Technologische Prinzipien und Systeme zur Erschließung von Ölfeldern. Art und Systeme der Erschließung von Feldern (Lagerstätten). Grundlegende Konzepte und Eigenschaften von Entwicklungssystemen
1. Das Konzept des Ölfeldentwicklungssystems. Rationales Entwicklungssystem. Phasen der Ölfeldentwicklung………3
2. Entwicklung von Ölfeldern unter Nutzung natürlicher Regime………………………………………………………………………………7
3. Erschließung von Ölfeldern mit Wasserflutung. Wasserflutungssysteme, geologische Bedingungen für ihre Nutzung. Indikatoren für die Entwicklung von Ölfeldern mittels Wasserflutung……………………….. 8
4. Entwicklungsobjekt. Faktoren, die die Wahl des Entwicklungsobjekts beeinflussen. Einflussfaktoren auf die Zuordnung einer Lagerstätte zu einem Entwicklungsobjekt oder die Zusammenfassung mehrerer Lagerstätten zu einem Entwicklungsobjekt. Entwicklungssysteme für mehrschichtige Felder……………………………..22
5. Entwicklung mehrschichtiger Objekte unter Verwendung von Geräten zur gleichzeitigen getrennten Produktion und Injektion……………………………26
6. Entwurf der Ölfeldentwicklung. Erste geologische und geophysikalische Daten, die bei der Planung und Analyse der Entwicklung verwendet werden, Methoden zu ihrer Bestimmung. Arten von Projektdokumenten und deren Inhalte……………………………………………………………….29
7. Erschließung von Ölfeldern unter starren Wasserdruckbedingungen. Hydrodynamische Berechnungen der Fluidextraktion unter Verwendung der Elektroanalogie-Methode (Borisov-Methode) für eine kreisförmige Lagerstätte………………………………………………………36
8. Erschließung von Ölfeldern unter starren Wasserdruckbedingungen. Hydrodynamische Berechnungen von Flüssigkeitsentnahmen mit der Elektroanalogie-Methode (Borisov-Methode) für ein streifenförmiges Reservoir und Konturflutung..39
9. Entwicklung von Ölfeldern in einem starren Wasserdruckregime Hydrodynamische Berechnungen der Flüssigkeitsförderung unter Verwendung der Elektroanalogie-Methode (Borisov-Methode) für eine streifenförmige Lagerstätte und Überschwemmung innerhalb des Kreislaufs………………………………… …………………………………………… ………….42
10. Kontrolle über die Entwicklung von Ölvorkommen. Regulierung des Entwicklungsprozesses von Ölvorkommen……………………………………………………44
11. Referenzen……………………………………………………………..47
Das Konzept des Ölfeldentwicklungssystems. Rationales Entwicklungssystem. Phasen der Ölfeldentwicklung.
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 – eine oder mehrere produktive Formationen eines Feldes, die entsprechend den geologischen und technischen Bedingungen und wirtschaftlichen Erwägungen für Bohrungen und Ausbeutung identifiziert werden einheitliches System Brunnen
Bei der Auswahl von Objekten sollten Sie Folgendes berücksichtigen:
- geologische und physikalische Eigenschaften von Reservoirgesteinen;
- physikalische und chemische Eigenschaften von Öl, Wasser und Gas;
- Phasenzustand von Kohlenwasserstoffen und Bildungsregime;
- Technologie und Technologie gut funktionieren.
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.
Rationale Entwicklung - Hierbei handelt es sich um ein umfassendes System, das ein bestimmtes Maß an Gas- und Kondensatproduktion mit höchster Effizienz gewährleistet und dabei den Schutz des Untergrunds und der Umwelt respektiert.
Besonderheiten der Gasfeldentwicklung liegt darin, dass Gas im Fließverfahren erzeugt wird. Das komplexe und umfangreiche Gasversorgungssystem von der Lagerstätte bis zum Verbraucher ist vollständig geschlossen und bildet ein Ganzes. In der Anfangsphase der Entwicklung ist der Druck am Bohrlochkopf recht hoch und das Gas gelangt unter seinem eigenen Druck in die Hauptgasleitung.
Entwicklungsprojekt ist das Hauptprojektdokument, nach dem die Entwicklung des Feldes durchgeführt wird.
Ausgangsdaten für die Erstellung eines Entwicklungsprojekts:
Geologische Eigenschaften der Lagerstätte (Lithologie, Stratigraphie, Tektonik)
Merkmale produktiver Horizonte (Formationsparameter, Mächtigkeit, Länge, Reserven);
GVK-Position;
Physiko - chemische Charakterisierung Gas, Kondensat und produziertes Wasser.
In der Explorationsphase ist es unmöglich, vollständige Informationen zu erhalten. In diesem Zusammenhang und auch unter Berücksichtigung der hohen Kosten für die Erkundung von Gasfeldern beginnt die Entwicklung, bevor alle Informationen vorliegen und ein Entwicklungsprojekt erstellt wurde. PPE - Pilotindustriebetrieb - In diesem Zeitraum werden Bau- und Versuchsarbeiten durchgeführt, Bohrlöcher gebohrt, die Produktionsraten erhöht, Reserven geklärt, der Erschließungsmodus der Lagerstätte, die Produktivität von Bohrlöchern und das Zusammenspiel von Teilen der Lagerstätte bestimmt , und es werden Daten für die Ausarbeitung eines industriellen Entwicklungsprojekts gewonnen.
Erschließung von Ölfeldern unter Nutzung natürlicher Regime.
Das natürliche Regime einer Lagerstätte besteht aus einer Reihe natürlicher Kräfte (Energiearten), die die Bewegung von Öl oder Gas in der Lagerstätte zum Boden von Produktionsbohrungen sicherstellen. Die Lehre vom natürlichen Regime von Öllagerstätten wurde auf dieser Grundlage hauptsächlich von russischen Wissenschaftlern erstellt theoretische Forschung auf dem Gebiet der unterirdischen Fluiddynamik und Reservoirgeologie. In Ölvorkommen gehören zu den Hauptkräften, die das Öl in Formationen bewegen, der Druck des Konturwassers unter dem Einfluss seiner Masse; Konturwasserdruck infolge elastischer Ausdehnung von Gestein und Wasser; Gasdruck im Tankdeckel; die Elastizität des aus dem Öl freigesetzten gelösten Gases; Schwerkraft des Öls. Bei der vorherrschenden Manifestation einer dieser Energiequellen werden die Regime von Ölvorkommen entsprechend unterschieden: Wasserdruck, elastischer Wasserdruck, Gasdruck (Tankdeckelmodus), gelöstes Gas, Gravitation.
Wasserdruckmodus
Im Wasserdruckmodus ist die Hauptenergieart der Druck des Randwassers, das in die Lagerstätte eindringt und relativ schnell die entnommene Ölmenge und das damit verbundene Wasser im Volumen der Lagerstätte vollständig kompensiert.
Elastischer Wasserdruckmodus
Das elastische Wasserdruckregime ist ein Regime, in dem Öl unter dem Einfluss des Randwasserdrucks aus der Formation gedrückt wird. Im Gegensatz zum Wasserdruckregime ist die Hauptenergiequelle in diesem Fall jedoch die Elastizität des Reservoirs Steine und die Flüssigkeit, die sie durchtränkt. In diesem Modus wird der Flüssigkeitsentzug nicht vollständig durch das in den Behälter eindringende Wasser ausgeglichen.
Gasdruckmodus
Der Gasdruckbereich ist der Bereich des Ölanteils des Gases Ölvorkommen, bei dem Öl unter dem Einfluss des im Tankdeckel enthaltenen Gasdrucks aus der Formation gedrückt wird. Infolge einer Verringerung des Lagerstättendrucks im Ölteil der Lagerstätte dehnt sich der Tankdeckel aus und es kommt zu einer entsprechenden Abwärtsbewegung des gaskondensierenden Öls.
Modus für gelöstes Gas
Der Zustand des gelösten Gases ist ein Zustand einer Öllagerstätte, in dem der Lagerstättendruck während der Entwicklung unter den Sättigungsdruck fällt, wodurch Gas aus der Lösung freigesetzt wird und sich ausdehnende Gasblasen ausschließen, die das Öl zu den Bohrlöchern verdrängen.
