Традиционные системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Системы и технология разработки нефтяных месторождений
Введение
Система разработки месторождений
1 Система разработки многопластовых месторождений. Выделение эксплуатационных объектов
2 Системы одновременной разработки объектов
3 Системы последовательной разработки объектов
Системы разработки эксплуатационных объектов (залежей)
2.1 Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке
2 Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке
Рациональная система разработки
Резервуары для хранения нефти
1 Классификация резервуаров
5. Краткая характеристика резервуаров различного типа
5.1 Железобетонные резервуары
2 Резервуары вертикальные стальные (РВС)
5.3 Резервуары вертикальные стальные типа РВС низкого давления
4 Резервуары вертикальные стальные типа РВС высокого давления
5 Резервуары с плавающей крышей и с понтонами
6 Горизонтально-цилиндрические резервуары (РГС)
7 Каплевидные резервуары
8 Шаровые резервуары
Заключение
Список
использованной литературы
Введение
Система разработки - это совокупность технико-технологических и организационных взаимосвязанных инженерных решений, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин. Система разработки включает последовательность и темп разбуривания залежи; число, соотношение, взаимное расположение нагнетательных, добывающих, специальных (контрольных и др.) скважин, очередность их ввода; мероприятия и методы по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежей. Разработка нефтяного месторождения должна вестись по системе, обеспечивающей наилучшее использование природных свойств нефтяного пласта, режима его работы, технологии и техники эксплуатации скважин и других объектов и сооружений при обязательном соблюдении норм охраны недр и окружающей среды.
Система разработки залежи должна обеспечить непрерывный контроль и регулирование процесса разработки месторождения с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при разбуривании и эксплуатации залежи. Для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки предназначены методы исследования скважин и пластов.
Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта. Для накопления, кратковременного хранения и учета нефти предназначены нефтяные резервуары. Основным требованием, предъявляемым к резервуарам, является надежность.
Целью исследования данной работы является изучение методов системы разработки месторождений, определение рациональной системы извлечения нефти из недр, выбор оборудования для хранения нефти после добычи из залежей и транспортировки.
Задачи исследования:
Изучить системы разработки месторождений и
оборудование для хранения нефти и газа.
1. Система разработки месторождений
Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Система разработки включает комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объектах и их число; темп и порядок ввода их в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.
Следует различать системы разработки
многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений.)
1 Система разработки многопластовых
месторождений. Выделение эксплуатационных объектов
В многопластовом месторождении выделяется несколько продуктивных пластов. Продуктивный пласт может разделяться на пропластки, прослои пород-коллекторов, которые развиты не повсеместно. Надежно изолированный сверху и снизу непроницаемыми породами отдельный пласт, а также несколько пластов, гидродинамически связанных между собой в пределах рассматриваемой площади месторождения или ее части, составляют элементарный объект разработки.
Эксплуатационный объект (объект разработки) - это элементарный объект или совокупность элементарных объектов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации.
Эксплуатационные объекты выделяют на основе геологического, технологического и экономического анализов в период проектирования разработки. При решении вопросов выделения эксплуатационных объектов рекомендуется учитывать следующее: диапазон нефтегазоносности по разрезу (толщину продуктивного разреза); число продуктивных пластов в разрезе; глубину залегания продуктивных пластов; толщину промежуточных непродуктивных пластов и наличие зон слияния продуктивных пластов; положение водонефтяных контактов по пластам; литологическую характеристику продуктивных пластов; коллекторские свойства (особенно проницаемость и эффективную толщину), диапазон их изменения; различие типов залежей по пластам; режимы залежей и возможное их изменение; свойства нефти в пластовых и поверхностных условиях; запасы нефти по пластам.
Если эти условия не препятствуют совмещению пластов в единый объект, то проводят гидродинамические расчеты по определению технологических показателей с учетом способов регулирования баланса пластовой энергии, контроля и регулирования процесса разработки, а также технических средств добычи нефти. Затем определяют экономическую эффективность различных вариантов сочетания отдельных пластов в эксплуатационные объекты. Научно обоснованное выделение эксплуатационных объектов служит важным фактором экономии и повышения эффективности разработки.
В зависимости от порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку выделяют две группы систем разработки многопластового нефтяного месторождения:
· системы одновременной разработки объектов;
· системы последовательной разработки
объектов.
1.2 Системы одновременной разработки объектов
Преимущество систем одновременной разработки объектов - это возможность использования запасов всех объектов после их разбуривания. Реализовать эти системы можно по одному из вариантов:
· раздельная разработка, когда каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин. Требует большого числа скважин, что приводит к значительным капитальным вложениям. Может применяться при наличии высокопродуктивных объектов и возможности быстрого их разбуривания. Ее преимущество - обеспечение надежного контроля за процессом разработки и его регулирования.
· совместная разработка, при которой два или более пластов в виде единого эксплуатационного объекта разрабатываются единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Возможны ее подварианты: с увеличением числа добывающих скважин на малопродуктивные объекты и с увеличением числа нагнетательных скважин на малопродуктивные объекты. Ее преимущество - обеспечение высоких текущих уровней добычи при заданном числе скважин. Однако в основном наблюдается нерегулируемая разработка пластов, что приводит к ухудшению технико-экономических показателей.
