Tradycyjne systemy zagospodarowania złóż ropy i gazu. Systemy rozwoju pól naftowych. Systemy rozwoju oparte na wierszach

Rozwój odwiertów naftowych i gazowych to cały kompleks działań mających na celu pompowanie surowców węglowodorowych z pola na dno. W takim przypadku należy podać pewną kolejność lokalizacji platform wiertniczych wzdłuż całej płaszczyzny konturu roponośnego. Inżynierowie przyjmują kolejność doprowadzania odwiertów do stanu roboczego, instalowania urządzeń technologicznych i utrzymywania trybu pracy w terenie.

Jaki jest rozwój szybów naftowych i gazowych

Zagospodarowanie odwiertu na ropę lub gaz to szereg działań bezpośrednio związanych z wydobyciem surowców naturalnych z wnętrza Ziemi. To cała nauka, która intensywnie rozwija się od samego początku istnienia branży. Obecnie rozwijane są zaawansowane technologie wydobywania węglowodorów, nowe sposoby rozpoznawania procesów zachodzących pod ziemią oraz wykorzystania energii złożowej. Ponadto stale wprowadzane są nowe metody planowania i eksploracji złóż.

Głównym zadaniem kompleksu działań zmierzających do wydobycia zasobów jest racjonalne wykorzystanie obszarów roponośnych, jak najpełniejszy rozwój gazu, ropy i kondensatu. Organizacja tych procesów w dowolnym obiekcie jest priorytetem dla całej branży. Zagospodarowanie złóż ropy i gazu odbywa się przy użyciu tradycyjnych odwiertów, czasami dopuszcza się wydobycie. Przykładem tego ostatniego jest złoże ropy Yaregskaya, które znajduje się w Republice Komi.

Aby mieć bardziej szczegółowe wyobrażenie o tym, jak przebiegają procesy produkcji węglowodorów na polach, należy dowiedzieć się więcej o systemie zagospodarowania złóż ropy i gazu oraz głównych etapach wydobycia zasobów. Zostanie to omówione poniżej.

Co warto wiedzieć o systemie zagospodarowania studni?

Pod pojęciem systemu zagospodarowania złóż ropy i gazu rozumie się pewną formę organizacji wydobycia surowców naturalnych. Jego charakter określa się w następujący sposób:

kolejność uruchamiania układów technologicznych;
siatka lokalizacji do wiercenia na polach;
tempo wprowadzania do eksploatacji systemów pompowania gazu i ropy;
sposoby na utrzymanie równowagi;
technologie wykorzystania energii zbiornikowej.

Co to jest siatka studni? Jest to pewna zasada umieszczania studni produkcyjnych i systemów zaopatrzenia w wodę. Między nimi musi być zachowana pewna odległość, która nazywana jest gęstością siatki. Miejsca do wiercenia są z reguły rozmieszczone równomiernie lub nierównomiernie na kilku liniach. Z rzędów tworzy się układ kwadratowy, wielokątny lub trójkątny.

Ważny! Siatka trójkątna wymaga o 15,5% więcej przestrzeni do wiercenia niż siatka prostokątna. A to zależy od równej odległości między studniami.

Przez gęstość należy rozumieć stosunek całkowitej powierzchni pola do liczby odwiertów pracujących przy wydobyciu surowca. Ale sama koncepcja jest dość skomplikowana, a gęstość jest często określana na podstawie specyficznych warunków w niektórych dziedzinach.

Istotne jest również rozróżnienie pól wykorzystujących złoża izolowane od obszarów składających się z kilku warstw. Przedmiotem eksploatacji jest 1 lub kilka warstw produkcyjnych jednego obszaru roponośnego. Z reguły różnią się one warunkami geologicznymi i technicznymi oraz celowością ekonomiczną. Podczas prowadzenia połowów należy wziąć pod uwagę:

cechy geologiczne i fizyczne regionu;
właściwości fizyczne i chemiczne zasobów naturalnych i warstw wodonośnych;
stan fazowy surowców;
szacunkowa technologia wydobycia, dostępność wyposażenia technicznego;
tryb warstw zasobów naturalnych.