Schwerkraftmodus
Der Schwerkraftmodus ist ein Modus, bei dem sich Öl unter dem Einfluss der Schwerkraft des Öls selbst im Reservoir zu den Bohrlöchern bewegt. Diese Energieart kann wirken, wenn die Lagerstätte keine anderen Energiearten besitzt. Das Regime kann natürlich sein, aber häufiger tritt es nach dem Ende des Regimes gelöster Gase auf, d. h. nach der Ölentgasung und Reduzierung des Reservoirdrucks.
Konturüberflutung.
Bei dieser Art der Überschwemmung wird Wasser in den grundwasserführenden Teil der produktiven Formation injiziert (Abb. 16). Um Injektionsbohrungen näher an die Förderzone zu bringen, sollten sie möglichst nahe an der Außenkontur des ölführenden Bereichs liegen. Der Mechanismus der Ölverdrängung aus der Lagerstätte durch Wasser ist ungefähr der gleiche wie im natürlichen Wasserdruckregime. Die Methode ist für die Entwicklung von Öl- und Gasölanlagen anwendbar. Es ist sehr effektiv bei einer geringen Lagerstättenbreite (bis zu 5–6 km), einer niedrigen relativen Viskosität des Lagerstättenöls (bis zu 2–3), einer hohen Lagerstättenpermeabilität (0,4–0,5 µm2 oder mehr) und einer relativ homogenen Struktur des Lagerstättenöls produktive Formation, gute Anbindung der Lagerstätte an das Randgebiet. Konturflutungen wurden in größerem Umfang an Lagerstätten vom Typ Reservoir getestet, aber unter den angegebenen Bedingungen wurden auch bei Lagerstätten vom massiven Typ, einschließlich Karbonatlagerstätten, positive Ergebnisse erzielt.
Der Einsatz der betrachteten Art der Wasserflutung unter den genannten sehr günstigen geologischen Bedingungen ermöglicht eine hohe Ölgewinnung (bis zu 60 % und manchmal mehr), wenn sich Produktionsbohrungen hauptsächlich innerhalb der inneren ölführenden Kontur befinden. In diesem Fall kann Öl aus der Öl-Wasser-Zone durch injiziertes Wasser auf den Boden von Produktionsbohrungen verdrängt werden. Auf diese Weise kann die Anzahl der Bohrlöcher für die Erschließung der Anlage und das damit verbundene Wasservolumen (zusammen mit dem Öl) reduziert werden, ohne dass die Ölverluste in der Lagerstätte wesentlich ansteigen.
Zur Erschließung des Ölteils einer Öl- und Gaslagerstätte kann das Konturfluten sowohl in Kombination mit der Nutzung freier Gasenergie als auch bei Sicherstellung der Immobilität des Gasölkondensats durch kontrollierte Gasentnahme aus dem Tankdeckel eingesetzt werden.
Bei dieser Art der Wasserflutung gibt es in der Regel vier bis fünf Produktionsbrunnen pro Injektionsbrunnen. Generell wird die Konturflutung derzeit nur in begrenztem Umfang eingesetzt, da Lagerstätten mit den angegebenen Eigenschaften selten sind.
Randüberschwemmung.
Bei dieser Art der Wasserflutung befinden sich Injektionsbrunnen in einiger Entfernung von der äußeren ölführenden Kontur innerhalb der Öl-Wasser-Zone der Lagerstätte (Abb. 17). Es wird hauptsächlich bei Stauseen mit den gleichen Eigenschaften wie Randflutungen, jedoch mit einer erheblichen Breite der Öl-Wasser-Zone sowie bei schlechter hydrodynamischer Verbindung des Stausees mit der Randzone eingesetzt.
Eine beträchtliche Breite von Öl-Wasser-Zonen ist häufig charakteristisch für plattformartige Lagerstätten. Eine schlechte Verbindung der Lagerstätte mit dem wasserführenden Teil der Formation kann auf eine Verschlechterung der Durchlässigkeit der Formation in der Nähe der Wasserkontaktschicht oder auf das Vorhandensein einer wasserdichten Abschirmung darunter oder auf ihrer Höhe zurückzuführen sein. Das Vorhandensein einer solchen Abschirmung ist besonders typisch für Lagerstätten in Karbonatlagerstätten, wo sekundäre geochemische Prozesse zur Verstopfung von Hohlräumen mit Mineralsalzen, festem Bitumen usw. führen können.
Basierend auf den Grundsätzen der Bohrlochstandorte, dem Verhältnis der Anzahl der Produktions- und Injektionsbohrungen, dem Ansatz zur Erschließung von Gas- und Ölvorkommen und den Werten der erreichten Ölförderung kommt die periphere Wasserflutung der peripheren Wasserflutung nahe.
Überschwemmung im Kreislauf.
In-Circuit-Überschwemmungen gibt es in verschiedenen Varianten. Bei Schneiden der Lagerstätte mit Reihen von Injektionsbrunnen Wasser wird durch Injektionsbrunnen, die sich innerhalb des Reservoirs selbst in Reihen befinden, die als Schneidreihen oder Schneidlinien bezeichnet werden, in die Formationen injiziert. Typischerweise werden nach dem Bohren alle Bohrlöcher in einer Schneidreihe kurzzeitig mit möglichst hohen Förderraten nach Öl gefördert. Dadurch ist es möglich, die Bodenlochzone der Formation zu reinigen und den Formationsdruck in der Reihe zu reduzieren, d. h. es werden Voraussetzungen für die erfolgreiche Entwicklung von Brunnen zur Wasserinjektion geschaffen. Anschließend werden die Bohrlöcher nacheinander zur Injektion erschlossen und die intensive Ölförderung aus den Zwischenbohrlöchern der Reihe fortgesetzt. Dies erleichtert die Bewegung des in die Formation eingespritzten Wassers entlang der Schneidreihe. Nach der Bewässerung der Zwischenbrunnen werden diese ebenfalls auf die Wasserinjektion umgestellt. Bei dieser Technologie zur Entwicklung von Schneidreihenbrunnen wird in der Formation entlang dieser ein Wasserstreifen erzeugt. Bei dieser Art der Wasserflutung sind Produktionsbrunnen in Reihen parallel zu den Schneidreihen angeordnet. Die Entnahme von Öl aus Produktionsbohrungen und die fortgesetzte Injektion von Wasser in die Bohrlöcher der Schneidreihe führen zu einer Ausdehnung des entlang der Reihe entstandenen Wasserstreifens und einer Verschiebung seiner Grenzen in Richtung der Förderreihen. Auf diese Weise wird Öl durch Wasser verdrängt und im Reservoir zu Produktionsbohrungen transportiert.
Die betrachtete Art der Wasserflutung wird auf Lagerstätten vom Typ Reservoir mit den für Grenzflutungen angegebenen Parametern von Formationen und Ölen, jedoch mit einer großen Öllagerfläche, sowie auf Lagerstätten angewendet verschiedene Größen mit einem nahezu flächendeckenden Vorkommen der Reservoirschicht, jedoch mit geringer Permeabilität, erhöhter Ölviskosität oder Verschlechterung der Filtrationsbedingungen am OWC.
Derzeit sind Wasserüberschwemmungen weltweit die häufigste Art von Auswirkungen auf die Formationen erschlossener Felder. In Russland werden über 90 % des gesamten Öls aus überfluteten Feldern gefördert. Auch in den USA stammt ein erheblicher Teil der Ölproduktion aus solchen Feldern.
Die am häufigsten verwendeten Arten der Flutung sind: Intra-Circuit mit Reihen- oder Blockreihen- und Flächenbrunnenanordnungen und -konturen. Auch lokale und punktuelle Überschwemmungen kommen zum Einsatz.
Technologisch wird die Wasserflutung wie folgt durchgeführt. Mithilfe von Hochdruckpumpen, die in der Pumpstation installiert sind, wird von Verunreinigungen gereinigtes Wasser in Injektionsbrunnen gepumpt, die sich auf dem ölführenden Bereich (Innenflutung) oder außerhalb (Außenflutung) befinden. Wasser wird gleichzeitig in mehrere Brunnen (Busch) gepumpt. Daher werden Pumpstationen, die der Wasserflutung von Ölreservoirs dienen, als Clusterpumpstationen bezeichnet. An die Qualität des in den Stausee eingespeisten Wassers werden folgende Anforderungen gestellt. Im Durchschnitt wird davon ausgegangen, dass die Menge der darin enthaltenen Schwebstoffe 5 mg/l bei gering durchlässigen und 20 mg/l bei hoch durchlässigen Formationen nicht überschreiten sollte.