· совместно-раздельная разработка, при
которой добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной
эксплуатации, нагнетательные скважины - установками для одновременно-раздельной
закачки воды. Она позволяет преодолеть недостатки первых двух вариантов,
сохраняя при этом их преимущества.
3 Системы последовательной разработки объектов
Системы последовательной разработки объектов можно реализовать по следующим основным вариантам:
· разработка сверху вниз, при которой каждый нижележащий объект эксплуатируется после вышележащего. Она применялась в первый период развития нефтяной промышленности и в настоящее время признана в основном нерациональной, так как задерживает разведку и разработку нижележащих объектов, увеличивает объем бурения и расход металла на обсадные трубы, повышает опасность нарушения правил охраны недр вышележащих объектов при разбуривании нижележащих объектов.
· разработка снизу вверх, при которой начинают разрабатывать объекты с нижнего, так называемого опорного объекта, а затем переходят на возвратные объекты. При наличии многих объектов в качестве опорных также выбирают наиболее изученные и высокопродуктивные объекты с достаточно большими запасами нефти, а в качестве возвратных - остальные объекты. Тогда приступают к разработке опорных объектов, тем самым не задерживают эксплуатацию вышележащих продуктивных объектов с большими запасами.
Нужно отметить, что лучшие показатели могут быть
достигнуты комбинацией всех перечисленных выше вариантов систем разработки
многопластового месторождения.
2. Системы разработки эксплуатационных объектов
(залежей)
Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти.
Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояние между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважины в работу.
Системы разработки подразделяют:
· с размещением скважин по равномерной сетке
· с размещением скважин по
неравномерной сетке (преимущественно рядами).
1 Системы разработки с размещением скважин по
равномерной сетке
Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважины в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи.
Сетки по форме бывают квадратными и треугольными.
Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеностности к числу добывающих скважин.
По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную (сплошную) и замедленную системы разработки залежей.
В первом случае темп ввода скважин в работу быстрый - все скважины вводят в работу почти одновременно в течение одного-трех лет разработки объекта.
Замедленной называют систему при большом сроке ввода.
По порядку ввода в работу различают системы сгущающуюся и ползучую.
На объектах со сложным геологическим строением
применяют сгущающуюся систему. Ползучую систему, ориентированную по отношению к
структуре пласта, подразделяют на системы: вниз по падению; верх по восстанию;
по простиранию.
2 Системы разработки с размещением скважин по
неравномерной сетке
Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважины в работу (ввода рядов скважин); по порядку ввода скважин в работу. Дополнительно их разделяют:
· по форме рядов - с незамкнутыми рядами и замкнутыми (кольцевыми) рядами;
В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают:
· системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах (используется естественная пластовая энергия);
· система разработки с поддержанием пластового давления (применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения).
По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют:
· системы разработки с искусственным заводнением пластов;
· системы разработки с закачкой газа в пласт.
Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:
Законтурное заводнение- воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100-1000 метров.
Приконтурное заводнение - нагнетательные скважины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности.
Внутриконтурное заводнение - применяют на объектах с большими площадями нефтеносности, при необходимости сочетается с законтурным или приконтурным заводнением.
Сводовое заводнение - ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи его. Это заводнение сочетают с законтурным.
Очаговое заводнение - применяется в качестве самостоятельного в резко неоднородных и прерывистых пластах, а так же в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением.
Площадное заводнение - рассредоточенная закачка воды в залежь по всей площади ее нефтеносности.
Система разработки с закачкой газа в пласт
применяется по двум основным вариантам: закачка газа в повышенные части залежи
(в газовую шапку); площадная закачка газа. Успешная закачка газа возможна лишь
при значительных углах наклона однородных пластов, невысоком пластовом
давлении, близости значений пластового давления и давления насыщенности нефти
газом или наличии естественной газовой шапки, малой вязкости нефти. По
экономической эффективности она значительно уступает заводнению, поэтому в
применении ограничена.
3. Рациональная система разработки
Для одного и того же месторождения можно назвать множество систем, отличающихся по числу добывающих скважин, по их расположению на структуре, по методу воздействия на продуктивные пласты и т. д., поэтому существует необходимость сформулировать понятие рациональной системы разработки. В качестве критериев рациональной системы разработки принимаются следующие основные положения.
· Рациональная система разработки должна обеспечить наименьшую степень взаимодействия между скважинами.
Минимальное взаимодействие между скважинами достигается увеличением расстояния между ними. С другой стороны, при увеличении расстояния между скважинами общее их число на месторождении уменьшается, что ведет к снижению суммарного дебита скважин. Кроме того, в условиях неоднородного пласта увеличение расстояния между скважинами может привести к тому, что часть нефтенасыщенных линз, полу линз или пропластков не будет охвачено скважинами и они не будут приобщены к разработке. Таким образом, наименьшее взаимодействие между скважинами не может служить единственным всеохватывающим критерием рациональности системы разработки.
· Рациональная система должна обеспечить наибольший коэффициент нефтеотдачи.
