовж ліній розрізання усередині контуру нафтоносності. Таким чином, створюються близькі до експлуатаційних свердловин штучні контури живлення, а кожна площа розробляється самостійно (рис. 2.5, а).

а б в

Рисунок 2.5 – Схеми внутрішньоконтурного заводнення:

1 – нагнітальні свердловини; 2 – експлуатаційні свердловини

У ряді випадків для інтенсифікації розробки застосовують комбінацію законтурного заводнення з внутрішньоконтурним (центральним) або локальним заводненням (рис. 2.5, б, в).

Для підтримування пластового тиску в нафтовому покладі на заданому рівні об’єм закачаної води в процесі заводнення має дорівнювати об’єму видобувних з покладу нафти, газу і пластової води. Під час проектування процесу заводнення пласта враховують можливі втрати води в результаті витікання її в периферійні зони пласта. При внутрішньоконтурному заводненні можливий відтік частини води у верхні або нижні пласти крізь нещільності в цементному кільці окремих свердловин.

Практикою встановлено, що для підтримування пластового тиску на одному рівні при законтурному або внутрішньоконтурному заводненні в пласт треба закачувати 1,6...2,0 м³ води на кожну тонну видобутої нафти. При видобуванні разом з нафтою пластової води враховується і її об’єм. Якщо потрібно підвищити пластовий тиск, об’єм води збільшують.

Число нагнітальних свердловин при заводненні пластів визначається тиском за об’ємом закачаної води на середню поглинальну здатність однієї свердловини при оптимальному тиску нагнітання. Тиск нагнітання визначається типом наявного насосного обладнання. Тиск на вибої нагнітальної свердловини:

, (2.3)

де р_виб – тиск на вибої свердловини;

р_наг – тиск на виході насоса;

р_ст – тиск на вибій стовпа води в свердловині;

р_т – втрати тиску на тертя в трубах від насоса до вибою свердловини (р_т визначаються за відомими формулами гідравліки).

Застосування законтурного або внутрішньоконтурного заводнення для відновлення пластової енергії, яка витрачається при відбиранні нафти з пласта, дозволило в значній мірі інтенсифікувати процеси розробки нафтових покладів. Виявилося можливим різко підвищити темпи відбирання нафти з пластів, і тим самим зменшити терміни їх розробки при забезпеченні високих кінцевих коефіцієнтів нафтовіддачі.

На родовищах, які розробляються за допомогою законтурного заводнення, високий рівень поточного видобутку нафти зберігається тривалий час і тільки на останніх етапах розробки знижується до мінімуму.

При заводненні нафтових пластів як робочий агент може використовуватись вода як поверхневих водоймищ (річки, моря, озера), так і глибинних водоносних горизонтів, а також пластова вода, яку видобувають з надр разом з нафтою. Так, на всіх морських родовищах і родовищах, розташованих поблизу моря, для нагнітання в пласт використовується морська вода. Для родовищ, розташованих у районах з добре розвиненою системою річок, для заводнення пластів, зазвичай, застосовуєть річкову воду, яка забирається з річок або з артезіанських свердловин, які розміщуються в заплаві цих річок. Часто для заводнення нафтових пластів використовуються води глибинних водоносних горизонтів, якщо вони є на площі родовища, або поблизу від нього.

Разом з вказаними джерелами водопостачання у всіх випадках треба використовувати пластові води, підняті на поверхню з покладів нафти. Таке використання пластових вод дозволяє вирішити іншу важливу задачу – запобігання забрудненню території промислів і водоймищ дуже мінералізованими водами. Проте кількість води, яку видобувають разом з нафтою, зазвичай, буває недостатньою для повної компенсації відбору всієї рідини з покладу, особливо в перші періоди його розробки, коли заводнення нафти ще невелика. Пластова вода, в більшості випадків, є тільки додатковим джерелом водопостачання для заводнення нафтових пластів.

Вода, призначена для нагнітання в пласт, має бути якомога чистою, не містити великих кількостей механічних домішок і з’єднань заліза, сірководню, вуглекислоти, нафти, а також органічних домішок (бактерій і водоростей).

Для очищення води в системах заводнення пластів споруджують водоочисні установки.

Вода, яка надходить на водоочисну установку, залежно від її якості для очищення піддається:

– коагуляції – укрупненню найдрібніших зважених у воді частинок з утворенням осідаючих пластівців;

– фільтрації – очищенню від зважених частинок після коагуляції (зазвичай в піщаних фільтрах);

– знезалізненню – зменшення вмісту сполук заліза, які можуть в пласті випадати в осад;

– пом’якшенню – підлужуванню гашеним вапном;

– хлоруванню – ліквідації мікроорганізмів, бактерій;

– стабілізації – надання воді стабільного хімічного складу і, особливо, попередження збагачення її залізом, оскільки вода закачується в пласт сталевими трубами.

Залежно від властивостей води схема підготовки її може бути різною. Наприклад, при використанні поверхневих вод можна не проводити знезалізнення води. Іноді досить пропустити воду крізь піщані фільтри для звільнення її від механічних домішок. Підруслові води, практично не мають потреби і в такому очищенні. Води, які пройшли крізь природні фільтри, майже не містять механічних домішок. Мінералізовані води водоносних пластів нафтових покладів також не потребують спеціальної обробки.

