Технологические принципы и системы разработки нефтяных месторождений. Режим и системы разработки месторождений (залежей). Основные понятия и характеристики систем разработки
1. Понятие о системе разработки нефтяных месторождений. Рациональная система разработки. Стадии разработки нефтяных месторождений………3
2. Разработка нефтяных месторождений на естественных природных режимах…………………………………………………………………………7
3. Разработка нефтяных месторождений с заводнением пластов. Системы заводнения, геологические условия их применения. Показатели разработки нефтяных месторождений с применением заводнения…………………….. 8
4. Объект разработки. Факторы, влияющие на выбор объекта разработки. Факторы, влияющие на выделение залежи в объект разработки или объединение нескольких залежей в один объект разработки. Системы разработки многопластовых месторождений………………………………..22
5. Разработка многопластовых объектов с применением оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки………………………………26
6. Проектирование разработки нефтяных месторождений. Исходные геологические и геофизические данные, используемые при проектировании и анализе разработки, методы их определения. Виды проектных документов и их содержание……………………………………………………………….29
7. Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для круговой залежи………………………………………36
8. Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной залежи и законтурного заводнения..39
9. Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной залежи и внутриконтурного заводнения……………………………………………………………………….42
10. Контроль за разработкой нефтяных залежей. Регулирование процесса разработки нефтяных залежей……………………………………………………44
11. Список литературы……………………………………………………………..47
Понятие о системе разработки нефтяных месторождений. Рациональная система разработки. Стадии разработки нефтяных месторождений.
Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.
Систему разработки нефтяных месторождений определяют:
- порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;
- сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;
- способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.
Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).
Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.
При выделении объектов следует учитывать:
- геолого-физические свойства пород-коллекторов;
- физико-химические свойства нефти, воды и газа;
- фазовое состояние углеводородов и режим пластов;
- технику и технологию эксплуатации скважин.
Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.
Рациональная разработка - это комплексная система, при которой обеспечивается заданный уровень добычи газа и конденсата с наибольшей эффективностью при соблюдении охраны недр и окружающей среды.
Специфика разработки газовых месторождений заключается в том, что газ добывается фонтанным способом. Сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребителя полностью герметична и представляет собой единое целое. В начальный период разработки устьевые давления скважин достаточно высоки и газ под собственным давлением поступает в магистральный газопровод.
Проект разработки является основным проектным документом, по которому осуществляется разработка месторождения.
Исходные данные для составления проекта разработки:
Геологическая характеристика месторождения (литология, стратиграфия, тектоника)
Характеристика продуктивных горизонтов (параметры пласта, мощность, протяженность, запасы);
Положение ГВК;
Физико - химическая характеристика газа, конденсата и пластовой воды.
На стадии разведки невозможно получить полную информацию. В связи с этим, а также, учитывая высокую стоимость разведки газовых месторождений разработку начинают до получения всей информации и составления проекта разработки. ОПЭ - опытно-промышленная эксплуатация - в этот период ведут строительные и опытные работы, бурят скважины, наращивают темпы добычи, уточняют запасы, определяют режим разработки залежи, продуктивность скважин, взаимодействие частей залежи, получают данные для составления проекта промышленной разработки.
Разработка нефтяных месторождений на естественных природных режимах.
Естественным (природным) режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. Учение о природных режимах нефтяных пластов создано главным образом российскими учеными на базе теоретических исследований в области подземной гидрогазодинамики и промысловой геологии. В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: напор контурной воды под действием ее массы; напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды; давление газа газовой шапки; упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; сила тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенного газа, гравитационный.
Водонапорный режим
При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды.
Упруговодонапорный режим
Упруговодонапорный режим - режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой.
Газонапорный режим
Газонапорный режим - это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК.
Режим растворенного газа
Режим растворенного газа - режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам.
Гравитационный режим
Гравитационный режим - это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления.
Законтурное заводнение.
При этой разновидности заводнения вода нагнетается в законтурную водоносную часть продуктивного пласта (рис. 16). С целью приближения нагнетательных скважин к зоне отбора их следует располагать как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он достаточно эффективен при небольшой ширине залежей (до 5- 6 км), малой относительной вязкости пластовой нефти (до 2-3), высокой проницаемости коллектора (0,4-0,5 мкм2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. Более широко законтурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных условиях получены положительные результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллекторах.
Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокой нефтеотдачи (до 60 % и иногда выше) при расположении добывающих скважин в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте могут быть сокращены количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.
Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение может быть применено как в сочетании с использованием энергии свободного газа, так и при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки.
При этом виде заводнения на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин. В целом законтурное заводнение в настоящее время применяется ограниченно, поскольку залежи с указанной характеристикой встречаются нечасто.
Приконтурное заводнение.
При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагают на некотором удалении от внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 17). Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при значительной ширине водонефтяной зоны, а также при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной.
Значительная ширина водонефтяных зон чаще свойственна залежам платформенного типа. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта может быть обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно характерно для залежей в карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральными солями, твердыми битумами и др.
По принципам расположения скважин, соотношению числа добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разработке газонефтяных залежей, значениям достигаемой нефтеотдачи приконтурное заводнение приближается к законтурному.
Внутриконтурное заводнение.
Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей. При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т. е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.
Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при невысокой его проницаемости, повышенной вязкости нефти или ухудшении условий фильтрации у ВНК.
В настоящее время заводнение - самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.
Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.
Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.
Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5 – 10 МПа, а в ряде случаев – 15 – 20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды – различный. Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при малых его значениях зависимость близка к линейной (рис. 38), но при некотором перепаде давления , расход н 
ачинает резко увеличиваться.
Рис.38.Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, от перепада давления
Это происходит по той причине, что при перепаде давления 
в призабойной зоне скважины раскрываются трещины, и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.
При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если - полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени, - количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а - дебит нефти, то имеем следующие выражения.
1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту времени :
. (5.1)
2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени:
. (5.2)
3. Накопленное количество добытой из пласта воды:
. (5.3)
Т 
екущую нефтеотдачу при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости от или от ( – поровый объем пласта; – геологические запасы нефти). Типичная зависимость , получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью 1×10 -3 – 5×10 -3 МПа·с), с приме-нением заводнения показана на рис. 39.
Рис.39. Зависимость текущей нефтеотдачи от . Нефтеотдача: – безводная; – конечная
Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют следующей формулой:
Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 40.
Текущая обводненность продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит
; . (5.5)
На рис. 40 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от . Коэффициентом вытеснения нефти водой при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением.
Рис.40. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от :
1–текущая нефтеотдача ;
2–текущая обводненность
Соответственнокоэффициентом охвата пласта воздействием называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.
Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис. 41). Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклинивания в области между нагнетательной галереей (х=О) и добывающей галереей (x= ), не разрабатывается - в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте:
Охваченные заводнением запасы равны следующей сумме запасов:
. (5.7)
По определению
. (5.8)
Рис.41. Схема заводнения слоистого пласта
В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи равен произведению не только двух, но и трех и большего числа коэффициентов. Если, согласно рис. 41, в некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода проникла в пласт 2 на расстояние , в пласт 3 - на расстояние , а в пласт 4 - на расстояние , то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить , а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 - и . Суммарные первоначальные запасы в заводненной области пласта определяют по формуле
тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно написать
, (5.I0)
где – коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта; – коэффициент заводнения.