Максимальную нефтеотдачу можно достигнуть при полном охвате нефтепродуктивного пласта процессом вытеснения. Это условие, особенно в неоднородных пластах, можно выполнить при более тесном размещении скважин. Кроме того, так как наиболее высокие коэффициенты достигаются при водонапорном режиме, а естественные притоки воды чаще не обеспечивают высоких темпов разработки, то существует необходимость создания искусственного водонапорного режима закачкой воды или газа в пласт.
· Рациональная система разработки должна обеспечить минимальную себестоимость нефти.
Из рассмотренных в процессе проектирования нескольких вариантов разработки выбирается вариант, обеспечивающий наивысшую нефтеотдачу. Названные выше критерии хотя и правильно определяют ориентиры для выбора системы разработки, тем не менее, ни один из них не может быть принят за определяющий, так как они не учитывают потребность в добыче нефти. Поэтому, понятие рациональной системы разработки в окончательном виде формулируется так: рациональная система разработки должна обеспечить заданную добычу нефти при минимальных затратах и возможно больших коэффициентах нефтеотдачи.
Проектирование разработки заключается в подборе такого варианта, который бы отвечал требованиям рациональной системы разработки.
Приступая к проектированию разработки последовательно определяются исходные геолого-физические данные о нефтепродуктивном пласте и свойствах насыщающих его жидкостей и газов; выполняются гидродинамические расчеты по установлению технологических показателей разработки по нескольким вариантам, отличающимся по числу скважин, методу воздействия на продуктивные пласты, условиям эксплуатации скважин и т. д.; рассчитывается экономическая эффективность вариантов разработки; анализируются экономические и технологические показатели разработки и выбирается вариант рациональной системы разработки.
Внедрение рациональной системы разработки позволяет добиться высоких технико-экономических показателей при разработке месторождений.
Поскольку разработка месторождения начинается с
отбора нефти из первых разведочных скважин, то можно отметить, что система
разработки динамична и должна непрерывно совершенствоваться во времени.
4. Резервуары для хранения нефти
Добываемая нефть - смесь нефти, газа, менерализованной воды, механических примесей и других попутных компонентов - должна быть собрана и рассредоточена на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции - товарной нефти, нефтяного газа, а так же пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.
Сбор добываемой нефти - это процесс
транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до
центрального сборного пункта. Для накопления, кратковременного хранения и учета
нефти предназначены нефтяные резервуары.
1 Классификация резервуаров
Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов могут быть подразделены по следующим признакам:
· по материалу, из которого они изготовлены - металлические, железобетонные, земляные, синтетические и в горных выработках;
· по конструкции - вертикальные цилиндрические с коническими, плавающими и сферическими крышами, с понтонами (в основном типа РВС), горизонтальные цилиндрические с плоскими и пространственными днищами (типа РГС), каплевидные, резервуары-цилиндроиды, прямоугольные и траншейные;
· по значению избыточного давления - резервуары низкого (ри < = 0,002 МПа) и резервуары высокого (ри > 0,002 МПа) давления;
· по назначению - сырьевые; технологические; товарные.
Сырьевые резервуары предназначены для хранения обводненной нефти. В технологических резервуарах осуществляется предварительный сброс пластовой воды. Товарные резервуары предназначены для хранения обезвоженной и обессоленной нефти.
В зависимости от расположения по вертикали по отношению к прилегающей территории резервуары делят на наземные, подземные и полуподземные. Наземными называют резервуары, у которых днище находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Подземными называют резервуары, когда наивысший уровень нефти в них находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки, а также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допустимого наивысшего уровня нефти в резервуаре и шириной не менее 3 м. Полуподземными называют резервуары, днище которых заглублено не менее чем на половину его высоты, а наивысший уровень нефти находится не выше 2 м над поверхностью прилегающей территории.
Каждый действующий резервуар должен постоянно иметь полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом, и находиться в исправном рабочем состоянии. Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается.
На резервуаре установлено следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуара:
· дыхательные клапана;
· предохранительные клапана;
· огневые предохранители;
· приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сигнализаторы уровня, сниженные пробоотборники ПОР, манометры давления газовой среды;
· хлопушки;
· противопожарное оборудование;
· оборудование для подогрева;
· приемо-раздаточные патрубки;
· зачистной патрубок;
· вентиляционные патрубки;
· люки-лазы;
· люк световой;
· люк замерный.
Горизонтальные резервуары оснащаются дополнительно стационарно встроенным оборудованием: подогревателями нефти; лестницами; измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.
Основным требованием, предъявляемым к резервуарам является надежность. Надежность резервуаров - это свойство их конструкции выполнять функции приема, хранения и отпуска из них нефти и нефтепродуктов при заданных параметрах.
Критериями надежности резервуаров являются:
работоспособность, безотказность и долговечность. Работоспособность - это
состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции. Для
поддержания работоспособности резервуаров необходимо выполнять в установленные
сроки текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю
диагностику дефектов. Безотказность - это свойство резервуара сохранять
работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Долговечность - это
свойство резервуара сохранять работоспособность до предельного состояния с
необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов. Показателем
долговечности является срок службы.
