НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ1. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОЕКТНОГО ПРОИЗВОДСТВА1.1. Стадии проектирования
Объекты обустройства нефтедобывающего
комплекса являются, в основном, опасными
производственными объектами. Проектирование
комплексного обустройства или отдельных его
сооружений производится в несколько стадий. В
соответствии с нормативными требованиями проект
на строительство объекта проходит три стадии:
Обоснование инвестиций в строительство (ОИС);
Проект (П);
Рабочая документация (Р).
1.
2.
3.Каждая стадия проектирования решает определенные задачи.
Назначение ОИС заключается:
–в определении экономической целесообразности строительства;
–в проработке основных вариантов строительства;
–в выборе основных технических решений;
–в согласовании рекомендованного варианта с экспертными
организациями;
–в отводе земельного участка для реализации проекта.
Проект:
–конкретизирует технические решения по выбранному варианту
проектируемого объекта;
–определяет потребность в технологическом оборудовании и
материалах для строительства;
–определяет возможность разработки и поставки оборудования
отечественными или иностранными производителями для реализации
проекта;
–представляет оценку вреда, наносимого производственному
персоналу, населению и окружающей среде;
–уточняет экономическую эффективность строительства.Рабочая документация разрабатывается с целью возможности
реализации проекта. В объем рабочей документации входят комплекты
чертежей, необходимых для выполнения на строительной площадке
строительных, монтажных, электротехнических и др. работ.
Этапность проектирования позволяет найти наиболее рациональное
решение, эффективность которого оценивается как в стоимостном
выражении, так и в показателях надежности, безопасности, реальности
задуманных идей. Продукция проектной организации проходит строгий
контроль со стороны экспертных органов, призванных обеспечить в
стране промышленную, экологическую, санитарную, пожарную
безопасность.
Отсюда
вытекает
необходимость
обеспечения
квалифицированного принятия технических решений на всех этапах и
стадиях его разработки. Отсюда вытекают требования к работникам
проектных организаций в части уровня подготовки специалистов,
качества изучения нормативных документов, освоения новых
технологий и оборудования.
Каждая
стадия
проекта
состоит
из
отдельных
узкоспециализированных
частей,
разрабатываемых
разными
специалистами.1.2 Организация проектного производства
В проектировании каждого сооружения принимают участие проектировщики
разных специальностей. Например, простейшее сооружение комплекса в своем
составе имеет строительные конструкции, технологическое оборудование и
трубопроводы, средства контроля и автоматизации, электрический привод и
освещение, отопление и вентиляцию, водоснабжение и канализацию.
Проектные работы по каждому из обозначенных направлений проводятся
специалистами, имеющими соответствующую подготовку. Строительная часть
сооружения разрабатывается специалистами строительного профиля, части
водоснабжения и канализации, отопления и вентиляции выполняются
специалистами-сантехниками и теплотехниками. Очень важно организовать
совместную разработку частей проекта в согласованном виде. Если каждый
специалист-проектировщик работает в отрыве от специалистов смежных
направлений, проектируемый объект не может быть завершен или его решения
из-за несогласованности не могут быть реализованы на строительной
площадке. Представим себе, для примера, что в одной и той же точке
пространства строитель разместил строительную конструкцию, технолог
проложил трубопровод, сантехник закрепил воздуховод, а электрики провели
пучок кабелей.Согласованность собственных технических решений
с решениями смежных специальностей является
залогом успешной работы проектной организации.
Для увязки интересов смежных специальностей
определяется ведущий отдел, в обязанность которого
входит
важнейшая
функция
распределения
пространства в проектируемом объекте между
участниками проектирования.Проектируемые
объекты
и
сооружения
разделяются по функциональному направлению на
отдельные виды. Объекты, решающие технологию
сбора и подготовки нефти, воды и газа, относятся к
технологическим
сооружениям.
Объекты,
обеспечивающие бытовые условия обслуживающего
персонала,
являются
бытовыми
или
административными
сооружениями,
объекты
энергообеспечения относятся к энергетическим
объектам и так далее. На каждом сооружении
выделяется
основная
направленность
его
деятельности, в соответствии с чем такие объекты
закрепляются за соответствующим проектным
подразделением.Ведущим
отделом
насосной
станции,
обеспечивающей технологическую функцию,
определяется технологический отдел. Ведущим
отделом по проектированию электрической
подстанции является электротехнический отдел.
Ведущим
отделом
по
проектированию
административно-бытового
корпуса
является
архитекурно-строительный отдел.Рост квалификации специалиста проходит по
определенным
законам.
Приоритетной
задачей
молодого специалиста является освоение работ по
выбранной специальности. На втором плане
присутствует
необходимость
получить
четкие
представления о работе смежных отделов. Из опыта
известно, что основные недоработки и ошибки в
проектах допускаются именно на границах смежных
специальностей. Надежное перекрытие этих границ
зависит от знания обязанностей и возможностей своего
смежника.Молодому специалисту простительно некоторое
заблуждение в вопросах смежных специальностей.
Опытный специалист проектировщик отличается от
молодого специалиста тем, что он прекрасно знает
работу в границах своей ответственности, кроме того
имеет четкие представления о возможностях
специалиста смежной специальности за пределами
этих границ.1.3 Требования к уровню подготовки специалистов
Проектирование промысловых объектов выполняется специалистами,
прошедшими обучение в высших учебных заведениях. Инженерпроектировщик должен в совершенстве владеть методами расчета элементов
на прочность, четко ориентироваться в вопросах температурных деформаций
строительных конструкций и трубопроводных систем, знать технологию
подготовки нефти, технологию транспорта однофазных и двухфазных смесей,
способы их разделения и хранения. Высшие учебные заведения готовят, как
правило, специалистов широкого профиля, которые знают "понемногу о
многом", однако их знаний и особенно опыта не достаточно для
самостоятельного принятия решений. В ряде институтов готовят
специалистов по транспорту и хранению нефти и газа, однако специалисты с
дипломом инженера получают весьма смутные представления о насосах,
компрессорах, совершенно не ориентируются в схемах обвязки такого
оборудования, в технологии пуска и остановки, регулирования подобных
машин, а по вопросам кавитации и помпажа центробежных машин не имеют
даже элементарных представлений. С большим сожалением можно
констатировать факт ликвидации таких дисциплин в программах ведущих
ВУЗов страны, как гидравлика и гидродинамика.Технология сбора и подготовки нефти проста по своему содержанию,
так как здесь отсутствуют сложные химические процессы, однако многие
из процессов сбора и подготовки не имеют серьезного научного
обоснования – в этом заключается трудность использования известных
математических моделей, так как они, в основной своей массе, не дают
требуемой точности расчета. В связи с этим следует отметить отсутствие
теории сепарации газожидкостной смеси, отстоя воды из водонефтяной
смеси, теории фильтрации, взаимодействия фаз в трубопроводе при их
совместном транспорте. Математические модели обозначенных процессов
разработаны на основе анализа результатов экспериментов. Они зачастую
не учитывают специфики промысловых объектов, различных свойств
добываемой продукции. В такой ситуации весьма важное значение
приобретает вопрос научного сопровождения процесса проектирования.
