Все о тюнинге авто

Система разработки месторождения их квалификация. Суть разработки нефтяных и газовых скважин, системы и стадии процесса. Виды внутриконтурного заводнения

Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления

Поддержание пластового давления закачкой воды, кромеповышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

Для принятия решения о проведении поддержания пластово­го давления закачкой воды на конкретной залежи нефти после­довательно прорабатывают следующие вопросы:

определяют местоположение водонагнеательных скважин;

определяют суммарный объемнагнетаемой воды;

рассчитывают число водонагнеательных скважин;

устанавливают основные требования к нагнетаемой воде.

Местоположение водонагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождений нашли применение следующие системы заводнения.

Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 1). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти “запечатана” продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.

Приконтурное заводнение применяют тогда, когда за­труднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внут­реннего контура нефтеносно­сти.

Внутриконтурное заводне­ние применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадны­ми размерами. Внутриконтур­ное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное завод­нение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3-4 ряда нефтедобывающих скважин, распо­лагаемых ближе к водонагнетательным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю неф­теносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагне­тательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зо­на, повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно, регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии, ряда нагнетатель­ных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуще­ствляют “через одну”. В промежутках проектные водонагаетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобываю­щие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появле­ния в “промежуточных” скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с уче­том особенностей геологического строения и физической харак­теристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Рис. 3. Принципиальная схема разработки пласта при использова­нии блоковых систем.

Обозначения см. на рис. 1.

Разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения добывающих скважин с максимальным учетом геологической характеристики площади.

Большое преимущество описываемой системы - возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

На рис. 2 показана схема разработки Ромашкинского ме­сторождения, Татарская АССР, при внутриконтурном заводне­нии.

Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ, Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных сква­жин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки. В последующем отдельные площади дополнительно разрезались на более мелкие участки.

Разновидность системы внутриконтурного заводнения - бло­ковые системы разработки.

Блоковые системы разработки находят применение на место­рождениях вытянутой формы с расположением рядов водона­гнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Прин­ципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые си­стемы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис. 3 показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулишовского нефтяного месторождения (Куйбышевская об­ласть). Как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) раз­работки.

Преимущество блоковых систем заключается в следующем.

1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизу­ченной на стадии разведки месторождения части пласта.

2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обуст­ройству объектами поддержания пластового давления.

4. Упрощается обслуживание системы поддержания пласто­вого давления (скважины, кустовые насосные станции и т. д.).

5. Компактное, близкое расположение добывающих и водо­нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопро­сы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в нефтедобывающих скважинах.

Широкое распространение получили блоковые системы на месторождениях Куйбышевской области и Западной Сибири.

Блоковые системы разработки предполагают расположение водонагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки. Вместе с тем, для спокойных по­лого залегающих антиклинальных складок целесообразно рас­положение водонагнетательных скважин по оси складки. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

Заводнение пластов при расположении водонагнетательных скважин у оси складки получило наименование осевое заводне­ние .

Все преимущества блоковых систем разработки характерны и при осевом заводнении.

Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

На рис. 4 показаны основные схемы площадного заводне­ния. Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин.

Рис. 4. Основные схемы площадного заводнения:

а - четырехточечная; б - пятиточечная; в - семиточечная; г - девятиточечная;

1 – добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины.

Так, в четырехточечной системе (см. рис. 4) соотно­шение между нефтедобывающими и нагнетательными скважи­нами 2:1, при пятиточечной системе – 1:1, при семиточечной системе – 1:2, при девятиточечной системе – 1:3. Таким обра­зом, наиболее интенсивным среди рассмотренных являются се­ми- и девятиточечные системы.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, при­ходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объек­та разработки.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добы­вающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желатель­но применять при разработке более однородных пластов.