В 
условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента вытеснения на коэффициент охвата , зависимость их от показана на рис. 42,
Рис.42 . Зависимость и от
откуда видно, что возрастает с увеличением , а остается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.
Если же определяют как произведение трех коэффициентов согласно формуле (5.10), то их зависимости от при неизменных системе и технологии разработки пластов будут иметь вид, показанный на рис. 43.
Коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области (кривая 1) в каком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добывающей галерее будет близким к постоянному. В остальных пропластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным и только в водный период он несколько возрастает вследствие дополнительного «отмыва» нефти. Поэтому этот коэффициент остается постоянным в начальный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводнения (кривая 2 на рис. 43) в с
оответствии с его определением будет
Рис.43. Зависимость от
непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается. Коэффициент охвата (кривая 3) остается постоянным при неизменной системе и технологии разработки месторождения. Коэффициенты и в общем случае, т. е. не только при разработке месторождения с применением заводнения, определяют по физико-геологическим свойствам и строению пласта на небольших участках, т. е. по микроструктуре пласта, а также механизму извлечения из него нефти. Коэффициент вытеснения часто определяют на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, а также промысловых исследований. Теоретические и экспериментальные данные показывают, что коэффициент вытеснения в процессе разработки месторождений с применением заводнения, т. е. при вытеснении нефти из пластов не смешивающейся с нефтью жидкостью (водой), зависит от следующих основных факторов:
1) минералогического состава и литологической микроструктуры пород - коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, - глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т.е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемости и т. д.;
2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;
3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;
4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой;
5) скорости вытеснения нефти водой.
Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении зависит главным образом от следующих факторов:
1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков).
2. Параметров системы разработки месторождения, т. е. расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.
3. Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.
4. Применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации).
5. Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).
В целом можно отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.
Прежде всего, рассмотрим процесс поршневого вытеснения нефти водой из одного прямолинейного слоя (пропластка) толщиной и длиной , пористостью и проницаемостью (рис. 44).
Рис.44. Модель прямо-линейного пропластка при поршневом вытеснении нефти водой
Пусть давление воды, входящей слева в пропласток, равно , а давление воды на выходе из него – . Будем считать, что в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоя перепад давления постоянный. В соответствии с моделью поршневого вытеснения нефти водой остаточная нефтенасыщенность в заводненной области слоя остается постоянной, равной . Согласно рис. 44, фронт вытеснения занимает в момент времени t положение . Ширина пропластка, измеряемая в направлении, перпендикулярном к плоскости чертежа (рис. 44), равная ширине всего пласта, составляет . При постоянном перепаде давления на входе в пропласток и на выходе из него расход закачиваемой воды будет изменяться со временем.
Тема 6.5 Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
Студент должен
знать: существующие системы разработки месторождений, системы разработки отдельных залежей и условия, влияющие на их выбор, особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений, геологические основы проектирования системы разработки.
Существует несколько систем расположения скважин при разработке месторождения: квадратная и треугольная (рисунок 34).
Считается, что треугольная сетка обеспечивает более равномерный дренаж нефтеносной площади скважин. В настоящее время геометрическая сетка применяется для пластов с большой неоднородностью, при разработке водонефтяных зон, при режимах водо-растворенного газа. В настоящее время можно применять расположение эксплуатационных скважин вдоль (на границе ВНК) напорного контура нефтеносности.
Рисунок 34 – Сетки расположения
эксплуатационных скважин
а – квадратная; б - треугольная
Большое значение имеет расстояние между забоями скважин:
- на нефтяных месторождениях - 400 - 600 м, а на крупных до 800м. (в США- 200-600м);
- на газовых месторождениях - 700 - 2500 м (в США- 150-1000м).
По темпу разбуривания залежи выделяют:
· сплошное бурение - производится в короткие сроки до 1 года;
· замедленная система - в течение нескольких лет.
При замедленном темпе имеет большое значение порядок разбуривания залежи. Разделяют: сгущающуюся и ползущую сетку залежи.
При сгущающейся сетке - в разных частях месторождения бурятся скважины по разряженной сетке, равномерно расположенных по площади. Последующие скважины закладываются на уплотнении первоначальной сетки. Такое повторяется 2-3 раза, пока не достигнут принятого по проекту.
При ползущей сетке - разбуривание начинают с какой-то части пласта до конечной степени уплотнения, затем бурят последующие ряды скважин в направлении от разбуренной части залежи к не разбуренной. Если пласты с высокой неоднородностью, то применяется ползущая сетка.
По характеру размещения скважин различают сетки забоев равномерные и равномерно - переменные.
Равномерные сетки - одинаковые расстояния между забоями скважин.
Равномерно - переменные - расстояние между рядами забоев скважин больше, чем расстояние между забоями в рядах.
При внутриконтурном заводнении чаще применяют равномерно переменную сетку. Расположение скважин рядами - линейное т.к. скважины в равных перемещениях рядах (сетках), забои скважин расположены в шахматном порядке. Если они разделяются на блоки, то расстояния забоев эксплуатационных скважин называются ячеичными.
Замкнутые - ряды, которые имеют вид колец неправильной формы, повторяющей контуры нефтеносности.
Незамкнутые - прямолинейные ряды, пересекают залежь в определенном направлении и обрываются вблизи контура нефтеносности.
Внутри замкнутого ряда нагнетательных скважин располагают не более трех рядов добывающих скважин. Между незамкнутыми разрезающими рядами нагнетательных скважин размещают 5 или 3 незамкнутых ряда добывающих скважин.
Введение
Система разработки месторождений
1 Система разработки многопластовых месторождений. Выделение эксплуатационных объектов
2 Системы одновременной разработки объектов
3 Системы последовательной разработки объектов
Системы разработки эксплуатационных объектов (залежей)
2.1 Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке
2 Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке
Рациональная система разработки
Резервуары для хранения нефти
1 Классификация резервуаров
5. Краткая характеристика резервуаров различного типа
5.1 Железобетонные резервуары
2 Резервуары вертикальные стальные (РВС)
5.3 Резервуары вертикальные стальные типа РВС низкого давления
4 Резервуары вертикальные стальные типа РВС высокого давления
5 Резервуары с плавающей крышей и с понтонами
6 Горизонтально-цилиндрические резервуары (РГС)
7 Каплевидные резервуары
8 Шаровые резервуары
Заключение
Список
использованной литературы
Введение
Система разработки - это совокупность технико-технологических и организационных взаимосвязанных инженерных решений, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин. Система разработки включает последовательность и темп разбуривания залежи; число, соотношение, взаимное расположение нагнетательных, добывающих, специальных (контрольных и др.) скважин, очередность их ввода; мероприятия и методы по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежей. Разработка нефтяного месторождения должна вестись по системе, обеспечивающей наилучшее использование природных свойств нефтяного пласта, режима его работы, технологии и техники эксплуатации скважин и других объектов и сооружений при обязательном соблюдении норм охраны недр и окружающей среды.