Der Druck an der Mündung von Injektionsbrunnen wird während der Reservoirflutung normalerweise auf einem Niveau von 5–10 MPa und in einigen Fällen – 15–20 MPa gehalten. Da die Durchlässigkeiten in den Bohrlochsohlenzonen einzelner Bohrlöcher bei gleichem Druck am Bohrlochkopf nicht gleich sind, ist die Durchflussrate des in verschiedene Bohrlöcher gepumpten Wassers unterschiedlich. Die Theorie der Ölflutung zeigt, dass die Durchflussrate des in ein Injektionsbohrloch gepumpten Wassers gemäß dem Darcy-Gesetz proportional zum Druckabfall sein muss. Tatsächlich hängt es jedoch experimentellen Daten zufolge nichtlinear vom Druckabfall ab, und bei kleinen Werten ist die Abhängigkeit nahezu linear (Abb. 38), bei einem bestimmten Druckabfall jedoch von der Durchflussrate 
beginnt stark anzusteigen.
Abb. 38. Abhängigkeit des in ein Injektionsbrunnen gepumpten Wasserdurchflusses vom Druckabfall
Dies geschieht, weil der Druck abfällt 
In der Bodenlochzone des Bohrlochs öffnen sich Risse und die effektive Permeabilität der Formation in dieser Zone steigt stark an.
Bei der Erschließung von Ölfeldern mittels Wasserflutung wird zunächst praktisch reines Öl, d. h. ein wasserfreies Produkt, aus Produktionsbohrungen gewonnen, und dann, wenn die in die Lagerstätte gepumpte Wassermenge zunimmt, beginnen sie, zusammen mit dem Öl auch Wasser zu fördern. Ist die Gesamtdurchflussrate des Wassers, das pro Zeiteinheit in die erschlossene Formation oder das gesamte Feld gepumpt wird, die pro Zeiteinheit aus der Formation oder dem Feld entnommene Wassermenge (Wasserdurchfluss) und die Öldurchflussrate, dann haben wir die folgenden Ausdrücke.
1. Die kumulierte Wassermenge, die zum folgenden Zeitpunkt in das Reservoir gepumpt wurde:
. (5.1)
2. Die kumulierte Ölmenge, die im gleichen Zeitraum aus der Lagerstätte gefördert wurde:
. (5.2)
3. Kumulierte Wassermenge, die aus dem Reservoir gefördert wird:
. (5.3)
T 
Die aktuelle Ölförderung während der Erschließung überschwemmter Felder wird üblicherweise als Abhängigkeit von oder von ( – Porenvolumen der Formation; – geologischen Ölreserven) ausgedrückt. Eine typische Abhängigkeit, die bei der Erschließung von Formationen mit niedrigviskosem Öl (Viskosität 1×10 -3 – 5×10 -3 MPa s) durch Wasserflutung erhalten wird, ist in Abb. dargestellt. 39.
Abb.39. Abhängigkeit der aktuellen Ölförderung von . Ölrückgewinnung: – wasserfrei; – endgültig
Die förderbaren Ölreserven in einer Lagerstätte oder in einem gesamten N-Feld werden durch die folgende Formel bestimmt:
Die Abhängigkeit der aktuellen Ölförderung vom Verhältnis bei Wasserflutung ab Beginn der Felderschließung hat die in Abb. dargestellte Form. 40.
Der aktuelle Wasseranteil von Produkten, die aus einem Reservoir oder Feld produziert werden, beträgt
; . (5.5)
In Abb. Abbildung 40 zeigt die typische Abhängigkeit des aktuellen Wasserschnitts von Ölfeldern mit niedriger Viskosität. VerschiebungsverhältnisÖl-Wasser bei der Erschließung von Ölfeldern mittels Wasserflutung ist das Verhältnis des aus der Lagerstätte geförderten Öls zu seinen ursprünglich in dem von der Wasserflutung betroffenen Teil der Lagerstätte befindlichen Ölreserven.
Abb.40. Abhängigkeit der aktuellen Ölrückgewinnung und des Produktwasseranteils von:
1–aktuelle Ölförderung;
2-Strom-Wasserschnitt
Jeweils Formationsbedeckungskoeffizient ist das Verhältnis der ursprünglich in dem von der Überschwemmung betroffenen Teil des Reservoirs befindlichen Ölreserven zu den geologischen Ölreserven im Reservoir.
Um die Konzepte der Koeffizienten der Ölverdrängung durch Wasser und der Bedeckung der Formation durch den Einfluss zu verstehen, betrachten wir das Flutungsschema einer geschichteten geradlinigen Formation (Abb. 41). Das Reservoir besteht aus vier Schichten (1, 2, 3 und 4), wobei nur die drei unteren von Überschwemmungen bedeckt sind, und die erste Schicht aufgrund der Tatsache, dass sie aufgrund der lithologischen Einklemmung im Bereich zwischen dem Injektionsstollen unterbrochen ist (x=O) und der Förderstollen (x= ), ist nicht erschlossen - in die Lagerstätte gepumptes Wasser gelangt nicht in diese und es wird kein Öl daraus gefördert. Gesamte geologische Ölreserven im Reservoir:
Die überschwemmten Reserven entsprechen der folgenden Menge an Reserven:
. (5.7)
A-Priorat
. (5.8)
Abb.41. Schichtsystem zur Überflutung von Stauseen
In manchen Fällen entspricht der Ölrückgewinnungsfaktor nicht nur dem Produkt von zwei, sondern auch drei und mehr Koeffizienten Wenn nach Abb. 41 Dringt zu einem bestimmten Zeitpunkt das in die Formation gepumpte Wasser in einiger Entfernung in Formation 2, in einiger Entfernung in Formation 3 und in einiger Entfernung in Formation 4 ein, dann können die anfänglichen Ölreserven im überfluteten Teil der Formation 2 betragen bezeichnet, und die entsprechenden Reserven in den Formationen 3 und 4 – und. Die gesamten Anfangsreserven im überfluteten Bereich der Formation werden durch die Formel bestimmt
Dann können wir für den aktuellen Ölrückgewinnungsfaktor schreiben
, (5.I0)
wo ist der Ölverdrängungskoeffizient durch Wasser aus dem überfluteten Bereich der Formation; – Überflutungskoeffizient.
IN 
Bedingungen einer unveränderten System- und Lagerstättenentwicklungstechnologie für den Fall, dass der Ölrückgewinnungskoeffizient gleich dem Produkt aus dem Verdrängungskoeffizienten und dem Sweep-Koeffizienten ist, ist ihre Abhängigkeit davon in Abb. dargestellt. 42,
Abb.42. Abhängigkeit von
woraus ersichtlich ist, dass es mit zunehmendem Volumen zunimmt, aber konstant bleibt, da sich das Volumen der betroffenen Reserven unter den angegebenen Bedingungen im Laufe der Zeit nicht ändert.
Werden sie als Produkt dreier Koeffizienten nach Formel (5.10) ermittelt, so haben ihre Abhängigkeiten von der System- und Lagerstättenerschließungstechnologie bei unveränderter System- und Lagerstättenentwicklung die in Abb. dargestellte Form. 43.