На рис. 2.6 показана схема водоочисної станції при використанні для нагнітання в пласт води з відкритих водоймищ.

Вода з водоймища після додавання в неї необхідної кількості коагулянту з дозувального пристрою 2 для укрупнення дрібних механічних частинок, насосами 1 першого підйому направляється в змішувач 3.

Рисунок 2.6 – Схема водоочисної станції:

1 – насоси першого підйому; 2 – дозувальний пристрій;

3 – змішувач; 4 – освітлювач; 5 – гравійний фільтр;

6 – резервуар; 7 – насоси другого підйому

Найпоширеніший у практиці оброблення води коагулянт – сірчанокислий алюміній (сірчанокислий глинозем). Кількість коагулянту в кожному випадку вибирають залежно від каламутності води і характеристики суспензії. У змішувачі при підйомі води зі швидкістю, яка постійно знижується, відбувається коагуляція дрібних зважених частинок. Потім вода потрапляє в освітлювач 4, в якому при повороті потоку на 180° осідає основна кількість зважених частинок. Решта кількості суспензій затримується в гравійних фільтрах 5. Очищена вода наповнює резервуари 6, з яких насосами 7 направляється на кущові насосні станції і далі розподіляється на нагнітальні свердловини.

Схеми водопостачання для заводнення пластів можуть відрізнятися залежно від місцевих умов кожного району. Проте будь-яка схема, коли використовуються поверхневі водоймища як джерела водопостачання, складається з таких основних елементів (рис. 2.7):

– водозабірних споруд, призначених для забору води з джерел і подачі її у водопровідну мережу, або на водоочисну установку;

– водоочисної установки (якщо потрібне очищення води);

– мережі магістральних і розподільних водоводів;

– насосних станцій для подачі води у водопровідну мережу і нагнітальні свердловини;

– нагнітальних свердловин.

Рисунок 2.7 – Схема водопостачання для законтурного заводнення:

1 – свердловини підруслового водозабору;

2 – насосна станція першого підйому; 3 – відкритий водозабір;

4 – станція водоочищення; 5 – кущові насосні станції;

6 – площа розташування нафтових свердловин; 7 – нагнітальні свердловини

Кущові насосні станції призначені для нагнітання води в пласт нагнітальними свердловинами, обладнуються потужними багатоступінчастими відцентровими насосами з подачею до 0,04 м³/с і тиском до 10...20 МПа (рис. 2.8). Залежно від числа встановлених насосів (з врахуванням резерву) подача однієї кущової станції становить 4...10 тис. м³ води за добу. Кожна кущова станція може обслуговувати до 20 нагнітальних свердловин.

Вода розподіляється на нагнітальні свердловини водорозподільними батареями, які встановлюються на кожній кущовій станції. Батареями регулюється подача води в кожну свердловину. Встановлені на них діафрагмові лічильники заміряють і обліковують закачану воду.

Рисунок 2.8 – Багатоступінчастий відцентровий насос для нагнітання води в паст

У покладах нафти з газовою шапкою, або великими кутами падіння порід, підтримування тиску досягається нагнітанням газу або повітря в підвищену її частину (газову шапку). Для підтримування пластового тиску в такому покладі шляхом нагнітання газу в пласт, з початку його розробки, потрібне будівництво потужних компресорних станцій з компресорами, розрахованими на високий тиск, оскільки тиск нагнітання має бути на 10...20 % вищим за пластовий тиск. Спорудження таких компресорних станцій зі всім підсобним господарством пов’язане з витратою значних капіталовкладень і є дуже трудомісткою роботою. Тому в більшості випадків обмежуються підтримуванням пластового тиску на рівні, який може бути забезпечений тиском стандартних компресорів (5...12 МПа), що випускаються промисловістю, тобто нагнітання газу починають на пізнішій стадії його розробки. Газ або повітря, зазвичай, нагнітається в свердловини, розташовані в присклепінній частині покладу. При цьому природні нафтові гази є найкращим робочим агентом, але якщо промисел не має в своєму розпорядженні потрібної кількості газу, то за відсутності в пласті газової шапки можна в склепінну частину покладу нагнітати також і повітря. Нагнітання повітря в газову шапку небажано, оскільки це призводить до значного погіршення властивостей газу. Кількість газу, що нагнітається в свердловини, або повітря оцінюється експериментальним визначенням поглинаючої здатності свердловин. Практично можна вважати нормальним, якщо в кожну нагнітальну свердловину закачується від 10 до 25 тис. м³ газу.

Якщо нафтовий поклад розробляється без підтриму-вання пластового тиску, первинні запаси енергії пласта швидко витрачаються, а дебіт свердловин знижуються.

При цьому в покладі залишаються величезні кількості нафти. Для підвищення поточного видобутку нафти з таких “виснажених” покладів і збільшення сумарної нафтовіддачі застосовують вторинні методи видобутку нафти – ті ж методи нагнітання в пласт води, повітря або газу, але в менших об’ємах і при меншому тиску, ніж при процесах підтримування пластового тиску.