Система разработки залежи должна обеспечить непрерывный контроль и регулирование процесса разработки месторождения с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при разбуривании и эксплуатации залежи. Для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки предназначены методы исследования скважин и пластов.
Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта. Для накопления, кратковременного хранения и учета нефти предназначены нефтяные резервуары. Основным требованием, предъявляемым к резервуарам, является надежность.
Целью исследования данной работы является изучение методов системы разработки месторождений, определение рациональной системы извлечения нефти из недр, выбор оборудования для хранения нефти после добычи из залежей и транспортировки.
Задачи исследования:
Изучить системы разработки месторождений и
оборудование для хранения нефти и газа.
1. Система разработки месторождений
Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Система разработки включает комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объектах и их число; темп и порядок ввода их в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.
Следует различать системы разработки
многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений.)
1 Система разработки многопластовых
месторождений. Выделение эксплуатационных объектов
В многопластовом месторождении выделяется несколько продуктивных пластов. Продуктивный пласт может разделяться на пропластки, прослои пород-коллекторов, которые развиты не повсеместно. Надежно изолированный сверху и снизу непроницаемыми породами отдельный пласт, а также несколько пластов, гидродинамически связанных между собой в пределах рассматриваемой площади месторождения или ее части, составляют элементарный объект разработки.
Эксплуатационный объект (объект разработки) - это элементарный объект или совокупность элементарных объектов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации.
Эксплуатационные объекты выделяют на основе геологического, технологического и экономического анализов в период проектирования разработки. При решении вопросов выделения эксплуатационных объектов рекомендуется учитывать следующее: диапазон нефтегазоносности по разрезу (толщину продуктивного разреза); число продуктивных пластов в разрезе; глубину залегания продуктивных пластов; толщину промежуточных непродуктивных пластов и наличие зон слияния продуктивных пластов; положение водонефтяных контактов по пластам; литологическую характеристику продуктивных пластов; коллекторские свойства (особенно проницаемость и эффективную толщину), диапазон их изменения; различие типов залежей по пластам; режимы залежей и возможное их изменение; свойства нефти в пластовых и поверхностных условиях; запасы нефти по пластам.
Если эти условия не препятствуют совмещению пластов в единый объект, то проводят гидродинамические расчеты по определению технологических показателей с учетом способов регулирования баланса пластовой энергии, контроля и регулирования процесса разработки, а также технических средств добычи нефти. Затем определяют экономическую эффективность различных вариантов сочетания отдельных пластов в эксплуатационные объекты. Научно обоснованное выделение эксплуатационных объектов служит важным фактором экономии и повышения эффективности разработки.
В зависимости от порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку выделяют две группы систем разработки многопластового нефтяного месторождения:
· системы одновременной разработки объектов;
· системы последовательной разработки
объектов.
1.2 Системы одновременной разработки объектов
Преимущество систем одновременной разработки объектов - это возможность использования запасов всех объектов после их разбуривания. Реализовать эти системы можно по одному из вариантов:
· раздельная разработка, когда каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин. Требует большого числа скважин, что приводит к значительным капитальным вложениям. Может применяться при наличии высокопродуктивных объектов и возможности быстрого их разбуривания. Ее преимущество - обеспечение надежного контроля за процессом разработки и его регулирования.
· совместная разработка, при которой два или более пластов в виде единого эксплуатационного объекта разрабатываются единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Возможны ее подварианты: с увеличением числа добывающих скважин на малопродуктивные объекты и с увеличением числа нагнетательных скважин на малопродуктивные объекты. Ее преимущество - обеспечение высоких текущих уровней добычи при заданном числе скважин. Однако в основном наблюдается нерегулируемая разработка пластов, что приводит к ухудшению технико-экономических показателей.
· совместно-раздельная разработка, при
которой добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной
эксплуатации, нагнетательные скважины - установками для одновременно-раздельной
закачки воды. Она позволяет преодолеть недостатки первых двух вариантов,
сохраняя при этом их преимущества.
3 Системы последовательной разработки объектов
Системы последовательной разработки объектов можно реализовать по следующим основным вариантам:
· разработка сверху вниз, при которой каждый нижележащий объект эксплуатируется после вышележащего. Она применялась в первый период развития нефтяной промышленности и в настоящее время признана в основном нерациональной, так как задерживает разведку и разработку нижележащих объектов, увеличивает объем бурения и расход металла на обсадные трубы, повышает опасность нарушения правил охраны недр вышележащих объектов при разбуривании нижележащих объектов.
· разработка снизу вверх, при которой начинают разрабатывать объекты с нижнего, так называемого опорного объекта, а затем переходят на возвратные объекты. При наличии многих объектов в качестве опорных также выбирают наиболее изученные и высокопродуктивные объекты с достаточно большими запасами нефти, а в качестве возвратных - остальные объекты. Тогда приступают к разработке опорных объектов, тем самым не задерживают эксплуатацию вышележащих продуктивных объектов с большими запасами.
Нужно отметить, что лучшие показатели могут быть
достигнуты комбинацией всех перечисленных выше вариантов систем разработки
многопластового месторождения.
2. Системы разработки эксплуатационных объектов
(залежей)
Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти.
Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояние между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважины в работу.
Системы разработки подразделяют:
· с размещением скважин по равномерной сетке
· с размещением скважин по
неравномерной сетке (преимущественно рядами).
1 Системы разработки с размещением скважин по
равномерной сетке
Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважины в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи.
Сетки по форме бывают квадратными и треугольными.
Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеностности к числу добывающих скважин.
По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную (сплошную) и замедленную системы разработки залежей.
В первом случае темп ввода скважин в работу быстрый - все скважины вводят в работу почти одновременно в течение одного-трех лет разработки объекта.
Замедленной называют систему при большом сроке ввода.
По порядку ввода в работу различают системы сгущающуюся и ползучую.
На объектах со сложным геологическим строением
применяют сгущающуюся систему. Ползучую систему, ориентированную по отношению к
структуре пласта, подразделяют на системы: вниз по падению; верх по восстанию;
по простиранию.
2 Системы разработки с размещением скважин по
неравномерной сетке
Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважины в работу (ввода рядов скважин); по порядку ввода скважин в работу. Дополнительно их разделяют:
· по форме рядов - с незамкнутыми рядами и замкнутыми (кольцевыми) рядами;
В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают:
· системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах (используется естественная пластовая энергия);
· система разработки с поддержанием пластового давления (применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения).
По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют:
· системы разработки с искусственным заводнением пластов;
· системы разработки с закачкой газа в пласт.
Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:
Законтурное заводнение- воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100-1000 метров.
Приконтурное заводнение - нагнетательные скважины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности.
Внутриконтурное заводнение - применяют на объектах с большими площадями нефтеносности, при необходимости сочетается с законтурным или приконтурным заводнением.
Сводовое заводнение - ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи его. Это заводнение сочетают с законтурным.
Очаговое заводнение - применяется в качестве самостоятельного в резко неоднородных и прерывистых пластах, а так же в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением.
Площадное заводнение - рассредоточенная закачка воды в залежь по всей площади ее нефтеносности.