5. Краткая характеристика резервуаров различного
типа
1 Железобетонные резервуары
Нормальный ряд железобетонных резервуаров по их
форме и объему включает в себя: цилиндрические резервуары для нефти объемом 1,
3, 5, 10, 20, 30 и 40 тыс. м 3 ; прямоугольные резервуары для нефти
объемом 0,1; 0,25; 0,5; 1, 2 и 3 тыс. м 3 .
Рисунок 1. Общий вид сборного железобетонного цилиндрического резервуара. (1 - боковые панели; 2 - центральная опорная колонна;3 - периферийная опорная колонна;4 - металлическая облицовка;5 - монолитное железобетонное днище;6 - крыша).
месторождение нефть газ резервуар
Сырая нефть и мазут не оказывают химического воздействия на бетон и кальматируют поры в бетоне, тем самым увеличивая непроницаемость резервуаров.
Для создания избыточного давления и уменьшения потерь в резервуарах до 200 мм вод. ст. должны предусматриваться конструктивные решения по повышению газонепроницаемости покрытия, такие как: устройство водяного экрана со слоем воды 100-150 мм на покрытии резервуара; укладка на покрытие ковра из резинотканевых или синтетических материалов с последующей засыпкой сверху слоем земли толщиной 20-25 см; герметизация покрытия тонколистовой сталью, нанесение на внутреннюю поверхность покрытия изоляции из различных растворов и мастик.
Подземные ЖБР обладают большой плавучестью и при
подъеме уровня грунтовых вод это может привести к всплытию резервуара и к его
аварии. Для предохранения от всплытия производят утяжеление днища резервуара,
его анкеровку или вынос из зоны грунтовых вод с устройством обсыпки грунтом.
2 Резервуары вертикальные стальные (РВС)
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары низкого давления со щитовой конической или сферической кровлей, так называемые атмосферные резервуары, являются наиболее распространенными для хранения нефти. Они относительно просты в изготовлении и наиболее экономичны по стоимости.
Различают вертикально-цилиндрические резервуары низкого и высокого давления, с плоским и пространственными днищами, с плавающими крышами и с понтонами.
Применение крыши резервуара той или иной
конструкции диктуется свойствами хранимых нефтепродуктов и климатическими
условиями.
3 Резервуары вертикальные стальные типа РВС
низкого давления
Давление в таких резервуарах мало отличается от атмосферного, поэтому их корпус рассчитывается на гидростатическое давление.
Настил покрытия монтируется и сваривается из отдельных листов непосредственно на резервуаре.
Резервуары объемом 10, 20, 30 и 50 тыс. м 3 для хранения нефти с плотностью до 0,9 т/м 3 монтируют из отдельных рулонов корпуса, днища и щитов, которые образуют сферическую форму перекрытия.
Щиты опираются на кольцо жесткости корпуса и
центральное кольцо.
Рисунок 2. Общий вид РВС-10000
Весьма ответственным элементом является
фундамент под резервуар. Резервуары вместимостью до 5000 м 3
(включительно) устанавливаются на искусственном основании нормального типа,
состоящем из грунтовой подсыпки, песчаной подушки и гидроизоляционного слоя.
Для предохранения металла днища резервуара от коррозии грунтовыми водами и от
конденсата поверх песчаной подушки устраивают гидроизолирующий слой толщиной
100 мм, состоящий из 90% супесчаного грунта и 10% вяжущего вещества (битум,
мазут, каменноугольный деготь). Для резервуаров объемом 10000 м 3 и
более предусматривается железобетонное кольцо шириной 1 м и толщиной 20-30 см
под узлом сопряжения корпуса резервуара с днищем. За осадкой основания каждого
резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение.
4 Резервуары вертикальные стальные типа РВС
высокого давления
Резервуары высокого давления предназначены для
хранения нефти с высоким давлением насыщенных паров. Они имеют цилиндрический
корпус, сферическую кровлю и плоское днище.
Рисунок 3. Вертикальный цилиндрический резервуар
высокого давления (1 - корпус; 2 - сферическое покрытие; 3 - кольцо сопряжения
цилиндрического корпуса со сферической поверхностью покрытия; 4 - днище; 5 -
анкерные крепления;6- верхнее кольцо жесткости; 7 - анкерная консоль; 8 -
нижнее кольцо жесткости; 9 - стенка; 10 - анкерный болт; 11 - бетонная плита.)
Во избежание возможного поднятия периферийной части днища под действием избыточного давления нижний пояс корпуса закрепляется в грунте при помощи анкерных болтов и железобетонных плит. Крепление анкерных болтов к стенке резервуара осуществляется посредством приваренных консолей.
Для восприятия ветровой нагрузки и вакуума
корпус резервуара (верхние пояса) должен быть усилен кольцами жесткости.
5 Резервуары с плавающей крышей и с понтонами
Эти резервуары применяют для снижения потерь нефти от испарения.
Понтон сооружают в резервуарах со стационарной щитовой кровлей, которая предохраняет от попадания атмосферных осадков на поверхность понтона. Понтоны в резервуарах бывают как металлические, так и из синтетических материалов.
Плавучесть металлического понтона обеспечивается устройством на нем по контуру герметических коробов или открытых отсеков.
