Системы разработки нефтяных залежей. Понятие о разработке нефтяных месторождений Сооружение эксплуатационных скважин и станций подачи воды

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.

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.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

1. Понятие системы разработки

2. Последовательность решения задач проектирования разработки нефтяных месторождений

3. Стадии разработки залежи

Заключение

Используемая литература

Введение

Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым. Они представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеводородных соединений. В зависимости от состава, давления и температуры углеводороды могут находиться в твердом, жидком или газообразном состояниях. При определенных условиях часть углеводородов может находиться в жидком состоянии и одновременно другая часть -- в газообразном. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии называют нефтью.

Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Вместе с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом.

Классификация нефтегазоносных территорий и нефтегеологическое районирование являются основой выявления закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре, познание которых необходимо при научно обоснованном прогнозировании нефтегазоносности недр и выбора направлений поисково-разведочных работ.

1. Понятие системы разработки

Система разработки нефтяного месторождения (залежи нефти) характеризуется как 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 определяет число объектов самостоятельной разработки в разрезе месторождения, число скважин, размещение и последовательности их бурения, обосновывает необходимость и метод искусственного воздействия на продуктивные пласты, способ эксплуатации скважин и определяет основные мероприятия по регулированию процесса разработки для достижения высокой нефтеотдачи, устанавливает комплекс мероприятий по исследовательским работам на залежи нефти и контролю за состоянием разработки.

1.Наименьшую степень взаимодействия между скважинами должна обеспечить рациональная система разработки. 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, полулинз или пропластков не будет охвачено скважинами и они не будут приобщены к разработке.

Тем самым, наименьшее взаимодействие между скважинами не может служить единственным всеохватывающим критерием рациональности системы разработки.

2.Наибольший коэффициент нефтеотдачи должна обеспечить рациональная система. При полном охвате нефтепродуктивного пласта процессом вытеснения можно достигнуть максимальную нефтеотдачу. 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.

Внимательное рассмотрение двух названных критериев указывает на то, что они содержат два противоположных требования. Первый критерий требует применения редких сеток, второй -- более плотной сетки. Кроме того, сгущение скважин и поддержание пластового давления увеличивают себестоимость нефти. Следовательно, ни наименьшая степень взаимодействия между скважинами, ни максимальный коэффициент нефтеотдачи отдельно не могут быть приняты в качестве единственных критериев рациональности системы разработки.

3. Минимальную себестоимость нефти должна обеспечить рациональная система разработки. 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 потребностей страны в нефти, устанавливаемых народнохозяйственными планами.

Таким образом, понятие рациональной системы разработки в окончательном виде формулируется так: рациональная система разработки должна обеспечить заданную планом добычу нефти при минимальных затратах и возможно больших коэффициентах нефтеотдачи.

Следует отметить, что в начале 70-х годов рядом исследователей был поставлен вопрос об исключении требования минимума себестоимости в качестве критерия рациональности вариантов разработки и принятии в качестве определяющего критерия прибыли.

Если обратиться к структуре формулы прибыли

П = Q(Ц-- С),

где П -- прибыль; Q -- накопленная добыча нефти; Ц -- отпускная цена нефти; С -- себестоимость, то при регламентированной (установленной) отпускной цене на нефть прибыль определяется себестоимостью и накопленной добычей нефти.

Некоторое увеличение себестоимости за счет бурения дополнительного числа скважин не всегда уменьшает прибыль, так как на рассматриваемом этапе разработки увеличение добычи и получаемая при этом дополнительная прибыль перекрывают издержки, связанные с бурением и обслуживанием дополнительных скважин.

В условиях ограниченных государственных ресурсов по количеству буровых установок, трубам и другому оборудованию принятие этого условия означало бы отвлечение на месторождения больших материальных затрат за счет сокращения разведки месторождения и развития нефтедобычи в новых районах. Кроме того, показанная выше формула отражает текущую прибыль, а так как добыча нефти во времени после достижения максимума снижается, причем, чем более высокого уровня достигает текущая добыча (в % от запасов), тем быстрее идет последующее снижение, а поэтому максимум текущей прибыли вовсе не означает максимум накопленной прибыли.

Таким образом, минимум затрат или минимум себестоимости и в настоящее время остается определяющим при принятии решения о рациональном варианте разработки. Проектирование разработки заключается в подборе такого варианта, который бы отвечал требованиям рациональной системы разработки.