Система разработки с закачкой газа в пласт
применяется по двум основным вариантам: закачка газа в повышенные части залежи
(в газовую шапку); площадная закачка газа. Успешная закачка газа возможна лишь
при значительных углах наклона однородных пластов, невысоком пластовом
давлении, близости значений пластового давления и давления насыщенности нефти
газом или наличии естественной газовой шапки, малой вязкости нефти. По
экономической эффективности она значительно уступает заводнению, поэтому в
применении ограничена.
3. Рациональная система разработки
Для одного и того же месторождения можно назвать множество систем, отличающихся по числу добывающих скважин, по их расположению на структуре, по методу воздействия на продуктивные пласты и т. д., поэтому существует необходимость сформулировать понятие рациональной системы разработки. В качестве критериев рациональной системы разработки принимаются следующие основные положения.
· Рациональная система разработки должна обеспечить наименьшую степень взаимодействия между скважинами.
Минимальное взаимодействие между скважинами достигается увеличением расстояния между ними. С другой стороны, при увеличении расстояния между скважинами общее их число на месторождении уменьшается, что ведет к снижению суммарного дебита скважин. Кроме того, в условиях неоднородного пласта увеличение расстояния между скважинами может привести к тому, что часть нефтенасыщенных линз, полу линз или пропластков не будет охвачено скважинами и они не будут приобщены к разработке. Таким образом, наименьшее взаимодействие между скважинами не может служить единственным всеохватывающим критерием рациональности системы разработки.
· Рациональная система должна обеспечить наибольший коэффициент нефтеотдачи.
Максимальную нефтеотдачу можно достигнуть при полном охвате нефтепродуктивного пласта процессом вытеснения. Это условие, особенно в неоднородных пластах, можно выполнить при более тесном размещении скважин. Кроме того, так как наиболее высокие коэффициенты достигаются при водонапорном режиме, а естественные притоки воды чаще не обеспечивают высоких темпов разработки, то существует необходимость создания искусственного водонапорного режима закачкой воды или газа в пласт.
· Рациональная система разработки должна обеспечить минимальную себестоимость нефти.
Из рассмотренных в процессе проектирования нескольких вариантов разработки выбирается вариант, обеспечивающий наивысшую нефтеотдачу. Названные выше критерии хотя и правильно определяют ориентиры для выбора системы разработки, тем не менее, ни один из них не может быть принят за определяющий, так как они не учитывают потребность в добыче нефти. Поэтому, понятие рациональной системы разработки в окончательном виде формулируется так: рациональная система разработки должна обеспечить заданную добычу нефти при минимальных затратах и возможно больших коэффициентах нефтеотдачи.
Проектирование разработки заключается в подборе такого варианта, который бы отвечал требованиям рациональной системы разработки.
Приступая к проектированию разработки последовательно определяются исходные геолого-физические данные о нефтепродуктивном пласте и свойствах насыщающих его жидкостей и газов; выполняются гидродинамические расчеты по установлению технологических показателей разработки по нескольким вариантам, отличающимся по числу скважин, методу воздействия на продуктивные пласты, условиям эксплуатации скважин и т. д.; рассчитывается экономическая эффективность вариантов разработки; анализируются экономические и технологические показатели разработки и выбирается вариант рациональной системы разработки.
Внедрение рациональной системы разработки позволяет добиться высоких технико-экономических показателей при разработке месторождений.
Поскольку разработка месторождения начинается с
отбора нефти из первых разведочных скважин, то можно отметить, что система
разработки динамична и должна непрерывно совершенствоваться во времени.
4. Резервуары для хранения нефти
Добываемая нефть - смесь нефти, газа, менерализованной воды, механических примесей и других попутных компонентов - должна быть собрана и рассредоточена на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции - товарной нефти, нефтяного газа, а так же пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.
Сбор добываемой нефти - это процесс
транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до
центрального сборного пункта. Для накопления, кратковременного хранения и учета
нефти предназначены нефтяные резервуары.
1 Классификация резервуаров
Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов могут быть подразделены по следующим признакам:
· по материалу, из которого они изготовлены - металлические, железобетонные, земляные, синтетические и в горных выработках;
· по конструкции - вертикальные цилиндрические с коническими, плавающими и сферическими крышами, с понтонами (в основном типа РВС), горизонтальные цилиндрические с плоскими и пространственными днищами (типа РГС), каплевидные, резервуары-цилиндроиды, прямоугольные и траншейные;
· по значению избыточного давления - резервуары низкого (ри < = 0,002 МПа) и резервуары высокого (ри > 0,002 МПа) давления;
· по назначению - сырьевые; технологические; товарные.
Сырьевые резервуары предназначены для хранения обводненной нефти. В технологических резервуарах осуществляется предварительный сброс пластовой воды. Товарные резервуары предназначены для хранения обезвоженной и обессоленной нефти.
В зависимости от расположения по вертикали по отношению к прилегающей территории резервуары делят на наземные, подземные и полуподземные. Наземными называют резервуары, у которых днище находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Подземными называют резервуары, когда наивысший уровень нефти в них находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки, а также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допустимого наивысшего уровня нефти в резервуаре и шириной не менее 3 м. Полуподземными называют резервуары, днище которых заглублено не менее чем на половину его высоты, а наивысший уровень нефти находится не выше 2 м над поверхностью прилегающей территории.
Каждый действующий резервуар должен постоянно иметь полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом, и находиться в исправном рабочем состоянии. Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается.
На резервуаре установлено следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуара:
· дыхательные клапана;
· предохранительные клапана;
· огневые предохранители;
· приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сигнализаторы уровня, сниженные пробоотборники ПОР, манометры давления газовой среды;
· хлопушки;
· противопожарное оборудование;
· оборудование для подогрева;
· приемо-раздаточные патрубки;
· зачистной патрубок;
· вентиляционные патрубки;
· люки-лазы;
· люк световой;
· люк замерный.
Горизонтальные резервуары оснащаются дополнительно стационарно встроенным оборудованием: подогревателями нефти; лестницами; измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.
Основным требованием, предъявляемым к резервуарам является надежность. Надежность резервуаров - это свойство их конструкции выполнять функции приема, хранения и отпуска из них нефти и нефтепродуктов при заданных параметрах.
Критериями надежности резервуаров являются:
работоспособность, безотказность и долговечность. Работоспособность - это
состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции. Для
поддержания работоспособности резервуаров необходимо выполнять в установленные
сроки текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю
диагностику дефектов. Безотказность - это свойство резервуара сохранять
работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Долговечность - это
свойство резервуара сохранять работоспособность до предельного состояния с
необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов. Показателем
долговечности является срок службы.
5. Краткая характеристика резервуаров различного
типа
1 Железобетонные резервуары
Нормальный ряд железобетонных резервуаров по их
форме и объему включает в себя: цилиндрические резервуары для нефти объемом 1,
3, 5, 10, 20, 30 и 40 тыс. м 3 ; прямоугольные резервуары для нефти
объемом 0,1; 0,25; 0,5; 1, 2 и 3 тыс. м 3 .
Рисунок 1. Общий вид сборного железобетонного цилиндрического резервуара. (1 - боковые панели; 2 - центральная опорная колонна;3 - периферийная опорная колонна;4 - металлическая облицовка;5 - монолитное железобетонное днище;6 - крыша).
