Systeme zur Entwicklung von Öllagerstätten. Feldentwicklungssysteme und Ausrüstung für die Öl- und Gasspeicherung. Elemente des Entwicklungssystems und deren Berechnung

Thema 6.5 Geologische Grundlagen für die Erschließung von Öl- und Gasfeldern

Der Student muss

wissen: bestehende Systeme Feldentwicklung, Erschließungssysteme für einzelne Lagerstätten und Bedingungen, die deren Wahl beeinflussen, Merkmale der Erschließung von Gas- und Gaskondensatfeldern, geologische Grundlagen für die Gestaltung eines Erschließungssystems.

Für die Feldentwicklung gibt es mehrere Bohrlochplatzierungssysteme: quadratisch und dreieckig (Abbildung 34).

Es wird angenommen, dass das dreieckige Netz für eine gleichmäßigere Entwässerung des ölführenden Bereichs der Bohrlöcher sorgt. Derzeit wird das geometrische Netz für Formationen mit großer Heterogenität, bei der Entwicklung von Wasser-Öl-Zonen und unter Bedingungen wassergelöster Gase verwendet. Derzeit ist es möglich, die Lage von Produktionsbohrungen entlang (an der Grenze des OWC) der ölführenden Druckkontur zu nutzen.

Abbildung 34 – Standortraster

Produktionsbrunnen

ein Quadrat; b - dreieckig

Der Abstand zwischen den Brunnenböden ist von großer Bedeutung:

in Ölfeldern - 400 - 600 m und in großen bis zu 800 m. (in den USA - 200-600 m);
in Gasfeldern - 700 - 2500 m (in den USA - 150-1000 m).

Basierend auf der Bohrgeschwindigkeit werden die Lagerstätten unterteilt in:

· Kontinuierliches Bohren – wird in kurzer Zeit durchgeführt, bis zu 1 Jahr;

· langsames System – seit mehreren Jahren.

Bei einem langsamen Tempo ist die Reihenfolge, in der die Lagerstätte erbohrt wird, von großer Bedeutung. Sie teilen: das sich verdickende und kriechende Netzwerk der Lagerstätte.

Mit verdichtendem Netz- V verschiedene Teile Vorkommen werden Brunnen entlang eines dünnen Rasters gebohrt, die gleichmäßig über das Gebiet verteilt sind. Nachfolgende Brunnen werden auf die Verdichtung des ursprünglichen Gitters gelegt. Dies wird 2-3 Mal wiederholt, bis der akzeptierte Wert des Projekts erreicht ist.

Mit kriechender Masche- Das Bohren beginnt von einem Teil der Formation bis zum endgültigen Verdichtungsgrad, dann werden nachfolgende Bohrreihen in der Richtung vom gebohrten Teil der Lagerstätte zum ungebohrten Teil gebohrt. Wenn die Schichten sehr heterogen sind, wird ein Kriechnetz verwendet.

Je nach Art der Brunnenanordnung unterscheidet man zwischen gleichmäßigen und gleichmäßig variablen Gesichtsgittern.

Einheitliche Gitter - gleiche Abstände zwischen den Brunnenböden.

Einheitlich - Variablen - Der Abstand zwischen den Reihen der Bohrlochflächen ist größer als der Abstand zwischen den Flächen in den Reihen.

Bei der In-Circuit-Flutung wird häufig ein gleichmäßig veränderliches Netz verwendet. Die Anordnung der Vertiefungen in Reihen ist linear, da Brunnen in Reihen mit gleicher Verschiebung (Gitter), die Böden der Brunnen sind in einem Schachbrettmuster angeordnet. Wenn sie in Blöcke unterteilt sind, werden die Abstände der Böden von Förderbrunnen als zellular bezeichnet.

Geschlossen – Reihen, die wie unregelmäßig geformte Ringe aussehen, die den Konturen des Ölgehalts folgen.

Nicht geschlossen - gerade Reihen, die die Lagerstätte in einer bestimmten Richtung durchqueren und in der Nähe der ölführenden Kontur enden.

Innerhalb einer geschlossenen Reihe von Injektionsbohrungen gibt es nicht mehr als drei Reihen von Produktionsbohrungen. Zwischen den offenen Reihen von Injektionsbrunnen werden 5 oder 3 offene Reihen von Produktionsbrunnen platziert.

Auswahl und Begründung eines hydraulischen Entwicklungssystems

Unter dem Tagebausystem versteht man etablierte Ordnung Durchführung von Bergbauvorbereitungs-, Abraum- und Abbauarbeiten im Steinbruchfeld. Das angenommene System muss die systematische und sichere Entwicklung der Lagerstätte unter rationeller Nutzung ihrer Reserven und unter Einhaltung der Schutzanforderungen gewährleisten Umfeld und Wiederherstellung von durch den Tagebau zerstörten Flächen.
Ein rationelles Tagebausystem soll die Gewinnung von Bodenschätzen in einer dem Plan entsprechenden Menge, in einer den normalen Anforderungen entsprechenden Qualität, deren maximale Gewinnung aus dem Untergrund, hohe Arbeitsproduktivität und Effizienz bei maximaler Arbeitssicherheit gewährleisten. Auf diese Weise, richtige Wahl Tagebausysteme sollten eine hohe Effizienz des Feldbetriebs gewährleisten.
Das angenommene Tagebausystem bestimmt die Art der Bergbau- und Transportausrüstung, die Größe des Steinbruchs und seiner Hauptelemente sowie die technischen und wirtschaftlichen Indikatoren des Steinbruchbetriebs.
Derzeit sind die Klassifizierungen von Tagebausystemen durch Professor E.F. bekannt. Sheshko, Akademiker N.V. Melnikov und V.V. Rzhevsky.
E.F. Sheshko basierte die Klassifizierung von Lagerstättenerschließungssystemen auf der Bewegungsrichtung des Abraums in Halden (1947). Akademiemitglied N.V. Melnikov schlug eine Klassifizierung von Entwicklungssystemen nach der Methode der Stripping-Operationen vor (1952).
Klassifizierung von acad. V.V. Rzhevsky, das auf bergbaugeologischen und geometrischen Voraussetzungen basiert, charakterisiert das Wesen der Tagebautechnik und erleichtert die anschließende Berechnung von Erschließungssystemen (Tabelle 7.3). V.V. Rzhevsky betrachtet die Aushubrichtung der Gesteinsmasse im Grundriss und Profil sowie die Lage der Halden als Leitzeichen des Tagebaus.

Bei der Erschließung horizontaler oder flacher Lagerstätten wird am Ende der Abbau- und Vorbereitungsarbeiten im Steinbruch eine Primärfront für Abraum- und Abbauarbeiten geschaffen; Die Wiederaufnahme des Abbaus und der vorbereitenden Arbeiten ist während des Wiederaufbaus des Steinbruchs möglich. So sind Erschließungssysteme während der Betriebszeit nur durch die Reihenfolge und Reihenfolge der Abraum- und Abbauarbeiten sowie Änderungen in der Länge der Arbeitsfront oder der Höhe einzelner Bänke und der Größe der Arbeitsplattformen gekennzeichnet. Solche Entwicklungssysteme werden als kontinuierlich bezeichnet (Abb. 7.9).
Bei der Erschließung geneigter und steiler Lagerstätten werden sowohl während der Bauzeit als auch während des Betriebs des Steinbruchs Bergbau- und Vorbereitungsarbeiten durchgeführt, um eine Front für Abbau- und Abraumarbeiten zu schaffen. Zu den Vorbereitungsarbeiten für den Bergbau während der Betriebszeit gehören das Erschließen und Schneiden neuer Arbeitshorizonte. So sind Erschließungssysteme für geneigte und steile Lagerstätten durch die Reihenfolge gekennzeichnet, in der Abraum-, Abbau- und reguläre Abbauarbeiten durchgeführt werden. Solche Systeme werden als Einbausysteme bezeichnet.

Es gibt weitere spezielle Tagebausysteme, die bei der Gestaltung des Tagebaus mittels hydraulischer Mechanisierung zum Einsatz kommen.
Unserer Meinung nach ist die in der Tabelle angegebene Klassifizierung der Entwicklungssysteme. 7.3 ist am anwendbarsten, da es nicht nur die bergbaulichen, geologischen und geometrischen Parameter der Lagerstätte berücksichtigt, sondern auch diejenigen Merkmale, die in anderen Klassifikationen angegeben sind.
Die Ausgangsdaten zur Begründung des Erschließungssystems sind Informationen über die Lagerstätte und das Steinbruchgebiet.
Die am weitesten verbreitete Gruppe kontinuierlicher Systeme bei der Verwendung von Hydromechanisierung aufgrund der unbedeutenden Dicke des Abraumgesteins: Entwicklung von Abraum- und Schwemmlandablagerungen mit hydraulischen Monitor-Bagger-Komplexen; Erschließung überschwemmter Sand- und Kieslagerstätten mittels Baggerschiffen (Abb. 7.10).
Diese Systeme werden hauptsächlich bei der Erschließung horizontaler und flacher Lagerstätten mit geringer Abraum- und Mineralkapazität eingesetzt.
Der Einsatz der Hydromechanisierung in Tiefbausystemen ist durch die Festigkeit der abzubauenden Gesteine begrenzt, mit Ausnahme des Abbaus von Quartärgesteinen auf fortgeschrittenen Felsvorsprüngen.

Elemente des Entwicklungssystems und deren Berechnung

Die Hauptelemente des Entwicklungssystems sind: die Höhe des Simses, der Böschungswinkel des Simses und der Seiten, die Breite der Strossen, die Breite der Arbeitsplattform, die Länge der Arbeitsfront auf dem Sims, die Länge und Anzahl der Blöcke auf dem Felsvorsprung, Vortriebsgeschwindigkeit der Ortsbrust und der Abbaufront usw. (Abb. 7.11) .
Die Höhe des Felsvorsprungs wird unter Berücksichtigung der physikalischen und mechanischen Eigenschaften des Gesteins, der verwendeten Ausrüstung, der Kapazität des Steinbruchs und der Arbeitssicherheit bestimmt. Eine vom Autor durchgeführte Analyse der erhaltenen Lösungen ergab, dass die sinnvolle Höhe des Felsvorsprungs während der Hydromonitor-Erosion unter der Bedingung sicherer Arbeit und minimaler Kosten etwa 30 m beträgt die Höhe des Felsvorsprungs nimmt von 10 auf 25 m und von 25 auf 35 m um 35–50 bzw. 4–5 % ab (Abb. 7.12).