Проект промыслового обустройства должен выполняться на основании и в
соответствии
с
рекомендациями
специализированной
научноисследовательской организации, которая на основании специальных
исследований свойств и параметров добываемой продукции выдает
технологический регламент на проектирование объекта. С началом
перестройки выдача регламентов на проектирование прекратилась.Требования, которым должен соответствовать
специалист-технолог, занимающийся проектированием
промысловых объектов:
инженерная подготовка по процессам и аппаратам;
владение математическим аппаратом, основами
сопротивления материалов, экономическими
знаниями;
обладать пространственным мышлением,
позволяющим фантазировать в трехмерном
пространстве;
иметь смелость принимать ответственные
технические решения, от которых зависит
эффективность производства, безопасность людей его
обслуживающего, экологическая безопасность
населения.
–
–
–
–1.4 Структура проектной организации
Проектный институт состоит из ряда основных производственных
подразделений и ряда вспомогательных служб. К числу
производственных относятся отделы или самостоятельные группы по
специализации работ:
Подразделение проектирования генеральных планов и автодорог;
Подразделение технологического проектирования;
Подразделение проектирования контроля и автоматизации
производства;
Подразделение строительного проектирования;
Подразделение проектирования электротехнической части
проекта;
Подразделение проектирования отопления и вентиляции;
Подразделение проектирования водоснабжения и канализации;
Подразделение теплотехнического проектирования;
Подразделение проектирования смет и проектов организации
строительства;
Подразделение проектирования охраны окружающей среды;В числе вспомогательных подразделений в составе проектного
института могут быть:
Технический отдел, укомплектованный главными специалистами
по основным направлениям проектного производства;
Отдел оформления проектно-сметной документации;
Технический архив;
Техническая библиотека;
Служба поддержки средств вычисления и размножения
документации.
В составе проектного института в обязательном порядке
имеется бухгалтерия, плановое подразделение, служба снабжения,
транспортное подразделение.
Возглавляет проектный институт директор. Общее техническое
руководство проектированием осуществляет главный инженер, или
технический директор института. Руководство за ходом работ по
каждому объекту проектирования осуществляет главный инженер
проектов.1.5 Взаимоотношения с заказчиком
На качество проектных работ, на безопасность и
работоспособность запроектированных объектов большое
влияние оказывает уровень взаимоотношений между проектной
организацией и заказчиком. В этом разрезе следует
рассматривать весь комплекс вопросов: согласованность
технических решений, активность сторон в вопросах сбора и
выдачи исходных данных для проектирования, стоимость
проектных работ, сжатые сроки проектирования, надежность и
гибкость проектных решений, позволяющих естественное
наращивание мощностей объекта без значительных объемов
демонтажа.
Добрые и доверительные отношения между Заказчиком и
проектировщиком являются результатом длительных контактов.
Высокий технический уровень объекта определяется качеством
его проекта.Прежде, чем наносить объект на бумагу, необходимо
включить воображение. Необходимо детально представить себе
проектируемый объект на всех стадиях и этапах его развития.
Ведь промысловые объекты – это высокодинамичные
технологии, параметры которых изменяются вслед за объемами
бурения скважин и обводненностью нефти.
На начальном этапе проектировщик обязан не только
выдать документацию на объекты опытной эксплуатации, но и
детально проработать перспективу его развития. При этом на
генплане определяются места перспективного развития
сооружений. Новые объекты, появляющиеся в перспективе, не
должны снижать качество проектируемого комплекса в части
минимизации
межблочных
коммуникаций,
соблюдения
зональности площадок по уровню взрывопожароопасности
размещаемых на них сооружений, наличию удобных подходов,
подъездов, проездов как на начальном, так и на завершающем
этапах строительства.Если
проектная
организация
ведет
постоянное
проектирование объекта, вся информация о технологических
решениях накапливается и длительно сохраняется в архиве
института. При необходимости разработки новых объектов на
такой площадке не возникает проблем со сбором исходной
информации, так как большой объем этой информации находится
в институте. При этом в материалах, не выдаваемых заказчику,
институт хранит и проработки на перспективное развитие
объекта. Наличие этих материалов позволяет естественным
образом вписать новые объекты в схему генерального плана. В
этом проявляется техническая политика института, направленная
на долгосрочное проектирование объекта на всех этапах его
жизни.
Разработка вопросов перспективного развития объекта
организуется главным инженером проекта с привлечением
ведущих специалистов проектного института.
Добрые
отношения
выгодны
и
Заказчику
и
проектировщику.2. СОСТАВ ОБЪЕКТОВ ПРОМЫСЛОВОГО
ОБУСТРОЙСТВА2.1 Структура промысла
Структура сооружений нефтяного промысла
зависит от масштаба месторождения. Месторождения,
имеющие малую нефтеносную площадь, не имеют
полного набора сооружений, обеспечивающих выдачу
товарной нефти. Такие месторождения нуждаются в
кооперации с объектами соседних месторождений.
Очень крупные месторождения разделяются на ряд
участков,
оснащенных
полным
комплектом
сооружений, обеспечивающих все стадии сбора,
подготовки, хранения нефти и выдачи товарной
продукции внешнему потребителю.По определению временных норм технического
проектирования ВНТП 3-85 дожимная насосная станция (ДНС)
является начальным звеном в схеме подготовки нефти. Ее
продукцией является сырая нефть, не отвечающая требованиям
ГОСТ по содержанию воды и давлению насыщенных паров.
Окончательная подготовка нефти должна проводиться на
комплексных сборных пунктах (КСП). Далее предусматривается
сбор товарной нефти на центральных товарных парках (ЦТП).
Однако такое распределение функций характерно только для
крупных месторождений. На средних месторождениях процесс
подготовки нефти завершается, как правило, на ДНС, для чего
они оснащаются установками концевой сепарации и
резервуарами товарной нефти.Для распределения месторождений по размеру нефтеносной
площади на малые, средние и крупные можно использовать следующие
данные:
по максимальному отходу забоя скважин от вертикали, равному
1200–1300 м нефтеносная площадь, дренируемая скважинами одного
куста, приблизительно составит 7 км2;
при максимальном удалении куста от ДНС по сетям нефтесбора,
равном 10 км, предельная нефтеносная площадь, обслуживаемая одной
ДНС, составит ориентировочно 350–400 км2;
максимальное количество кустов, подключаемых к одной ДНС,
может достигать 30–40 штук.