Der Koeffizient der Ölverdrängung durch Wasser aus dem überfluteten Bereich (Kurve 1) in jeder der Zwischenschichten, bevor das Wasser durch diese den Produktionsstollen erreicht, ist nahezu konstant. Auch in den übrigen Zwischenschichten bleibt dieser Koeffizient während der Trockenölförderung unverändert und steigt lediglich in der Wasserperiode durch zusätzliches „Auswaschen“ des Öls leicht an. Daher bleibt dieser Koeffizient während der Anfangsphase der Ölverdrängung durch Wasser aus der gesamten Lagerstätte konstant und steigt erst am Ende der Entwicklung an. Wasserüberflutungskoeffizient (Kurve 2 in Abb. 43) in s
in Übereinstimmung mit seiner Definition wird sein
Abb.43. Abhängigkeit
kontinuierlich ansteigen, da das Volumen des überschwemmten Gebiets kontinuierlich zunimmt, wenn Wasser in den Stausee gepumpt wird. Der Deckungsbeiwert (Kurve 3) bleibt bei gleicher System- und Feldentwicklungstechnik konstant. Koeffizienten werden im allgemeinen Fall, d. h. nicht nur bei der Erschließung eines Feldes mittels Wasserflutung, durch die physikalischen und geologischen Eigenschaften und die Struktur der Formation in kleinen Bereichen, d. h. durch die Mikrostruktur der Formation, sowie durch den Mechanismus der Gewinnung bestimmt Öl daraus. Der Verschiebungskoeffizient wird häufig auf der Grundlage von Daten aus Laborexperimenten zur Ölverdrängung aus natürlichen Kerngesteinsproben sowie aus Feldstudien bestimmt. Theoretische und experimentelle Daten zeigen das Verschiebungsverhältnis im Prozess der Felderschließung mittels Wasserflutung, d.h. beim Verdrängen von Öl aus Formationen durch eine Flüssigkeit (Wasser), die sich nicht mit Öl vermischt, hängt von folgenden Hauptfaktoren ab:
1) mineralogische Zusammensetzung und lithologische Mikrostruktur von Gesteinen – Ölvorkommen und als Folge dieser Faktoren – Tongehalt von Gesteinen, Porengrößenverteilung, Niveau der absoluten Durchlässigkeit, relative Permeabilitäten, Gesteinsmikrofrakturparameter, d. h. die Größe von Blöcken und Rissen, das Verhältnis ihrer Durchlässigkeit usw.;
2) das Verhältnis der Viskosität des Öls zur Viskosität des wasserverdrängenden Öls;
3) Strukturmechanische (nicht-Newtonsche) Eigenschaften von Öl und ihre Abhängigkeit davon Temperaturregime Lagen;
4) Benetzbarkeit von Gesteinen mit Wasser und die Art der Manifestation von Kapillarkräften in Reservoirgesteinen mit unterschiedlichen Mikrostrukturen;
5) die Geschwindigkeit der Ölverdrängung durch Wasser.
Abdeckungsrate Die Auswirkungen der Formationen während einer Überschwemmung hängen hauptsächlich von den folgenden Faktoren ab:
1. Physikalische Eigenschaften und geologische Heterogenität des erschlossenen Ölreservoirs als Ganzes (Makroheterogenität des Reservoirs). Hier meinen wir das Vorhandensein einer Gaskappe, von Wasser unterlagerte ölgesättigte Zonen, d. h. schwimmende Zonen, Diskontinuität der Formation vertikal (Vorhandensein undurchlässiger Zwischenschichten) und horizontal (lithologisches Abschnüren von Zwischenschichten).
2. Parameter des Feldentwicklungssystems, d. h. die Lage der Bohrlöcher im Reservoir, die Abstände zwischen Produktionsbohrlöchern sowie zwischen Produktions- und Injektionsbohrlöchern, das Verhältnis der Anzahl der Injektionsbohrlöcher zur Anzahl der Produktionsbohrlöcher.
3. Druck am Boden von Injektions- und Produktionsbohrungen, Einsatz von Methoden zur Beeinflussung der Bohrlochsohlenzone und Perfektionierung der Formationsdurchdringung.
4. Anwendungen von Methoden und technische Mittel Betrieb von Brunnen (mechanisierte Produktionsmethoden, die die notwendige Flüssigkeitsauswahl aus Brunnen gewährleisten, Methoden des gleichzeitigen und getrennten Betriebs).
5. Anwendung von Methoden zur Steuerung des Feldentwicklungsprozesses durch teilweise Änderung des Erschließungssystems (lokale und selektive Wasserflutung) oder ohne Änderung des Erschließungssystems (Änderung der Betriebsart von Brunnen, Schaffung optimaler Bedingungen für die Einstellung des Brunnenbetriebs, zyklische Wasserflutung usw .).
Generell lässt sich festhalten, dass der Verdrängungskoeffizient von den physikalischen Eigenschaften der Formation, ihrer Mikroheterogenität und den Charakteristika des Prozesses der Ölverdrängung abhängt poröses Material, und der Abdeckungskoeffizient von Formationen unter dem Einfluss von Wasserflutung wird wie bei anderen Erschließungsmethoden durch den Grad der Makroheterogenität des Feldes, das Erschließungssystem und die Betriebsbedingungen der Bohrlöcher bestimmt.
Betrachten wir zunächst den Prozess der Kolbenverdrängung von Öl durch Wasser aus einer geraden Schicht (Zwischenschicht) mit Dicke und Länge, Porosität und Durchlässigkeit (Abb. 44).
Abb.44. Modell einer geradlinigen Schicht während der Kolbenverdrängung von Öl durch Wasser
Der Druck des Wassers, das von links in die Schicht eintritt, sei gleich und der Druck des Wassers, das sie verlässt, sei gleich. Wir gehen davon aus, dass während des gesamten Prozesses der Ölverdrängung durch Wasser aus der Schicht der Druckabfall konstant ist. Gemäß dem Modell der Kolbenverdrängung von Öl durch Wasser bleibt die Restölsättigung im überfluteten Bereich der Schicht konstant und beträgt . Laut Abb. 44 nimmt die Verdrängungsfront die Position ein. Die Breite der Schicht, gemessen in Richtung senkrecht zur Zeichenebene (Abb. 44), entspricht der Breite der gesamten Schicht. Bei einem konstanten Druckabfall am Eingang der Zwischenschicht und am Ausgang aus dieser ändert sich die Durchflussrate des eingespritzten Wassers im Laufe der Zeit.
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 Brunnenplatzierungssysteme: 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.
In einem langsamen Tempo hat es sehr wichtig Verfahren zum Bohren der Lagerstätte. Sie teilen: das sich verdickende und kriechende Netzwerk der Lagerstätte.
Mit einem verdichtenden Netzwerk- V verschiedene Teile Bei Ablagerungen 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.
Für die In-Circuit-Flutung wird häufig ein gleichmäßig variables 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.
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 Niederdruck
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 technischer Lösungen, 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, gegenseitige Übereinkunft Injektions-, Förder-, Sonderbrunnen (Überwachung usw.), die 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 eine optimale Nutzung gewährleistet natürliche EigenschaftenÖlreservoir, seine Betriebsweise, 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
Unter dem System der Erschließung von Ölfeldern und -vorkommen versteht man eine Form der schichtweisen Organisation des Öltransports 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 stellen eine separate Schicht dar, 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 auf der Grundlage geologischer, technologischer und wirtschaftlicher Analysen während der Entwicklungsplanungsphase identifiziert. 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 Ölfeld-Entwicklungssysteme 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 eine große Anzahl von 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 aus dem unteren, 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 Brunnen relativ zueinander in Betrieb genommen werden und Strukturelemente Einlagen.
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 Bohrlöcher 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; 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 Wasserflutung 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- bzw. 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 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; die Wirtschaftlichkeit von Entwicklungsoptionen wird berechnet; 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.
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.
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 Grundstücks 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 gestattet.
Am Tank sind folgende Geräte installiert, die den Anforderungen der Normen entsprechen und für einen zuverlässigen Betrieb des Tanks ausgelegt sind:
· 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 Frühdiagnose 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 Niederdruck-Zylindertanks 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 Öl mit hohem Sättigungsdampfdruck. 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 Vakuum 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 Tropfenförmige Tanks
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. Die technologischen Verfahren zur Ölaufbereitung für alle Sammelsysteme sind ähnlich: Trennung bzw. Phasentrennung, Produktdemulgierung, 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 mit den notwendigen Pausen für Wartung und Reparaturen betriebsbereit zu bleiben. Ein Indikator für die Haltbarkeit ist die Lebensdauer.
Liste der verwendeten Literatur
1. Kontrolle über die Erschließung von Öl- und Gasfeldern / ein Handbuch zum Selbststudium für Studierende weiterführender Ausbildungsgänge im Fachgebiet „Geophysik“ / Kasan: Staatliche Universität Kasan / V.E. Kosarev / 2009.
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Entwicklung von Öl- und Gasfeldern / Lehrbuch / Pokrepin B.V.
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Ein Referenzhandbuch für die Gestaltung der Entwicklung und des Betriebs von Öl- und Gasfeldern. / M.: Nedra / Gimatudinov Sh.K., Borisov Yu.P., Rlzenberg M.D. / 1983.
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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.