Die Erhöhung der Höhe des Felsvorsprungs bietet erhebliche wirtschaftliche Vorteile: Die Anzahl der Felsvorsprünge im Steinbruch wird reduziert, wodurch sich die Gesamtlänge der Rohrleitungen verringert und die Kosten für deren Installation und Wartung sinken. die Produktivität von Baggereinheiten steigt, wenn die Anzahl ihrer Bewegungen im Ortsbrustbereich abnimmt; Pro 1 m3 abgebauten Gestein werden die Menge an ungewaschenem Abfall und die Zeit, die für das Schneiden des Felsvorsprungs aufgewendet wird, reduziert.
Wenn gleichzeitig die Höhe des Felsvorsprungs zunimmt, wie es die Sicherheitsvorschriften erfordern, vergrößert sich der Abstand vom hydraulischen Monitor zur Neigung des Felsvorsprungs, die Qualität des Strahls verschlechtert sich und die Effizienz der Erosion nimmt ab.
Die Breite der Tischarbeitsbühne wird hauptsächlich durch die Breite und Anzahl der Hydraulikdüsen bestimmt.
Bei der Erschließung quartärer Lagerstätten kann die kleinste Breite der Arbeitsplattform, m, näherungsweise durch die Ausdrücke bestimmt werden:
- für Längseingänge (Abb. 7.13, a)

- für Quereinführungen (Abb. 7.13, b)

wobei Az die Einfahrtsbreite der Baggereinheit in m ist,

wobei Ar die Breite des hydraulischen Monitoreingangs ist, m; n – Anzahl der hydraulischen Überwachungsstopps; C ist der Abstand von der Unterkante der zu entwickelnden Leiste bis zum Rohrverlegestreifen, m; W - Breite des Rohrverlegestreifens (abhängig von der Anzahl der parallel verlegten Rohre), m; W.t – Abstand vom Rohrverlegestreifen zur Transportspur (Fahrzeugspur) (Wt.t = 1,5 m); T – Breite der Transportspur (für Fahrzeuge T=4,5 m); Z ist die Breite des möglichen Kollapsprismas (Sicherheitsstreifenbreite), m,

wobei αн der Böschungswinkel der nicht arbeitenden Seite des Simses ist (αн = 45*60°), Grad; αр – Böschungswinkel der Arbeitsseite der Leiste (αр = 60*80°), Grad; lmin – Mindestabstand des hydraulischen Monitors von der Kante des Simses [siehe. Formel (7.23)], m; Bz - Sumpfbreite (Bz = 12 m); Bz.y – Breite des Standorts der Bohrlochbaggereinheit (Bz.y = 10 m).
Länge der Bankarbeitsfront Lf.y ist gleich der Länge des Vollanschlags (der Länge der Leiste). Der Teil der Leiste entlang der Länge, der von einer hydraulischen Anlage bearbeitet wird, wird als Block der Arbeitsfront bezeichnet. Die Länge des Blocks Lb hängt von der Länge der Arbeitsfront des Simses und der Anzahl der auf dem Sims befindlichen Hydraulikeinheiten (für Längsdurchdringungen) ab (siehe Abb. 7.2, 7.13). Der Teil des Blocks, der sich von einer Haltestelle der Bohrloch-Saugbaggerstation aus entwickelt, wird als Karte bezeichnet. Die Länge der Karte Lk hängt von der Neigung des Gülleabzugsgrabens i und der akzeptierten Höhe des ungewaschenen Gesteins hn des Felsvorsprungs ab. Die Breite und Länge der Karte wird durch den Bewegungsschritt und die Breite der hydraulischen Anlage bestimmt. Die Anzahl der Blöcke innerhalb einer Kante wird durch die Formel bestimmt

Die Arbeitsfront des Steinbruchs ist die Gesamtlänge der Arbeitsfronten der einzelnen Bänke. Während des Betriebs des Steinbruchs bewegt sich die Front der Abraum- und Abbauarbeiten kontinuierlich in Richtung ihrer endgültigen Konturen.
Die Intensität der Erschließung einer Lagerstätte wird durch die Geschwindigkeit des Fortschritts der Arbeitsfront pro Jahr charakterisiert. Die Vortriebsgeschwindigkeit der Bergbaufront auf hydraulischem Abraum hängt von der Leistung des Minerals, der Produktionskapazität des Steinbruchs und der Betriebsart der Hydromechanisierungsausrüstung ab und kann zwischen 60 und 400 m liegen.
Bei der Erschließung dünner horizontaler Minerallagerstätten werden hohe Vortriebsgeschwindigkeiten der Abbaufront erreicht. Beim Abbau geneigter und steil geneigter Lagerstätten kommt es zu einem geringeren Fortschritt der Arbeitsfront.
Kurven im Abraum und Abbau bei Ganzjahresarbeiten müssen mit dem gleichen Jahresvortrieb abgebaut werden.

Im saisonalen Betriebsmodus der Hydromechanisierung ist die Vortriebsgeschwindigkeit auf dem hydraulischen Deckgebirge gleich dem Quotienten der Vorschubgeschwindigkeit der Arbeitsfront auf den unteren Bänken geteilt durch den Saisonalitätskoeffizienten.
Vortriebsgeschwindigkeit der Bergbaufront, m/Jahr,

wobei Qg.v das jährliche Gesteinsvolumen auf der hydraulischen Abraumschicht ist, m3; Hр.з – Höhe des mittels Hydromechanisierung bearbeiteten Arbeitsbereichs (Нр.з = Hуnу), m; Hу ist die Höhe des entwickelten Vorsprungs, m; ny ist die Anzahl der Bänke, die entwickelt werden.
Geschwindigkeit des hydraulischen Ortsvortriebs, m/Tag,

wobei Qс.з die tägliche Produktivität des Steinsaugbaggers ist, m3.
Die Bewegung der Front von Abraum- und Abbauarbeiten kann meist parallel in Längsrichtung, parallel in Querrichtung, fächerförmig und gemischt sein (Abb. 7.14), was dem angenommenen Entwicklungssystem entspricht (siehe Tabelle 7.4).

Einführung

Feldentwicklungssystem

1 Mehrschichtiges Feldentwicklungssystem. Identifizierung betrieblicher Einrichtungen

2 Systeme zur gleichzeitigen Entwicklung von Objekten

3 Systeme zur sequentiellen Entwicklung von Objekten

Entwicklungssysteme für Produktionsanlagen (Lagerstätten)

2.1 Entwicklungssysteme mit Brunnenplatzierung auf einem einheitlichen Raster

2 Entwicklungssysteme mit Platzierung von Brunnen entlang eines unebenen Gitters

Rationales Entwicklungssystem

Öllagertanks

1 Klassifizierung von Tanks

5. eine kurze Beschreibung von Tanks verschiedener Typen

5.1 Stahlbetontanks

2 vertikale Stahltanks (VS)

5.3 Vertikale Stahltanks Typ RVS niedriger Druck

4 vertikale Stahltanks Typ RVS Hochdruck

5 Tanks mit Schwimmdach und Pontons

6 horizontale zylindrische Tanks (HCT)

7 Tropfenförmige Tanks

8 Balltanks

Abschluss

Liste der verwendeten Literatur

Einführung

Ein Entwicklungssystem ist eine Reihe technischer, technologischer und organisatorischer miteinander verbundener Ingenieurlösungen, die darauf abzielen, Öl (Gas) in produktiven Formationen auf den Boden von Produktionsbohrungen zu befördern. Das Erschließungssystem umfasst die Reihenfolge und das Tempo der Bohrungen in der Lagerstätte; Anzahl, Verhältnis, relative Lage der Injektions-, Förder-, Sonderbrunnen (Überwachung usw.), Reihenfolge ihrer Inbetriebnahme; Maßnahmen und Methoden zur Beeinflussung produktiver Formationen, um bestimmte Kzu erreichen; Maßnahmen zur Steuerung und Regulierung des Prozesses der Lagerstättenentwicklung. Die Erschließung eines Ölfeldes muss nach einem System erfolgen, das gewährleistet beste Verwendung natürliche EigenschaftenÖlreservoir, seine Funktionsweise, Technologie und Ausrüstung für den Betrieb von Brunnen und anderen Objekten und Bauwerken, vorbehaltlich der zwingenden Einhaltung von Untergrund- und Umweltschutzstandards.

Das Lagerstättenerschließungssystem muss eine kontinuierliche Überwachung und Regulierung des Lagerstättenerschließungsprozesses unter Berücksichtigung neuer Informationen über die geologische Struktur gewährleisten, die während der Bohrung und Ausbeutung der Lagerstätte gewonnen werden. Um Informationen über das Entwicklungsobjekt, über die Bedingungen und die Intensität des Flüssigkeitszuflusses in das Bohrloch, über Veränderungen in der Formation während ihrer Entwicklung zu erhalten, sind Methoden zur Untersuchung von Bohrlöchern und Formationen vorgesehen.

Beim Sammeln von gefördertem Öl werden Öl, Wasser und Gas durch Pipelines von Bohrlöchern zu einem zentralen Sammelpunkt transportiert. Öltanks sind für die Ansammlung, kurzfristige Lagerung und Abrechnung von Öl bestimmt. Die Hauptanforderung an Tanks ist Zuverlässigkeit.

Der Zweck der Forschung dieser Arbeit besteht darin, die Methoden des Feldentwicklungssystems zu untersuchen, ein rationelles System zur Gewinnung von Öl aus dem Untergrund zu bestimmen und Geräte für die Lagerung von Öl nach der Gewinnung aus Lagerstätten und den Transport auszuwählen.

Forschungsschwerpunkte:

Entdecken Sie Lagerstättenentwicklungssysteme und Ausrüstung für die Öl- und Gasspeicherung.

1. Feldentwicklungssystem

Im Entwicklungssystem Ölfelder und Lagerstätten verstehen die Form der Organisation der Ölbewegung in Schichten zu Produktionsbohrungen. Das Entwicklungssystem umfasst eine Reihe technologischer und technischer Maßnahmen, die die Kontrolle des Prozesses der Erschließung von Ölvorkommen gewährleisten und darauf abzielen, eine hohe Produktion von Ölreserven aus produktiven Formationen unter Einhaltung der Bedingungen zum Schutz des Untergrunds zu erreichen. Das Ölfeldentwicklungssystem bestimmt: das Verfahren zur Inbetriebnahme der Betriebsanlagen eines mehrschichtigen Feldes; Brunnenplatzierungsgitter an Standorten und deren Anzahl; das Tempo und die Reihenfolge ihrer Einführung in die Arbeit; Möglichkeiten zur Regulierung des Gleichgewichts und der Nutzung der Reservoirenergie.

Es ist zwischen Entwicklungssystemen für mehrschichtige Einlagen und Einzeleinlagen (Einschichteinlagen) zu unterscheiden.

1 Mehrschichtiges Feldentwicklungssystem. Identifizierung betrieblicher Einrichtungen

In einem mehrschichtigen Feld werden mehrere produktive Schichten unterschieden. Eine produktive Formation lässt sich in Zwischenschichten, Schichten von Reservoirgesteinen, unterteilen, die nicht überall entwickelt sind. Ein elementares Entwicklungsobjekt bilden eine separate Schicht, die von oben und unten durch undurchlässiges Gestein zuverlässig isoliert ist, sowie mehrere hydrodynamisch miteinander verbundene Schichten innerhalb des betrachteten Feldgebiets oder eines Teils davon.

Ein Betriebsobjekt (Entwicklungsobjekt) ist ein Elementarobjekt oder eine Reihe von Elementarobjekten, die von einem unabhängigen Brunnennetz entwickelt werden und gleichzeitig die Kontrolle und Regulierung ihres Betriebsablaufs gewährleisten.

Betriebsobjekte werden nach geologischen, technologischen und Wirtschaftsanalysen während der Entwicklungsdesignphase. Bei der Entscheidung über die Zuweisung von Produktionsanlagen wird empfohlen, Folgendes zu berücksichtigen: die Bandbreite des Öl- und Gasgehalts entlang des Abschnitts (die Mächtigkeit des Produktionsabschnitts); Anzahl der produktiven Schichten im Abschnitt; Tiefe produktiver Formationen; die Mächtigkeit der unproduktiven Zwischenschichten und das Vorhandensein von Zusammenflusszonen produktiver Schichten; Lage der Öl-Wasser-Kontakte in Schichten; lithologische Merkmale produktiver Formationen; Reservoireigenschaften (insbesondere Permeabilität und effektive Mächtigkeit), der Bereich ihrer Änderungen; Unterschied der Einlagenarten nach Schichten; Einlagensysteme und ihre möglichen Änderungen; Eigenschaften des Öls in Lagerstätten und Oberflächenbedingungen; Ölreserven nach Reservoir.