При площади нефтеносного пласта меньше 100 км2 месторождение
следует классифицировать, как малое, при площади до 400 км2, как
среднее, при площади более 400 км2 – как крупное месторождение.
Если нефтеносная площадь превышает 400 км2, на промысле
создается вторая, третья и так далее ДНС.2.2 Динамика жидкостных и газовых потоков на
промысле
Нефтяной промысел – динамичный объект,
параметры которого изменяются во времени на
протяжении всего периода разработки месторождения.
Освоение месторождения начинается с ввода в
эксплуатацию малого числа скважин. Затем ведется
интенсивное разбуривание залежи с выходом на
максимальный уровень добычи. После этого начинается
снижение добычи, связанное с истощением пласта.
На рис. 2.1 и 2.2 представлена динамика
жидкостных и газовых потоков.Вопросы изменения уровня добычи нефти, жидкости,
степени
обводненности
продукции
скважин
обычно
рассматриваются в технологической схеме разработки
месторождения. Результаты этих проработок являются
исходными данными для расчета нефтесборных сетей, системы
ППД, системы утилизации попутного нефтяного газа.
Выделяя первый пусковой комплекс обустройства,
проектировщик должен учитывать изменение параметров,
влияющих на технические решения пускового комплекса, в
перспективе. Фактически проектировщик должен представить
себе модель промысла, которой он будет соответствовать на
разных этапах его развития: в период роста добычи нефти, при
максимальном объеме добычи, и в период падающей добычи.Объекты обустройства должны подстраиваться под
потребность промысла, которая изменяется во времени.
Из практики известно, что завышенный диаметр
нефтесборного трубопровода в начальный период разработки
месторождения приводит к быстрому выходу его из строя по
причине "канавочной" коррозии. Предположим, что расчетный
срок работы такого трубопровода составляет 18 мес.
Спрашивается, зачем строить трубопровод большого диаметра с
учетом максимальной его загрузки, если до момента ее
наступления трубопровод успеет износиться 3–4 раза. Конечно
же, в этом случае придется строить трубопровод, на малый
расход продукции скважин, способный противостоять
агрессивному воздействию 6–8 лет, после чего потребуется его
замена трубопроводом большей пропускной способности.
Замена нефтесборных сетей в процессе эксплуатации
обычно требует остановки добывающих скважин, работающих
на этот трубопровод. Остановка скважин приводит к снижению
добычи нефти.Вопрос надежности нефтесборной сети имеет существенное
значение не только для функционирования промысла, но и для
окружающей среды. Если рассмотреть динамику ввода нефтесборных
сетей за весь период разработки месторождения, обнаружится
интересное свойство, заключающееся в том, что коридоры
коммуникаций на подходах к границе ДНС оказываются
перенасыщенными трубопроводами, линиями электропередачи. На
седьмой–десятый год разработки практически невозможно проложить
новый трубопровод без нарушения действующих норм и правил. Этому
способствует необдуманная "рационализация" строительства сетей,
когда трубопроводы прокладываются не параллельно, а под некоторым
углом друг к другу, когда не учитывается перспектива развития
коридора коммуникаций, не резервируется место для прокладки
трубопроводов в будущем. В середине периода разработки
месторождения новый трубопровод приходится прокладывать,
пересекая существующий коридор несколько раз, так как свободное
место для него можно найти то слева, то справа от существующих
коммуникаций.Нефтесборные трубопроводы на подходе к площадке ДНС
должны прокладываться в 1 линию из труб, стойких к
коррозионно-эрозионному разрушению на полное развитие
промысла с возможностью подключения к ним новых
нефтесборных трубопроводов на некотором удалении от
площадки ДНС (500–1000 м). Это позволит исключить
параллельную прокладку труб на подходах к ДНС. Аналогичное
решение целесообразно на ответственных участках переходов
через водные преграды, а также в водоохранной зоне. Зачем
пересекать водную преграду тремя–пятью линиями нефтесбора,
если вместо этого можно положить один стеклопластиковый
трубопровод на максимальную пропускную способность и при
необходимости подключать к нему дополнительные нитки
стального трубопровода на обоих берегах водной преграды.2.3 Границы проектированияВ состав комплекса нефтепромыслового обустройства
входят следующие сооружения:
кусты скважин;
пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды;
резервуарные парки;
насосные внешней перекачки нефти;
система ППД, кустовые насосные станции (КНС);
сеть трубопроводов нефтесбора;
водозаборные сооружения;
электрические подстанции и линии электропередачи;
промысловые автодороги.
–
–
–
–
–
–
–
–
–2.4 Кусты скважин
Сырьем проектируемой системы промыслового
обустройства является продукция нефтедобывающих
скважин. Скважины на нефтяном месторождении
группируются в кусты. Кустовая схема разбуривания
нефтяного месторождения принята в Западной Сибири в
целях снижения затрат на передвижку буровых станков,
на строительство коридоров коммуникаций, а также в
целях централизации контроля за работой скважин и их
обслуживания.Скважины куста разбуриваются, как правило, одним буровым
станком, перемещаемым по площадке от одной скважины к другой.
Скважины на кустовой площадке размещаются в соответствии с
требованиями норм проектирования и техническими условиями буровой
организации. Устья всех скважин куста размещаются на одной линии.
Скважины разделяются на группы. В составе каждой группы находится
от 2 до 4 скважин, размещаемых на расстоянии 5 м друг от друга.
Следующая группа отстоит от предыдущей на 15–22 м. В составе одной
кустовой площадки может размещаться от 4–5 до 16–18 скважин.
Количество скважин, включаемых в состав одного куста, существенным
образом влияет на экономическую эффективность бурения и добычи
нефти. Максимальное укрупнение куста приводит к значительному
смещению забоя скважин от вертикали, проходящей через ее устье.
Величина смещения влияет на объем проходки при бурении скважин,
чем больше отход, тем выше стоимость буровых работ и ниже
надежность
работы
скважинного
оборудования.