По окружности понтона между понтоном и стенкой резервуара для уменьшения до минимума площади испарения устанавливается уплотняющий затвор. Затвор может быть жесткий или мягкий. Мягкие затворы выполняются из прорезиненной ткани, пенополиуретана и других материалов. Жесткие затворы состоят из металлических элементов рычажного типа.
Особенно целесообразно применение этих резервуаров для сернистых нефти, т.к. ввиду отсутствия газового пространства коррозия от разложения сернистых соединений практически отсутствует.
Плавающая крыша выполняется из стальных листов толщиной не менее 4 мм, с диаметром на 400 мм меньше, чем внутренний диаметр резервуара.
Плавающая крыша обычно бывает двух типов: двойная понтонная, состоящая из ряда герметических отсеков, обеспечивающих непотопляемость при нарушении герметичности понтона; одинарная с центральным диском из стальных листов, по периферии которого располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными перегородками на герметические отсеки, препятствующие потоплению крыши.
При эксплуатации резервуаров с плавающей крышей
в зимнее время необходимо: тщательно осматривать затворы перед началом закачки
или откачки и в случае примерзания их к корпусу резервуара осторожно отрывать
их с помощью деревянного клина; не допускать односторонней снеговой нагрузки
(излишки снега следует удалять при нахождении крыши в верхнем крайнем
положении).
Рисунок 4. Резервуар с плавающей крышей(1 -
затвор; 2 - плавающая крыша; 3 - передвижная шарнирная лестница;4 -
предохранительный клапан; 5 - дренажная система для отвода атмосферных вод; 6 -
труба для отбора проб; 7 - опорные стойки; 8 - замерный люк).
5.6 Горизонтально-цилиндрические резервуары
(РГС)
Эти резервуары получили широкое применение для хранения нефти в малых количествах. Преимущества горизонтальных резервуаров заключаются в возможности серийного изготовления их на заводах, в хранении нефти под высоким избыточным давлением и вакуумом, в удобстве подземной установки. Объемы РГС от 3 до 200 м 3 . Рабочее давление до 2,5 Мпа и вакуум до 0,09 Мпа. Днище резервуаров выполняются сферическими, плоскими или цилиндрическими. Для высоких давлений применяются сферические днища.
Резервуары оборудуют металлическими площадками и лестницами для обслуживания, а при хранении вязких нефти, требующих подогрева, - секционными подогревателями. При надземной установке резервуар устанавливают на две седловидные опоры шириной 300-400 мм из сборных бетонных блоков или монолитного бетона. При подземной установке резервуар следует укладывать на спрофилированную песчаную подушку толщиной не менее 200 мм с углом охвата песчаной подушкой 900. При наземной установке, кроме того, между песчаной подушкой и резервуаром должен быть уложен слой гидрофобного песка толщиной 100 мм.
5.7 Каплевидные резервуары
Их основное назначение - хранение нефтей с
высоким давлением насыщенных паров под избыточным давлением 0,4 кГс/см 2
и вакуумом до 500 мм вод. ст., что позволяет значительно сократить потери от
испарения по сравнению с "атмосферными" резервуарами. Однако
стоимость цилиндрического "атмосферного" резервуара значительно
меньше каплевидного того же объема. Поэтому непременным условием широкого
внедрения каплевидных резервуаров является его экономичность, которая
определяется сравнением дополнительной стоимости и экономии от сокращения
потерь за период амортизации.
8 Шаровые резервуары
Это резервуары повышенного давления
предназначенные для хранения нефтей с высоким давлением насыщенных паров и
сжиженных газов (рисунок 6).
Рисунок 5. Шаровой резервуар (1 - узел
дыхательной арматуры; 2 - поплавковый указатель уровня; 3 - совмещенный узел
для замера уровня, температуры нефти и отбора пробы;4 - запорная арматура; 5 -
приемный и раздаточный патрубки; 6 - дренажный кран).
Материалом служит низколегированная сталь.
Объем резервуаров: 300, 600, 900, 2000 и 4000 м 3 .
Заключение
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений включает в себя научно обоснованный производственный процесс извлечения из недр, содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых; процесс проектирования систем разработки нефтяных и газовых залежей, взаимное расположение забоев добывающих, нагнетательных, резервных и других скважин, разбуривание месторождения в соответствии с утверждённой технологической документацией, выработку запасов нефти и газа.
Успешная разработка нефтяных и газовых месторождений определяется тем, насколько правильно будет выбрана система разработки. В процессе разработки возникает необходимость контролировать и уточнять состояние залежей с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при их разбуривании и эксплуатации.
Следует отметить, что для одного и того же месторождения можно назвать множество систем, отличающихся по числу добывающих скважин, по их расположению на структуре, по методу воздействия на продуктивные пласты и т. д., поэтому существует необходимость применения рациональной системы разработки.
Все, что выходит из скважин - нефть с попутным газом, водой и прочими примесями - замеряют, определяя процент воды и попутного газа. Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, деэмульсация продукции, обессоливание, стабилизация нефти.
После стабилизации нефть направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды, а оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Наибольшее применение нашли резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной).