Wenn diese Bedingungen die Kombination von Schichten zu einem einzigen Objekt nicht verhindern, werden hydrodynamische Berechnungen zur Ermittlung technologischer Indikatoren durchgeführt, wobei Methoden zur Regulierung des Gleichgewichts der Reservoirenergie, Überwachung und Regulierung des Entwicklungsprozesses sowie technische Mittel berücksichtigt werden der Ölförderung. Anschließend wird die Wirtschaftlichkeit verschiedener Möglichkeiten der Zusammenführung einzelner Formationen zu Produktionsanlagen ermittelt. Dabei dient die wissenschaftlich fundierte Identifizierung betriebsbereiter Anlagen Wichtiger Faktor Einsparungen und erhöhte Entwicklungseffizienz.

Abhängig von der Reihenfolge, in der Produktionsanlagen in die Entwicklung gebracht werden, werden zwei Gruppen mehrschichtiger Ölfeldentwicklungssysteme unterschieden:

· Systeme zur gleichzeitigen Entwicklung von Objekten;

· Systeme zur sequentiellen Entwicklung von Objekten.

1.2 Systeme zur gleichzeitigen Entwicklung von Objekten

Der Vorteil von Systemen zur gleichzeitigen Entwicklung von Objekten besteht in der Möglichkeit, die Reserven aller Objekte nach der Bohrung zu nutzen. Diese Systeme können mit einer der folgenden Optionen implementiert werden:

· separate Entwicklung, wenn jedes Objekt von einem unabhängigen Brunnennetz betrieben wird. Erfordert große Zahl Brunnen, was zu erheblichen Kapitalinvestitionen führt. Kann verwendet werden, wenn hochproduktive Objekte vorhanden sind und diese schnell gebohrt werden können. Sein Vorteil besteht darin, eine zuverlässige Kontrolle über den Entwicklungsprozess und seine Regulierung zu gewährleisten.

· gemeinsame Entwicklung, bei der zwei oder mehr Formationen in Form einer einzigen Produktionsanlage durch ein einziges Netzwerk von Produktions- und Injektionsbohrungen erschlossen werden. Seine Untervarianten sind möglich: mit einer Erhöhung der Anzahl von Produktionsbrunnen für Objekte mit geringer Produktivität und mit einer Erhöhung der Anzahl von Injektionsbrunnen für Objekte mit geringer Produktivität. Sein Vorteil besteht darin, ein hohes aktuelles Produktionsniveau für eine bestimmte Anzahl von Bohrlöchern sicherzustellen. Generell ist jedoch eine unregulierte Erschließung von Stauseen zu beobachten, was zu einer Verschlechterung der technischen und wirtschaftlichen Indikatoren führt.

· gemeinsame getrennte Entwicklung, bei der Produktionsbrunnen mit Anlagen für den gleichzeitigen und getrennten Betrieb ausgestattet sind, Injektionsbrunnen – mit Anlagen für die gleichzeitige und getrennte Injektion von Wasser. Dadurch können Sie die Nachteile der ersten beiden Optionen überwinden und gleichzeitig deren Vorteile beibehalten.

3 Systeme zur sequentiellen Entwicklung von Objekten

Systeme zur sequentiellen Entwicklung von Objekten können nach folgenden Hauptoptionen implementiert werden:

· Top-Down-Entwicklung, bei der jedes zugrunde liegende Objekt nach dem darüber liegenden Objekt ausgenutzt wird. Es wurde in der ersten Entwicklungsphase der Ölindustrie eingesetzt und gilt heute als weitgehend irrational, da es die Exploration und Erschließung zugrunde liegender Objekte verzögert, das Bohrvolumen und den Metallverbrauch für Mantelrohre erhöht und das Risiko von Verstößen erhöht die Regeln zum Schutz des Untergrundes darüberliegender Objekte beim Bohren darunterliegender Objekte.

· Bottom-up-Entwicklung, bei der sie mit der Entwicklung von Objekten von unten, dem sogenannten Referenzobjekt, beginnen und dann mit der Rückgabe von Objekten fortfahren. Bei vielen Objekten werden auch die am besten untersuchten und produktivsten Objekte mit ausreichend großen Ölreserven als Referenzobjekte und die übrigen Objekte als Rückgabeobjekte ausgewählt. Dann beginnen sie mit der Entwicklung unterstützender Objekte, wodurch der Betrieb darüber liegender produktiver Objekte mit großen Reserven nicht verzögert wird.

Es ist zu beachten, dass die beste Leistung durch eine Kombination aller oben genannten Optionen für mehrschichtige Feldentwicklungssysteme erreicht werden kann.

2. Entwicklungssysteme für Produktionsanlagen (Einlagen)

Lagerstättenentwicklungssysteme werden nach der Platzierung der Bohrlöcher und der Art der zum Fördern des Öls verwendeten Energie klassifiziert.

Unter Brunnenplatzierung versteht man das Platzierungsraster und den Abstand zwischen Brunnen (Gitterdichte), das Tempo und die Reihenfolge der Inbetriebnahme des Brunnens.

Entwicklungssysteme sind unterteilt in:

mit Platzierung der Vertiefungen in einem einheitlichen Raster

· mit Platzierung der Brunnen entlang eines unebenen Gitters (hauptsächlich in Reihen).

1 Entwicklungssysteme mit Brunnenplatzierung auf einem einheitlichen Raster

Entwicklungssysteme mit Brunnenplatzierung auf einem einheitlichen Raster werden unterschieden: durch die Form des Rasters; nach Maschendichte; entsprechend der Geschwindigkeit, mit der der Brunnen in Betrieb genommen wird; entsprechend der Reihenfolge, in der die Bohrlöcher im Verhältnis zueinander und zu den Strukturelementen der Lagerstätte in Betrieb genommen werden.

Die Maschen haben die Form eines Quadrats und eines Dreiecks.

Die Bohrlochmusterdichte bezieht sich auf das Verhältnis der ölführenden Fläche zur Anzahl der Förderbohrungen.

Anhand der Geschwindigkeit, mit der Bohrungen in Betrieb genommen werden, kann man zwischen simultanen (kontinuierlichen) und langsamen Lagerstättenerschließungssystemen unterscheiden.

Im ersten Fall ist das Tempo der Inbetriebnahme der Brunnen hoch – alle Brunnen werden fast gleichzeitig innerhalb von ein bis drei Jahren nach der Entwicklung der Anlage in Betrieb genommen.

Ein System wird als langsam bezeichnet, wenn die Eingabeperiode lang ist.

Je nach Reihenfolge der Inbetriebnahme wird zwischen Eindick- und Kriechanlagen unterschieden.

An Standorten mit komplexer geologischer Struktur kommt ein Eindickungssystem zum Einsatz. Das an der Struktur der Formation orientierte Kriechsystem ist in Systeme unterteilt: neigungsabwärts; die Spitze des Aufstands; entlang des Streiks.

2 Entwicklungssysteme mit Platzierung von Brunnen entlang eines unebenen Gitters

Entwicklungssysteme mit Bohrlochanordnung entlang eines unebenen Gitters werden in ähnlicher Weise unterschieden: durch Gitterdichte; durch das Tempo der Inbetriebnahme eines Brunnens (Inbetriebnahme von Brunnenreihen); entsprechend der Reihenfolge der Brunneninbetriebnahme. Zusätzlich sind sie unterteilt:

· entsprechend der Form der Reihen – mit offenen Reihen und geschlossenen (kreisförmigen) Reihen;

Abhängig von der Art der Energie, die zum Transport von Öl verwendet wird, gibt es:

· Systeme zur Erschließung von Ölvorkommen unter natürlichen Bedingungen (Nutzung natürlicher Lagerstättenenergie);

· Entwicklungssystem mit Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks (es werden Methoden verwendet, um das Gleichgewicht der Lagerstättenenergie durch künstliche Wiederauffüllung zu regulieren).

Nach den Methoden zur Regulierung des Gleichgewichts der Reservoirenergie werden unterschieden:

· Entwicklungssysteme mit künstlicher Überflutung von Formationen;

· Entwicklungssysteme mit Gasinjektion in die Lagerstätte.

Entwicklungssysteme mit künstlicher Überflutung von Formationen können nach folgenden Hauptoptionen durchgeführt werden:

Konturflutung – Wasser wird in eine Reihe von Injektionsbrunnen gepumpt, die sich jenseits der äußeren ölführenden Kontur in einer Entfernung von 100–1000 Metern befinden.

Konturflutung – Injektionsbrunnen werden in der Öl-Wasser-Zone in unmittelbarer Nähe der äußeren ölführenden Kontur platziert.

In-Circuit-Überflutung – wird in Einrichtungen mit verwendet große GebieteÖltragfähigkeit, ggf. kombiniert mit Rand- oder Randflutung.

Kronenflutung – eine Reihe von Injektionsbrunnen werden an oder in der Nähe der Krone eines Bauwerks angebracht. Diese Flutung wird mit einer Konturflutung kombiniert.

Fokales Fluten – wird als eigenständige Methode in sehr heterogenen und diskontinuierlichen Formationen sowie in Kombination mit Kontur- und insbesondere Intra-Circuit-Fluten eingesetzt.

Bei der Flächenüberschwemmung handelt es sich um eine verteilte Injektion von Wasser in ein Reservoir über die gesamte Fläche seiner Ölförderkapazität.

Das Entwicklungssystem mit Gasinjektion in die Lagerstätte wird in zwei Hauptvarianten eingesetzt: Gasinjektion in die erhöhten Teile der Lagerstätte (in den Tankdeckel); Bereichsgasinjektion. Eine erfolgreiche Gasinjektion ist nur bei erheblichen Neigungswinkeln homogener Formationen, niedrigem Lagerstättendruck, nahe beieinander liegenden Werten von Lagerstättendruck und Ölsättigungsdruck mit Gas oder dem Vorhandensein eines Erdgasdeckels und niedriger Ölviskosität möglich. Hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit ist es der Wasserflutung deutlich unterlegen, daher ist seine Anwendung begrenzt.

3. Rationales Entwicklungssystem

Für das gleiche Feld können viele Systeme genannt werden, die sich in der Anzahl der Produktionsbohrungen, ihrer Lage auf der Struktur, der Art der Beeinflussung der Produktionsformationen usw. unterscheiden. Daher besteht die Notwendigkeit, das Konzept eines rationalen Entwicklungssystems zu formulieren. Als Kriterien für ein rationelles Entwicklungssystem gelten folgende Grundbestimmungen.

· Ein rationelles Entwicklungssystem sollte ein möglichst geringes Maß an Interaktion zwischen Bohrlöchern gewährleisten.

Durch die Vergrößerung des Abstands zwischen den Bohrlöchern wird eine minimale Wechselwirkung zwischen den Bohrlöchern erreicht. Andererseits nimmt mit zunehmendem Abstand zwischen den Bohrlöchern deren Gesamtzahl im Feld ab, was zu einer Verringerung der Gesamtproduktionsrate der Bohrlöcher führt. Darüber hinaus kann unter Bedingungen einer heterogenen Formation eine Vergrößerung des Abstands zwischen den Bohrlöchern dazu führen, dass einige der ölgetränkten Linsen, Halblinsen oder Zwischenschichten nicht von den Bohrlöchern abgedeckt werden und nicht darin enthalten sind Entwicklung. Daher kann die geringste Interaktion zwischen Brunnen nicht als einziges allumfassendes Kriterium für die Rationalität eines Entwicklungssystems dienen.

· Ein rationelles System sollte den höchsten Ölrückgewinnungsfaktor gewährleisten.