Оснащение
малодебитных скважин плунжерными насосами ограничивает
предельное смещение забоя величиной 1200–1300 м.Общая
закономерность
зависимости
экономической
эффективности от степени укрупнения кустовых площадок
состоит в том, что укрупнение куста (увеличение количества
скважин, разбуриваемых с одной кустовой площадки) приводит к
увеличению стоимости буровых работ, однако при этом резко
снижаются затраты на строительство и эксплуатацию коридоров
коммуникаций. Поиск оптимального решения по степени
укрупнения куста является типичной оптимизационной задачей.
Проект скважин кустовой площадки не входит в состав
проекта обустройства месторождения. Границей проектирования
скважин и обустройства является запорная арматура,
размещаемая на устье скважины. Проект обустройства
месторождения начинается с выхода запорной арматуры каждой
скважины.В составе кустовых площадок, кроме добывающих скважин, размещаются
следующие сооружения:
–выкидные линии, соединяющие добывающие скважины с групповой
замерной установкой;
–групповая замерная установка (ГЗУ), предназначенная для осуществления
контроля за работой добывающих скважин;
–нагнетательные скважины, предназначенные для закачки в нефтяной пласт
воды и/или газа для поддержания пластового давления;
–водораспределительные и/или газораспределительные гребенки,
обеспечивающие распределение и учет агентов, закачиваемых в пласт;
–водозаборные скважины, являющиеся источником получения
дополнительных объемов воды, подаваемой в пласт;
–блок
подачи реагентов в продукцию скважин для подавления
коррозионных процессов в нефтесборных трубопроводах, для борьбы с
асфальтосмолопарафиноотложениями;
–локальная кустовая система канализации, которая обеспечивает сбор и
утилизацию протечек нефти и пластовой воды в процессе эксплуатации и
ремонта скважин и наземного оборудования, а также сбор ливневых стоков с
площадок, имеющих твердое покрытие;
–блоки управления и оборудование электроснабжения куста.Кусты скважин размещаются, как правило, на
заболоченных участках или на затапливаемой пойме.
Началу производства буровых работ предшествует
подготовка территории куста. Она связана со
значительным объемом земляных работ. Производится
отсыпка площадки куста привозным грунтом, в
необходимых случаях – гидроизоляция кустового
основания,
укладка
лежневого
основания
с
последующей отсыпкой грунта по лежневке на высоту
не менее 0,8 м.
Территория кустовой площадки обваловывается
земляным
валом,
примыкает
к
промысловой
автодороге, имеет 1–2 въезда.
Пример
компоновки
кустовой
площадки
представлен на рис. 2.4.Выкидные трубопроводы соединяют нефтедобывающие скважины
куста с групповой замерной установкой. Эти трубопроводы
прокладываются подземно на глубине 0,8–1,0 м, работают при давлении
1–6 МПа.
Групповая замерная установка (ГЗУ) работает в автоматическом
режиме. На ее вход по программе подключается одна скважина,
продукция которой разделяется на отдельные фазы и проходит
контрольный замер расхода за определенный промежуток времени. Во
время тестирования одной скважины другие работают на нефтесборный
коллектор. Продукция контролируемой (тестируемой) скважины с выхода
ГЗУ подается в нефтесборный коллектор и далее следует к месту сбора.
По окончании тестирования одной скважины производится переключение
тестируемой скважины на нефтесборный коллектор, а на тестирование
подключается
следующая
скважина.
Результаты
тестирования
сохраняются не менее месяца в электронной памяти узла управления ГЗУ.
По результатам эпизодических замеров производится расчет продукции
каждой скважины за установленные отрезки времени: за 1 час, за сутки, за
месяц. Эти данные автоматически передаются в диспетчерский пункт в
виде стандартных отчетов.Эффективность добывающих скважин зависит от коэффициента
продуктивности нефтеносного пласта и депрессии на пласт. В местах подачи
агента в пласт для поддержания пластового давления образуется зона
максимального давления в пласте. В местах отбора нефти на добывающие
скважины устанавливается минимальное давление. Разность давлений определяет
продуктивность скважины. Чем больше эта разность, тем выше дебит
добывающей скважины.
Для поддержания высокой продуктивности скважин производится закачка
агентов в пласт через нагнетательные скважины. Вопросы поддержания
пластового давления относятся к компетенции геологической службы
предприятия, эксплуатирующего месторождение. Однако здесь есть ряд вопросов,
которые не должны исчезать из поля зрения проектной организации. К числу этих
вопросов относятся проблемы утилизации подтоварной воды, отделяемой от
нефти в процессе ее подготовки, а так же вопросы водного баланса. Подтоварная
вода является химически активным агентом. Она высокоминерализована,
содержит значительное количество солей и представляет серьезную опасность для
стальных трубопроводов, для флоры и фауны. Эта вода в обязательном порядке
подлежит возврату в нефтяной пласт. Объем воды, поступающей в пласт через
систему ППД, должен компенсировать отбор жидкости из пласта с некоторым
запасом, учитывающим отбор нефти и газа, потери воды в системе ее циркуляции
или за счет перетоков между пластами в залежи. В противном случае давление в
пласте будет снижаться.Для замыкания баланса по воде в системе обустройства
месторождения предусматриваются дополнительные источники
водоснабжения. В качестве таковых могут быть использованы
пресные воды поверхностных источников (рек и озер), а также
вода сеноманского пласта из водозаборных скважин.
Для
поддержания
пластового
давления
может
использоваться газ, добываемый вместе с нефтью. Для закачки
газа в пласт его необходимо сжать до давления 23–35 МПа.
Сжатие газа до таких давлений при малых расходах производится
поршневыми компрессорами. На крупных месторождениях с
объемом добываемого газа более 1 млн м3/сут могут применяться
центробежные компрессоры.Распределительные гребенки на кустовой площадке
используются для контроля и распределения закачиваемых в пласт
агентов через нагнетательные скважины. В качестве агентов
используются подтоварная вода, вода сеноманского горизонта, или
пресная вода из поверхностных источников. В качестве
вытесняющего агента используется и нефтяной газ. Иногда
применяются схемы совместной закачки воды и газа. Технология
совместной закачки воды и газа находится в стадии освоения. Здесь
могут быть использованы схемы циклической закачки, когда
производится последовательная подача в нагнетательную скважину
порций воды и газа. Сейчас активно прорабатывается технология
совместной закачки воды и газа, при этом смесь диспергируется до
размера частиц, соответствующих размеру пор нефтеносного
пласта.
Распределительные гребенки размещаются в утепленных
боксах. Они оборудуются распределительным коллектором,
запорной и регулирующей арматурой, средствами контроля и учета.Водозаборные скважины оснащаются насосами высокого
давления. Подача воды из водозаборной скважины в нагнетательные
скважины производится по схеме "из скважины в скважину". Если
нагнетательных скважин несколько, то на кустовой площадке
предусматривается водораспределительная гребенка. Давление воды на
входе нагнетательных скважин поддерживается на уровне 12–20 МПа.
