Главная \ Познавательно \ 9.1 Оценка числа скважин

9.1 Оценка числа скважин

9.1 Оценка числа скважин

Обычно нефтедобывающая компания стремится к тому, чтобы вести разработку на максимальной площади минимальным числом скважин без риска расположить скважину за пределами области залегания нефти и полу­чить таким образом сухую скважину. Кроме того, про­дуктивность скважин должна рассматриваться в сочета­нии с затратами на бурение дополнительных скважин, чтобы определить их оптимальное число, которое обес­печит максимальную норму прибыли. Для решения этой задачи квалифицированный инженер-нефтяник применя­ет экономические принципы в сочетании с технически­ми талантами.

Для снижения риска вторую скважину обычно распо­лагают за пределами оконтуренной нефтяной площади, при этом всего «в двух шагах», а не на большом расстоя­нии от первой. Инженер-разработчик суммирует геоло­гические данные с данными по бурению для расчета наи­более благоприятного направления дальнейшей разработ­ки от скважины, открывшей новое месторождение, на основании информации, полученной от этой скважины. Важными факторами при определении положения вто­рой, третьей и последующих разведочных скважин, а так­же расстояний, которые могут отделять их от первой, яв­ляется тип структуры, размер и протяженность ловушки или складки.

Расстояние между скважинами.

Обычно скважины располагают в соответствии с ка­ким-либо определенным геометрическим рисунком. Во многих случаях расположение скважин внутри участка диктуется их положением на границах участка и расстоя­ниями между ними, особенно если участок маленький. На большом участке больше возможностей для располо­жения скважин на научной основе.

Если структурные исследования указывают на нали­чие хорошо развитой антиклинали или купола, разведка границ продуктивной площади может проводиться буре­нием скважин в обоих направлениях вдоль главной оси структуры, при этом скважины располагают максималь­но близко друг к другу вдоль свода структуры, а затем вдоль линии, перпендикулярной оси. Скважины устанав­ливают попеременно по разные стороны свода, что по­зволяет исследовать боковые фланги вплоть до обнару­жения краевой воды (это вода, окружающая продуктив­ный пласт) или до тех пор, пока скважины перестают быть рентабельными, так как дают слишком мало нефти.

Определение расстояния между скважинами - не та­кой простой вопрос. В каждом конкретном случае следу­ет тщательно рассмотреть все физические и экономичес­кие условия, прежде чем принять решение. Затраты на бурение скважин должны быть согласованы с предпола­гаемой прибылью, чтобы таким образом определить наиболее экономически выгодное соотношение. Нефтедобы­вающая компания стремится определить число скважин, которое обеспечит максимальную прибыль. Вследствие наличия огромного числа переменных, это часто реша­ется методом проб и ошибок.

spindletop3-beaumontcvb-at-h3gpwu

(Рис. 1 В ранние годы не было принято никаких правил для определения расстояний между скважинами. В Спиндлтоп бу­ровые установки находились в одном шаге друг от друга)

Схема расположения скважин.

Обычно скважины располагают в соответствии с ка­кой-либо геометрической конфигурацией. Расстановка граничных скважин часто определяет расположение внут­ренних скважин, особенно для небольшого участка (рис. 2). Значительная площадь участка позволяет рас­положить скважины на научной основе.

типовые схемы

(Рис. 2 Некоторые типовые схемы размещения скважин)

В сущности, расстановка скважин предполагает пред­варительное бурение на некотором определенном, до­вольно значительном расстоянии друг от друга. После за­вершения этой первичной расстановки проводят бурение в промежутках между первичными скважинами, распо­лагая новые скважины на расстоянии, которое обеспе­чит наиболее экономически эффективное извлечение нефти. Описанный план имеет следующие преимущества:

• начальная добыча выше, чем в вариантах с обычным расположением;

• добыча нефти из скважин, расположенных на боль­ших расстояниях, лучше поддерживается на опреде­ленном уровне, чем добыча из близко расположенных скважин;

• окончательное решение о расположении скважин мож­но отложить, пока не появится больше информации.

Очевидным недостатком, естественно, является риск пробурить сухую скважину. Для сокращения вероятности этого риска надо тщательно взвесить все данные, прежде чем принимать решение.

Разработка нефтеносного участка обычно проводится согласно одному из нескольких планов. Типовым вариан­том является бурение рядов скважин поперек участка от разведанного месторождения к неразведанной площади. Этот метод обеспечивает максимальное снижение риска пробурить сухую скважину в том случае, если нефтедо­бывающая компания не уверена, что участок целиком продуктивен. Кроме того, в этом случае появляется воз­можность сохранения жизненно важной информации о структуре приповерхностного слоя в районе новой буро­вой площади перед бурением новых скважин. Похожим планом является последовательное бурение в направле­нии наружу от продуктивных опытных скважин, которые служат центрами.

В США действует общее правило - одна скважина на каждые 40 акров (16 га). В Канаде скважины обычно рас­полагают менее плотно. На Ближнем Востоке, где про­дуктивность индивидуальной скважины обычно велика, стандартной расстановкой может оказаться одна скважи­на на 640 акров (256 га). Конкретная величина зависит от государства и государственного регулирования.

После того как число скважин, расстояние между ними и схема их размещения определены, начинают бу­рение. Когда все скважины пробурены, их нумеруют в том порядке, в котором проводили бурение. Крупные компании иногда нумеруют скважины с указанием их положения, независимо от порядка бурения. Такой ва­риант может быть предпочтительным, так как обозначе­ние скважины сразу указывает на ее положение, однако недостатком является то обстоятельство, что нельзя сразу сказать, когда скважина была пробурена.

расположение буровых Сонора Техас

(Рис. 3 Расположение буровых площадок, Сонара, штат Техас. На территории штата Техас пробурено более 100000 скважин)

Дополнительные факторы.

При составлении схемы разработки участка имеют зна­чение некоторые дополнительные факторы:

• механизм вытеснения нефти из коллектора;

• регулирование дебита (темпа добычи) нефти;

• необходимое количество наземного оборудования;

• удобное расположение коммунальных сооружений и коммуникаций;

• возможность сбыта и рыночная стоимость;

•  государственное регулирование.

​ ​

Литература:

1. Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2008г. – 752 стр.

2. Грей Форест. Добыча нефти. Переведено с английского М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2001г. – 416 стр.: ил. – (Серия «Для профессионалов и неспециалистов»).

3. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин, Учебник для вузов. − М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. -1007 с. ил. ISBN 5-8365-0130-0.

4. http://www.energyjustice.net

Подготовил: Легковский А.А.

Статья создана исключительно в информационно-познавательных целях и может быть удалена по просьбе автора или правообладателя входящих в нее материалов.

Благодарим за внимание!