Obiekty dzielą inżynierowie na niezależne i zwrotne. Drugi typ służy jako miejsce do zainstalowania odwiertów do wiercenia innych pól naftowych i gazowych.

Etapy zagospodarowania złóż ropy i gazu

Etap to okres rozwoju, który ma charakterystyczne zmiany tylko dla siebie. Jednocześnie są one zawsze naturalne i odnoszą się do wskaźników technologicznych i ekonomicznych. Pod tymi pojęciami kryją się średnia roczna i całkowita pojemność pola, aktualne zużycie wody do zalewania oraz ilość wody w paszy. Do tego dochodzi tzw. czynnik wodno-olejowy, który również należy wziąć pod uwagę. Jest to iloraz ilości wypompowanej wody i oleju.

Nowoczesna produkcja dzieli proces ekstrakcji na 4 główne etapy:

Pierwszy etap nazywa się rozwojem pola. Charakteryzuje się intensywnym wzrostem tempa wydobycia surowców naturalnych. W skali roku wzrost wynosi około 1-2% całkowitych rezerw surowców. Równocześnie prowadzona jest szybka budowa obiektów górniczych. Ciśnienie w zbiorniku gwałtownie spada, a odcięcie wody w produkcji jest minimalne. Przy niskiej lepkości surowców całkowity udział wody nie przekracza 4%, a przy wysokiej lepkości - 35%.
Drugi etap to zestaw działań mających na celu utrzymanie wysokiego poziomu pompowania węglowodorów. Faza ta charakteryzuje się niezmiennie wysokim wydobyciem surowca nawet do 7 lat. Przy wysokiej lepkości surowca okres ten skraca się do 2 lat. Ze względu na fundusz rezerwowy w tym okresie obserwuje się maksymalny przyrost odwiertów. Cięcie wody osiąga 7% i 65% przy niskiej i wysokiej lepkości surowca. Większość studni jest przekształcana w sztuczną windę.
Trzeci etap jest uważany za najtrudniejszy w całym procesie rozwoju. Głównym celem rybołówstwa w tym czasie jest jak największe zminimalizowanie spadku tempa wydobycia surowców naturalnych. Zmniejsza się rytm wypompowywania zasobów, zmniejsza się liczba działających odwiertów. Cięcie wody wynosi do 85%. Czas trwania trzeciego etapu wynosi od 5 do 10 lat.
Czwarty etap jest ostatnim. Obserwuje się powolny spadek tempa wyczerpywania się zasobów i poboru dużych ilości płynów. Gwałtowny spadek liczby czynnych studni wynika z wysokiego stopnia nawodnienia. Czas trwania etapu wynosi około 15-20 lat. Termin wyznacza granica ekonomicznej opłacalności eksploatacji złoża.

Budowa studni wydobywczych i stacji wodociągowych

W celu utrzymania ciśnienia złożowego w obszarze potencjału naftowego i gazowego konieczne jest stosowanie zatłaczania płynów do złóż produkcyjnych. Alternatywnie można użyć gazu. Jeśli używana jest woda, proces ten nazywa się powodzią. Istnieją warstwy wodonośne, technologie konturowe i metody zalewania według obszaru. Warto szczegółowo rozważyć każdą metodę.