месторождение нефть газ резервуар
Сырая нефть и мазут не оказывают химического воздействия на бетон и кальматируют поры в бетоне, тем самым увеличивая непроницаемость резервуаров.
Для создания избыточного давления и уменьшения потерь в резервуарах до 200 мм вод. ст. должны предусматриваться конструктивные решения по повышению газонепроницаемости покрытия, такие как: устройство водяного экрана со слоем воды 100-150 мм на покрытии резервуара; укладка на покрытие ковра из резинотканевых или синтетических материалов с последующей засыпкой сверху слоем земли толщиной 20-25 см; герметизация покрытия тонколистовой сталью, нанесение на внутреннюю поверхность покрытия изоляции из различных растворов и мастик.
Подземные ЖБР обладают большой плавучестью и при
подъеме уровня грунтовых вод это может привести к всплытию резервуара и к его
аварии. Для предохранения от всплытия производят утяжеление днища резервуара,
его анкеровку или вынос из зоны грунтовых вод с устройством обсыпки грунтом.
2 Резервуары вертикальные стальные (РВС)
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары низкого давления со щитовой конической или сферической кровлей, так называемые атмосферные резервуары, являются наиболее распространенными для хранения нефти. Они относительно просты в изготовлении и наиболее экономичны по стоимости.
Различают вертикально-цилиндрические резервуары низкого и высокого давления, с плоским и пространственными днищами, с плавающими крышами и с понтонами.
Применение крыши резервуара той или иной
конструкции диктуется свойствами хранимых нефтепродуктов и климатическими
условиями.
3 Резервуары вертикальные стальные типа РВС
низкого давления
Давление в таких резервуарах мало отличается от атмосферного, поэтому их корпус рассчитывается на гидростатическое давление.
Настил покрытия монтируется и сваривается из отдельных листов непосредственно на резервуаре.
Резервуары объемом 10, 20, 30 и 50 тыс. м 3 для хранения нефти с плотностью до 0,9 т/м 3 монтируют из отдельных рулонов корпуса, днища и щитов, которые образуют сферическую форму перекрытия.
Щиты опираются на кольцо жесткости корпуса и
центральное кольцо.
Рисунок 2. Общий вид РВС-10000
Весьма ответственным элементом является
фундамент под резервуар. Резервуары вместимостью до 5000 м 3
(включительно) устанавливаются на искусственном основании нормального типа,
состоящем из грунтовой подсыпки, песчаной подушки и гидроизоляционного слоя.
Для предохранения металла днища резервуара от коррозии грунтовыми водами и от
конденсата поверх песчаной подушки устраивают гидроизолирующий слой толщиной
100 мм, состоящий из 90% супесчаного грунта и 10% вяжущего вещества (битум,
мазут, каменноугольный деготь). Для резервуаров объемом 10000 м 3 и
более предусматривается железобетонное кольцо шириной 1 м и толщиной 20-30 см
под узлом сопряжения корпуса резервуара с днищем. За осадкой основания каждого
резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение.
4 Резервуары вертикальные стальные типа РВС
высокого давления
Резервуары высокого давления предназначены для
хранения нефти с высоким давлением насыщенных паров. Они имеют цилиндрический
корпус, сферическую кровлю и плоское днище.
Рисунок 3. Вертикальный цилиндрический резервуар
высокого давления (1 - корпус; 2 - сферическое покрытие; 3 - кольцо сопряжения
цилиндрического корпуса со сферической поверхностью покрытия; 4 - днище; 5 -
анкерные крепления;6- верхнее кольцо жесткости; 7 - анкерная консоль; 8 -
нижнее кольцо жесткости; 9 - стенка; 10 - анкерный болт; 11 - бетонная плита.)
Во избежание возможного поднятия периферийной части днища под действием избыточного давления нижний пояс корпуса закрепляется в грунте при помощи анкерных болтов и железобетонных плит. Крепление анкерных болтов к стенке резервуара осуществляется посредством приваренных консолей.
Для восприятия ветровой нагрузки и вакуума
корпус резервуара (верхние пояса) должен быть усилен кольцами жесткости.
5 Резервуары с плавающей крышей и с понтонами
Эти резервуары применяют для снижения потерь нефти от испарения.
Понтон сооружают в резервуарах со стационарной щитовой кровлей, которая предохраняет от попадания атмосферных осадков на поверхность понтона. Понтоны в резервуарах бывают как металлические, так и из синтетических материалов.
Плавучесть металлического понтона обеспечивается устройством на нем по контуру герметических коробов или открытых отсеков.
По окружности понтона между понтоном и стенкой резервуара для уменьшения до минимума площади испарения устанавливается уплотняющий затвор. Затвор может быть жесткий или мягкий. Мягкие затворы выполняются из прорезиненной ткани, пенополиуретана и других материалов. Жесткие затворы состоят из металлических элементов рычажного типа.
Особенно целесообразно применение этих резервуаров для сернистых нефти, т.к. ввиду отсутствия газового пространства коррозия от разложения сернистых соединений практически отсутствует.
Плавающая крыша выполняется из стальных листов толщиной не менее 4 мм, с диаметром на 400 мм меньше, чем внутренний диаметр резервуара.
Плавающая крыша обычно бывает двух типов: двойная понтонная, состоящая из ряда герметических отсеков, обеспечивающих непотопляемость при нарушении герметичности понтона; одинарная с центральным диском из стальных листов, по периферии которого располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными перегородками на герметические отсеки, препятствующие потоплению крыши.
При эксплуатации резервуаров с плавающей крышей
в зимнее время необходимо: тщательно осматривать затворы перед началом закачки
или откачки и в случае примерзания их к корпусу резервуара осторожно отрывать
их с помощью деревянного клина; не допускать односторонней снеговой нагрузки
(излишки снега следует удалять при нахождении крыши в верхнем крайнем
положении).
Рисунок 4. Резервуар с плавающей крышей(1 -
затвор; 2 - плавающая крыша; 3 - передвижная шарнирная лестница;4 -
предохранительный клапан; 5 - дренажная система для отвода атмосферных вод; 6 -
труба для отбора проб; 7 - опорные стойки; 8 - замерный люк).
5.6 Горизонтально-цилиндрические резервуары
(РГС)
Эти резервуары получили широкое применение для хранения нефти в малых количествах. Преимущества горизонтальных резервуаров заключаются в возможности серийного изготовления их на заводах, в хранении нефти под высоким избыточным давлением и вакуумом, в удобстве подземной установки. Объемы РГС от 3 до 200 м 3 . Рабочее давление до 2,5 Мпа и вакуум до 0,09 Мпа. Днище резервуаров выполняются сферическими, плоскими или цилиндрическими. Для высоких давлений применяются сферические днища.
Резервуары оборудуют металлическими площадками и лестницами для обслуживания, а при хранении вязких нефти, требующих подогрева, - секционными подогревателями. При надземной установке резервуар устанавливают на две седловидные опоры шириной 300-400 мм из сборных бетонных блоков или монолитного бетона. При подземной установке резервуар следует укладывать на спрофилированную песчаную подушку толщиной не менее 200 мм с углом охвата песчаной подушкой 900. При наземной установке, кроме того, между песчаной подушкой и резервуаром должен быть уложен слой гидрофобного песка толщиной 100 мм.