Bei vollständiger Abdeckung der ölproduzierenden Formation durch den Verdrängungsprozess kann eine maximale Ölgewinnung erreicht werden. Diese Bedingung, insbesondere in heterogenen Formationen, kann durch die Platzierung von Brunnen näher beieinander erfüllt werden. Da außerdem die höchsten Koeffizienten im Wasserdruckmodus erreicht werden und natürliche Wasserzuflüsse oft keine hohen Entwicklungsraten bieten, besteht die Notwendigkeit, einen künstlichen Wasserdruckmodus durch Injektion von Wasser oder Gas in die Formation zu schaffen.

· Ein rationelles Entwicklungssystem sollte die minimalen Ölkosten gewährleisten.

Aus mehreren Entwicklungsoptionen, die während des Designprozesses berücksichtigt wurden, wird die Option ausgewählt, die die höchste Ölrückgewinnung bietet. Obwohl die oben genannten Kriterien korrekte Richtlinien für die Auswahl eines Fördersystems definieren, kann keines davon als entscheidend angesehen werden, da sie die Notwendigkeit der Ölförderung nicht berücksichtigen. Daher wird das Konzept eines rationalen Entwicklungssystems in seiner endgültigen Form wie folgt formuliert: Ein rationales Entwicklungssystem sollte eine bestimmte Ölproduktion zu minimalen Kosten und den höchstmöglichen Ölgewinnungsfaktoren gewährleisten.

Beim Entwicklungsdesign geht es darum, eine Option auszuwählen, die den Anforderungen eines rationalen Entwicklungssystems entspricht.

Wenn mit der Planung einer Erschließung begonnen wird, werden die anfänglichen geologischen und physikalischen Daten der ölproduzierenden Formation und der Eigenschaften der sie sättigenden Flüssigkeiten und Gase konsequent ermittelt; hydrodynamische Berechnungen werden durchgeführt, um technologische Entwicklungsindikatoren für mehrere Optionen zu ermitteln, die sich in der Anzahl der Bohrlöcher, der Methode zur Beeinflussung produktiver Formationen, den Betriebsbedingungen des Bohrlochs usw. unterscheiden; berechnet Wirtschaftlichkeit Entwicklungsmöglichkeiten; Es werden wirtschaftliche und technologische Entwicklungsindikatoren analysiert und die Option eines rationalen Entwicklungssystems ausgewählt.

Die Einführung eines rationalen Entwicklungssystems ermöglicht es, hohe technische und wirtschaftliche Indikatoren in der Feldentwicklung zu erreichen.

Da die Felderschließung mit der Auswahl des Öls aus den ersten Explorationsbohrungen beginnt, lässt sich feststellen, dass das Entwicklungssystem dynamisch ist und im Laufe der Zeit kontinuierlich verbessert werden muss.

4. Öllagertanks

Gefördertes Öl – eine Mischung aus Öl, Gas, mineralisiertem Wasser, mechanischen Verunreinigungen und anderen zugehörigen Bestandteilen – muss gesammelt und über eine große Fläche von Bohrlöchern verteilt und als Rohstoffe verarbeitet werden kommerzielle Produkte- kommerzielles Öl, Ölbenzin sowie gefördertes Wasser, das in den Stausee zurückgeführt werden konnte.

1 Klassifizierung von Tanks

Tanks zur Lagerung von Öl und Erdölprodukten können nach folgenden Kriterien unterteilt werden:

· je nach Material, aus dem sie hergestellt sind – Metall, Stahlbeton, Lehm, Kunststoff und im Bergbau;

· konstruktionsbedingt – vertikale zylindrische Tanks mit konischen, schwimmenden und kugelförmigen Dächern, mit Pontons (hauptsächlich vom Typ RVS), horizontale zylindrische Tanks mit flachen und räumlichen Böden (Typ RGS), tropfenförmige, zylindrische, rechteckige und Grabentanks;

· entsprechend dem Wert des Überdrucks - Niederdrucktanks< = 0,002 МПа) и резервуары высокого (ри >0,002 MPa) Druck;

· nach Zweck – Rohstoffe; technologisch; Ware.

Rohstofftanks sind für die Lagerung von mit Wasser überflutetem Öl konzipiert. Die Vorableitung des Formationswassers erfolgt in Prozesstanks. Kommerzielle Tanks sind für die Lagerung von dehydriertem und entsalztem Öl konzipiert.

Abhängig von ihrer vertikalen Lage im Verhältnis zum angrenzenden Gebiet werden Stauseen in oberirdische, unterirdische und halbunterirdische Stauseen unterteilt. Erdtanks sind solche, deren Boden auf gleicher Höhe oder höher als das niedrigste Niveau des angrenzenden Standorts liegt. Als unterirdische Lagerstätten werden bezeichnet, wenn der höchste Ölstand in ihnen mindestens 0,2 m unter dem niedrigsten Stand des angrenzenden Standorts liegt, sowie Tanks, deren Beschichtung mindestens 0,2 m über dem zulässigen höchsten Ölstand im Tank liegt Halbunterirdische Tanks sind solche, deren Boden mindestens bis zur Hälfte ihrer Höhe eingegraben ist und deren höchster Ölstand nicht höher als 2 m über der Oberfläche des angrenzenden Gebiets liegt.

Jeder Betriebstank muss immer über eine vollständige, konstruktionsbedingte, geeignete Ausrüstung verfügen und in gutem Betriebszustand sein. Eine Demontage im laufenden Betrieb ist nicht zulässig.

Der Tank ist mit der folgenden Ausrüstung ausgestattet, die den Anforderungen der Normen entspricht und einen zuverlässigen Betrieb des Tanks gewährleisten soll:

· Atemventile;

· Sicherheitsventile;

· Feuersicherungen;

· Kontroll- und Signalgeräte (Füllstandsmessgeräte, Füllstandsanzeiger, Probenehmer mit reduziertem POR, Gasdruckmessgeräte);

· Feuerwerkskörper;

· Feuerlöschausrüstung;

· Heizgeräte;

· Aufnahme- und Verteilungsrohre;

· Abisolierrohr;

· Lüftungsrohre;

· Mannlöcher;

· Oberlicht;

· Messluke.

Horizontale Tanks sind mit zusätzlichen fest eingebauten Geräten ausgestattet: Ölheizungen; Treppe; Messrohre und andere notwendige Geräte.

Die Hauptanforderung an Tanks ist Zuverlässigkeit. Die Zuverlässigkeit von Tanks ist die Eigenschaft ihrer Konstruktion, die Funktionen der Aufnahme, Lagerung und Abgabe von Öl und Erdölprodukten unter bestimmten Parametern zu erfüllen.

Zuverlässigkeitskriterien für Tanks sind: Bedienbarkeit, Zuverlässigkeit und Haltbarkeit. Leistung ist der Zustand, in dem der Tank seine Funktionen erfüllen kann. Um die Funktionsfähigkeit der Tanks aufrechtzuerhalten, ist es notwendig, routinemäßige und durchzuführen größere Reparaturen, sowie Prävention und Früherkennung von Mängeln durchführen. Zuverlässigkeit ist die Fähigkeit eines Tanks, ohne erzwungene Betriebsunterbrechungen betriebsbereit zu bleiben. Unter Haltbarkeit versteht man die Eigenschaft eines Tanks, mit den erforderlichen Pausen bis zu seinem Grenzzustand betriebsbereit zu bleiben Wartung und Reparaturen. Ein Indikator für die Haltbarkeit ist die Lebensdauer.

5. Kurze Eigenschaften verschiedener Tanktypen

1 Stahlbetontanks

Das normale Sortiment an Stahlbetontanks umfasst hinsichtlich Form und Volumen: zylindrische Öltanks mit einem Volumen von 1, 3, 5, 10, 20, 30 und 40.000 m 3; rechteckige Öltanks mit einem Volumen von 0,1; 0,25; 0,5; 1, 2 und 3 Tausend m3.

Abbildung 1. Gesamtansicht eines vorgefertigten zylindrischen Tanks aus Stahlbeton. (1 – Seitenwände; 2 – zentrale Stützsäule; 3 – periphere Stützsäule; 4 – Metallverkleidung; 5 – monolithischer Stahlbetonboden; 6 – Dach).

Ölfeld-Gasreservoir

Rohöl und Heizöl haben keine chemische Wirkung auf Beton und beruhigen die Poren im Beton, wodurch die Dichtigkeit von Tanks erhöht wird.

Zur Erzeugung von Überdruck und Reduzierung von Verlusten in Tanks bis 200 mm Wasser. Kunst. Es sollten konstruktive Lösungen zur Erhöhung der Gasundurchlässigkeit der Beschichtung vorgesehen werden, wie zum Beispiel: Installation eines Wassersiebs mit einer Wasserschicht von 100–150 mm auf der Tankbeschichtung; Auf die Oberfläche wird ein Teppich aus Gummigewebe oder synthetischen Materialien gelegt und anschließend mit einer 20–25 cm dicken Erdschicht hinterfüllt. Versiegeln der Beschichtung mit dünnem Stahlblech, Aufbringen einer Isolierung aus verschiedenen Lösungen und Kitten auf die Innenfläche der Beschichtung.

Unterirdische Stahlbetonreservoirs verfügen über einen großen Auftrieb, und wenn der Grundwasserspiegel ansteigt, kann dies zum Aufschwimmen des Tanks und zu dessen Ausfall führen. Zum Schutz vor Aufschwimmen wird der Tankboden beschwert, verankert oder mit einer Vorrichtung zur Berieselung mit Erde aus der Grundwasserzone entfernt.

2 vertikale Stahltanks (VS)

Vertikale, zylindrische Niederdrucktanks aus Stahl mit einem abgeschirmten konischen oder kugelförmigen Dach, sogenannte atmosphärische Tanks, werden am häufigsten für die Öllagerung verwendet. Sie sind relativ einfach herzustellen und kosteneffizient.

Es gibt vertikale zylindrische Tanks mit niedrigem und hohem Druck, mit flachem und geräumigem Boden, mit Schwimmdächern und mit Pontons.

Die Verwendung eines Tankdachs in der einen oder anderen Ausführung hängt von den Eigenschaften der gelagerten Erdölprodukte und den klimatischen Bedingungen ab.

3 Vertikale Stahltanks Typ RVS Niederdruck

Der Druck in solchen Tanks unterscheidet sich kaum vom Atmosphärendruck, daher ist ihr Körper für hydrostatischen Druck ausgelegt.

Das Deckdeck wird aus einzelnen Blechen direkt auf dem Tank montiert und verschweißt.

Tanks mit einem Volumen von 10, 20, 30 und 50.000 m 3 zur Lagerung von Öl mit einer Dichte von bis zu 0,9 t/m 3 werden aus separaten Rollen aus Körper, Boden und Paneelen zusammengesetzt, die eine kugelförmige Decke bilden .

Die Schilde ruhen auf dem Körperversteifungsring und dem Zentralring.

Abbildung 2. Gesamtansicht von RVS-10000

Ein sehr wichtiges Element ist das Fundament für den Tank. Tanks mit einem Fassungsvermögen von bis zu 5000 m 3 (einschließlich) werden auf einem künstlichen Fundament normaler Art, bestehend aus einer Erdverfüllung, einem Sandkissen und einer Abdichtungsschicht, installiert. Um das Metall des Tankbodens vor Korrosion durch Grundwasser und vor Kondenswasser zu schützen, wird auf das Sandpolster eine 100 mm dicke Abdichtungsschicht aufgebracht, die zu 90 % aus sandigem Lehmboden und zu 10 % aus Bindemittel (Bitumen, Heizöl, Kohlenteer) besteht ). Bei Tanks mit einem Volumen von 10.000 m 3 oder mehr ist unter der Verbindung des Tankkörpers mit dem Boden ein Stahlbetonring mit einer Breite von 1 m und einer Dicke von 20 bis 30 cm vorgesehen. Die Setzung des Bodens jedes Tanks muss systematisch überwacht werden.