Приступая к проектированию разработки последовательно прорабатываются такие вопросы:

· анализируются экономические и технологические показатели разработки и выбирается вариант рациональной системы разработки;

· 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.;

· определяются исходные геолого-физические данные о нефтепродуктивном пласте и свойствах насыщающих его жидкостей и газов;

· рассчитывается экономическая эффективность вариантов разработки.

При водонапорном режиме процесс обводнения газовых скважин - это естественный процесс. Но при этом необходимо предусматривать такое число добывающих газовых скважин, такое размещение их по площади газоносности и соответствующие технологические режимы эксплуатации газовых скважин, систему обустройства и транспорта газа, которые обеспечивали бы наибольшее газоизвлечение, получение максимальной прибыли при наименьших капитальных затратах.

Различают три периода разработки газовых залежей:

I - период нарастающей добычи газа;

II - период постоянной (максимально достигнутой) добычи газа;

III - период падающей добычи газа.

В первом периоде нарастающей добычи газа ведется разбуривание месторождения, обустройство газового промысла, ввод месторождения в планомерную разработку и в конце первого периода - выход на максимально запланированную (предусмотренную проектом разработки) добычу газа. Этот период в зависимости от размеров залежи и запасов длится от 2-3 лет до 5-7 лет и более. Период постоянной добычи газа продолжается до отбора из залежи 65-75% запасов газа, а иногда и более.

Период падающей добычи газа продолжается до достижения минимального рентабельного отбора газа из месторождения, который зависит от цены на газ и существующего закона по налогообложению.

2. Последовательность решения задач проектирования разработки нефтяных месторождений

нефть месторождение разработка

На основании опыта разработки нефтяных месторождений установлен следующий порядок проектирования и содержание основных проектных документов:

1) схема (план) опытной эксплуатации;

2) технологическая-схема разработки;

3) проект разработки;

4) комплексный проект разработки.

Схема опытной эксплуатации. Эта схема составляется с целью получения дополнительных данных о геолого-промысловых характеристиках пласта, пластовых жидкостях, условиях эксплуатации скважин с определением предельных депрессий и предельных дебитов, проведения исследовательских работ гидропрослушивания (гидроразведки), изучения приемистости нагнетательных скважин.

Схема опытной эксплуатации обосновывает первоочередное бурение добывающих скважин, когда разведка месторождения еще не закончена, запасы нефти и газа еще не утверждены в ГКЗ РФ (Государственная Комиссия по запасам).

Схема опытной эксплуатации составляется с учетом данных опробования разведочных скважин и предварительной оценки запасов нефти. В содержании схемы опытной эксплуатации находят отражение следующие вопросы:

· обосновывается необходимый комплекс геолого-промысловых и геофизических исследований;

· кратко освещается геологическое строение месторождения и геолого-физическая характеристика пластов и жидкостей;

· определяется (ориентировочно) объем капитальных вложений и ожидаемая себестоимость нефти;

· рассчитываются (ориентировочно) основные технологические показатели по добыче нефти, газа, воды, изменению пластового давления на несколько лет разработки, определяется расположение и число добывающих скважин;

· выполняется ориентировочный подсчет запасов нефти и газа;

· намечаются работы по опытной закачке воды или испытанию других способов воздействия на залежь.

Схемы опытной эксплуатации для некрупных месторождений составляются технологическими отделами объединений, ЦНИЛ-ами. После согласования с территориальными органами Госгортехнадзора схема утверждается в нефтедобывающем объединении.

Для крупных месторождений схемы опытной эксплуатации составляются научно-исследовательскими и проектными институтами, согласовываются с органами Госгортехнадзора, объединениями и утверждаются Министерством.

Технологическая схема разработки составляется для месторождений со значительной сложностью геологического строения, когда запасы нефти утверждены в ГКЗ по невысоким категориям (В и С1), а результаты разведки и опытной эксплуатации не позволяют окончательно определить систему разработки.

Цель технологической схемы:

1) наметить систему расстановки скважин на залежи и установить их число;

2) установить необходимость и наметить систему поддержания пластового давления;

3) определить изменение технико-экономических показателей разработки на срок до 10--15 лет;

4) установить порядок разбуривания объектов при многопластовом месторождении и очередность бурения скважин на объекте;

5) обосновать необходимый комплекс исследований с целью контроля за разработкой и получения дополнительной информации о геолого-промысловых характеристиках объектов разработки.