5.7 Каплевидные резервуары
Их основное назначение - хранение нефтей с
высоким давлением насыщенных паров под избыточным давлением 0,4 кГс/см 2
и вакуумом до 500 мм вод. ст., что позволяет значительно сократить потери от
испарения по сравнению с "атмосферными" резервуарами. Однако
стоимость цилиндрического "атмосферного" резервуара значительно
меньше каплевидного того же объема. Поэтому непременным условием широкого
внедрения каплевидных резервуаров является его экономичность, которая
определяется сравнением дополнительной стоимости и экономии от сокращения
потерь за период амортизации.
8 Шаровые резервуары
Это резервуары повышенного давления
предназначенные для хранения нефтей с высоким давлением насыщенных паров и
сжиженных газов (рисунок 6).
Рисунок 5. Шаровой резервуар (1 - узел
дыхательной арматуры; 2 - поплавковый указатель уровня; 3 - совмещенный узел
для замера уровня, температуры нефти и отбора пробы;4 - запорная арматура; 5 -
приемный и раздаточный патрубки; 6 - дренажный кран).
Материалом служит низколегированная сталь.
Объем резервуаров: 300, 600, 900, 2000 и 4000 м 3 .
Заключение
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений включает в себя научно обоснованный производственный процесс извлечения из недр, содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых; процесс проектирования систем разработки нефтяных и газовых залежей, взаимное расположение забоев добывающих, нагнетательных, резервных и других скважин, разбуривание месторождения в соответствии с утверждённой технологической документацией, выработку запасов нефти и газа.
Успешная разработка нефтяных и газовых месторождений определяется тем, насколько правильно будет выбрана система разработки. В процессе разработки возникает необходимость контролировать и уточнять состояние залежей с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при их разбуривании и эксплуатации.
Следует отметить, что для одного и того же месторождения можно назвать множество систем, отличающихся по числу добывающих скважин, по их расположению на структуре, по методу воздействия на продуктивные пласты и т. д., поэтому существует необходимость применения рациональной системы разработки.
Все, что выходит из скважин - нефть с попутным газом, водой и прочими примесями - замеряют, определяя процент воды и попутного газа. Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, деэмульсация продукции, обессоливание, стабилизация нефти.
После стабилизации нефть направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды, а оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Наибольшее применение нашли резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной).
Основным требованием, предъявляемым к
резервуарам является надежность. Критериями надежности резервуаров являются:
работоспособность, безотказность и долговечность. Работоспособность - это
состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции. Для поддержания
работоспособности резервуаров необходимо выполнять в установленные сроки
текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю
диагностику дефектов. Безотказность - это свойство резервуара сохранять
работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Долговечность - это
свойство резервуара сохранять работоспособность до предельного состояния с
необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов. Показателем
долговечности является срок службы.
Список использованной литературы
1. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений/ пособие для самостоятельного изучения для слушателей курсов повышения квалификации специальности "Геофизика" / Казань: Казанский государственный университет / В.Е. Косарев / 2009.
Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки / М. Недра / Каштанов А.А., Жуков С.С. / 1985.
Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учебник для вузов / М.: Недра / Бойко В.С. / 1990.
Разработка нефтяных и газовых месторождений / учебное пособие / Покрепин Б.В.
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений/ учебно-методическое пособие / Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин / 2013.
Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. / М.: Недра / Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Рлзенберг М.Д. / 1983.
Справочник нефтепереработчика / М., Недра Ластовин Г.А., Радченко Е.Д., Рудина М.Г / 1986.
Технологические основы технологии / М.: Металлургия / И.М. Глущенко. ГИ. / 1990.
Эксплуатация
нефтяных и газовых скважин. / М: Недра / Муравьев В.М. / 1978.
Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водогазонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.
Из всех возможных систем разработки необходимо выбирать наиболее рациональную, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные планом темпы отбора нефти и высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах. Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий.
1. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении и определение порядка их ввода в разработку. Эксплуатационный объект - продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважинах при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации. Эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении подразделяются на базисные (основные) и возвратные. В качестве базисных выбирают более изученные, высокопроизводительные и сравнительно крупные по запасам нефти пласты. Возвратными объектами можно считать менее продуктивные и с меньшими запасами пласты, разработку которых предусматривается проводить путем возврата скважин с базисного объекта.
2. Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Размещение скважин на объектах может быть равномерным на залежах с неподвижными контурами нефтеносности при наличии подошвенных вод или вообще при отсутствии пластовых вод. На месторождениях с перемешающимися контурами нефтеносности скважины на объектах размещаются рядами параллельно контурам нефтеносности (рис. 10.2.1) .Расстояния между скважинами и рядами скважин выбираются с учетом геологического строения эксплуатационного объекта с тем, чтобы охватить разработкой все участки продуктивных пластов, а также по экономическим соображениям. Необходимо стремиться разбуривать объекты редкой сеткой с тем, чтобы не было интерференции между нефтедобывающими скважинами. Это обеспечит высокую производительность каждой скважины. Однако при этом из-за литологической неоднородности продуктивных пластов возможно оставление невыработанных целиков нефти. Редкую сетку иногда вынуждены применять из-за большой глубины залегания продуктивных пластов, или сильно пересеченного гористого заболоченного рельефа местности, или в условиях моря.
Рисунок – 10.2.1. – Схема расположения скважин при перемещающихся контурах нефтеносности:
1 – нефтяные скважины; 2 – нагнетательные скважины; 3 – контрольные скважины; 4 – внутренний контур нефтеносности; 5 – внешний контур нефтеносности.
Порядок ввода нефтедобывающих скважин может быть одновременным по сгущающей или ползущей системам. Условно одновременным можно считать ввод скважин в эксплуатацию в течение одного - трех лет разработки объекта, что не будет иметь существенного значения в общем его сроке разработки. Сгущающую сетку скважин применяют при разбуривании и разработке крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов. При этом сначала скважины закладывают равномерно по редкой сетке, затем по данным бурения и гидродинамических исследований скважин уточняют геологические строения и коллекторские свойства пластов и намечают бурение последующих скважин. При этом возможно изменение сетки скважин в сторону увеличения или уменьшения их числа. Ползущую систему разбуривания применяют при напорных режимах или на месторождениях со сложным рельефом местности. При напорном режиме первый ряд скважин располагают вдоль контура питания, а следующие ряды - вверх по восстанию при водонапорном режиме (см. рис. 10.2.1.) или вниз по падению при газонапорном режиме.
3. Установление режима работы нефтедобывающих и водонагнетательных скважин сводится к планированию темпов отбора нефти и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определенный промежуток времени. Дебиты и приемистости скважин могут быть самыми разнообразными и зависят от геологического строения продуктивных пластов и принятых режимов работы залежей. Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура нефтеносности, обводненности скважин, прорыва газа к ним, технического состояния эксплуатационной колонны, применяемого оборудования для подъема жидкости из пласта на поверхность, закачки рабочего агента в пласт (вода, газ) для поддёржания пластового давления и др.).
4. Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку.
Заводнение пластов бывает: законтурное, приконтурное, внутриконтурное.