Unter der Erschließung von Ölfeldern versteht man die Kontrolle der Ölbewegung in Lagerstätten zu Ölförderbohrungen durch ordnungsgemäße Platzierung und sequentielle Inbetriebnahme des gesamten spezifizierten Bestands an Ölförder- und Wasser-Gas-Injektionsbohrungen, um den vorgesehenen Betrieb aufrechtzuerhalten Betriebsarten mit gleichmäßigem und sparsamem Verbrauch der Speicherenergie.
Von allen möglichen Entwicklungssystemen muss das rationalste gewählt werden, bei dem das Feld mit einer minimalen Anzahl von Bohrlöchern abgeteuft wird, um die geplanten Ölentnahmeraten und eine hohe endgültige Ölgewinnung bei minimalen Kapitalinvestitionen und Betriebskosten sicherzustellen . Ein rationales Feldentwicklungssystem sorgt für die Entscheidung und Umsetzung der folgenden Aktivitäten.
1. Identifizierung von Produktionsanlagen in einem mehrschichtigen Bereich und Festlegung der Reihenfolge ihrer Inbetriebnahme. Ein Betriebsobjekt ist eine produktive Formation oder eine Gruppe von Formationen, die von einem unabhängigen Bohrlochnetz entwickelt werden und gleichzeitig die Kontrolle und Regulierung ihres Betriebsprozesses gewährleisten. Produktionsanlagen in einem mehrschichtigen Bereich werden in Grund- (Haupt-) und Rückgabeanlagen unterteilt. Als Basis werden besser untersuchte, hochproduktive und relativ große Ölreservenformationen ausgewählt. Als weniger produktive Formationen mit kleineren Reserven können Rückgabeobjekte angesehen werden, deren Erschließung durch Rückführung von Bohrlöchern aus dem Basisobjekt erfolgen soll.
2. Festlegung des Brunnenrasters, seiner Platzierung in der Produktionsanlage und des Verfahrens zur Inbetriebnahme von Brunnen. Die Platzierung von Bohrlöchern an Standorten kann in Lagerstätten mit festen ölführenden Konturen bei Vorhandensein von Grundwasser oder bei Abwesenheit von Formationswasser einheitlich sein. In Feldern mit gemischten ölführenden Konturen werden Bohrlöcher an den Standorten in Reihen parallel zu den ölführenden Konturen platziert (Abb. 10.2.1).Die Abstände zwischen Brunnen und Brunnenreihen werden unter Berücksichtigung der geologischen Struktur der Produktionsanlage ausgewählt, um alle Bereiche produktiver Formationen sowie aus wirtschaftlichen Gründen abzudecken. Es muss angestrebt werden, Objekte mit einem spärlichen Raster zu bohren, damit es zu keiner Beeinträchtigung zwischen Ölförderbrunnen kommt. Dadurch wird eine hohe Produktivität jedes Bohrlochs gewährleistet. Aufgrund der lithologischen Heterogenität der produktiven Formationen können jedoch nicht geförderte Ölsäulen zurückbleiben. Aufgrund der großen Tiefe produktiver Schichten, stark zerklüfteter bergiger Sumpfgebiete oder bei Meeresbedingungen ist manchmal die Verwendung eines spärlichen Netzes erforderlich.
Abbildung – 10.2.1. – Bohrlochstandortdiagramm für bewegte ölführende Konturen:
1 – Ölquellen; 2 – Injektionsbrunnen; 3 – Überwachungsbrunnen; 4 – innere ölführende Kontur; 5 – Außenkontur des Ölgehalts.
Die Inbetriebnahme von Ölförderbohrungen kann gleichzeitig mit Verdickungs- oder Kriechsystemen erfolgen. Herkömmlicherweise kann eine gleichzeitige Inbetriebnahme von Brunnen innerhalb von ein bis drei Jahren nach der Objektentwicklung in Betracht gezogen werden, was keinen wesentlichen Einfluss auf die Gesamtentwicklungszeit haben wird. Das Verdickungsgitter von Bohrlöchern wird beim Bohren und Erschließen verwendet große Einlagen mit einer komplexen geologischen Struktur produktiver Formationen. Dabei werden zunächst Bohrlöcher gleichmäßig entlang eines spärlichen Rasters verlegt, dann werden anhand von Bohrdaten und hydrodynamischen Untersuchungen der Bohrlöcher die geologischen Strukturen und Reservoireigenschaften der Formationen geklärt und die Bohrung nachfolgender Bohrlöcher geplant. In diesem Fall ist es möglich, das Muster der Vertiefungen in Richtung einer Erhöhung oder Verringerung ihrer Anzahl zu ändern. Ein Kriechbohrsystem wird unter Druckbedingungen oder in Feldern mit komplexem Gelände eingesetzt. Im Druckmodus befindet sich die erste Brunnenreihe entlang der Versorgungskontur, im Wasserdruckmodus befinden sich die nächsten Reihen stromaufwärts. (Siehe Abb. 10.2.1.) oder abfallend im Gasdruckmodus.
3. Bei der Festlegung des Betriebsmodus von Ölförder- und Wassereinspritzbrunnen geht es darum, die Geschwindigkeit der Ölentnahme und Wassereinspritzung in die Lagerstätte zu planen, um den Lagerstättendruck für einen bestimmten Zeitraum aufrechtzuerhalten. Die Fördermengen und die Injektivität von Bohrlöchern können sehr unterschiedlich sein und hängen von der geologischen Struktur der produktiven Formationen und den akzeptierten Betriebsweisen der Lagerstätten ab. Die Betriebsmodi der Bohrlöcher ändern sich im Laufe der Zeit je nach dem Stand der Lagerstättenentwicklung (Lage der ölführenden Kontur, Wassereinbruch in den Bohrlöchern, Gasdurchbruch zu ihnen, technischer Zustand der Produktionsverrohrung, Ausrüstung zum Heben von Flüssigkeit aus der Formation an die Oberfläche). , Injektion von Arbeitsmitteln in die Formation (Wasser, Gas) zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks usw.).
4. Die Regulierung des Gleichgewichts der Lagerstättenenergie in Ölvorkommen erfolgt durch Beeinflussung der Lagerstätte als Ganzes. Derzeit besteht die Hauptmethode zur Intensivierung der Ölförderung darin, den Lagerstättendruck durch künstliche Überflutung von Formationen aufrechtzuerhalten. Auf einigen Feldern wird Gas auch in den Tankdeckel eingespritzt.
Die Überschwemmung von Schichten kann sein: peripher, konturnah, kreislaufintern.
Konturüberflutung Wird bei der Erschließung relativ kleiner Lagerstätten verwendet. Injektionsbrunnen liegen jenseits der ölführenden Kontur in einer Entfernung von 200 – 100 m oder mehr (siehe Abb. 10.2.1).
Randüberschwemmung Wird in Feldern mit geringer Durchlässigkeit produktiver Formationen im Wasserteil der Lagerstätte verwendet. Der Abstand zwischen Injektionsbrunnen und der ölführenden Kontur ist sehr gering oder sie liegen direkt an der ölführenden Kontur.
Überschwemmung im Kreislauf in einem großen Feld eingesetzt, indem es durch Reihen von Injektionsbohrungen in separate Produktionsanlagen unterteilt wird, die anschließend als unabhängige Lagerstätten ausgebeutet werden. Injektionsbrunnen werden unter Berücksichtigung der geologischen Struktur der Felder hauptsächlich in Gebieten mit hoher Durchlässigkeit platziert. In diesem Fall sind die Energiequellen für die Randabschnitte des Feldes der Randwasserdruck und der Wasserdruck auf der künstlichen Flutungslinie durch Reihen von Wasserinjektionsbrunnen, die sich in der Nähe der ölführenden Kontur befinden oder auch leicht von dieser entfernt sind B. durch Reihen von Wasserinjektionsbrunnen, die in den Ölteil des Reservoirs gebohrt wurden. Diese In-Circuit-Wasserinjektionsbrunnen sind auch Energiequellen für andere einzelne Ölabschnitte der Lagerstätten.