Для борьбы с осложнениями, вызванными высокой активностью
коррозии нефтесборных трубопроводов, отложениями гидратов, смол,
парафина или солей в трубопроводах, кроме механических способов
используют специальные реагенты – ингибиторы коррозии, ингибиторы
асфальтосмолопарафиновых отложений. Выбор реагента, способ и
режим его подачи в трубопровод должен определяться технологическим
регламентом на проектирование. В условиях отсутствия таких
регламентов вопросы обеспечения надежности нефтесбора решаются
опытным путем, в основном по аналогии с действующими системами
нефтесбора. В составе проекта должна предусматриваться возможность
дозированной подачи реагента в трубопровод. Вопрос о том, какой
именно реагент подавать, с каким расходом и как часто – решает служба
эксплуатации.Блок дозирования реагента представляет собой насосную
установку, оснащенную плунжерным насос-дозатором с
электроприводом. Такой насос позволяет изменить расход
реагента. Кроме насосов в блоке предусматривается емкость для
приема и хранения реагента, а также расходная емкость, в
которой производится приготовление раствора. Забор раствора
реагента на прием насоса осуществляется из расходной емкости.
В качестве растворителей реагента могут использоваться вода
или жидкие углеводороды в зависимости от решаемой задачи.
Максимальное давление подачи реагента достигает 10–16 МПа.Приустьевые площадки добывающих и нагнетательных
скважин
оборудуются
специальными
металлическими
приямками размером 2´2´0,6 м, предназначенными для сбора
протечки нефти и воды, как при эксплуатации скважин, так и при
выполнении ремонтных работ. Приямки соединены через
канализационный коллектор с подземной емкостью, в которой
производится сбор и хранение стоков до момента откачки. В эту
же емкость производится сброс ливневых стоков с ремонтной
площадки с твердым покрытием. Дренаж оборудования ГЗУ,
заполненного нефтью, производится в систему локальной
кустовой канализации для сбора протечек продукта. Эта система
также имеет отдельную подземную емкость, предназначенную
для сбора и хранения продукта. Откачка стоков и продукта из
подземных емкостей производится передвижными насосными
агрегатами в нефтесборный коллектор.Оснащение кустовых площадок специальными малорасходными
высоконапорными насосами позволяет отказаться от использования
передвижных насосных установок. Стационарные насосные агрегаты,
способные перекачивать стоки в нефтесборный коллектор
выпускаются фирмой LINAS (г. Москва).
Техническая характеристика насоса: Марка насоса – АЦМС 2260, производительность – 2 м3/час, напор – 200 м.
Мощность электродвигателя – 3 кВт, габариты (длина, ширина,
высота) –250, 210, 1010
мм., масса – 60 кг.
Насосы оснащаются средствами контроля и автоматизации,
обеспечивающими автоматическое управление процессом откачки.
Кроме технологического оборудования на кустовой площадке
предусматривается размещение комплекта блоков, обеспечивающих
электроснабжение, освещение и автоматический контроль за работой
куста скважин.Для защиты от несанкционированного проникновения
проектом предусматривается блокировка и сигнализация состояния
двери блока ГЗУ, а также автоматический контроль за состоянием
периметра кустовой площадки. При нарушении периметра куста или
проникновении в блок ГЗУ диспетчеру подается соответствующий
сигнал.
Некоторое разнообразие в компоновке кустовых площадок
возникает при использовании разных способов добычи нефти. Для
подъема нефти из пласта на поверхность могут использоваться
следующие технологии: насосная добыча плунжерными насосами с
приводом от станка-качалки; погружными центробежными насосами
с приводом от погружного электродвигателя; струйными насосами,
использующими в качестве рабочей жидкости воду, добываемую
вместе с нефтью; газлифт. При использовании технологии газлифта
или струйных насосов на кустовой площадке появляются
дополнительные сооружения, соответственно газораспределительная
гребенка газлифтного газа или силовая насосная станция.2.5 Пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды
Продукцией добывающих скважин является смесь нефти,
пластовой воды и попутного нефтяного газа. Такая смесь не
может транспортироваться на большое расстояние к местам
переработки, кроме того, вода должна утилизироваться закачкой
в
нефтяной
пласт,
следовательно
ее
передача
на
нефтеперерабатывающий завод не имеет смысла.
Первичная подготовка нефти производится на пунктах
сбора и подготовки, в качестве которых используются дожимные
насосные станции.
В состав ДНС входят сепараторы для разделения смеси на
жидкость и газ, сепараторы для отделения унесенной жидкости
от газа, технологические подогреватели жидкости, отстойники
для отделения воды от нефти, отстойники для отделения нефти
от воды, насосная внешней перекачки нефти. Пластовая вода,
очищенная от нефти, передается на КНС для закачки в пласт
через систему водораспределительных трубопроводов.В последнее время ДНС оснащаются установками концевой
сепарации и резервуарами товарной нефти. Такое дополнение
позволяет получить товарную нефть на ДНС и передать ее через
систему транспорта на нефтепереработку.
Технология первичной подготовки нефти и подготовки
пластовой воды использует аппараты гравитационного типа. В
качестве движущей силы в процессах отделения газа от жидкости
и нефти от воды используются силы гравитации. Такая
технология проста по аппаратурному оформлению, не требует
значительных затрат энергии, однако она не может решить
проблему использования попутного нефтяного газа, содержащего
пропан-бутановую фракцию.
В пластовых условиях нефть является жидкостью, в состав
которой входят метан, этан, сжиженные углеводороды (пропан,
бутан) и более тяжелые углеводородные
компоненты.При добыче и сборе нефти происходит ее разгазирование. Из
жидкости выделяются легкие углеводородные компоненты. По мере
снижения давления в системе добычи и сбора нефти объем выделяемого
газа увеличивается с одновременным увеличением доли более тяжелых
компонентов в газе.
Всю гамму добываемых компонентов можно разделить на три
части. К первой части следует отнести наиболее легкие компоненты –
метан и этан. По составу эта часть должна использоваться как
топливный газ и транспортироваться к местам его потребления.
Товарная нефть не должна содержать метана, этана, пропана и
бутана. В противном случае она не будет соответствовать требованиям
ГОСТ на товарную нефть по давлению насыщенных паров. Остается
промежуточная часть добываемой смеси, куда входят пропан и бутаны.