Технологическая схема разработки по содержанию включает следующие разделы:

Геологическая часть. Здесь приводятся данные о геологическом строении месторождения, результаты изучения коллекторских свойств продуктивных пластов, свойств пластовых жидкостей, дается оценка нефтеносности и запасов нефти и газа, освещается состояние опытной эксплуатации залежей нефти,

Технологическая часть. В этой части обосновываются исходные данные к гидродинамическим расчетам, устанавливается схема (варианты) разработки и методика гидродинамических расчетов. Выполняются гидродинамические расчеты по определению технологических показателей вариантов разработки на 10-- 15 лет.

Экономическая часть. В ней обосновывается эффективность вариантов разработки с определением объема капитальных вложений, эксплуатационных затрат, себестоимости, сроков окупаемости капитальных вложений и т. д. В заключительной части технологической схемы даются рекомендации по внедрению выбранного варианта разработки с обоснованием комплексов исследований скважин и наблюдений за состоянием разработки месторождения с целью получения обширной геолого-промысловой информации для последующего составления проекта разработки.

Технологическая схема, как правило, составляется научно-исследовательскими и проектными институтами, согласовывается в окружном Госгортехнадзоре и объединении и утверждается Министерством нефтяной промышленности РФ.

Проект разработки составляется для месторождения, введенного в разработку на основе схемы опытной эксплуатации, когда геологическое строение месторождения несложное, или технологической схемы.

Проект разработки определяет и обосновывает те же вопросы, что и технологическая схема с более глубокой их проработкой. Так, технологические и экономические показатели определяются по этапам и за весь срок разработки. В проекте обосновывается конечная нефтеотдача и методы ее повышения, намечаются мероприятия по регулированию процесса разработки. Обосновывается резервный фонд скважин. Гидродинамические расчеты в проекте разработки выполняются с учетом неоднородности продуктивных пластов с использованием апробированных методик.

При разработке крупных месторождений составляются комплексные проекты (схемы) разработки, в которых вместе с обоснованием системы разработки дается схема обустройства нефтяного месторождения с решением следующих задач: проектирование сбора, подготовки и транспорта нефти и газа; определение объема и очередности строительства объектов сбора; проектирование объектов поддержания пластового давления.

3. Стадии разработки залежи

Разработка нефтяных залежей характеризуется четырьмя стадиями:

I стадия - нарастающая добыча нефти;

стадия - выход на максимальный уровень добычи нефти и его стабилизация;

стадия - падающая добыча нефти;

IV стадия - поздняя (завершающая) добыча нефти.

На I стадии идет рост добычи нефти за счет ввода в разработку новых скважин из бурения. Этот период характеризуется безводной добычей нефти. В конце I стадии в отдельных скважинах появляется вода. Ведутся подготовительные работы, а иногда начинается закачка воды или иного агента воздействия с целью поддержания пластового давления. После завершения бурения и ввода в эксплуатацию всего фонда скважин наступает стабилизация, т.е. выход на максимальный уровень добычи нефти и удержание его. Этот период может быть 4-5 лет. Разработчики недр принимают меры, чтобы как можно дольше удержать максимальный уровень добычи нефти. Достигается это за счет выхода на проектный уровень закачки воды (или иного агента воздействия) для поддержания пластового давления, проведения различных геолого-технических мероприятий как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах, внедрения насосов большей производительности (при механизированном способе добычи нефти), проведения ремонтно-изоляционных работ. При необходимости бурят резервные скважины. Применяются также меры по увеличению коэффициента эксплуатации скважин, а также снижению бездействующего фонда скважин. Важное место занимает проведение исследовательских работ в добывающих и нагнетательных скважинах и т.д.

III стадия - падающая добыча нефти. В этот период снижение дебитов в нефтяных скважинах происходит за счет роста обводненности, снижения пластового давления, выхода скважин в ремонт и т.д. Промысловиками принимаются меры по снижению темпов падения добычи нефти. Достигается это теми же мерами, что и на II стадии. С учетом большей изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия. На основе анализа полученных промысловых исследований большое внимание уделяется включению в работу неработающих продуктивных пропластков за счет бурения боковых горизонтальных стволов, проведения поинтервальных кислотных обработок, направленных гидравлических разрывов, щелевой разгрузке, обработке скважин оксидатом и т.д. Проводятся большие работы по снижению водопритоков в добывающих скважинах, применяется циклическое заводнение и т.д. Появляется проблема с утилизацией больших объемов пластовых вод. Скорость обводнения эксплуатационных скважин при разработке нефтяных залежей зависит от отношения вязкостей нефти и воды:

W0 =

Промысловыми исследованиями установлено, что (при условии равномерной проницаемости продуктивного пласта) если W0 < 3, то происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременное опережающее обводнение нефтяных скважин. Если W0 > 3 - происходит преждевременное опережающее продвижение воды к забою эксплуатационных скважин и быстрое обводнение скважин. В этой связи проводят работы по снижению значения W0 за счет загущения закачиваемой воды в пласт полиакриламидом или биополимером. На I - II - Ш стадиях разработки планируется отбор основных запасов нефти (80-90% от извлекаемых запасов).