Inline-Wasserflutung kann die Ölgewinnungsrate erheblich steigern und die Erschließungszeit großer Felder verkürzen. Dies liegt daran, dass nur zwei oder drei Reihen von Ölförderbohrungen gleichzeitig betrieben werden können. Durch den gleichzeitigen Betrieb einer größeren Anzahl von Bohrlochreihen wird die Energie des Formationswasserdrucks oder Tankdeckeldrucks durch die ersten zwei bis drei Reihen von Ölförderbohrlöchern und andere Reihen von Ölförderbohrlöchern, die sich darin befinden, abgeschirmt Die ölführende Kontur funktioniert aufgrund der Energie der elastischen Kompression des produktiven Formationsgesteins und der Ausdehnung der darin gelösten Flüssigkeiten und Gase, wodurch die Lagerstätte gesättigt wird, d. h. im gelösten Gasmodus. Um die Ausbeutung innerer Abschnitte der Lagerstätte unter gelösten Gasbedingungen zu verhindern, ist es notwendig, die zentralen Abschnitte der Lagerstätte über viele Jahrzehnte hinweg zu erhalten.
Abbildung – 10.2.2. – In-Circuit-Flutsysteme:
1 – Injektionsbrunnen; 2 – Ölquellen; 3 – Ölführende Kontur.
Derzeit werden verschiedene Arten der In-Circuit-Flutung eingesetzt, die sich durch die Lage der Wasserinjektionsbrunnen, die Reihenfolge ihrer Inbetriebnahme, die Geschwindigkeit und Reihenfolge der Wasserinjektion in das Reservoir und die Ölförderung aus Ölförderbrunnen unterscheiden.
Einlagen „kürzen“.Öl in Reihen von Wasserinjektionsbrunnen auf einem unabhängigen Entwicklungsgebiet (Abb. 10.2.2, a) Und Überschwemmungen blockieren Zerschneiden von Lagerstätten durch quer verlaufende Reihen von Wasserinjektionsbrunnen in separate Bereiche (Blöcke), in denen sich eine ungerade Anzahl von Ölförderbrunnen befindet (Abb. 10.2.2, b).
Wenn Lagerstätten in Bereiche und Blöcke „zerschnitten“ werden, überschreitet ihre Breite 4–5 km nicht, und bei verringerter Formationspermeabilität und Ölviskosität unter Lagerstättenbedingungen ist sie sogar noch geringer.
Die Linien der Injektionsbrunnen werden im Voraus unter Berücksichtigung der geologischen Struktur der Lagerstätten geplant oder die Brunnen werden entlang der Linien der größten Überschwemmung (Wasserdurchbruch) in hochdurchlässigen Bereichen der Formation platziert. Dies zeigt sich meist im Verlauf der Lagerstättenentwicklung. In Gebieten mit hoher Durchlässigkeit kommt es zu einer schnellen Bewässerung der Brunnen in der ersten Reihe, dann in der zweiten und dritten Reihe. Die gleiche Art der Bewässerung ist auf der gegenüberliegenden Seite der Lagerstätte zu beobachten. Anschließend werden die wasserüberfluteten Ölförderbrunnen in die Kategorie der Wasserinjektionsbrunnen überführt. Bei Bedarf werden auf derselben Linie neue Injektionsbrunnen gebohrt. So scheint das Wasser seinen eigenen Weg zu finden und einen Einsatzbereich vom anderen zu trennen. Bei der Blockflutung von Lagerstätten werden Injektionsleitungen in der Regel quer zum Streichen der Gebiete verlegt, wobei die geologische Struktur der produktiven Formationen berücksichtigt wird.
Selektive Überflutung von Formationen (Abb. 10.2.2.c). Mit diesem System wird eine rationale Gesamtzahl von Brunnen begründet, die auf einem einheitlichen Raster angeordnet sind. Anschließend werden nach einer detaillierten Korrelation der Reservoirabschnitte und hydrodynamischen Studien aus den gebohrten Bohrlöchern Bohrlöcher ausgewählt, um Wasser in die Formation zu injizieren. In diesem Fall werden folgende Bedingungen beachtet: Wasserinjektionsbrunnen müssen über eine gute Injektionsfähigkeit und eine gute Kommunikation mit den umliegenden Brunnen verfügen, gleichzeitig müssen sie jedoch über das Gebiet verteilt sein, um die Möglichkeit einer Beeinträchtigung anderer Wasserinjektionsbrunnen auszuschließen.
Bei der Erschließung von Feldern mit kreislaufinterner Überflutung werden sie zusätzlich eingesetzt fokale Überschwemmung für den Fall, dass der Einfluss dieser Wasserüberschwemmung in bestimmten Bereichen der Lagerstätte nicht beobachtet wird und es zu einem Abfall des Lagerstättendrucks und einer Verringerung der Ölförderung kommt. Wasserinjektionsbrunnen während der fokalen Flutung werden aus Ölförderbrunnen aufgrund der gleichen Eigenschaften wie bei der selektiven Flutung ausgewählt. Eine der Hauptbedingungen für fokale Überschwemmungen ist die Platzierung von Wasserinjektionsbrunnen in der Mitte des Gebiets, wodurch eine gleichmäßige Wirkung des eingespritzten Wassers auf die umliegenden Ölförderbrunnen gewährleistet wird.
Um die Ölförderung zu intensivieren und die Ölförderung aus Lagerstätten zu steigern, wird zusätzlich Gas oder Luft in die Lagerstätte injiziert. Günstige Faktoren für die Gas-(Luft-)Injektion sind große Formationswinkel und eine niedrige Ölviskosität. Allerdings wird die Gasinjektion zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks derzeit seltener eingesetzt, da hierfür eine Gasquelle und Hochdruckkompressoren mit hoher Kapazität erforderlich sind.
Es gibt vier Phasen der Entwicklung von Ölreservoirs (Abb. 10.2.3.):ICH Stufe - Steigerung der Ölproduktion, II Stufe - Stabilisierung der Ölförderung, III Stadium - rückläufige Ölförderung, IV Stadium - späte Ausbeutung der Lagerstätte.
Bei ICH In dieser Phase wird die Steigerung der Ölförderung hauptsächlich durch die Einführung neuer Ölförderbohrungen unter Bedingungen hoher Lagerstättendrücke sichergestellt. Normalerweise während ICH In der Entwicklungsphase wird wasserfreies Öl gefördert und ein leichter Abfall des Lagerstättendrucks beobachtet. Im Falle eines schnellen Abfalls des Lagerstättendrucks und dessen Annäherung an den Sättigungsdruck beginnen sie, den Lagerstättendruck aufrechtzuerhalten, indem sie Wasser oder Gas in die Lagerstätte injizieren. Nach dem Bohren des Hauptbrunnenstocks wird der II Stufe - Stabilisierung der Ölförderung. Ziel der Entwickler ist es, diesen Entwicklungszeitraum so lange wie möglich zu verlängern. Dies wird durch Folgendes erreicht: Rasterverfeinerung durch Eingabe Rücklagen Brunnen; Erhöhung der Injektion von Wasser oder Gas in die Formation, um den Lagerstättendruck aufrechtzuerhalten, was auch durch die Verdickung von Injektionsbrunnen in Zonen mit geringer Permeabilität erreicht wird; Durchführung von Arbeiten zur Beeinflussung der Bohrlochsohlenzonen von Öl- und Injektionsbohrungen, um die Produktivität von Öl- und Injektionsbohrungen zu steigern, Formationswasserzuflüsse zu isolieren, instabile Gesteine der Bohrlochsohlenzone von Formationen zu stärken usw.
III Die Phase der rückläufigen Ölproduktion ist durch einen Anstieg des Wasserverbrauchs in Bohrlöchern und einen starken Abfall des Lagerstättendrucks gekennzeichnet. Es wird ein Anstieg des Gasfaktors beobachtet. Ziel ist es, den Rückgang der Ölförderung zu verlangsamen, was auf die gleiche Weise wie in erreicht wird II Stadien der Reservoirentwicklung. Die Brunnenbewässerungsrate während der Reservoirentwicklung hängt vom Verhältnis der Öl- und Wasserviskositäten ab:
Untersuchungen haben ergeben, dass (unter Bedingungen einer gleichmäßigen Durchlässigkeit von Formationsgesteinen) wenn µ O<3, происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременного прорыва воды к нефтяным скважинам. Если µÜber > 3- Es kommt zu einer fortgeschrittenen Wasserbewegung und einer schnellen Bewässerung von Brunnen. Daher wird daran gearbeitet, den Wert von µ zu reduzieren UM durch Eindickung des in die Formation eingespritzten Wassers, beispielsweise durch Zugabe von Polyacrylamid (PAA).