Эти компоненты не могут входить в состав нефти, однако они не могут
быть и в составе газовой части, так как газ, содержащий пропанбутановую фракцию, конденсируется в газопроводах, конденсат создает
серьезные помехи при транспорте газа.Попутный нефтяной газ, в состав которого входят метан, этан,
пропан и бутан, должен подаваться на газоперерабатывающий
завод.
Пропан и бутан являются наиболее интересными
компонентами
для
газоперерабатывающих
предприятий.
Основную прибыль газоперерабатывающий завод получает от
реализации широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ),
состоящей в основном из смеси пропана и бутанов.
Перед нефтедобывающим предприятием не стоит задача
отделения пропан- бутановой фракции от нефти и газа. Целевым
продуктом НГДУ является товарная нефть. Попутный нефтяной
газ для НГДУ является отходами производства, которые, в
соответствии с требованием Закона РФ, подлежат утилизации.Проблема использования попутного нефтяного газа
зародилась в эпоху социализма. В структуре народного хозяйства
выделено специальное подр
Нефтью называют горючую маслянистую жидкость красно-коричневого или чёрного цвета со специфическим запахом. Нефть является одним из важнейших полезных ископаемых на Земле, так как из неё получают наиболее используемые в настоящее время виды топлива. Обычно нефть образуется вместе с другим, не менее важным — природным газом . Поэтому очень часто эти два вида полезных ископаемых добываются в одном и том же месте. Нефть может залегать на глубине от нескольких десятков метров до 6 километров, но чаще всего она располагается на глубине 1-3 км. Природным газом называют газовую смесь, образующуюся при разложении органических веществ. Он залегает в земных недрах в газовом состоянии в виде отдельных скоплений, в виде нефтяной шапки нефтегазовых месторождений, а также в растворённом состоянии (в нефти и в воде).
Наиболее известные месторождения нефти и газа на территории России:
Уренгойское месторождениеприродного газа . Это второе в мире по величине пластовых запасов газовое месторождение. Объёмы газа здесь превышают 10 триллионов кубических метров. Данное месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области России, чуть южнее северного полярного круга. Имя месторождению дало название расположенного неподалёку посёлка Уренгой. После начала разработки месторождения здесь вырос целый рабочий город Новый Уренгой. Месторождение было открыто в 1966 году, а добыча газа началась в 1978.
Как добывают нефть (фото Максима Юрьевича Калинкина)
Туймазинское нефтяное месторождение . Это месторождение расположено в Республике Башкирия, у города Туймазы. Месторождение было открыто ещё в 1937 году. Нефтесодержащие слои расположены на глубине 1-1,7 км. Разработка месторождения началась в 1944. Туймазинское месторождение является одни из пяти крупнейших месторождений в мире по количеству нефти. Размеры месторождения составляют 40 на 20 километров. Благодаря новейшему методу основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось бы извлечь обычными способами. Однако запасы так велики, что добыча продолжается до сих пор.
Находкинское газовое месторождение. Это месторождение природного газа расположено в Большехетской впадине в Ямало-Ненецком автономном округе. Запасы месторождения оцениваются в 275,3 миллиарда м 3 газа. Хотя месторождение было открыто довольно давно (в 1974 году), разработка его началась лишь в 2004 году.
Штокмановское газоконденсатное месторождение. Одно из крупнейших месторождений в мире, открытое в 1988 году. Располагается в центральной части шельфа примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Запасы газа, по оценкам на настоящее время, составляют 3,7 триллиона м2 газа. Добыча газа здесь пока ещё не началась, так как значительная глубина залегания полезного ископаемого и трудные условия разработки требуют значительных затрат и высокотехнологичного оборудования.
Ковыктинское месторождение (Ковыкта). Месторождение природного газа, расположенное на севере Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от Иркутска. Месторождение находится на высокогорном плато, покрытом темнохвойной . На некоторой части территории господствует . Кроме того, этой местности осложняется многочисленными каньонами. Климатические условия в районе месторождения также достаточно суровые. Запасы природного газа оцениваются в 1,9 триллионов кубометров газа и 115 миллионов тонн жидкого газового конденсата.
Ванкорское месторождениенефтегазовое месторождение. Месторождение, расположенное на севере Красноярского края. Включает в себя Ванкорский и Северо-Ванкорский участки. Месторождение открыто в 1991 году. Запасы нефти превышают 260 миллионов тонн, а газа - около 90 миллиардов м2. Разработка месторождения должна начаться в 2008 году. Здесь планируется пробурить 266 скважин, а поставку осуществлять через Восточный нефтепровод.
Штокмановское месторождение
Ангаро-Ленское газовое месторождение . Крупное месторождение природного газа расположенное в Иркутской области. Названо по названиям крупных – и Ангары, расположенных поблизости. Месторождение открыто в начале XXI века. Запасы природного газа по предварительным оценкам составляют более 1,2 триллиона м2.
Самотлорское нефтяное месторождение (Самотлор ). Это крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире нефтяных месторождений располагается в Ханты-Мансийском автономном округе, в районе Нижневартовска у Самотлор. По оценкам специалистов запасы нефти здесь составляют 2,7 миллиарда тонн. Они залегают на глубине 1,6-2,4 км. Месторождение было открыто в 1965 году. В основном месторождение разрабатывалось в 80-е годы прошлого века. К настоящему времени около 2,3 миллиарда тонн уже добыто.
Еты-Пуровское нефтяное месторождение . Это нефтяное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе, в районе города Ноябрьска. Открыто в 1982, разработка начались лишь в 2003. Запасы нефти составляют около 40 миллионов тонн.
Верх-Тарское нефтяное месторождение . Располагается на севере Новосибирской области. Запасы нефти составляют около 68 миллионов тонн. Одним из недостатков месторождения является отсутствие необходимых коммуникаций. Нефть добываемая на этом месторождении отличается небольшим количеством примесей. Месторождение открыто в 1970 году, разработка началась в 2000 году.
Количество месторождений нефти и газа в России значительно больше. Некоторые из них, открытые ещё в прошлом веке уже выработаны, а разработка других, сравнительно недавно обнаруженных, ещё даже не начиналась (например, Ванкорское месторождение). Кроме того, есть основания полагать, что далеко не все месторождения на территории страны открыты.
Нефть - маслянистая жидкость, обычно черного или красно-коричневого цвета со специфическим запахом и горючими свойствами. Сегодня из данного вещества получают топливо, поэтому можно смело говорить о том, что это наиболее ценное полезное ископаемое на планете Земля (наряду с природным газом). Месторождения нефти есть во многих частях планеты. Большая часть информации в данной статье будет посвящена как раз местам залежей «черного золота».