IV стадия разработки месторождения является завершающей. На IV стадии отмечаются низкие дебиты и отборы нефти, но большие отборы пластовой воды. Этот период длится сравнительно долго - до рентабельности разработки месторождения.

В конце III и IV стадий разработки возможна форсированная эксплуатация скважин с извлечением из пласта больших объемов воды (8-12 м 3 пластовой воды на 1 т добываемой нефти).

Сроки и объемы добычи каждой стадии определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Заключение

Очень огромно значение нефтегазовой отрасли в народном хозяйстве страны. Практически все отрасли промышленности, сельское хозяйство, транспорт, медицина и просто население страны на современном уровне развития потребляют нефть, природный газ и нефтепродукты. Тем самым, потребление их внутри страны из года в год возрастает.

С огромными потенциальными ресурсами нефти и газа, которые залегают в недрах связаны перспективы развития нефтегазового комплекса. К ним относятся большие площади перспективных земель, как в пределах суши, так и на акваториях, где имеются предпосылки для обнаружения значительных скоплений нефти и газа.

Это относится и к районам, где давно проводится добыча УВ, и к тем, где поисковые работы практически не проводились. Среди первых находятся Урало-Поволжье, Тимано-Печора, Западная Сибирь, Предкавказье, Прикаспий, Восточная Сибирь, Дальний Восток (Сахалин). В указанных районах сосредоточены еще значительные прогнозные ресурсы нефти и газа, которые необходимо разведать и прирастить запасы УВ в стране в ближайшем будущем.

В указанных регионах перспективы поисков новых объектов нефти и газа могут быть связаны:

· с поисками и разведкой нефти и газа в карбонатных коллекторах;

· с выявлением перспективных горизонтов на большой глубине (более 4,5 км);

· с выявлением неструктурных ловушек и поисками залежей УВ на склонах сводовых поднятий и бортах впадин и др.

Кроме этого, перспективы обнаружения новых нефтегазовых объектов имеются и в неизученных частях России, где работы вообще не проводились, либо проводились в небольших объемах и не дали положительного результата. К ним относятся, например, центральные районы европейской части России. Здесь имеются впадины земной коры (Московская и Мезенская), выполненные мощной толщей древних отложений. Перспективы нефтегазоносности этих впадин связаны с отложениями венда (протерозой), нижнего и верхнего палеозоя.

Перспективы нефтегазоностности связаны также с неизученными частями Восточной Сибири и Дальнего Востока, где возможные продуктивные горизонты могут быть в палеозойских и мезозойских отложениях. К ним относятся, например, Тургузская впадина (глубиной 4 км). Новые открытия могут быть сделаны в арктических акваториях России, на шельфе Баренцева и Карского морей, которые являются геологическим продолжением платформенных частей суши Русской и Западно-Сибирских плит, а последние являются наиболее продуктивными частями России.

Используемая литература

1. Дунаев Ф.Ф., Егоров В.И., Н.Н.Победоносцева Н.Н., Сыромятников Е.С. Экономика нефтяной и газовой промышленности. М: «Недра», 2003.

2. Егоров В.И., Злотникова Л.Г. Экономика нефтегазовой и нефтехимической промышленности. - М: «Химия», 2002.

3. Зыкин М.Я., Козлов В.А., Плотников А.А. Методика ускоренной разведки газовых месторождений. - М.: Недра, 2000.

4. Мстиславская Л.П. Нефтегазовое производство (Вопросы, проблемы, решения): Учебное пособие. - М.: РГУ нефти и газа, 1999.

5. Салманов Ф.К., Нестеров И.И., Потеряева В.В. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. - М.: Недра, 2001.

6. Калинина В.П., Диденко Т.В. Средства производства и технический прогресс на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М: МИНГ, 1999.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Анализ процессов разработки залежей нефти как объектов моделирования. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршевого вытеснения нефти водой. Объем нефти в пластовых условиях.

контрольная работа , добавлен 21.10.2014

Рассмотрение основ разработки нефтегазовых месторождений. Характеристика продуктивных пластов и строения залежей; состав и свойства нефти, газа и воды. Утверждение технологических решений разработки; сравнение проектных и фактических показателей.