Законтурное заводнение применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200 - 100 м и более (см. рис. 10.2.1) .
Приконтурное заводнение применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в водяной части залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами и контуром нефтеносности - очень небольшое или же их располагают непосредственно на контуре нефтеносности.
Внутриконтурное заводнение применяют на крупном месторождении разделением его рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные объекты, которые в дальнейшем эксплуатируются как самостоятельные залежи. Нагнетательные скважины располагают с учетом геологического строения месторождений в основном на высокопроницаемых участках. При этом источниками питания для краевых участков месторождения являются напор краевых вод и напор воды на линии искусственного заводнения рядами водонагнетательных скважин, расположенных около контура нефтеносности или несколько отодвинутых от него, а также рядами водонагнетательных скважин, пробуренных в нефтяной части пласта. Эти внутриконтурные водонагнетательные скважины являются источниками питания и для других отдельных нефтяных участков залежей.
Внутриконтурное заводнение позволяет значительно увеличить темпы отбора нефти и сократить сроки разработки крупных месторождений. Это объясняется тем, что одновременно можно эксплуатировать только два-три ряда нефтедобывающих скважин. При одновременной эксплуатации большего числа рядов скважин энергия напора пластовых вод или напора газовой шапки будет экранироваться первыми двумя-тремя рядами нефтедобывающих скважин, а другие ряды нефтедобывающих скважин, расположенные внутри контура нефтеносности, будут работать за счет энергии упругого сжатия пород продуктивного пласта и расширения жидкостей и растворенного в ней газа, насыщающих коллектор, т. е. при режиме растворенного газа. Чтобы не допустить эксплуатации внутренних, участков залежи при режимах растворенного газа, необходимо центральные участки залежи законсервировать на многие десятки лет.
Рисунок – 10.2.2. – Схемы внутриконтурного заводнения:
1 – нагнетательные скважины; 2 – нефтяные скважины; 3 – контур нефтеносности.
В настоящее время применяется несколько видов внутриконтурного заводнения, отличающихся друг от друга расположением водонагнетательных скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, темпами и последовательностью закачки воды в пласт и отборами нефти из нефтедобывающих скважин.
«Разрезание» залежей нефти рядами водонагнетательных скважин на площади самостоятельной разработки (рис. 10.2.2, а) и блоковое заводнение разрезанием залежей поперечными рядами водонагнетательных скважин на отдельные площади (блоки), в пределах которых размещается нечетное число нефтедобывающих скважин (рис. 10.2.2, б) .
При «разрезании» залежей на площади и блоки ширина их не превышает 4-5 км, а при пониженных проницаемости пластов и вязкости нефти в пластовых условиях - еще меньше.
Линии нагнетательных скважин намечают заранее с учетом геологического строения залежей или же скважины располагают по линиям наибольшего обводнения (прорыва воды) по высокопроницаемым участкам пласта. Обычно это становится очевидным в процессе разработки залежей. На участках высокой проницаемости происходит быстрое обводнение скважин первого ряда, затем - второго и третьего рядов. Такой же характер обводнения наблюдается и с противоположной стороны залежи. Тогда обводненные нефтедобывающие скважины переводят в разряд водонагнетательных. При необходимости на этой же линии бурят и новые нагнетательные скважины. Таким образом, вода как бы сама находит себе путь и отделяет одну эксплуатационную площадь от другой. При блоковом заводнении залежей линии нагнетания обычно располагают вкрест простиранию площадей с учетом геологического строения продуктивных пластов.
Избирательное заводнение пластов (рис. 10.2.2.в) . При этой системе обосновывается рациональное общее число скважин, которые располагают по равномерной сетке. Затем после проведения детальной корреляции разрезов залежи и гидродинамических исследований из числа пробуренных скважин выбирают скважины для нагнетания воды в пласт. При этом соблюдают следующие условия: водонагнетательные скважины должны иметь хорошую приемистость и хорошее сообщение с окружающими скважинами, но вместе с тем должны быть рассредоточены по площади с целью исключения возможности взаимовлияния с другими водонагнетательными скважинами.
При разработке месторождений с внутриконтурным заводнением дополнительно применяют очаговое заводнение в том случае, когда на отдельных участках залежи не наблюдается влияния этого заводнения и происходит падение пластового давления и снижение отборов нефти. Водонагнетательные скважины при очаговом заводнении выбирают из числа нефтедобывающих по тем же признакам, что и при избирательном заводнении. Одно из основных условий при очаговом заводнении - размещение водонагнетательных скважин в середине участка, что обеспечивает равномерное воздействие закачиваемой воды на окружающие нефтедобывающие скважины.
С целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов в пласт также нагнетают газ или воздух. Благоприятными факторами закачки газа (воздуха) являются значительные углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти. Однако закачка газа для поддержания пластового давления в настоящее время применяется реже, так как для этого нужно иметь источник газа и высоконапорные большой производительности компрессоры.
Различают четыре стадии разработки нефтяной залежи (рис. 10.2.3.) : I стадия - нарастающая добыча нефти, II стадия - стабилизация добычи, нефти, III стадия - падающая добыча нефти, IV стадия - поздняя эксплуатация залежи.
При I стадии нарастание объема добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых нефтедобывающих скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в период I стадии разработки добывается безводная нефть, наблюдается некоторое падение пластового давления. В случае быстрого падения пластового давления и его приближения к давлению насыщения начинают поддерживать пластовое давление закачкой воды или газа в пласт. После разбуривания основного фонда скважин начинается II стадия - стабилизация добычи нефти. Задача разработчиков состоит в том, чтобы продлить этот период разработки как можно дольше. Это достигается следующим: сгущением сетки за счет ввода резервного фонда скважин; увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления, что достигается также сгущением нагнетательных скважин в зонах пониженных проницаемостей; проведением работ по воздействию на призабойные зоны пластов нефтяных и нагнетательных скважин с целью увеличения продуктивности нефтяных и нагнетательных скважин, изоляции притоков пластовых вод, крепления неустойчивых пород призабойной зоны пластов и др.
III стадия - падающая добыча нефти - характеризуется увеличением обводненности скважин и большим падением пластового давления. Наблюдается увеличение газового фактора. Задача состоит в том, чтобы замедлить падение добычи нефти, что достигается теми же способами, что и во II стадии разработки залежи. Скорость обводнения скважин при разработке залежей зависит от отношения вязкостей нефти и воды:
Исследованиями установлено, что (в условиях равномерной проницаемости пород пласта), если µ О <3, происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременного прорыва воды к нефтяным скважинам. Если µ О > 3- наблюдается опережающее движение воды и быстрое обводнение скважин. Поэтому проводят работы по уменьшению значения µ О путем загущения закачиваемой воды в пласт, например добавкой в нее полиакриламида (ПАА).
Рисунок – 10.2.3. – Динамика основных показателей разработки месторождения:
1 – годовой объем добычи нефти Q Н; 2 – годовой объем закачки воды Q З; 3 – годовой объем добычи воды Q В; 4 – пластовое давление P ПЛ; 5 – газовый фактор G 0 ; I, II, III, IV – стадии разработки.