Pierwsza metoda charakteryzuje się zatłaczaniem wody ze studni zlokalizowanych poza obszarem roponośnym. Budowa instalacji prowadzona jest dokładnie wzdłuż obwodu złoża, tworząc wielościan. Ale produkcyjne szyby naftowe znajdują się wewnątrz tego pierścienia. Podczas zalewania wodą w ten sposób ilość wypompowanej ropy jest równa objętości wody wpompowanej do obszaru roponośnego.
W przypadku zagospodarowania dużych złóż należy zastosować technologię in-loop. Oznacza to podział złoża na regiony. Wszystkie są od siebie niezależne. Jednocześnie na jednostkę masy oleju spada od 1,6 do 2 jednostek objętości wtryskiwanej wody.
Metoda obszarowa nie jest stosowana jako główna powódź. Jest to technologia ekstrakcji surowców wtórnych. Stosuje się go, gdy rezerwy energii rezerwowej są wyczerpane w dużym stopniu, ale jednocześnie w trzewiach Ziemi nadal występuje duże nagromadzenie węglowodorów. Zaopatrzenie w wodę odbywa się za pośrednictwem układu hydraulicznego. Studnie do wstrzykiwania płynów znajdują się ściśle na siatce.

Ważny! Teraz technologia zalewania wodą prawie się wyczerpała. Aby zwiększyć efektywność produkcji, stosuje się inne metody rozwoju. Niemniej jednak za jego pomocą udało się znacznie zwiększyć ilość wydobywanych surowców i wielkość przemysłu.

Na polach często stosuje się media alkaliczne, gorącą wodę i parę wodną, pianki i emulsje oraz polimery. Wydobywanie surowców z pól naftowych i gazowych wiąże się również z wykorzystaniem dwutlenku węgla, rozpuszczalników i innych gazów pod ciśnieniem. Stosuje się również tzw. metodę oddziaływania mikrobiologicznego na obszar roponośny.

Teraz rozwój szybów naftowych odbywa się metodami przepływowymi, gazowymi i pompowymi.

Podstawowe pojęcia i charakterystyka systemów rozwojowych

System zagospodarowania pola rozumiany jest jako zespół mierników w sprawie ekstrakcji węglowodorów z jelit i zarządzania tym procesem. System zagospodarowania określa liczbę obiektów wydobywczych, sposoby oddziaływania na zbiorniki i tempo wydobycia z nich węglowodorów, lokalizację i zagęszczenie siatki otworów wydobywczych i zatłaczających, kolejność zagospodarowania bloków i odcinków złoża , metody i tryby eksploatacji odwiertów, środki kontroli i regulacji procesu zagospodarowania, ochrona podłoża i środowiska.

Systemy rozwojowe mają uzasadnienie w dokumentach projektu technologicznego.

Środki operacyjne formacja produkcyjna, część formacji lub grupa formacji przeznaczona do zagospodarowania przez niezależną sieć odwiertów. Zbiorniki połączone w jeden obiekt rozwojowy powinny mieć podobne cechy litologiczne i właściwości zbiornikowe produktywnych skał zbiornikowych, właściwości fizyczne i chemiczne oraz skład nasycających je płynów, wartości początkowych obniżonych ciśnień zbiornikowych.

Na podstawie kolejności wprowadzania poszczególnych obiektów do wierceń produkcyjnych można wyróżnić następujące systemy zagospodarowania pola.

System rozwoju odgórnego. System ten polega na tym, że każda warstwa danego złoża jest najpierw wprowadzana do eksploracji, a następnie do masowych wierceń operacyjnych, ale już po przewierceniu w większości warstwy nadziemnej (ryc. 10).

System rozwoju odgórnego był organicznie powiązany z wierceniem udarowym, w którym izolacja jednej formacji od drugiej podczas procesu wiercenia jest osiągana nie przez cyrkulację płuczki, jak w przypadku wiercenia obrotowego, ale przez prowadzenie specjalnego przewodu osłonowego w celu odizolowania każdej formacji. Dzięki technologii wiercenia udarowego ten system rozwoju był najbardziej ekonomiczny i odpowiednio najczęstszy. Przy obecnym stanie nauki i techniki nie pozwala to na efektywne wykorzystanie istniejącej techniki wiercenia oraz danych z elektrometrycznych badań otworowych. Ponadto znacznie opóźnia tempo zagospodarowania i eksploracji złóż i obecnie nie jest wykorzystywana.