Очаговое заводнение - это дополнение к уже осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнения. При этой системе заводнения группы нагнетательных скважин раз­мещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо изученном геологическом строении продуктивного пласта очаго­вое заводнение можно применять как самостоятельную систему разработки месторождения.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Разработка – это научно-обоснованный процесс (комплекс работ) управления движением флюида в залежи нефти, газа или конденсата за счет:

Выбора объекта разработки;

Размещения скважин или выбора плотности сетки скважин;

Определения оптимального забойного давления;

Выбора природного режима эксплуатации залежи или необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь;

Метода и агентаППД;

Использования определенных технологий разработки;

Определения градиента давления;

Комплекса мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).

При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки . Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом .

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает:

Потребности страны в нефти (газе);

Возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах.

Вплоть до середины 40-х гг. разработка нефтяных месторождений осуществлялась только с использованием природной энергии залежей.

С середины 40-х гг. в результате открытия новых нефтегазоносных районов развитие нефтяной промышленности связывается в основном с освоением месторождений платформенного типа, которым свойственны большие размеры площадей нефтеносности, значительные глубины залегания основных продуктивных пластов и в большинстве случаев малоэффективный природный режим - упруговодонапорный, быстро переходящий в режим растворенного газа.

Ученые и производственники в сравнительно короткий срок обосновали теоретически и доказали на практике необходимость и возможность применения принципиально новых систем разработки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путем нагнетания в них воды. Широкое распространение метода заводнения началось в середине 40-х гг. Первоначально он был внедрен на новых нефтяных месторождениях Башкирии и Татарии - Туймазинском, Ромашкинском, Шкаповском, Бавлинском и др., затем был распространен во всех нефтедобывающих районах страны на новых месторождениях с недостаточно эффективными природными режимами.

Применение заводнения позволило разрабатывать залежи нефти достаточно высокими темпами при значительно меньшем количестве скважин, ускорять вывод эксплуатационных объектов на высокие уровни добычи и увеличивать в среднем вдвое нефтеотдачу по сравнению с разработкой при малоэффективных режимах.

Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью. При разработке залежей с ухудшенной геологопромысловой характеристикой (повышенная вязкость пластовой нефти, пониженная проницаемость пород-коллекторов) с помощью заводнения также достигается повышение коэффициента извлечения нефти почти в 2 раза по сравнению с его величиной при разработке на природном режиме, но абсолютные значения этого коэффициента не во всех случаях достаточно высоки.

По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических исследований, по другим - могут быть предложены две-три близкие рекомендации. На этой основе специалистами в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Варианты различаются сочетанием рекомендаций по пунктам, обоснованных по геологическим данным. Из них выбирают оптимальный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональноной системе разработки. Выбор оптимального варианта выполняют на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.

Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных месторождении при вытеснении нефти водой, выполненные в разные годы и в разных масштабах, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геологопромысловая характеристика объектов . Вместе с тем применение системы разработки, соответствующей геолого-физическим условиям, дает возможность в значительной мере снивелировать неблагоприятные геологопромысловые особенностн эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом .

Геологическая модель залежи.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

Геологическая модель представляет собой:

Комплекс промыслово-геологических графических карт и схем;

Цифровых данных;

Кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами залежей,

А также словесное описание особенностей залежей (текстовая часть).

Среди графических карт и схем обязательны:

Сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения;

Схемы детальной корреляции;

Структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта;

Карты поверхностей коллекторов объекта с нанесением начальных контуров нефтегазоносности;

Геологические профили по эксплуатационному объекту с отражением условий залегания нефти и газа;

Карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности);

Карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной мощности в целом по объекту и по отдельным пластам.

При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, карта температуры, карта коэффициента светопоглощения, карта проницаемости и др.).

Цифровыми данными характеризуются:

Пористость,

Проницаемость,

Начальная нефте(газо)насыщенность пород-коллекторов;

Полная, эффективная, эффективная нефте(газо)насыщенная мощность;

Мощность проницаемых разделов между пластами;

Физико-химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды.

При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекту в целом и по его частям.

К группе цифровых данных относятся также;

Статистические ряды распределения проницаемости; микро- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.); термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается при разработке объекта.