4 vertikale Stahltanks Typ RVS Hochdruck

Hochdrucktanks dienen zur Lagerung von Hochdrucköl gesättigte Dämpfe. Sie haben einen zylindrischen Körper, ein kugelförmiges Dach und einen flachen Boden.

Abbildung 3. Vertikaler zylindrischer Hochdrucktank (1 – Körper; 2 – kugelförmige Beschichtung; 3 – Passring des zylindrischen Körpers mit der kugelförmigen Oberfläche der Beschichtung; 4 – Boden; 5 – Ankerbefestigungen; 6 – oberer Versteifungsring; 7 - Ankerkonsole; 8 - unterer Versteifungsring; 10 - Ankerbolzen;

Um ein mögliches Anheben des Randteils des Bodens unter dem Einfluss von Überdruck zu vermeiden, wird der Untergurt des Rumpfes mit Ankerbolzen und Stahlbetonplatten im Boden befestigt. Die Ankerbolzen werden über angeschweißte Konsolen an der Tankwand befestigt.

Zur Aufnahme von Windlasten und Unterdruck muss der Tankkörper (Obergurte) mit Versteifungsringen verstärkt werden.

5 Tanks mit Schwimmdach und Pontons

Diese Tanks werden verwendet, um Ölverluste durch Verdunstung zu reduzieren.

Der Ponton ist in Tanks mit einem stationären Schilddach gebaut, das verhindert, dass Niederschlag die Oberfläche des Pontons erreicht. Pontons in Tanks können entweder aus Metall oder Kunststoff bestehen.

Der Auftrieb eines Metallpontons wird durch den Einbau hermetischer Kästen oder offener Fächer entlang der Kontur gewährleistet.

Um den Verdunstungsbereich auf ein Minimum zu reduzieren, ist entlang des Pontonumfangs zwischen Ponton und Tankwand ein Dichtventil angebracht. Der Verschluss kann hart oder weich sein. Weiche Fensterläden bestehen aus gummiertem Stoff, Polyurethanschaum und anderen Materialien. Starre Ventile bestehen aus hebelartigen Metallelementen.

Besonders empfehlenswert ist der Einsatz dieser Tanks für saure Öle, denn Aufgrund des Fehlens eines Gasraums kommt es praktisch nicht zu Korrosion durch die Zersetzung von Schwefelverbindungen.

Das Schwimmdach besteht aus Stahlblechen mit einer Dicke von mindestens 4 mm und einem Durchmesser, der 400 mm kleiner ist als der Innendurchmesser des Tanks.

Es gibt normalerweise zwei Arten von Schwimmdächern: Doppelponton, bestehend aus einer Reihe versiegelter Kammern, die Unsinkbarkeit gewährleisten, wenn die Pontondichtung gebrochen ist; einzeln mit einer zentralen Scheibe aus Stahlblechen, an deren Umfang sich ein Ringponton befindet, der durch radiale Trennwände in hermetische Fächer unterteilt ist, die ein Absinken des Daches verhindern.

Beim Betrieb von Tanks mit Schwimmdach im Winter ist Folgendes erforderlich: Überprüfen Sie die Ventile sorgfältig, bevor Sie mit dem Pumpen oder Pumpen beginnen. Wenn sie am Tankkörper festfrieren, reißen Sie sie vorsichtig mit einem Holzkeil ab. Lassen Sie keine einseitige Schneelast zu (überschüssiger Schnee sollte entfernt werden, wenn sich das Dach in der oberen Extremposition befindet).

Abbildung 4. Tank mit schwimmendem Dach (1 - Verschluss; 2 - schwimmendes Dach; 3 - mobile Gelenkleiter; 4 - Sicherheitsventil; 5 - Entwässerungssystem zum Entfernen von atmosphärischem Wasser; 6 - Probenahmerohr; 7 - Stützpfosten; 8 - Messluke).

5.6 Horizontale zylindrische Tanks (HCT)

Diese Tanks werden häufig zur Lagerung kleiner Ölmengen verwendet. Zu den Vorteilen horizontaler Tanks gehören die Möglichkeit der Serienproduktion in Fabriken, die Lagerung von Öl unter hohem Überdruck und Vakuum sowie die Bequemlichkeit der unterirdischen Installation. Das RGS-Volumen liegt zwischen 3 und 200 m 3 . Arbeitsdruck bis 2,5 MPa und Vakuum bis 0,09 MPa. Der Boden der Tanks ist kugelförmig, flach oder zylindrisch. Für hohe Drücke werden Kugelböden verwendet.

Für die Wartung sind die Tanks mit Metallplattformen und Leitern sowie für die Lagerung von zähflüssigem Öl, das erhitzt werden muss, mit Sektionsheizungen ausgestattet. Bei oberirdischer Aufstellung wird der Tank auf zwei sattelförmigen Stützen mit einer Breite von 300–400 mm aus vorgefertigten Betonblöcken oder monolithischem Beton montiert. Bei unterirdischer Installation sollte der Tank auf einem profilierten Sandkissen mit einer Dicke von mindestens 200 mm und einem Überdeckungswinkel des Sandkissens von 90° verlegt werden. Bei oberirdischer Installation zusätzlich eine Schicht hydrophoben Sandes von 100 mm Zwischen dem Sandkissen und dem Tank sollte eine dicke Schicht verlegt werden.

5.7 Abwurftanks

Ihr Hauptzweck ist die Lagerung von Ölen mit hohem Sättigungsdampfdruck unter einem Überdruck von 0,4 kgf/cm 2 und einem Vakuum von bis zu 500 mm Wassersäule. Art., wodurch die Verluste durch Verdunstung im Vergleich zu „atmosphärischen“ Reservoirs deutlich reduziert werden können. Allerdings sind die Kosten für einen zylindrischen „atmosphärischen“ Tank deutlich geringer als für einen tropfenförmigen Tank mit demselben Volumen. Eine unabdingbare Voraussetzung für die flächendeckende Einführung tropfenförmiger Tanks ist daher deren Effizienz, die durch den Vergleich der Mehrkosten und der Einsparungen durch Verlustreduzierung über den Abschreibungszeitraum ermittelt wird.

8 Balltanks

Hierbei handelt es sich um Hochdrucktanks zur Lagerung von Ölen mit hohem Druck gesättigter Dämpfe und verflüssigter Gase (Abbildung 6).

Abbildung 5. Kugeltank (1 – Atemventilbaugruppe; 2 – Schwimmer-Füllstandsanzeige; 3 – kombinierte Einheit zur Messung von Füllstand, Öltemperatur und Probenahme; 4 – Absperrventile; 5 – Einlass- und Verteilerrohre; 6 – Ablassventil) .

Das Material ist niedriglegierter Stahl.

Tankvolumen: 300, 600, 900, 2000 und 4000 m3.

Abschluss

Die Entwicklung und der Betrieb von Öl- und Gasfeldern umfasst einen wissenschaftlich fundierten Produktionsprozess zur Gewinnung der darin enthaltenen Kohlenwasserstoffe und zugehörigen Mineralien aus dem Untergrund; der Prozess des Entwurfs von Systemen für die Erschließung von Öl- und Gasvorkommen, die relative Lage der Böden von Förder-, Injektions-, Reserve- und anderen Bohrlöchern, das Bohren des Feldes gemäß der genehmigten technologischen Dokumentation, die Erschließung von Öl- und Gasvorkommen.

Die erfolgreiche Erschließung von Öl- und Gasfeldern hängt davon ab, wie richtig das Erschließungssystem gewählt wird. Während des Entwicklungsprozesses besteht die Notwendigkeit, den Zustand der Lagerstätten zu überwachen und zu klären, wobei neue Informationen über die geologische Struktur berücksichtigt werden, die während ihrer Bohrungen und ihres Betriebs gewonnen werden.

Es ist zu beachten, dass man für ein und dasselbe Feld viele Systeme benennen kann, die sich in der Anzahl der Produktionsbohrungen, ihrer Lage auf der Struktur, der Methode zur Beeinflussung der Produktionsformationen usw. unterscheiden. Daher besteht die Notwendigkeit, ein rationelles Erschließungssystem zu verwenden .

Alles, was aus den Bohrlöchern austritt – Öl mit Begleitgas, Wasser und anderen Verunreinigungen – wird gemessen und der Anteil an Wasser und Begleitgas bestimmt. Technologische Prozesse Die Ölaufbereitung ist für alle Sammelsysteme ähnlich: Trennung oder Phasentrennung, Demulgierung des Produkts, Entsalzung, Ölstabilisierung.

Nach der Stabilisierung wird das Öl in Prozesstanks geleitet, wo eine weitere Trennung von Öl und Wasser erfolgt, und von dort gelangt es in die Rohstofftanks des RVS. Öltanks sind Behälter, die zur Speicherung, kurzfristigen Lagerung und Abrechnung von Roh- und Handelsöl bestimmt sind. Die am weitesten verbreiteten Tanks sind vom Typ RVS (vertikaler Stahltank).

Die Hauptanforderung an Tanks ist Zuverlässigkeit. Zuverlässigkeitskriterien für Tanks sind: Bedienbarkeit, Zuverlässigkeit und Haltbarkeit. Leistung ist der Zustand, in dem der Tank seine Funktionen erfüllen kann. Um die Funktionsfähigkeit von Tanks aufrechtzuerhalten, ist es notwendig, routinemäßige und größere Reparaturen rechtzeitig durchzuführen sowie Fehler vorzubeugen und frühzeitig zu diagnostizieren. Zuverlässigkeit ist die Fähigkeit eines Tanks, ohne erzwungene Betriebsunterbrechungen betriebsbereit zu bleiben. Unter Haltbarkeit versteht man die Eigenschaft eines Tanks, bis zu seinem Grenzzustand betriebsfähig zu bleiben, mit den notwendigen Pausen für Wartung und Reparaturen. Ein Indikator für die Haltbarkeit ist die Lebensdauer.

Liste der verwendeten Literatur

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Entwicklung und Betrieb von Ölfeldern: ein Lehrbuch für Universitäten / M.: Nedra / Boyko V.S. / 1990.

Erschließung von Öl- und Gasfeldern / Lernprogramm/ Pokrepin B.V.

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Technologische Grundlagen der Technik / M.: Metallurgie / I.M. Gluschtschenko. GI. / 1990.

Betrieb von Öl- und Gasbrunnen. / M: Nedra / Muravyov V.M. / 1978.

Anmerkung: Erschließung von Mineralvorkommen - Organisationssystem - technische Veranstaltungen zur Gewinnung von Mineralien aus dem Untergrund.

Die Erschließung von Mineralvorkommen ist ein System organisatorischer und technischer Maßnahmen zur Gewinnung von Mineralien aus dem Untergrund. Die Erschließung von Öl- und Gasfeldern erfolgt mittels Bohrlöchern. Manchmal wird die Minenölförderung genutzt (Yarega-Ölfeld, Republik Komi).

Unter dem System der Erschließung von Ölfeldern und -vorkommen versteht man eine Form der schichtweisen Organisation des Öltransports zu Produktionsbohrungen.