В течение I, II и III стадий разработки проектируют отбор основных запасов нефти, составляющей 80 - 90 % от промышленных запасов.
IV стадия характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Этот период может длиться очень долго - до рентабельности разработки месторождения. Для увеличения коэффициента нефтеотдачи на IV стадии применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.
В конце III и в течение IV стадий разработки возможна форсированная эксплуатация скважин с извлечением больших объемов воды. Поэтому необходимо предусмотреть возможность больших затрат на сбор, подготовку и закачку промысловых сточных вод в пласт. Контроль и регулирование эксплуатации залежи сводятся к равномерному стягиванию водонефтяного и газонефтяного контактов и к рациональному расходованию пластовой энергии. При этом очень важно, чтобы в зоне замещения нефти водой или газом обеспечивался высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. Равномерное стягивание контуров нефтеносности, прежде всего, достигается надлежащим размещением нефтедобывающих и нагнетательных скважин по залежи в соответствии с проницаемостью различных участков продуктивных пластов и регулированием режимов работы каждой скважины в отдельности.
В процессе разработки залежи ведут постоянный контроль за дебитом нефтедобывающих скважин по нефти, процентом обводненности нефти, газовым фактором, выносом песка, изменением забойного и пластового давления. Ежедневно контролируют приемистость водонагнетательных скважин, давления нагнетания насосов по кустовым насосным станциям и систематически определяют количество механических примесей в воде. Систематически проводят гидротермодинамические исследования скважин.
На основе результатов всех исследований строят карты обводненности скважин, изобар, проницаемостей, удельных продуктивностей и др.
При преждевременном прорыве воды в нефтяные скважины или ограничивают отбор из этой скважины, или ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. В случае увеличения прорыва газа в нефтяные скважины при газонапорном режиме рекомендуется их закрывать. Увеличение газового фактора по нефтяным скважинам при водонапорном режиме указывает на падение пластового давления в зоне этих скважин. Поэтому нужно или уменьшить отборы нефти по этим скважинам, или увеличить закачку воды в пласт на этом участке.
По данным определения приведенного пластового давления по скважинам ежеквартально строят карты изобар - карты равных пластовых давлений. Сопоставление карт обводненности и карт изобар позволяет судить о продвижении контуров нефтеносности.
Для определения полноты выработки продуктивных пластов между нефтяными и нагнетательными рядами скважин бурят оценочные скважины со сплошным отбором керна из продуктивного пласта, по которому в лабораторных условиях определяют промытость пород водой, т. е. остаточную нефтеносность. Затем эти скважины используют в качестве контрольных, оборудовав специальными приборами, называемыми пьезографами, или периодически замеряют забойные давления в них.
Для выявления зон слабой или улучшенной проницаемости отдельных участков пластов проводят гидродинамические исследования скважин на взаимодействие. В случае плохой проницаемости на этих участках бурят новые нефтяные или нагнетательные скважины, что обеспечивает большую полноту отбора нефти.
За скоростью продвижения контуров нефтеносности можно следить по изменению коэффициентов светопоглощений нефти k сп и по кривым восстановления забойного давления. За единицу k cn принят коэффициент светопоглощения такого вещества, при проникновении света через 1 см слоя которого интенсивность светового потока уменьшается в е (2,718) раз. Установлено, что k сп чувствителен к изменению в нефти концентрации окрашенных веществ - смол, асфальтенов. Поскольку содержание смол и асфальтенов в нефти больше в зонах, расположенных ближе к контуру нефтеносности, то по увеличению во времени k сп нефтей, извлеченных из внутриконтурных скважин, можно определить скорость движения нефти по каждому участку пласта.
На основе результатов всех перечисленных исследований строят фактические графики основных показателей разработки пласта (см. рис. 10.2.3) , которые позволяют следить за отборами нефти и воды из пласта, закачкой воды или газа в пласт, изменением пластового давления и газового фактора. При отставании фактических показателей от проектных проводят те или другие мероприятия с целью регулирования разработки и достижения проектных показателей.
Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти.
Размещение скважин. Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (преимущественно рядами).
Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.
Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Исследователи часто вкладывают разное содержание в понятие плотности сетки скважин: принимают только площадь разбуренной части залежи; число скважин ограничивают по разным величинам суммарной добычи нефти из них; включают или не включают нагнетательные скважины в расчет; в процессе разработки месторождения число скважин значительно изменяется, площадь нефтеносности при напорных режимах уменьшается, это по-разному учитывают и т. д. Иногда различают малую, среднюю и большую степени уплотнения скважин. Эти понятия весьма условны и различны для разных нефтепромысловых районов и периодов развития нефтяной промышленности. Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений, была самой острой на всех этапах развития нефтяной промышленности. Раньше плотность сетки скважин изменялась от 10 4 м 2 /скв (расстояние между скважинами 100 м) до (4-9)-10 4 м 2 /скв, а с конца 40-х - начала 50-х годов перешли к сеткам скважин с плотностью (30-60)10 4 м 2 /скв. Исходя из теории интерференции и упрощенной схематизации процесса вытеснения нефти водой из однородного пласта, считалось, что при разработке нефтяных месторождений при водонапорном режиме число скважин существенно не влияет на нефтеотдачу.
Практикой разработки и дальнейшими исследованиями установлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и прерывисты продуктивные пласты, хуже литолого-физические свойства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и подгазовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин относительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей сетки более (25 - 30) 10 4 м 2 /скв. В диапазоне плотностей сетки менее (25- 30) 10 4 м 2 /скв влияние хотя и отмечается, однако оно не столь существенное, как при более редких сетках. В каждом конкретном случае выбор плотности сетки должен определяться с учетом конкретных условий.
Сейчас применяют двухстадийное разбуривание первоначально редких сеток скважин и последующее избирательное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называемый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотности сетки скважин, которые разбуривают во вторую стадию и называют резервными. Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с учетом характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % основного фонда скважин. Их место размещения следует планировать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для замены фактически <* ликвидированных скважин из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дублеров, которое может достигать 10 - 20 % фонда.
По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную (еще называют «сплошная») и замедленную систему разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в работу быстрый - все скважины вводят в работу почти одновременно в течение первых одного - трех лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, которую по порядку ввода скважин в работу различают на системы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целесообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по падению; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетают. Только трудные природные (топи, болота) и геологические условия определили применение ползучей системы на Самотлорском месторождении.
Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке считают целесообразными при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворенного газа,
гравитационный режим), т. е. при равномерном распределении по площади пластовой энергии.
Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин - работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополнительно их разделяют: по форме рядов - с незамкнутыми рядами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами; по взаимному расположению рядов и скважин - с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади.
Такие системы широко использовали при режимах работы пласта с подвижными контурами (водо-, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы). При этом скважины размещали рядами, параллельными первоначальному контуру нефтеносности. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.
Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (без ППД); системы с поддержанием пластового давления, когда применяют методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения.
По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с закачкой газа в пласт.
Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам: законтурное, приконтурное, внутриконтурное, барьерное, блоковое, с подовое, очаговое, площадное заводнение.
Системы разработки с закачкой газа в пласт могут применяться но двум основным вариантам: закачка газа в повышенные части залежи (в газовую шапку), площадная закачка газа.