Abbildung – 10.2.3. – Dynamik wichtiger Feldentwicklungsindikatoren:
1 – jährliche Ölproduktionsmenge Q N; 2 – jährliche Wassereinspritzmenge Q Z; 3 – jährliche Wasserproduktionsmenge Q IN; 4 – Behälterdruck P PL; 5 – Gasfaktor G 0 ; I, II, III, IV – Entwicklungsstadien.
Während Ich, II Und III Entwicklungsstadien entwerfen die Auswahl der wichtigsten Ölreserven, die 80 - 90 % der industriellen Reserven ausmachen.
IV Die Stufe zeichnet sich durch relativ geringe Ölentnahmemengen und große Wasserentnahmemengen aus. Dieser Zeitraum kann sehr lange dauern – bis die Erschließung des Feldes rentabel wird. Zur Erhöhung des Ölrückgewinnungsfaktors um IV Im zweiten Schritt werden sekundäre Ölfördermethoden eingesetzt, um das verbleibende Filmöl aus der Lagerstätte zu extrahieren.
Am Ende III und während IV In Entwicklungsstadien ist ein Zwangsbetrieb von Brunnen mit der Entnahme großer Wassermengen möglich. Daher ist es notwendig, die Möglichkeit bereitzustellen hohe Kosten zur Sammlung, Aufbereitung und Injektion von Handelsprodukten Abwasser in die Schicht Die Kontrolle und Regulierung der Lagerstättenausbeutung beruht auf einer gleichmäßigen Kontraktion der Wasser-Öl- und Gas-Öl-Kontakte und einem rationellen Verbrauch der Lagerstättenenergie. Gleichzeitig ist es sehr wichtig, dass in der Zone, in der Öl durch Wasser oder Gas ersetzt wird, ein hoher Ölrückgewinnungsfaktor gewährleistet ist. Eine gleichmäßige Kontraktion der ölführenden Konturen wird vor allem durch die richtige Platzierung der Ölförder- und Injektionsbohrungen in der gesamten Lagerstätte entsprechend der Durchlässigkeit verschiedener Abschnitte der Produktionsformationen und die Regulierung der Betriebsmodi jeder Bohrung einzeln erreicht.
Während der Erschließung von Lagerstätten erfolgt eine ständige Überwachung der Durchflussrate der Ölförderbohrungen, des Wasseranteils im Öl, des Gasfaktors, der Sandproduktion, Änderungen des Bohrlochbodens und des Lagerstättendrucks. Die Injektivität von Wassereinspritzbrunnen, der Förderdruck von Pumpen an Clusterpumpwerken werden täglich überwacht und die Menge mechanischer Verunreinigungen im Wasser systematisch ermittelt. Hydrothermodynamische Untersuchungen von Brunnen werden systematisch durchgeführt.
Basierend auf den Ergebnissen aller Studien werden Karten des Wasseranteils in Brunnen, Isobaren, Durchlässigkeiten, spezifischer Produktivität usw. erstellt.
Im Falle eines vorzeitigen Wasserdurchbruchs in Ölquellen ist entweder die Förderung aus dieser Quelle begrenzt oder die Wassereinspritzung in Injektionsbrunnen ist begrenzt. Wenn der Gasdurchbruch in Ölquellen unter Gasdruck zunimmt, wird empfohlen, diese zu schließen. Ein Anstieg des Gasfaktors in Ölquellen unter Wasserdruckbedingungen weist auf einen Abfall des Lagerstättendrucks im Bereich dieser Bohrlöcher hin. Daher ist es notwendig, entweder die Ölförderung aus diesen Bohrlöchern zu reduzieren oder die Wassereinspritzung in das Reservoir in diesem Bereich zu erhöhen.
Basierend auf der Bestimmung des reduzierten Lagerstättendrucks für Bohrlöcher werden vierteljährlich Isobarenkarten erstellt – Karten gleicher Lagerstättendrücke. Ein Vergleich von Wasserschnittkarten und Isobarenkarten ermöglicht eine Beurteilung des Fortschritts ölführender Konturen.
Um die Vollständigkeit der Produktion produktiver Formationen zwischen den Öl- und Injektionsreihen von Bohrlöchern zu bestimmen, werden Bewertungsbohrungen mit kontinuierlicher Kernprobenahme aus der produktiven Formation gebohrt, die zur Bestimmung der Waschbarkeit von Gesteinen mit Wasser, d. h. des Restölgehalts, verwendet wird Laborbedingungen. Dann werden diese Bohrlöcher als Kontrollbrunnen verwendet, die mit speziellen Geräten, sogenannten Piezographen, ausgestattet sind, oder der Bohrlochdruck in ihnen wird regelmäßig gemessen.
Um Zonen mit schwacher oder verbesserter Durchlässigkeit einzelner Formationsabschnitte zu identifizieren, werden hydrodynamische Untersuchungen von Bohrlöchern zur Interaktion durchgeführt. Bei schlechter Durchlässigkeit werden in diesen Bereichen neue Öl- oder Injektionsbohrungen gebohrt, was eine größere Vollständigkeit der Ölförderung gewährleistet.
Die Vortriebsgeschwindigkeit ölführender Konturen kann durch Änderungen der Lichtabsorptionskoeffizienten des Öls überwacht werden k cn und gemäß den Druckwiederherstellungskurven am Boden des Bohrlochs. Für eine Einheit k cn ist der Lichtabsorptionskoeffizient einer solchen Substanz, wenn Licht durch 1 cm einer Schicht dringt, die Intensität Lichtstrom nimmt um das e-(2,718)-fache ab. Habe das festgestellt k SP reagiert empfindlich auf Änderungen der Konzentration farbiger Substanzen in Ölharzen, Asphaltenen. Da der Gehalt an Harzen und Asphaltenen im Öl in Zonen höher ist, die näher an der ölführenden Kontur liegen, nimmt er mit der Zeit zu k cn von Ölen, die aus In-Circuit-Bohrlöchern gefördert werden, ist es möglich, die Geschwindigkeit der Ölbewegung in jedem Abschnitt der Formation zu bestimmen.
Basierend auf den Ergebnissen aller oben genannten Studien werden tatsächliche Diagramme der Hauptindikatoren der Reservoirentwicklung erstellt (siehe Abb. 10.2.3), mit denen Sie die Förderung von Öl und Wasser aus der Lagerstätte, die Injektion von Wasser oder Gas in die Lagerstätte sowie Änderungen des Lagerstättendrucks und des Gasfaktors überwachen können. Wenn die tatsächlichen Indikatoren hinter den Projektindikatoren zurückbleiben, werden bestimmte Maßnahmen ergriffen, um die Entwicklung und Erreichung der Projektindikatoren zu regulieren.
Lagerstättenentwicklungssysteme werden nach der Platzierung der Bohrlöcher und der Art der zum Fördern des Öls verwendeten Energie klassifiziert.
Gute Platzierung. Unter Brunnenplatzierung versteht man das Platzierungsraster und die Abstände zwischen Brunnen (Gitterdichte), das Tempo und die Reihenfolge der Inbetriebnahme der Brunnen. Erschließungssysteme werden wie folgt unterteilt: mit Brunnen, die auf einem einheitlichen Raster angeordnet sind, und mit Brunnen, die auf einem ungleichmäßigen Raster (hauptsächlich in Reihen) angeordnet sind.
Man unterscheidet Entwicklungssysteme mit Brunnenplatzierung auf einem einheitlichen Raster: entsprechend der Form des Gitters; nach Maschendichte; nach der Rate der Inbetriebnahme von Brunnen; entsprechend der Reihenfolge, in der die Bohrlöcher im Verhältnis zueinander und zu den Strukturelementen der Lagerstätte in Betrieb genommen werden. Die Maschen haben eine quadratische und dreieckige (sechseckige) Form. Bei einem Dreiecksraster werden bei gleichen Brunnenabständen 15,5 % mehr Brunnen auf der Fläche platziert als bei einem Quadratraster.