Das Ölfeldentwicklungssystem wird bestimmt durch:

das Verfahren, um Betriebsanlagen eines mehrschichtigen Feldes in die Entwicklung zu bringen;
Netze für die Platzierung von Brunnen an Standorten, Tempo und Reihenfolge ihrer Inbetriebnahme;
Möglichkeiten zur Regulierung des Gleichgewichts und der Nutzung der Reservoirenergie.

Es ist zwischen Entwicklungssystemen für mehrschichtige Einlagen und Einzeleinlagen (Einschichteinlagen) zu unterscheiden.

Entwicklungsobjekt ist eine oder mehrere produktive Formationen eines Feldes, die entsprechend den geologischen und technischen Bedingungen und wirtschaftlichen Erwägungen für Bohrungen und Betrieb mit einem einzigen Bohrlochsystem identifiziert werden.

Bei der Auswahl von Objekten sollten Sie Folgendes berücksichtigen:

geologische und physikalische Eigenschaften von Reservoirgesteinen;
physikalisch-chemische EigenschaftenÖl, Wasser und Gas;
Phasenzustand von Kohlenwasserstoffen und Bildungsregime;
Ausrüstung und Technologie des Brunnenbetriebs.

Entwicklungsobjekte werden in unabhängige und rückzahlbare Objekte unterteilt. Im Gegensatz zu unabhängigen Objekten sollen rückzahlbare Objekte von Brunnen entwickelt werden, die in erster Linie ein anderes Objekt nutzen.

Brunnenplatzierungsraster

Nun, Gitter - Charakter relative Position Produktions- und Injektionsbrunnen der Produktionsanlage unter Angabe der Abstände zwischen ihnen (Gitterdichte). Die Brunnen sind in einem einheitlichen Raster und einem ungleichmäßigen Raster (hauptsächlich in Reihen) angeordnet. Die Maschen sind quadratisch, dreieckig und vieleckig geformt. Bei einem Dreiecksraster werden bei gleichen Brunnenabständen 15,5 % mehr Brunnen auf der Fläche platziert als bei einem Quadratraster.

Die Bohrlochmusterdichte bezieht sich auf das Verhältnis der ölführenden Fläche zur Anzahl der fördernden Bohrlöcher. Allerdings ist dieses Konzept sehr komplex. Die Maschendichte wird unter Berücksichtigung spezifischer Bedingungen bestimmt. Seit Ende der 50er Jahre werden Felder mit einer Rasterdichte von (3060)·10 4 m 2 /Brunnen ausgebeutet. Im Tuymazinskoye-Feld beträgt die Gitterdichte 2010 4 m 2 /Bohrung. mit einem Abstand zwischen den Brunnen in Reihen von 400 m, Romashkinskoye -6010 4 m 2 /Brunnen. – 1000 m 600 m, Samotlor – 6410 4 m 2 /Brunnen.

Entwicklungsstadien des Feldes

Eine Phase ist ein Zeitraum des Entwicklungsprozesses, der durch eine gewisse natürliche Veränderung der technologischen und technisch-wirtschaftlichen Indikatoren gekennzeichnet ist. Zu den technologischen und technisch-ökonomischen Indikatoren des Lagerstättenentwicklungsprozesses gehören die aktuelle (durchschnittliche jährliche) und gesamte (kumulative) Ölproduktion, die aktuelle und gesamte Flüssigkeitsproduktion (Öl und Wasser), der Wasseranteil der geförderten Flüssigkeit (das Verhältnis der aktuellen Wasserproduktion zu aktuelle Flüssigkeitsproduktion), aktueller und akkumulierter Wasser-Öl-Faktor (das Verhältnis von Wasserproduktion zu Ölproduktion), aktuelle und akkumulierte Wasserinjektion, Kompensation für die Rückgewinnung durch Injektion (das Verhältnis des eingespritzten Volumens zum entnommenen Volumen unter Lagerstättenbedingungen), Ölgewinnungsfaktor, Anzahl der Bohrlöcher (produzierend, injizierend), Lagerstätten- und Bohrlochdruck, aktueller Gasfaktor, durchschnittliche Durchflussrate von Produktionsbohrlöchern und Injektivität von Injektionsbohrlöchern, Produktionskosten, Leistung Arbeitsaufwand, Kapitalinvestitionen, Betriebskosten, reduzierte Kosten usw.

Basierend auf der Dynamik der Ölförderung gibt es vier Stufen im Prozess der Entwicklung lagerstättenartiger Lagerstätten in körnigen Lagerstätten unter Wasserdruckbedingungen (Abb. 6.1). Die Diagramme werden in Abhängigkeit von der dimensionslosen Zeit dargestellt, die das Verhältnis der akkumulierten Flüssigkeitsproduktion zu den ausgeglichenen Ölreserven darstellt.

Reis. 6.1.

Die erste Phase – Entwicklung einer Betriebsanlage – ist gekennzeichnet durch:

Die Dauer der Phase hängt vom industriellen Wert der Lagerstätte ab und beträgt 4 bis 5 Jahre; als Ende der Phase gilt der Punkt der scharfen Wende der Ölförderratenkurve (das Verhältnis der durchschnittlichen jährlichen Ölproduktion zu seine Bilanzreserven).

Die zweite Stufe – Aufrechterhaltung eines hohen Niveaus der Ölproduktion – ist gekennzeichnet durch:

Die dritte Stufe – ein deutlicher Rückgang der Ölproduktion – ist gekennzeichnet durch:

Diese Phase ist die schwierigste und komplexeste im gesamten Entwicklungsprozess; ihre Hauptaufgabe besteht darin, den Rückgang der Ölproduktion zu verlangsamen. Die Dauer der Phase hängt von der Dauer der vorherigen Phasen ab und liegt zwischen 5 und 10 Jahren oder mehr. Es ist normalerweise schwierig, die Grenze zwischen der dritten und vierten Stufe anhand von Änderungen in der durchschnittlichen jährlichen Ölförderrate zu bestimmen. Sie lässt sich am deutlichsten am Wendepunkt der Wasserschnittkurve bestimmen.

Zusammen werden die erste, zweite und dritte Phase als Hauptentwicklungsperiode bezeichnet. In der Hauptperiode werden 80–90 % der förderbaren Ölreserven aus Lagerstätten entnommen.

Die vierte Phase – die letzte – ist gekennzeichnet durch:

Die Dauer der vierten Stufe ist vergleichbar mit der Dauer der gesamten vorherigen Periode der Lagerstättenentwicklung und beträgt 15–20 Jahre oder mehr, bestimmt durch die Grenze der wirtschaftlichen Rentabilität, d. h. die Mindestdurchflussrate, bei der der Betrieb von Bohrlöchern erfolgt immer noch profitabel. Die Rentabilitätsgrenze liegt normalerweise bei einem Produktwasseranteil von ca. 98 %.

Platzierung von Produktions- und Injektionsbrunnen auf dem Feld

Um den Lagerstättendruck aufrechtzuerhalten und den Erholungsfaktor der Lagerstätte zu erhöhen, der in verschiedenen Bereichen stark schwankt, wird die Druckinjektion von Wasser oder Gas in produktive Formationen durch Injektionsbrunnen eingesetzt. Die erste Methode ist mit der Injektion von Wasser unter hohem Druck (ca. 20 MPa) in Öllagerstätten verbunden, die vorbei sind Spezielles Training. Es gibt Kontur-, Intra-Circuit- und Flächenflutungen von Öllagerstätten.

Grundlegende Konzepte und Eigenschaften von Entwicklungssystemen

Unter dem Feldentwicklungssystem versteht man eine Reihe von Maßnahmenüber die Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus dem Untergrund und die Steuerung dieses Prozesses. Das Erschließungssystem bestimmt die Anzahl der Produktionsanlagen, die Methoden zur Beeinflussung der Formationen und die Geschwindigkeit der Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus ihnen, die Lage und Dichte des Netzwerks von Produktions- und Injektionsbohrungen sowie die Reihenfolge der Erschließung von Blöcken und Abschnitten der Lagerstätte , Methoden und Betriebsarten des Bohrlochbetriebs, Maßnahmen zur Steuerung und Regulierung des Entwicklungsprozesses, Schutz des Untergrunds und der Umwelt.

Entwicklungssysteme werden in technologischen Designdokumenten begründet.

Eine Betriebseinrichtung bedeutet produktive Formation, Teil einer Formation oder einer Gruppe von Formationen, die durch ein unabhängiges Brunnennetz für die Entwicklung vorgesehen sind. Die zu einem Entwicklungsobjekt zusammengefassten Schichten müssen ähnliche lithologische Eigenschaften und Reservoireigenschaften von produktiven Formationsgesteinen, physikalischen und chemischen Eigenschaften und Zusammensetzung der sie sättigenden Flüssigkeiten sowie die Werte der anfänglich reduzierten Reservoirdrücke aufweisen.

Anhand der Reihenfolge der Einbringung einzelner Objekte in die Produktionsbohrung lassen sich folgende Felderschließungssysteme unterscheiden.

Top-Down-Entwicklungssystem. Dieses System besteht darin, dass jede Schicht eines bestimmten Feldes zunächst in die Exploration und dann in die Produktionsmassenbohrung eingeführt wird, jedoch nachdem die darüber liegende Schicht größtenteils erbohrt wurde (Abb. 10).

Das Top-Down-Erschließungssystem war organisch mit dem Schlagbohren verbunden, bei dem die Isolierung einer Formation von einer anderen während des Bohrvorgangs nicht durch die Zirkulation der Tonlösung wie beim Drehbohren erreicht wird, sondern durch den Einsatz eines speziellen Futterrohrstrangs, um die einzelnen Formationen zu isolieren Formation. Mit der Schlagbohrtechnik war dieses Erschließungssystem das wirtschaftlichste und dementsprechend am weitesten verbreitete. Angesichts des aktuellen Stands von Wissenschaft und Technik ist die effektive Nutzung vorhandener Bohrtechniken und Daten aus elektrometrischen Bohrlochuntersuchungen nicht möglich. Darüber hinaus verzögert es das Tempo der Erschließung und Exploration von Lagerstätten erheblich und wird derzeit nicht genutzt.

Reis. 10. Schema der Ölfeldentwicklung.

A– nach dem „Top-Down“-System, B– nach dem „bottom-up“-System

Bottom-up-Entwicklungssystem. Dieses System liegt darin, dass der unterste der ertragsstarken Horizonte (Schichten) zuerst gebohrt wird. Der Horizont, von dem aus die Entwicklung beginnt, wird als Referenzhorizont bezeichnet (Abb. 10).

Die Hauptvorteile dieses Systems sind folgende:

1) Gleichzeitig mit der Erkundung und Bohrung des Referenzhorizonts werden alle darüber liegenden Schichten durch Protokollierung und Kernprobenentnahme untersucht, wodurch die Anzahl der Erkundungsbohrungen erheblich reduziert wird, während die Struktur des gesamten Feldes sofort beleuchtet wird;

2) der Prozentsatz ausgefallener Bohrlöcher wird reduziert, da Bohrlöcher, die außerhalb der Kontur der Lagerstätte im Referenzhorizont liegen, durch den Betrieb in die darüber liegenden Horizonte zurückgeführt werden können;

3) das Tempo der Erschließung von Ölfeldern nimmt deutlich zu;

4) Die Zahl der Bohrunfälle, die mit dem Austritt der zirkulierenden Lösung in die Lagerstättenschichten einhergehen, wird reduziert und auch der Tongehalt der Schichten wird deutlich reduziert.

Bodenentwicklungssystem. Das Schichtsystem wird üblicherweise bei der Entwicklung von mehrschichtigen Feldern verwendet, in deren Abschnitt zwei, drei oder mehr produktive Schichten vorhanden sind, die entlang des Streichens konsistent und entlang des Abschnitts entfernt sind.