курсовая работа , добавлен 03.10.2014

Изучение методов системы разработки месторождений нефти и газа. Определение рациональной системы извлечения нефти из недр. Выбор оборудования для хранения нефти после добычи из залежей, а также для транспортировки. Описание основных видов резервуаров.

курсовая работа , добавлен 11.11.2015

Геолого-физическая характеристика залежей месторождения. Физические свойства пластовых жидкостей. Анализ выработки запасов нефти. Проектирование бокового горизонтального ствола и процесса разработки скважины с помощью математического моделирования.

курсовая работа , добавлен 05.03.2015

Внешне оптимистичные и проблемные тенденции в разработке нефтяных месторождений. Нарушения проектных систем разработки. Методы и основные направления повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и обеспечения стабильной добычи нефти.

презентация , добавлен 30.03.2010

Физико-химическая характеристика нефти и газа. Вскрытие и подготовка шахтного поля. Особенности разработки нефтяного месторождения термошахтным способом. Проходка горных выработок. Проектирование и выбор вентиляторной установки главного проветривания.

дипломная работа , добавлен 10.06.2014

Геологическое строение месторождения. Стратиграфия и литология осадочного разреза. Физико-химические свойства и состав нефти, газа и вод. Анализ технологических показателей разработки залежи. Анализ современного этапа разработки, проводимых мероприятий.

дипломная работа , добавлен 11.12.2013

Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.

реферат , добавлен 14.07.2011

Геофизические и гидродинамические исследования технологических показателей разработки нефтяных пластов АВ Самотлорского месторождения. Гидродинамическое моделирование герметичности и выработки остаточных запасов при условии активизации разработки пласта.

статья , добавлен 28.08.2013

Сведения о Западно-Коммунарском месторождении. Коллекторские свойства пласта. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Подсчет запасов нефти и газа. Характеристика системы воздействия на пласт. Определение эффективности разработки нефтяных залежей.

Система разработки месторождения - это совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пласта, и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости система разработки месторождения предусматривает 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.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, учитывает природные, производственные и экономические особенности района.

Система разработки включает в себя схему и план разбуривания залежей с учетом мероприятий по воздействию на пласт. Схема разбуривания - это схема расположения скважин на залежи и расстояние между скважинами. План разбуривания предусматривает объемы, место и очередность бурения скважин. Мероприятия по воздействию на пласт определяют систему воздействия и методы повышения нефтеотдачи.

Различают системы разработки залежей на естественных (природных) режимах и с поддержанием пластового давления. В настоящее время применяются следующие виды заводнения:

а) законтурное - нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтеносности. Этот вид заводнения применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами.
б) приконтурное - нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи. Условия применения те же, что и для законтурного заводнения, но при значительной ширине водонефтяной зоны.
в) внутриконтурное заводнение - имеет целый ряд разновидностей, а именно: блоковое заводнение - нефтяную залежь разрезают на полосы (блоки) рядами нагнетательных скважин, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в соответствии с коллекторскими свойствами пласта. Количество рядов добывающих скважин в блоке - 3 (трехрядное) и 5 (пятирядное заводнение).

Разновидностями блокового заводнения являются:

1. Осевое заводнение - для узких вытянутых залежей;
2. Центральное заводнение - для небольших залежей круглой формы;
3. Кольцевое заводнение - для больших круглых залежей;

4. Очаговое и избирательное заводнение - для усиления воздействия на слабо выработанные участки залежи;

5. Барьерное заводнение - применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи.
6. Площадное заводнение - разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку. Эта система разработки обладает большей активностью по сравнению с вышеуказанными системами.
3. Размещение скважин по площади залежи

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:

1) равномерное по квадратной или треугольной сетке;
2) батарейное;
3) линейное по «цепочке» ;
4) в сводовой части залежи;
5) неравномерное.
1) В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников или углах квадратов. Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геологофизическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. В неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах при равномерном размещении скважин соблюдается постоянство отношения дебита скважины к запасам газа в удельном объеме дренирования, т.е. при равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи в целом.

Недостатком равномерной системы расположения скважин является увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.

2) Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления закачки газа или закачки в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить заданный температурный режим системы пласт-скважина-промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием гидратов природного газа.

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа.

3) Линейное расположение скважин по площади газоносности обусловливается геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.
4) Размещение скважин в сводовой части залежи может быть рекомендовано в случае, если газовая залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.

На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности. Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин.