К важнейшим цифровым данным, характеризующим геологическую модель месторождения, относятся:

Балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов;

Размеры площади нефтеносности;

Ширина, длина и высота залежи;

Размеры частей залежи - чисто нефтяной, водонефтяной, нефтегазовой, нефтегазоводяной, газоводяной зон.

В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами, приводят:

Кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры,

Характеристику фазовых проницаемостей,

Зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.

Системы разработки нефтяных залежей

При естественных режимах.

К числу нефтяных залежей с эффективными природными режимами относят залежи с водонапорным и активным упруговодонапорным режимами.

Наиболее распространенный метод воздействия - заводнение - не приносит нужных результатов при вязкости нефти в пластовых условиях более 30-40 мПа×с, поскольку при этом в пласте не создается устойчивого фронта вытеснения нефти водой: последняя быстро перемещается по тонким наиболее проницаемым прослоям пласта, оставляя невыработанным основной объем залежи. Заводнение не может быть ос

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод. Систему применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми (“кольцевыми”) рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности соблюдается шахматный порядок расположения скважин. Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами скважин могут устанавливаться несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенной мощности пласта обычно не перфорируют. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей мощности. В процессе разработки происходит “стягивание” контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Соответственно постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, затем, через определенные этапы, - скважины последующих рядов.

Система разработки с использованием напора подошвенных вод. Систему применяют для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти всей площади залежи подстилаются водой), которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, т.е. последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; размеры залежи уменьшаются.

При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров. При высоте залежи, составляющей 200-300 м и более (что свойственно некоторым массивным залежам в карбонатных коллекторах), предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи. При низкой вязкости нефти - до 1-2 мПа×с, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной мощности, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При низкой вязкости нефти и неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие нефтенасыщенной мощности.

Система разработки с использованием энергии выделяющегося из нефти газа. Система применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной сетке с перфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной мощности.

Система разработки с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки. Система разработки нефтяной части газонефтяной залежи предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной мощности со значительным отступлением от контактов.

Поскольку вода обладает лучшей отмывающей способностью по сравнению с газом, систему предпочтительнее применять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками.

При значительном объеме нефтяной части залежи по сравнению с газовой шапкой более эффективное действие напора вод и уменьшение влияния газовой шапки проявляются при больших углах падения пластов и значительной высоте нефтяной части залежи, высоком пластовом давлении, повышенных значениях проницаемости и гидропроводности пород-коллекторов. В рассматриваемых условиях разработка залежи в значительной мере усложняется вследствие образования конусов газа и воды. Это необходимо учитывать при обосновании интервалов перфорации и дебитов скважин.

Система с использование напора пластовых вод при неподвижном ГНК. Система предусматривает обеспечение отбора нефти из нефтегазовой залежи (с потенциально смешанным природным режимом) только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа, соответствующих темпам снижения давления в нефтяной части залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК.


Похожая информация.


Аннотация: Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр.

Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр. Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется с помощью буровых скважин. Иногда применяется шахтная добыча нефти (Ярегское нефтяное месторождение, Республика Коми).

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

  • порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;
  • сетки размещения скважин на объектах, 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).

Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

  • геолого-физические свойства пород-коллекторов;
  • физико-химические свойства нефти, воды и газа;
  • фазовое состояние углеводородов и режим пластов;
  • технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект .

Сетка размещения скважин

Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. 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. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (3060)·10 4 м 2 /скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 2010 4 м 2 /скв. при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском –6010 4 м 2 /скв. – 1000 м 600 м, Самотлорском – 6410 4 м 2 /скв.

Стадии разработки месторождений

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико- экономических показателей. Под технологическими и технико- экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости ( отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор ( отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой ( отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы , приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 6.1). Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.


Рис. 6.1.

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти ( отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности .

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия – завершающая – характеризуется:

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.

Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении

Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Различают законтурное, внутриконтурное и площадное заводнение нефтяных пластов.

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.

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.