Basierend auf der Reihenfolge der Erschließung von Lagerstätten in Reihen und der Inbetriebnahme von Bohrlöchern werden Erschließungssysteme in phasenweise und gleichzeitige (kontinuierliche) Erschließungssysteme unterteilt.

Bei einem stufenweisen Reservoirentwicklungssystem werden zunächst zwei oder drei Reihen von Bohrlöchern gebohrt, die der Reihe der Injektionsbohrlöcher am nächsten liegen, sodass ein erheblicher Teil des Reservoirs ungebohrt bleibt. Berechnungen und Erfahrungen bei der Erschließung von Feldern auf ähnliche Weise zeigen, dass das Bohren einer vierten Reihe von Bohrlöchern die gesamte Ölproduktion aufgrund von Störungen der Bohrlöcher nicht erhöht. Daher beginnt die Bohrung der vierten Brunnenreihe, wenn die erste Brunnenreihe durchnässt wird und außer Betrieb geht. Die Bohrung der fünften Reihe erfolgt zeitgleich mit der Stilllegung der zweiten Brunnenreihe usw.

Jeder Austausch der äußeren Brunnenreihe durch eine innere wird als Entwicklungsstadium bezeichnet. Ein solches Reihenbohrsystem ähnelt bei der Entwicklung von der Kontur bis zum Bogen einem schleichenden System kontinuierlicher Bohrungen entlang der Steigung und unterscheidet sich von diesem dadurch, dass nicht alle Brunnen gleichzeitig in Betrieb sind, sondern nicht mehr als drei Reihen.

Bei einem Simultanerschließungssystem wird die Lagerstätte durch gleichzeitige Überschwemmung im gesamten Gebiet abgedeckt.

Klassifizierung der Entwicklung von Lagerstättenvorkommen anhand der Auswirkungen auf die Lagerstätte

Aktuellen Zustand Die Technologie entspricht der folgenden Aufteilung der Methoden zur Erschließung von Ölvorkommen basierend auf der Auswirkung auf die Formation:

1) Entwicklungsmethode ohne Aufrechterhaltung des Reservoirdrucks;

2) Methode zur Aufrechterhaltung des Drucks durch Pumpen von Wasser;

3) Methode zur Aufrechterhaltung des Drucks durch Pumpen von Gas oder Luft;

4) Vakuumprozess;

5) Kompressor-Umwälzverfahren zur Entwicklung von Kondensatfeldern;

6) In-situ-Verbrennungsverfahren;

7) Methode der zyklischen Dampfinjektion.

Die Entwicklung ohne Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks wird in Fällen eingesetzt, in denen der Druck regionaler Gewässer während der gesamten Betriebsdauer ein elastisches Wasserdruckregime in der Lagerstätte gewährleistet oder wenn es aus dem einen oder anderen Grund wirtschaftlich unrentabel ist, die Gasinjektion zu organisieren oder Wasser in den Behälter.

In Fällen, in denen der Formationswasserdruck kein elastisches Wasserregime bereitstellen kann, führt die Entwicklung einer Lagerstätte ohne Aufrechterhaltung des Formationsdrucks zwangsläufig zur Manifestation eines gelösten Gasregimes und damit zu einer niedrigen Reservennutzungsrate. In diesen Fällen ist eine künstliche Aufrechterhaltung des Reservoirdrucks erforderlich.

Wenn davon ausgegangen wird, dass das Ölfeld während der Hauptperiode unter dem Regime gelöster Gase erschlossen wird, das durch eine leichte Bewegung des Öl-Wasser-Abschnitts gekennzeichnet ist, d. h. mit schwacher Aktivität der Randgewässer, dann gleichmäßig, geometrisch korrekte Lage der Brunnen auf einem quadratischen oder dreieckigen Raster. In den Fällen, in denen eine gewisse Bewegung der Wasser-Öl- und Gasöl-Abschnitte zu erwarten ist, werden Bohrlöcher unter Berücksichtigung der Lage dieser Abschnitte lokalisiert.

Die Methode der Druckhaltung durch Wassereinspritzung zielt darauf ab, den Lagerstättendruck über dem Sättigungsdruck zu halten. Dadurch wird die Entwicklung der Lagerstätte unter strengen Wasserdruckbedingungen sichergestellt. Letzteres ermöglicht es, die Lagerstätte zu erschließen, bis 40 – 50 % der Reserven gefördert werden, hauptsächlich im Fontänenverfahren mit hohen Flüssigkeitsentnahmeraten, und letztendlich eine hohe Reservennutzungsrate von 60 – 70 % zu erreichen.

Entwicklungssysteme mit Lagerstättendruckhaltung werden wiederum in Systeme mit peripherer, kreislaufnaher und kreislaufinterner Wirkung unterteilt.

Die Methode zur Aufrechterhaltung des Drucks, mit der Wasser in den Grenzbereich der Formation gepumpt wird, wird Grenzflutung genannt. Bei der Erschließung relativ schmaler Lagerstätten (nicht mehr als 3–4 km Breite), die drei bis fünf Reihen von Produktionsbohrungen enthalten, ist die Konturflutung sinnvoll.

Wenn bei der Erschließung großer Lagerstätten die Wasserinjektion in den Randbereich die angegebenen Produktionsraten nicht gewährleisten kann und sich auf Bohrlöcher innerhalb der Lagerstätte auswirkt, empfiehlt sich die Verwendung einer Intrakonturflutung. Zuvor, zu Beginn der Entwicklung von Methoden zur Aufrechterhaltung des Drucks durch Einspritzen von Wasser, wurde ein stufenweises Entwicklungssystem verwendet, bei dem es sich um ein schleichendes Hebungs- oder Senkungssystem handelte. In beiden Fällen bildete sich ein konservierter Teil der Lagerstätte, was äußerst unerwünscht ist. Deshalb bei der Erschließung großer Lagerstätten momentan Es kommt In-Circuit-Flooding zum Einsatz.

Systeme mit kreisinternem Einfluss werden in Reihen-, Flächen-, Fokal-, selektive und zentrale Systeme unterteilt.

Überschwemmung im Kreislauf wird auch bei der Erschließung lithologischer Lagerstätten verwendet, deren Grenzen durch den Ersatz von Sandsteinen durch Tone bestimmt werden. In diesen Fällen wird Wasser entlang der Achse der Lagerstätte gepumpt. Eine solche Überschwemmung wird als Intra-Circuit entlang der Achse bezeichnet. Erfolgt die Injektion im Zentrum eines lithologisch begrenzten Reservoirs durch eine Bohrung, spricht man von einer fokalen Überschwemmung. Die Praxis hat gezeigt, dass eine solche Überflutung von lithologischen Objekten, die aus einer großen Anzahl linsenförmiger Ablagerungen bestehen, wirksam ist.

Im Laufe der Zeit, während der fokalen Überschwemmung, beginnen benachbarte Produktionsbrunnen zu bewässern, und nach vollständiger Bewässerung werden sie auf die Wasserinjektion umgestellt. Allmählich geht die fokale Überschwemmung in eine zentrale Überschwemmung über.

Eine zentrale Überschwemmung wird als Wasserflutung bezeichnet und erfolgt über drei bis vier Brunnen in der Mitte des Stausees.

Eine zentrale Wasserflutung durch mehrere Brunnen gleichzeitig zu Beginn der Bebauung wird in der Praxis in der Regel nie durchgeführt.

In der Praxis der Erschließung großer Lagerstätten werden gleichzeitig periphere, blockinterne und fokale Überschwemmungen eingesetzt.

Bei der Erschließung großer plattformartiger Ölvorkommen in Westsibirien Es kommen Reihenentwicklungssysteme zum Einsatz. Eine Vielzahl davon sind Blocksysteme. In diesen Systemen befinden sich Reihen von Produktions- und Injektionsbohrungen in Feldern, normalerweise in einer Richtung quer zu ihrem Streichen. In der Praxis werden dreireihige und fünfreihige Brunnenanordnungen verwendet, die jeweils einen Wechsel von drei Reihen Produktionsbrunnen und einer Reihe Injektionsbrunnen, fünf Reihen Produktionsbrunnen und einer Reihe Injektionsbrunnen darstellen. Bei mehr In den Reihen (sieben bis neun) sind die mittleren Brunnenreihen aufgrund ihrer Interferenz mit den Brunnen der äußeren Reihen nicht der Wirkung der Injektion ausgesetzt.

Die Anzahl der Reihen in Reihensystemen ist ungerade, da eine zentrale Reihe von Brunnen gebohrt werden muss, zu der der Öl-Wasser-Abschnitt gezogen werden soll, wenn er sich während der Erschließung des Reservoirs bewegt. Daher wird die zentrale Brunnenreihe in diesen Systemen oft als Kontraktionsreihe bezeichnet.

Der Abstand zwischen Brunnenreihen variiert normalerweise zwischen 400 und 600 m (seltener bis zu 800 m), zwischen Brunnen in Reihen zwischen 300 und 600 m.

Bei einem dreireihigen System wird das Reservoir durch Reihen von Injektionsbrunnen in mehrere Querstreifen geschnitten, deren Breite dem Vierfachen des Abstands zwischen den Brunnenreihen entspricht. Bei einem fünfreihigen System beträgt die Breite der Streifen das Sechsfache des Abstands zwischen den Reihen. Diese Erschließungssysteme ermöglichen eine sehr schnelle Bohrung von Lagerstätten. Bei diesen Systemen werden zu Beginn der Reservoirentwicklung die lithologischen Besonderheiten der Formation nicht berücksichtigt.

Anlagen mit flächenhafter Brunnenanordnung. Betrachten wir die in der Praxis am häufigsten verwendeten Ölfeldentwicklungssysteme mit Flächenbrunnen: Fünfpunkt, Siebenpunkt und Neunpunkt.

Fünf-Punkte-Umkehrsystem (Abb. 11). Das Systemelement ist ein Quadrat, in dessen Ecken sich Produktionsbrunnen und in der Mitte ein Injektionsbrunnen befinden. Bei diesem System beträgt das Verhältnis von Injektions- und Produktionsbohrungen 1/1.

Reis. 11. Brunnenstandort für ein Fünf-Punkt-Umkehrentwicklungssystem

Sieben-Punkte-Umkehrsystem (Abb. 12). Das Systemelement ist ein Sechseck mit Produktionsbrunnen in den Ecken und Injektionsbrunnen in der Mitte. Die Produktionsbohrungen befinden sich in den Ecken des Sechsecks und die Injektionsbohrungen in der Mitte. Das Verhältnis beträgt 1/2, d. h. für eine Injektionsbohrung gibt es zwei Produktionsbohrungen.

Reis. 12. Bohrlochstandort für ein Sieben-Punkt-Umkehrentwicklungssystem

1 – bedingte ölführende Kontur, 2 und 3 – Injektions- bzw. Produktionsbohrungen

Neun-Punkte-Umkehrsystem (Abb. 13). Das Verhältnis von Injektions- und Produktionsbrunnen beträgt 1/3.

Reis. 13. Bohrlochstandort für ein invertiertes Neun-Punkt-Entwicklungssystem

1 – bedingte ölführende Kontur, 2 und 3 – Injektions- bzw. Produktionsbohrungen

Das intensivste der betrachteten Systeme mit flächenhafter Anordnung der Brunnen ist das Fünf-Punkte-System, das am wenigsten intensive das Neun-Punkte-System. Es wird davon ausgegangen, dass alle Flächensysteme „starr“ sind, da es nicht zulässig ist, andere Injektionsbohrungen zu verwenden, um Öl aus einem bestimmten Element zu verdrängen, ohne die geometrische Reihenfolge der Bohrlöcher und den Fluss der sich in der Formation bewegenden Substanzen zu verletzen , wenn die zu diesem Element gehörende Injektionsbohrung aus diesen oder anderen Gründen nicht betrieben werden kann.