Ryż. 10. Schemat zagospodarowania pól naftowych.

a- system góra-dół b- system oddolny

Oddolny system rozwoju. System ten polega na tym, że w pierwszej kolejności wierci się najniższy z wysokowydajnych poziomów (warstw). Horyzont, od którego zaczyna się rozwój, nazywany jest horyzontem odniesienia (ryc. 10).

Główne zalety tego systemu są następujące:

1) Równolegle z poszukiwaniem i wierceniem horyzontu referencyjnego prowadzone są pomiary i pobieranie próbek rdzeniowych w celu zbadania wszystkich nadległych formacji, co znacznie zmniejsza liczbę otworów poszukiwawczych, jednocześnie uwidaczniając natychmiast strukturę całego złoża;

2) zmniejsza się odsetek odwiertów nieudanych, gdyż odwierty, które wypadły poza obrys złoża w horyzoncie referencyjnym, mogą zostać operacyjnie zawrócone do horyzontów nadległych;

3) znacząco zwiększyć tempo zagospodarowania złóż ropy naftowej;

4) zmniejsza się liczba wypadków podczas wiercenia, związanych z cofaniem krążącego roztworu do warstw zbiornikowych, a także znacznie zmniejsza się zamulanie zbiorników.

System zabudowy podłogi. System podłogowy jest zwykle stosowany w zagospodarowaniu pól wielowarstwowych, na odcinku których znajdują się dwa, trzy lub więcej podtrzymywanych wzdłuż strajku i usuwanych wzdłuż odcinka formacji produkcyjnej.

Na podstawie kolejności zagospodarowania złoża w rzędach i uruchomienia odwiertów systemy zagospodarowania dzieli się na etapowe i symultaniczne (ciągłe).

W systemie stopniowego zagospodarowania złoża najpierw wierci się dwa lub trzy rzędy odwiertów, najbliżej rzędu odwiertów zatłaczających, pozostawiając znaczną część złoża nieodwierconą. Obliczenia i doświadczenia związane z zagospodarowaniem pola w podobny sposób pokazują, że wykonanie czwartego rzędu odwiertów nie zwiększa całkowitego wydobycia ropy z powodu ingerencji w odwiert. Dlatego wiercenie czwartego rzędu rozpoczyna się, gdy pierwszy rząd odwiertów jest zalany i nieczynny. Piąty rząd jest wiercony jednocześnie z likwidacją drugiego rzędu studni itp.

Każde zastąpienie zewnętrznego rzędu studzienek rzędem wewnętrznym nazywane jest etapem rozwoju. Taki system wiercenia w rzędach w przypadku zabudowy od konturu do łuku przypomina pełzający system ciągłego wiercenia wzdłuż wzniesienia i różni się od niego tym, że nie wszystkie studnie działają jednocześnie, ale nie więcej niż trzy rzędy .

Dzięki systemowi równoczesnego zagospodarowania zbiornik jest zalewany jednocześnie na całym obszarze.

Klasyfikacja rozwoju osadów zbiornikowych na podstawie oddziaływania na zbiornik

Obecny stan techniki odpowiada następującemu podziałowi metod zagospodarowania złóż ropy naftowej ze względu na oddziaływanie na złoże:

1) sposób zagospodarowania bez utrzymania ciśnienia złożowego;

2) metoda utrzymania ciśnienia przez pompowanie wody;

3) sposób utrzymywania ciśnienia przez pompowanie gazu lub powietrza;

4) proces próżniowy;

5) sposób kompresorowo-cyrkulacji rozwoju osadów kondensatu;

6) metoda spalania in situ;

7) metoda cyklicznego wtrysku pary.

Zagospodarowanie bez utrzymania ciśnienia w zbiorniku stosuje się w przypadkach, gdy ciśnienie wód brzeżnych zapewnia sprężysty tryb napędu wody w zbiorniku przez cały okres eksploatacji lub gdy z różnych względów nie opłaca się organizować zatłaczania gazu lub wody do zbiornika.