Основным требованием, предъявляемым к
резервуарам является надежность. Критериями надежности резервуаров являются:
работоспособность, безотказность и долговечность. Работоспособность - это
состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции. Для поддержания
работоспособности резервуаров необходимо выполнять в установленные сроки
текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю
диагностику дефектов. Безотказность - это свойство резервуара сохранять
работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Долговечность - это
свойство резервуара сохранять работоспособность до предельного состояния с
необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов. Показателем
долговечности является срок службы.
Список использованной литературы
1. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений/ пособие для самостоятельного изучения для слушателей курсов повышения квалификации специальности "Геофизика" / Казань: Казанский государственный университет / В.Е. Косарев / 2009.
Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки / М. Недра / Каштанов А.А., Жуков С.С. / 1985.
Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учебник для вузов / М.: Недра / Бойко В.С. / 1990.
Разработка нефтяных и газовых месторождений / учебное пособие / Покрепин Б.В.
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений/ учебно-методическое пособие / Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин / 2013.
Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. / М.: Недра / Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Рлзенберг М.Д. / 1983.
Справочник нефтепереработчика / М., Недра Ластовин Г.А., Радченко Е.Д., Рудина М.Г / 1986.
Технологические основы технологии / М.: Металлургия / И.М. Глущенко. ГИ. / 1990.
Эксплуатация
нефтяных и газовых скважин. / М: Недра / Муравьев В.М. / 1978.
Выбор и обоснование системы гидравлической разработки
Под системой открытой разработки месторождения понимается установленный порядок выполнения горно-подготовительных, вскрышных и добычных работ в пределах карьерного поля. Принятая система должна обеспечить планомерную и безопасную разработку месторождения при рациональном использовании его запасов, выполнение требований по охране окружающей среды и восстановлению земель, нарушенных открытыми горными выработками.
Рациональная система открытой разработки должна обеспечивать добычу полезного ископаемого в объеме, соответствующем плану, по качеству, отвечающему нормальным требованиям, максимальное его извлечение из недр, высокую производительность труда и экономичность при максимальной безопасности работ. Таким образом, правильный выбор системы открытой разработки должен обеспечивать высокую эффективность эксплуатации месторождения.
Принятая система открытой разработки предопределяет тип горно-транспортного оборудования, размеры карьера и его основные элементы, а также технико-экономические показатели работы карьера.
В настоящее время известны классификации систем открытых горных работ профессора Е.Ф. Шешко, академиков Н.В. Мельникова и В.В, Ржевского.
Е.Ф. Шешко в основу классификации систем разработки месторождений положил направление перемещения вскрышных пород в отвалы (1947 г.). Акад. Н.В, Мельниковым была предложена классификация систем разработки по способу производства вскрышных работ (1952 г.).
Классификация акад. В.В. Ржевского, в основу которой положены горно-геологические и геометрические предпосылки, характеризует сущность технологии открытых горных работ и облегчает последующий расчет систем разработок (табл. 7.3). В.В. Ржевский в качестве ведущих признаков открытых горных работ принимает направление выемки горной массы в плане и профиле и месторасположения отвалов.
При разработке горизонтальных или пологих залежей по окончании горно-подготовительных работ создается первичный фронт вскрышных и добычных работ карьера; возобновление горно-подготовительных работ возможно при реконструкции карьера. Таким образом, системы разработки в период эксплуатации характеризуются только порядком и последовательностью ведения вскрышных и добычных работ и изменением длины фронта работ или высоты отдельных уступов и размеров рабочих площадок. Такие системы разработки называются сплошными (рис. 7.9).
При разработке наклонных и крутых залежей горно-подготовительные работы ведутся как в период строительства, так и при эксплуатации карьера для создания фронта добычных и вскрышных работ. В состав горно-подготовительных работ в эксплуатационный период входят вскрытие и нарезка новых рабочих горизонтов. Таким образом, системы разработки наклонных и крутых залежей характеризуются порядком выполнения вскрышных, добычных и регулярных горно-подготовительных работ. Такие системы называются углубочными.
Имеются и другие специальные системы открытой разработки месторождений, которые применяются при проектировании открытых горных работ с использованием средств гидромеханизации.
На наш взгляд, классификация систем разработки, приведенная в табл. 7.3, является наиболее применимой, так как она учитывает не только горно-геологические и геометрические параметры месторождения, но и те признаки, которые указаны в других классификациях.
Исходными данными для обоснования системы разработки являются сведения о месторождении и карьерном поле.
Наибольшее применение при использовании гидромеханизации получила группа сплошных систем, ввиду незначительной мощности покрывающих пород: разработка вскрыши и россыпных месторождений гидромониторно-землесосными комплексами; разработка обводненных песчано-гравийных месторождений земснарядами (рис. 7.10).
Эти системы применяются в основном при разработке горизонтальных и пологих месторождений с небольшой мощностью вскрыши и полезного ископаемого.
Применение гидромеханизации при углубочных системах разработки ограничивается крепостью разрабатываемых пород, за исключением отработки четвертичных пород на передовых уступах.
Элементы системы разработки и их расчет
Основными элементами системы разработки являются: высота уступа, угол откоса уступа и бортов, ширина заходок, ширина рабочей площадки, длина фронта работ на уступе, длина и число блоков на уступе, скорость подвигания забоя и фронта горных работ и др. (рис. 7.11).