5) При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.

Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины.

Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным заключается в уменьшении капитальных вложений при строительстве скважин, сроков строительства скважин, общей протяженности промысловых дорог и т.д.

Наблюдательные скважины (около 10% эксплуатационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушений в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта, изменении давления, температуры и состава газа, перемещении газоводяного контакта, газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта, а также направлении и скорости перемещения газа в пласте.

При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.

При закачке в пласт газообразного рабочего агента, в основном сухого газа, агнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные -- также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт воды нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, а эксплуатационные -- в повышенной, купольной.

При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.

Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин.

Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 - 1200м, а между добывающими 400 - 800м.

Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.

Система должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах. Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п. Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки. Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин. Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи. Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруго водонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми 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 толщины пласта обычно не перфорируют. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей толщине. Рассмотренные размещение скважин и их перфорация наилучшим образом отвечают процессу внедрения в залежь краевых вод, восполняющих отбор жидкости из нее. Из водонефтяной зоны, имеющей обычно небольшую величину, нефть вытесняется водой к скважинам. 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 нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод применяется для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти на всей площади такие 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; объем залежи уменьшается. Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. 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 (рис. 59). 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 толщины, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины снизу вверх.

Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии выделяющегося из нефти газа применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной сетке сперфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной толщины. Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки 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 толщины со значительным отступлением от ВНК и ГВК во избежание конусообразований. Поскольку вода обеспечивает лучшее вытеснение нефти из коллектора по сравнению с газом, систему предпочтительнее применять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками. Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи 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 для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях 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. Методы обоснования оптимальных интервалов перфорации при разработке нефтяной части газонефтяных залежей рассмотрены в главе. Система разработки с нейтрализацией действия энергии газовой шапки успешно применяется при большой высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости пласта.

Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водогазонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.

Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий.

· Выделение эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении и определение порядка их ввода в разработку. Эксплуатационный объект - продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации . Эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении подразделяются на

базисные (основные)- более изученные, высокопроизводительные и сравнительно крупные по запасам нефти пласты.

Возвратные - менее продуктивные и с меньшими запасами пласты, разработку которых предусматривается проводить путем возврата скважин с базисного объекта.

· Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Размещение скважин на объектах может быть равномерным на залежах с неподвижными контурами нефтеносности при наличии подошвенных вод или вообще при отсутствии пластовых вод. На месторождениях с перемещающимися контурами нефтеносности скважины на объектах размещаются рядами параллельно контурам нефтеносности.

Расстояния между скважинами и рядами скважин выбираются с учетом геологического строения эксплуатационного объекта с тем, чтобы охватить разработкой все участки продуктивных пластов, а также по экономическим соображениям. Необходимо стремиться разбуривать объекты редкой сеткой с тем, чтобы не было интерференции между нефтедобывающими скважинами. Это обеспечит высокую производильность каждой скважины. Однако при этом из-за литологической неоднородности продуктивных пластов возможно оставление невыработанных целиков нефти .

· Установление режима работы нефтедобывающих и водонагнетательных скважин сводится к планированию темпов отбора нефти и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определенный промежуток времени. Дебиты и приемистости скважин могут быть самыми разнообразными и зависят от геологического строения продуктивных пластов и принятых режимов работы залежей. Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура нефтеносности, обводненности скважин, прорыва газа к ним, технического состояния эксплуатационной колонны, применяемого оборудования для подъема жидкости из пласта на поверхность, закачки рабочего агента в пласт (вода, газ ) для поддержания пластового давления и др.).

· Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку.

Заводнение пластов бывает:

· законтурное,

· приконтурное,

· внутриконтурное.

Законтурное заводнение применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200-100 м и более.

Приконтурное заводнение применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в водяной части залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами и контуром нефтеносности - очень небольшое или же их располагают непосредственно на контуре нефтеносности.

Внутриконтурное заводнение применяют на крупном месторождении разделением его рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные объекты, которые в дальнейшем эксплуатируются как самостоятельные залежи. Нагнетательные скважины располагают с учетом геологического строения месторождений в основном на высокопроницаемых участках. При этом источниками питания для краевых участков месторождений являются напор краевых вод и напор воды на линии искусственного заводнения рядами водонагнетательных скважин, расположенных около контура нефтеносности или несколько отодвинутых от него, а также рядами водонагнетательных скважин, пробуренных в нефтяной части пласта. Эти внутриконтурные водонагнетательные скважины являются источниками питания и для других отдельных нефтяных участков залежей.