Unter Maschendichte Unter Bohrlöcher versteht man das Verhältnis der ölführenden Fläche zur Anzahl der fördernden Bohrlöcher. Allerdings ist dieses Konzept sehr komplex. Forscher geben dem Konzept der Bohrlochmusterdichte oft unterschiedliche Bedeutungen: Sie beziehen sich nur auf die Fläche des erbohrten Teils der Lagerstätte; die Anzahl der Bohrlöcher wird durch unterschiedliche Werte der gesamten Ölförderung aus ihnen begrenzt; ob Injektionsbrunnen in die Berechnung einbezogen werden oder nicht; Im Verlauf der Felderschließung ändert sich die Anzahl der Bohrlöcher erheblich, die ölführende Fläche unter Druckbedingungen nimmt ab, dies wird auf unterschiedliche Weise berücksichtigt usw. Manchmal wird zwischen kleinen, mittleren und großen Bohrlochverdichtungsgraden unterschieden . Diese Konzepte sind sehr konventionell und für verschiedene Ölfeldregionen und Entwicklungsperioden der Ölindustrie unterschiedlich. Das Problem der optimalen Bohrlochmusterdichte, die eine möglichst effiziente Erschließung der Felder gewährleistet, war in allen Entwicklungsstadien der Ölindustrie am akutesten. Zuvor variierte die Dichte des Brunnengitters von 10 4 m 2 / Brunnen (der Abstand zwischen den Brunnen beträgt 100 m) bis (4-9)-10 4 m 2 / Brunnen, und von Ende der 40er bis Anfang der 50er Jahre wurde umgestellt zu Brunnengittern mit einer Dichte von (30-60)10 4 m 2 /Brunnen. Basierend auf der Interferenztheorie und einer vereinfachten Schematisierung des Prozesses der Ölverdrängung durch Wasser aus einer homogenen Formation wurde angenommen, dass bei der Erschließung von Ölfeldern unter Wasserdruck die Anzahl der Bohrlöcher keinen wesentlichen Einfluss auf die Ölförderung hat.
Entwicklungspraxis und weitere Forschung haben gezeigt, dass in realen heterogenen Formationen die Dichte des Bohrlochmusters einen erheblichen Einfluss auf die Ölförderung hat. Dieser Einfluss ist umso größer, je heterogener und diskontinuierlicher die produktiven Formationen sind, je schlechter die lithologischen und physikalischen Eigenschaften der Lagerstätten sind, je höher die Viskosität des Öls unter Lagerstättenbedingungen ist, mehr Öl ursprünglich in Wasser-Öl- und Subgas-Zonen enthalten. Durch die Verdichtung eines Bohrlochmusters in heterogenen linsenförmigen Formationen wird die Ölgewinnung (Entwicklungsabdeckung) erheblich erhöht, insbesondere bei erfolgreicher Platzierung von Bohrlöchern im Verhältnis zu verschiedenen Linsen und Sieben. Den größten Einfluss hat die Maschendichte im Bereich der Maschendichten von mehr als (25 - 30) 10 4 m 2 /qm. Im Bereich der Gitterdichten von weniger als (25-30) 10 4 m 2 /sq ist der Einfluss zwar erkennbar, aber nicht so signifikant wie bei selteneren Gittern. In jedem Einzelfall sollte die Wahl der Maschendichte unter Berücksichtigung spezifischer Bedingungen festgelegt werden.
Heutzutage werden zweistufige Bohrungen zunächst spärlicher Bohrlochmuster und deren anschließende selektive Verdichtung eingesetzt, um die Abdeckung heterogener Formationen durch Wasserflutung zu erhöhen, die endgültige Ölförderung zu steigern und die Ölproduktion zu stabilisieren. Im ersten Schritt wird das sogenannte Hauptlager der Förder- und Injektionsbohrungen in geringer Rasterdichte abgeteuft. Wird anhand der Bohr- und Testdaten der Hauptbrunnen ermittelt geologische Struktur heterogenes Objekt, wodurch Änderungen in der Dichte des Bohrlochmusters möglich sind, die in der zweiten Stufe gebohrt werden und als Reserveobjekte bezeichnet werden. Reservebrunnen werden bereitgestellt, um an der Entwicklung einzelner Linsen, Pinch-out-Zonen und Stagnationszonen beteiligt zu sein, die nicht an der Entwicklung von Brunnen des Hauptbestands innerhalb der Kontur ihres Standorts beteiligt sind. Die Anzahl der Reservebrunnen wird unter Berücksichtigung der Art und Heterogenität der Formationen (ihrer Diskontinuität), der Dichte des Bohrlochmusters, des Viskositätsverhältnisses von Öl und Wasser usw. gerechtfertigt. Die Anzahl der Reservebrunnen kann bis zu 30 betragen % Hauptbrunnenbestand. Ihre Platzierung sollte in mehr geplant werden frühe Termine Entwicklung. Beachten Sie, dass dies tatsächlich zu ersetzen ist<* ликвидированных скважин из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дублеров, которое может достигать 10 - 20 % фонда.
Anhand der Geschwindigkeit, mit der Brunnen in Betrieb genommen werden, können wir unterscheiden gleichzeitig(auch „fest“ genannt) und langsam Einzahlungsentwicklungssystem. Im ersten Fall ist das Tempo der Inbetriebnahme der Brunnen hoch – in den ersten ein bis drei Jahren der Entwicklung der Anlage werden alle Brunnen fast gleichzeitig in Betrieb genommen. Bei langen Inbetriebnahmezeiten spricht man von langsamen Systemen, die je nach Reihenfolge der Brunneninbetriebnahme in Verdickungs- und Kriechsysteme unterschieden werden. Bei Objekten mit komplexer geologischer Struktur empfiehlt sich der Einsatz eines Verdickungssystems. Es entspricht dem Prinzip des zweistufigen Bohrens. Das an der Struktur der Formation orientierte Kriechsystem ist in Systeme unterteilt: a) neigungsabwärts; b) den Aufstand auslösen; c) entlang des Streichens. In der Praxis der Erschließung großer heimischer Felder werden schleichende und verdichtende Erschließungssysteme umfassend kombiniert. Nur schwierige natürliche (Sümpfe, Sümpfe) und geologische Bedingungen bestimmten den Einsatz eines Kriechsystems im Samotlor-Feld.
Entwicklungssysteme mit der Anordnung von Bohrlöchern entlang eines einheitlichen Rasters gelten als geeignet für Betriebsmodi von Lagerstätten mit festen Konturen (Modus für gelöstes Gas,
Gravitationsmodus), d. h. mit gleichmäßiger Verteilung der Reservoirenergie über die Fläche.
Entwicklungssysteme mit guter Platzierung in Unebenheiten Das Netz wird in ähnlicher Weise unterschieden: durch Maschendichte; durch das Tempo der Brunneninbetriebnahme (Inbetriebnahme von Brunnenreihen - eine Reihe, zwei, drei sind in Betrieb); entsprechend der Reihenfolge der Brunneninbetriebnahme. Darüber hinaus sind sie unterteilt: nach der Form der Reihen – in offene Reihen und in geschlossene (kreisförmige) Reihen; entsprechend der relativen Position von Reihen und Brunnen – mit eingehaltenen Abständen zwischen Reihen und zwischen Brunnen in Reihen und mit Verdichtung des mittleren Teils der Fläche.
Solche Systeme wurden häufig in Lagerstättenbetriebsarten mit bewegten Konturen (Wasser-, Gasdruck-, Druck-Schwerkraft- und gemischte Betriebsarten) eingesetzt. In diesem Fall wurden die Bohrlöcher in Reihen parallel zur ursprünglichen ölführenden Kontur platziert. Bei modernem Design ist der anfängliche Abstand der Vertiefungen fast immer gleichmäßig.
Art der verwendeten Energie. Abhängig von der Art der für den Öltransport verwendeten Energie gibt es: Systeme zur Erschließung von Ölvorkommen unter natürlichen Bedingungen, bei denen nur natürliche Lagerstättenenergie genutzt wird (ohne Druckhaltung); Systeme, die den Reservoirdruck aufrechterhalten, wenn Methoden verwendet werden, um das Gleichgewicht der Reservoirenergie durch künstliches Auffüllen zu regulieren.
Nach den Methoden zur Regulierung des Energiehaushalts von Stauseen gibt es: Erschließungssysteme mit künstlicher Flutung von Stauseen; Entwicklungssysteme mit Gasinjektion in die Lagerstätte.
Erschließungsanlagen mit künstlicher Wasserflutung kann nach den folgenden Hauptoptionen durchgeführt werden: Kontur-, periphere, kreisinterne, Barriere-, Block-, Boden-, Fokus-, Flächenflutung.
Entwicklungssysteme mit Gasinjektion in die Lagerstätte kann in zwei Hauptvarianten verwendet werden: Gasinjektion in erhöhte Teile des Reservoirs (in den Tankdeckel), flächige Gasinjektion.