Высота уступа определяется с учетом физико-механических свойств пород, применяемого оборудования, мощности карьера, безопасности работ. Анализ полученных решений, проведенный автором, показал, что рациональная высота уступа при гидромониторном размыве по условию безопасного ведения работ и минимальных затрат составляет около 30 м. Затраты на разработку 1 м3 породы при увеличении высоты уступа с 10 до 25 м и с 25 до 35 м уменьшаются соответственно на 35-50 и 4-5 % (рис. 7.12).
Увеличение высоты уступа дает значительные экономические преимущества: уменьшается число уступов в карьере, благодаря чему сокращается общая длина трубопроводов, снижается стоимость их монтажа и обслуживания; повышается производительность землесосных установок, так как уменьшается число их передвижек в забое; уменьшаются объем недомыва и время, затрачиваемое на подрезку уступа, на 1 м3 разрабатываемой породы.
В то же время при увеличении высоты уступа по требованию техники безопасности увеличивается расстояние от гидромонитора до откоса уступа, ухудшается качество струи и снижается эффективность размыва.
Ширина рабочей площадки уступа определяется главным образом шириной и числом гидромониторных заходок.
При разработке четвертичных отложений наименьшую ширину рабочей площадки, м, можно приближенно определить по выражениям:
- при продольных заходках (рис. 7.13, а)
- при поперечных заходках (рис. 7.13, б)
где Aз - ширина заходки землесосной установки, м,
где Aг - ширина заходки гидромонитора, м; n - число гидромониторных заходок; С - расстояние от нижней бровки разрабатываемого уступа до полосы укладки труб, м; Вт - ширина полосы укладки труб (зависит от числа параллельно уложенных труб), м; Вт.т - расстояние от полосы укладки труб до транспортной (автомобильной) полосы (Bт.т = 1,5 м); T - ширина транспортной полосы (для автотранспорта T=4,5 м); Z - ширина призмы возможного обрушения (ширина полосы безопасности), м,
где αн - угол откоса нерабочего борта уступа (αн = 45*60°), град; αр - угол откоса рабочего борта уступа (αр = 60*80°), град; lmin - минимальное расстояние гидромонитора от забоя уступа [см. формулу (7.23)], м; Bз - ширина зумпфа (Bз = 12 м); Bз.у - ширина места расположения забойной землесосной установки (Вз.у = 10 м).
Длина фронта работ уступа Lф.у равна длине полной заходки (длине уступа). Часть уступа по длине, отрабатываемая одной гидроустановкой, называется блоком фронта работ. Длина блока Lб зависит от длины фронта работ уступа и числа гидроустановок, расположенных на уступе (при продольных заходках) (см. рис. 7.2, 7.13). Часть блока, разрабатываемая с одной стоянки забойной землесосной станции, называется картой. Длина карты Lк зависит от уклона пульпоотводной канавы i и принятой высоты недомыва породы hн уступа. Ширина и длина карты определяются шагом передвижки и шириной заходки гидроустановки. Число блоков в пределах одного уступа определяется по формуле
Фронт работ карьера составляет суммарную протяженность фронтов работ отдельных уступов. Фронт вскрышных и добычных работ в процессе эксплуатации карьера непрерывно перемещается к его конечным контурам.
Интенсивность отработки месторождения характеризуется скоростью подвигания фронта работ за год. Скорость подвигания фронта горных работ на гидровскрыше зависит от мощности полезного ископаемого, производственной мощности карьера и режима работы средств гидромеханизации и может составлять от 60 до 400 м.
Высокие темпы подвигания фронта горных работ достигаются при разработке маломощных горизонтальных пластов полезного ископаемого. Меньшее подвигание фронта работ имеет место при отработке наклонных и крутонаклонных залежей.
Уступы на вскрыше и добыче при круглогодовом режиме работ должны отрабатываться с одинаковым годовым подвиганием.
При сезонном режиме работы гидромеханизации скорость подвигания на гидровскрыше будет равна частному от деления скорости подвигания фронта работ на нижерасположенных уступах на коэффициент сезонности.
Скорость подвигания фронта горных работ, м/год,
где Qг.в - годовой объем пород на гидровскрыше, м3; Hр.з - высота рабочей зоны, отрабатываемой средствами гидромеханизации (Нр.з = Hуnу), м; Hу - высота разрабатываемого уступа, м; ny - число разрабатываемых уступов.
Скорость подвигания забоя гидроустановки, м/сут,
где Qс.з - суточная производительность землесосной установки по породе, м3.
Перемещение фронта вскрышных и добычных работ может быть чаще всего параллельное продольное, параллельное поперечное, веерное и смешанное (рис. 7.14), что соответствует принятой системе разработки (см. табл. 7.4).
Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти.
Размещение скважин. Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (преимущественно рядами).
Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.
Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Исследователи часто вкладывают разное содержание в понятие плотности сетки скважин: принимают только площадь разбуренной части залежи; число скважин ограничивают по разным величинам суммарной добычи нефти из них; включают или не включают нагнетательные скважины в расчет; в процессе разработки месторождения число скважин значительно изменяется, площадь нефтеносности при напорных режимах уменьшается, это по-разному учитывают и т. д. Иногда различают малую, среднюю и большую степени уплотнения скважин. Эти понятия весьма условны и различны для разных нефтепромысловых районов и периодов развития нефтяной промышленности. Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений, была самой острой на всех этапах развития нефтяной промышленности. Раньше плотность сетки скважин изменялась от 10 4 м 2 /скв (расстояние между скважинами 100 м) до (4-9)-10 4 м 2 /скв, а с конца 40-х - начала 50-х годов перешли к сеткам скважин с плотностью (30-60)10 4 м 2 /скв. Исходя из теории интерференции и упрощенной схематизации процесса вытеснения нефти водой из однородного пласта, считалось, что при разработке нефтяных месторождений при водонапорном режиме число скважин существенно не влияет на нефтеотдачу.
Практикой разработки и дальнейшими исследованиями установлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и прерывисты продуктивные пласты, хуже литолого-физические свойства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и подгазовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин относительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей сетки более (25 - 30) 10 4 м 2 /скв. В диапазоне плотностей сетки менее (25- 30) 10 4 м 2 /скв влияние хотя и отмечается, однако оно не столь существенное, как при более редких сетках. В каждом конкретном случае выбор плотности сетки должен определяться с учетом конкретных условий.
Сейчас применяют двухстадийное разбуривание первоначально редких сеток скважин и последующее избирательное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называемый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотности сетки скважин, которые разбуривают во вторую стадию и называют резервными. Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с учетом характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % основного фонда скважин. Их место размещения следует планировать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для замены фактически <* ликвидированных скважин из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дублеров, которое может достигать 10 - 20 % фонда.
По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную (еще называют «сплошная») и замедленную систему разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в работу быстрый - все скважины вводят в работу почти одновременно в течение первых одного - трех лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, которую по порядку ввода скважин в работу различают на системы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целесообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по падению; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетают. Только трудные природные (топи, болота) и геологические условия определили применение ползучей системы на Самотлорском месторождении.
Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке считают целесообразными при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворенного газа,
гравитационный режим), т. е. при равномерном распределении по площади пластовой энергии.
Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин - работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополнительно их разделяют: по форме рядов - с незамкнутыми рядами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами; по взаимному расположению рядов и скважин - с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади.
Такие системы широко использовали при режимах работы пласта с подвижными контурами (водо-, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы). При этом скважины размещали рядами, параллельными первоначальному контуру нефтеносности. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.
Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (без ППД); системы с поддержанием пластового давления, когда применяют методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения.
По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с закачкой газа в пласт.
Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам: законтурное, приконтурное, внутриконтурное, барьерное, блоковое, с подовое, очаговое, площадное заводнение.
Системы разработки с закачкой газа в пласт могут применяться но двум основным вариантам: закачка газа в повышенные части залежи (в газовую шапку), площадная закачка газа.
§ 1. ОБЪЕКТ И СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ
Н е ф т ян ы е и н е ф т е г а з о в ые м е с т о р о ж -д е н и я - это промышленные скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто - различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения.
Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют разную технологию.
Введем понятие об объекте разработки месторождения. О б ъ -е к т р а з р а б о т к и - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин. Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается “своей сеткой скважин”. Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки - их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.
Основные особенности объекта разработки - наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разраба-
А д Рис. 1. Разрез многопласто
вого нефтяного месторожде-kY ния
/// //л /// W W /?/
тывается. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку одними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновременно-раздельной эксплуатации.
Чтобы лучше усвоить понятие объекта разработки, рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез которого показан на рис. 1. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами (табл. 1). При этом подошва пласта 1 находится на расстоянии 15 м от кровли пласта 2, а подошва пласта 2 отстоит по вертикали от кровли пласта 3 на 1000 м. В таблице (см. рис. 1) приведены основные свойства пластов 1, 2 и 3, залегающих в пределах месторождения. Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разработки (объект I), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект II).
Т а б лиц а 1
Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравнительно невелики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, но содержит маловязкую нефть и высокопроницаемый. Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разработать с применением обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти горячей водой, растворами полиакриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового горения.
Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существенное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное решение о выделении объектов разработки принимают на основе анализа технологических и технико-экономических показателей различных вариантов объединения пластов в объекты разработки.
Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.
С и с т е м о й р а з р а б о т к и нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.
Важная составная часть создания такой системы - выделение объектов разработки. Поэтому рассмотрим этот вопрос более подробно. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей.
На выделение объектов разработки влияют следующие факторы.
1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции.
Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки может оказаться нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват объекта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включатся только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергнутся воздействию закачиваемым в пласт агентом (водой, газом). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.
2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр, с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.
3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также разная технология извлечения нефти и газа.
4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных “контактов”) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.
5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенные в один объект разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин, то дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.
В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.
§ 2. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
Данное в § 1 определение системы разработки нефтяного месторождения - общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:
наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;
расположению скважин на месторождении.
По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.
Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.
1. Параметр плотности сетки скважин 5 с, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении п, то
S, = S/n. (I.1)
Размерность }