Общая информация
Нефть и природный газ обычно залегают в одном и том же месте, поэтому нередко эти ископаемые добывают из одной скважины. «Черное золото» обычно добывают на глубине в 1-3 километра, однако нередко его находят как почти на поверхности, так и на глубине более 6 км.
Природный газ представляет собой газовую смесь, которая образуется в результате длительного разложения органических веществ. Как было отмечено выше, крупнейшие месторождения нефти могут располагаться по всему Земному шару. Самые большие находятся в Саудовской Аравии, Иране, России, США. Другое дело, что далеко не все страны могут позволить себе самостоятельную добычу ввиду высоких цен на разработку скважин, покупку оборудования и т. п. По этой простой причине многие месторождения продаются за сущие копейки.
Давайте поговорим о том, где находятся самые значимые залежи «черного золота».
Немного о классификации нефтяных месторождений
Отметим, что далеко не все ископаемые, находящиеся под землей, можно считать месторождениями. К примеру, если залежей слишком мало, то с экономической точки зрения не имеет смысла привозить оборудование и бурить скважину. Нефтяное месторождение - это совокупность нефтяных залежей, располагающихся на определенной территории. Занимаемая площадь колеблется от десятков до сотен километров. По количеству залегаемой нефти месторождения можно разделить на пять групп:
- мелкие - количество полезных ископаемых не превышает десяти миллионов тонн;
- средние - от 10 до 100 млн тонн нефти (к таким месторождениям можно отнести Кукмоль, Верх-Тарское и другие);
- крупное - от 100 млн до 1 млрд тонн (Каламкас, Правдинское и др.);
- гигантские, они же крупнейшие - 1-5 миллиардов тонн нефти (Ромашкино, Соматлор и так далее);
- уникальные, или супергигантские, - более пяти миллиардов тонн (к самым крупным месторождениям можно отнести залежи на Аль-Гаваре, Большом Кургане, в Эр-Румайле).
Как вы видите, далеко не все залежи полезных ископаемых можно отнести к той или иной группе. К примеру, некоторые месторождения располагают не более чем ста тоннами «черного золота». Их не имеет смысла открывать, так как это весьма убыточно.
Месторождение нефти в России
В настоящее время на территории Российской Федерации открыто более двадцати точек, где активно добывается «черное золото». С каждым годом количество месторождений увеличивается, но ввиду сегодняшних низких цен на нефть открытие новых точек является крайне невыгодным. Это касается лишь малых и средних месторождений.
Основная часть скважин располагается в арктических морях, а если говорить точнее, то непосредственно в их недрах. Естественно, что разработка из-за сложных климатических условий несколько затруднена. Еще одна проблема - доставка нефти и газа на перерабатывающий завод. По этой простой причине на территории РФ есть всего несколько таких пунктов, которые осуществляют первичную и вторичную обработку. Один из них - это шлейф Сахалина. Еще один завод находится на материковой части. Обусловлено это тем, что данная территория имеет не одно крупное месторождение нефти в России. В частности, можно говорить о Сибири и о Дальнем Востоке.
Основные месторождения нефти на территории РФ
В первую очередь опишем Уренгойское месторождение. Оно является одним из самых больших и занимает второе место в мировом рейтинге. Количество природного газа здесь составляет примерно 10 триллионов кубических метров, а нефти меньше примерно на 15%. Находится это месторождение в Тюменской области, в Ямало-Немецком автономном округе. Название было дано в честь небольшого поселения Уренгой, которое располагается неподалеку. После открытия месторождения в 1966 г. тут вырос небольшой городок. Первые скважины начали свою работу в 1978 г. Они функционируют по сегодняшний день.
Находкинское газовое месторождение тоже достойно упоминания. Несмотря на то что количество природного газа здесь оценивается в 275 миллиардов кубических метров, в нем находится большое количество «черного золота». Первые добычи начались только через 28 лет после открытия, в 2004 году.
Туймазинское месторождение нефти
У города Туймазы, что в республике Башкирия, находится данное месторождение. Оно было открыто очень давно, еще в 1937 году. Нефтесодержащие пласты залегают относительно неглубоко, примерно на 1-2 км под землей. На сегодняшний день Туймазинское месторождение входит в ТОП-5 крупнейших мест по залежам нефти. Разработка началась еще в 1944 году, и успешно ведется до сих пор. Залежи нефти располагаются на большой площади примерно 40 х 20 километров. Использование передовых методов добычи ценного продукта позволило извлечь основные залежи полезных ископаемых примерно за 20 лет. Кроме того, из девонских пластов было добыто примерно на 45-50% нефти больше, чем при использовании классических способов. В дальнейшем оказалось, что количество «черного золота» в этом месте больше, нежели ожидалось, поэтому оно добывается и по сегодняшний день.
Ковыктинское и Ванкорское месторождения
Ковыктинское месторождение располагается в Иркутской области. Так как скважины в основном находятся на высокогорном плато, это место окружает только лишь тайга. Несмотря на то что изначально тут была открыта добыча природного газа и жидкого газового конденсата, немного позже появились нефтяные скважины, которые оказались довольно богатыми. Безусловно, основные месторождения нефти в РФ - это целая система скважин, которые в совокупности делают государство лидером по добыче «черного золота» во всем мире.
На севере Красноярского края находится Ванкорское месторождение. Его нельзя назвать только лишь нефтяным, ведь тут ежегодно добывается большое количество природного газа. По предварительным оценкам, количество нефти в этом месторождении составляет порядка 260 миллионов тонн, а оьъем природного газа - порядка 90 миллиардов кубических метров. На этом месте находится 250 скважин, а поставка продукта осуществляется Восточным нефтепроводом.
Месторождения «черного золота» в различных странах мира
Стоит обратить ваше внимание на то, что не только в России находятся крупнейшие месторождения нефти. Этого ценного продукта достаточно и во многих других странах. К примеру, на западе Канады, в провинции Альберта, находятся крупнейшие залежи. Там добывается примерно 95% «черного золота» всей страны, кроме того, имеются большие объемы природного газа.
Австрия тоже известна своими богатыми месторождениями. Большая их часть располагается в Венском бассейне. Карта месторождений нефти говорит о том, что добыча производится и в Вендорфе, который располагается на границе с Чехословакией. Также известно месторождение Адерклаа.
Кое-что еще о нефти
Не было сказано о крупнейшем мировом поставщике «черного золота» - Саудовской Аравии. Достаточно того, что тут располагаются залежи на 75-85 миллиардов баррелей (месторождение Гавар). В Кувейте суммарные залежи составляют 66-73 миллиарда баррелей. В Иране постоянно ведется разработка месторождения нефти. На сегодняшний день установлено, что там просто огромные запасы «черного золота». К примеру, пять месторождений оцениваются в сто миллиардов баррелей, а это уже говорит о многом. Однако стоит отметить, что большая часть скважин принадлежит США.