Wenn beispielsweise in Blockerschließungssystemen (insbesondere in dreireihigen und fünfreihigen) eine Injektionsbohrung nicht betrieben werden kann, kann sie durch eine benachbarte in der Reihe ersetzt werden. Wenn die Injektionsbohrung eines der Elemente des Systems mit flächenhafter Anordnung von Bohrlöchern ausfällt oder das in die Formation gepumpte Mittel nicht aufnimmt, ist es erforderlich, entweder an einer Stelle des Elements eine weitere solche Bohrung (Quelle) zu bohren, oder um den Prozess der Ölverdrängung aus der Formation durch eine intensivere Injektion des Arbeitsmittels in Injektionsbrunnen benachbarter Elemente durchzuführen. In diesem Fall ist die Ordnung der Flüsse in den Elementen stark gestört.

Gleichzeitig ergibt sich bei der Verwendung eines Systems mit flächenhafter Anordnung von Bohrlöchern im Vergleich zu einer Reihenbohrung ein wichtiger Vorteil, der in der Möglichkeit einer verteilteren Einwirkung auf die Formation besteht. Dies ist besonders wichtig bei der Entwicklung sehr heterogener Formationen. Beim Einsatz von Reihensystemen zur Entwicklung sehr heterogener Formationen wird die Injektion von Wasser oder anderen Wirkstoffen in die Formation auf einzelne Reihen konzentriert. Bei Systemen mit Flächenbrunnen sind die Injektionsbrunnen stärker über die Fläche verteilt, wodurch einzelne Bereiche der Formation einer stärkeren Belastung ausgesetzt werden können. Gleichzeitig haben Inline-Systeme, wie bereits erwähnt, aufgrund ihrer größeren Flexibilität im Vergleich zu Systemen mit Flächenbrunnen einen Vorteil bei der Erhöhung der vertikalen Abdeckung der Formation. Daher sind Reihensysteme vorzuziehen, wenn Formationen entwickelt werden, die entlang des vertikalen Abschnitts sehr heterogen sind.

Im späten Entwicklungsstadium stellt sich heraus, dass die Formation größtenteils von einer ölverdrängenden Substanz (z. B. Wasser) besetzt ist. Allerdings hinterlässt Wasser, das von Injektionsbohrungen zu Produktionsbohrungen gelangt, in der Formation einige Zonen mit hoher Ölsättigung, die nahe an der anfänglichen Ölsättigung der Formation liegen, d. h. sogenannte Ölsäulen. In Abb. Abbildung 14 zeigt Ölsäulen als Element eines Fünf-Punkte-Entwicklungssystems. Um aus ihnen Öl zu gewinnen, ist es grundsätzlich möglich, Brunnen aus den Reservebrunnen zu bohren, was zu einem Neun-Punkte-System führt.

Zusätzlich zu den genannten sind folgende Erschließungssysteme bekannt: ein System mit batterieförmiger (Ring-)Anordnung von Brunnen (Abb. 15), das in seltenen Fällen in Lagerstätten mit kreisförmiger Grundrissform eingesetzt werden kann; System zur Barrierenflutung, das bei der Erschließung von Öl- und Gasvorkommen eingesetzt wird; gemischte Systeme – eine Kombination der beschriebenen Entwicklungssysteme, manchmal mit einer speziellen Anordnung von Bohrlöchern, werden bei der Erschließung großer Ölfelder und Felder mit komplexen geologischen und physikalischen Eigenschaften verwendet.

Reis. 14. Element eines Fünf-Punkte-Systems, umwandelbar in ein Element eines Neun-Punkte-Bohrlochortungssystems

1 – „ein Viertel“ der Hauptförderbrunnen des Fünf-Punkte-Elements (Winkelbrunnen), 2 – Ölsäulen (stagnierende Zonen), 3 – zusätzlich gebohrte Produktionsbohrungen (Seitenbohrungen), 4 - überfluteter Bereich des Elements, 5 - Injektionsbrunnen

Reis. 15. Diagramm der Batterieanordnung

1 – Injektionsbrunnen, 2 – bedingte Kontur des Ölgehalts, 3 Und 4 – Produktionsbrunnen entsprechend der ersten Batterie mit einem Radius R 1 und eine zweite Batterie mit einem Radius R 2

Darüber hinaus verwenden sie Wahlsystem Einflüsse zur Regulierung der Entwicklung von Ölfeldern mit teilweisen Änderungen des bisher bestehenden Systems.

Werden erschöpfte Lagerstätten durch Impaktverfahren erschlossen, spricht man von sekundären Lagerstätten. Wenn sie bereits zu Beginn der Lagerstättenerschließung eingesetzt werden, spricht man von primären Lagerstätten. Das Vakuumverfahren ist ein typisches Sekundärverfahren und wird nie gleich zu Beginn des Betriebs eingesetzt.

Die Methode der Aufrechterhaltung des Drucks durch Einblasen von Gas wird üblicherweise in Lagerstätten verwendet, die über einen Tankdeckel verfügen. Das Aufrechterhalten des Drucks durch Einblasen von Gas hat das Ziel, die Energieressourcen der Formation während des Betriebs aufrechtzuerhalten. Zu diesem Zweck wird von Beginn des Betriebs an Gas durch Injektionsbrunnen entlang der Längsachse des Bauwerks in das Dach des Bauwerks gepumpt. Darüber hinaus wird die Gasinjektion manchmal zur flächenhaften Verdrängung von Öl durch Gas eingesetzt (Marietta-Methode).

Die thermische Einwirkung auf die Formation erfolgt durch Injektion heißes Wasserüber Injektionsbrunnen in das Reservoir gelangen. Die Injektion von heißem Wasser wird verwendet, wenn Formationen geflutet werden, die stark paraffinisches Öl enthalten und eine Temperatur von etwa 100 °C haben. Die Injektion von kaltem Wasser in eine solche Formation führt zu einer Abkühlung der Formation, was zur Ausfällung von Paraffin führt, das die Poren der Formation verstopft Formation.

Wenn die Einwirkung auf die Formation mittels Wasserinjektion nach der Entwicklung der Lagerstätte im gelösten Gasregime erfolgt, können zwei Hauptstadien unterschieden werden: a) die Periode der wasserlosen Produktion, in der das injizierte Wasser verwendet wird um geleerte Hohlräume zu füllen, die mit Niederdruckgas gefüllt sind, und um verdrängtes Restöl zu ersetzen; b) eine Periode der fortschreitenden Bewässerung von Produktionsbrunnen.

Wenn das Wasser in die Förderbrunnen eindringt, ist der gesamte Porenraum in der Formation von der flüssigen Phase eingenommen, sodass der weitere Wasserflutungsprozess stabil verläuft: Die pro Tag produzierte Flüssigkeitsmenge entspricht dem täglichen eingespritzten Volumen Wasser.

Verallgemeinerung der durchgeführten Materialien Amerikanische Forscher, zeigte, dass der Ölgewinnungsfaktor im gelösten Gasregime durchschnittlich 20 % der geologischen Reserven beträgt. Durch den Einsatz von Flächenüberschwemmungen im letzten Entwicklungsstadium erhöht sich dieser auf 40 %. Gleichzeitig erhöht der Einsatz von Wasserflutung gleich zu Beginn der Entwicklung den Erholungsfaktor von 60 auf 85 %. Nach Berechnungen amerikanischer Experten wird im East Texas-Feld mit der endgültigen Ölförderung von etwa 80 % der geologischen Reserven gerechnet.

Sie können vier weitere Parameter angeben, die ein bestimmtes Entwicklungssystem charakterisieren.

1. Wellgitterdichteparameter S c , gleich der FlächeÖlgehalt pro Bohrloch, unabhängig davon, ob es sich um ein Produktions- oder Injektionsbohrloch handelt.
Wenn die ölführende Fläche des Feldes S ist und die Anzahl der Bohrlöcher im Feld n beträgt, dann ist S c = S/n. Dimension - m 2 /Brunnen. In einigen Fällen wird der Parameter Sd verwendet, der der ölführenden Fläche pro Produktionsbohrung entspricht.

2. Parameter A.B. Krylov N cr, gleich dem Verhältnis der förderbaren Ölreserven N zu Gesamtzahl Brunnen im Feld N cr = N/n. Parameterdimension =t/well.

3. Parameter gleich dem Verhältnis der Anzahl der Injektionsbrunnen n n zur Anzahl der Produktionsbrunnen n d = n n / n d. Der Parameter ist dimensionslos. Der Parameter beträgt für ein dreireihiges System etwa 1/3 und für ein fünfreihiges System etwa 1/5.

4. Parameter p, gleich dem Verhältnis der Anzahl der zusätzlich zum Hauptbrunnenbestand im Feld gebohrten Reservebrunnen zur Gesamtzahl der Brunnen. Reservebohrungen werden gebohrt, um Teile der Formation zu erschließen, die aufgrund bisher unbekannter Merkmale, die während der Betriebsbohrungen zutage traten, nicht von der Erschließung abgedeckt sind geologische Struktur diese Schicht, sowie physisch
Eigenschaften von Öl und Gesteinen, die es enthalten (lithologische Heterogenität, tektonische Störungen, nicht-Newtonsche Eigenschaften von Öl usw.).

Wenn die Anzahl der Hauptbrunnen im Feld n und die Anzahl der Reservebrunnen n p beträgt, dann ist p = n p /n. Der Parameter p ist dimensionslos.

Im Allgemeinen kann der Bohrlochmusterdichteparameter S c für Entwicklungssysteme innerhalb sehr weiter Grenzen variieren, ohne die Formation zu beeinflussen. Bei der Erschließung von Lagerstätten hochviskoser Öle (mit einer Viskosität von mehreren tausend 10 -3 Pa*s) können es also 1 - 2 * 10 4 m 2 /Brunnen sein. Ölfelder mit Lagerstätten mit geringer Permeabilität (Hundertstel Mikron 2) werden bei S c = 10 - 20*10 4 m 2 /Brunnen erschlossen. Sicherlich,
Die Entwicklung sowohl von Ölfeldern mit hoher Viskosität als auch von Feldern mit Lagerstätten mit geringer Permeabilität bei den angegebenen Werten von S c kann bei erheblichen Schichtdicken, d. h. bei hohen Werten des A.I.-Krylov-Parameters oder bei geringen Tiefen, wirtschaftlich machbar sein der entwickelten Schichten, d.h. . zu geringen Kosten für Brunnen. Für die Erschließung konventioneller Lagerstätten S c = 25 - 64*10 4 m 2 /Brunnen.

Bei der Entwicklung von Feldern mit hochproduktiven Kluftreservoirs kann S c 70 – 100*10 4 m 2 /Brunnen oder mehr betragen. Auch der Parameter Ncr variiert in einem recht großen Bereich. In manchen Fällen kann es mehrere Zehntausend Tonnen Öl pro Bohrloch sein, in anderen kann es bis zu einer Million Tonnen Öl pro Bohrloch erreichen.

Für Ölfeld-Entwicklungssysteme ohne Auswirkungen auf das Reservoir ist der Parameter natürlich gleich Null, und der Parameter p kann grundsätzlich 0,1 - 0,2 betragen, obwohl Reservebohrungen hauptsächlich für Systeme mit Auswirkungen auf Ölformationen vorgesehen sind.