Заключение
Ежемесячно в мире появляется как минимум одно новое месторождение нефти. Безусловно, это полезное ископаемое имеет огромное значение для человека. Из него делают топливо, используют в качестве горючего для транспортных средств и так далее. Нельзя не заметить, что сегодня в мире идет ожесточенная борьба между Соединенными Штатами и Россией за каждую новую нефтяную скважину. Конечно, многие государства пытаются найти альтернативу нефти. Если раньше широко использовался каменный уголь, то сегодня «черное золото» его постепенно вытесняет. Но мировые запасы нефти рано или поздно закончатся, вот тогда придется придумывать что-то новое. Вот почему уже сегодня множество известных ученых пытаются решить проблему альтернативы «черного золота».
Нефть представляет собой сложную многокомпонентную природную смесь, состоящую из парафиновых, нафтеновых, ароматических углеводородов, гетероатомных соединений, смол, асфальтенов и других компонентов. Кроме этого, в пластовой нефти содержатся различные газы, пластовая вода, неорганические соли, механические примеси.
1. Нефтяные залежи и месторождения
1.1. Формы залегания нефтяных залежей
Нефть насыщает поры, трещины и пустоты в горных породах в недрах Земли. Естественное скопление нефти в недрах называется нефтяной залежью.
Нефтяные залежи, как правило, содержат газообразные соединения, которые могут находиться как в свободном состоянии, так и в растворённом состоянии в нефти. Поэтому нефтяная залежь по существу является нефтегазовой. Газообразные соединения составляют основу попутного нефтяного газа.
В недрах имеются также чисто газовые и газоконденсатные залежи. В газоконденсатных залежах помимо газа в порах пласта содержится некоторый объём жидких соединений - конденсата.
Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.
Промышленные залежи нефти и газа обычно встречаются в осадочных породах , имеющие большое количество крупных пор. Осадочные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхности материков.
Характерный признак осадочных горных пород – их слоистость. Они сложены, в основном, из почти параллельных слоёв (пластов ), отличающихся друг от друга составом, структурой, твёрдостью и окраской. На месторождении могут быть от одного до нескольких десятков нефтяных или газовых пластов.
Если на одной площади всего одна залежь – то месторождение и залежь равнозначны и такое месторождение называется однопластовым. В остальных случаях месторождения многопластовые.
Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой , сверху – кровлей. Пласты осадочных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок вследствие горных процессов. Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью , вниз – синклиналью . Соседние антиклиналь и синклиналь образуют полную складку. Размеры антиклинали в среднем составляют: длина 5…10 км, ширина 2…3 км, высота 50…70 м. Примерами гигантских антиклиналей являются Уренгойское газовое месторождение (длина 120 км, ширина 30 км, высота 200 м) и нефтяное месторождение Гавар в Саудовской Аравии (длина 225 км, ширина 25 км, высота 370 м). В России почти 90% разведанных залежей нефти и газа находятся в антиклиналях.
По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы ) и непроницаемые (покрышки ). Коллекторы – породы, которые могут вмещать, пропускать и отдавать жидкости и газы.
Рис. 1.1. Схема полной складки пласта
Различают следующие типы коллекторов: поровые (пески, песчаники), кавернозные (имеющие полости – каверны, образовавшиеся за счёт растворения солей водой), трещиноватые (имеющие микро- и макротрещины в непроницаемых породах, например, известняки) и смешанные . Покрышки – практически непроницаемые породы (обычно глины).
Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий: наличие коллекторов, покрышек, а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке ). Скопление нефти и газа происходит вследствие их миграции в коллекторах из области высоких в область низких давлений вдоль покрышек. Различают следующие основные типы ловушек: антиклинальная, тектонически экранированная, стратиграфически экранированная и литологически экранированная. Тектонически экранированная ловушка образуется вследствие тектонических движений и вертикальных смещений земной коры. Стратиграфически экранированная ловушка образуется вследствие перекрывания коллекторов более молодыми непроницаемыми отложениями. Литологически экранированная ловушка образуется при окружении линз проницаемых пород непроницаемыми породами. Попав в ловушку, нефть, газ и вода расслаиваются.
Нефтяные залежи чаще всего встречаются в антиклинальных ловушках, схема которой представлена на рис. 1.2. Геометрические размеры залежи определяются по её проекции на горизонтальную плоскость.
Рис. 1.2. Схема нефтяной залежи антиклинального типа:
1 – внутренний контур газоносности; 2 – внешний контур газоносности;
3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – внешний контур нефтеносности
Поверхность раздела газа и нефти – газонефтяной контакт . Поверхность раздела нефти и воды – водонефтяной контакт . Линия пересечения поверхности газонефтяного контакта с подошвой пласта – это внутренний контур газоносности , с кровлей – внешний контур газоносности . Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта – внутренний контур нефтеносности , с кровлей – внешний контур нефтеносности .
Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта – это толщина пласта. Расстояние по большой оси ее между крайними точками внешнего контура нефтеносности – длина залежи. Расстояние по малой оси между крайними точками внешнего контура нефтеносности – ширина залежи. Расстояние по вертикали от подошвы залежи до её наивысшей точки – мощность залежи.
Обычным спутником нефти в нефтяных залежах являются пластовые воды , которые обычно находятся в пониженных частях пласта.
Пластовые воды, находящиеся в нижней части продуктивных пластов, называются подошвенными , объём которых обычно в десятки и сотни раз больше нефтяной части. Пластовые воды, простирающиеся на большие площади за пределами залежи, называются краевыми .
В нефтегазовой части пластов вода удерживается в виде тонких слоев на стенках пор и трещин за счет адсорбционных сил. Эта вода при эксплуатации залежи остается неподвижной и называется остаточной или связанной . Ее содержание составляет примерно от 10 до 30% от суммарного объема пор в нефтяных месторождениях и до 70% в газовых месторождениях.
Если в пласте есть свободный газ, то он будет в верхней части пласта в виде газовой шапки .
Раздел между газом, нефтью и водой в нефтяных залежах или между газом и водой в чисто газовых залежах представляет собой сложную переходную область. Из-за подъема воды за счет капиллярных сил в порах пород четкого раздела воды и нефти не существует и содержание воды по вертикали изменяется от 100% до 30% и более в повышенных частях залежи. Высота этой зоны составляет от 3 до 5 метров и более.