W przypadkach, gdy ciśnienie wody złożowej nie może zapewnić reżimu elastycznego napędzanego wodą, rozwój złoża bez utrzymania ciśnienia złożowego będzie nieuchronnie prowadził do manifestacji reżimu gazu rozpuszczonego, a tym samym do niskiego współczynnika wykorzystania rezerw. W takich przypadkach konieczne jest sztuczne utrzymywanie ciśnienia w zbiorniku.

Jeżeli przyjąć, że złoże będzie zagospodarowywane w głównym okresie w reżimie gazu rozpuszczonego, który charakteryzuje się nieznacznym przesunięciem odcinka wodno-ropnego, tj. geometrycznie poprawna lokalizacja studni na kwadratowej lub trójkątnej siatce. W przypadkach, w których spodziewany jest pewien ruch sekcji woda-olej i olej napędowy, odwierty są lokalizowane z uwzględnieniem położenia tych sekcji.

Metoda utrzymania ciśnienia wtrysku wody ma na celu utrzymanie ciśnienia w zbiorniku powyżej ciśnienia nasycenia. Zapewni to zagospodarowanie złoża w warunkach twardej wody. To ostatnie pozwala na zagospodarowanie złoża do wydobycia 40 - 50% zasobów, głównie metodą przepływową z dużymi poborami płynu, a docelowo na uzyskanie wysokiego stopnia wykorzystania zasobów - 60 - 70%.

Z kolei układy rozwojowe z utrzymaniem ciśnienia złożowego dzielą się na układy z oddziaływaniem konturowym, przykonturowym i wewnątrzkonturowym.

Sposób utrzymywania ciśnienia, polegający na pompowaniu wody w rejon krawędzi formacji, nazywany jest zalewaniem brzegowym. Racjonalne jest stosowanie zalewania brzegowego w zagospodarowaniu stosunkowo wąskich złóż (nie większych niż 3-4 km szerokości), na których znajduje się od trzech do pięciu rzędów odwiertów produkcyjnych.

Przy zagospodarowaniu dużych złóż, gdy zatłaczanie wody w rejon warstwy wodonośnej nie może zapewnić określonej wydajności wydobycia i oddziałuje na studnie zlokalizowane wewnątrz złoża, wskazane jest stosowanie zalewania pętlowego. Wcześniej, w początkach utrzymywania ciśnienia za pomocą iniekcji wody, stosowano fazowy system rozwoju, który był pełzającym systemem rozwoju we wzroście lub spadku. W obu przypadkach uformowała się zamrożona część złoża, co jest wysoce niepożądane. Dlatego przy zagospodarowaniu dużych złóż w tej chwili zastosować zalewanie w pętli.

Systemy z ekspozycją w obwodzie dzielą się na liniowe, obszarowe, ogniskowe, selektywne, centralne.

Powódź w pętli wykorzystywane również w zagospodarowaniu złóż litologicznych, którego granice wyznacza zastąpienie piaskowców iłami. W takich przypadkach woda jest pompowana wzdłuż osi złoża. Takie zalewanie wodą nazywa się pętlą wzdłuż osi. Jeżeli zatłaczanie odbywa się w centrum ograniczonego litologicznie zbiornika przez jeden odwiert, to zatopienie nazywamy ogniskowym. Praktyka wykazała skuteczność takiego zalewania obiektów litologicznych, składających się z dużej liczby osadów soczewkowatych.

Z biegiem czasu, w przypadku lokalnych podtopień, sąsiednie studnie produkcyjne zaczynają być podlewane, a po pełnym nawodnieniu przechodzą na zatłaczanie. Stopniowo ogniskowa powódź przechodzi w centralną.

Nazywa się zalewanie centralne, które odbywa się przez trzy lub cztery studnie zlokalizowane w centrum złoża.

Z reguły centralne zalewanie przez kilka studni jednocześnie na początku rozwoju nigdy nie jest przeprowadzane w praktyce.

W praktyce zagospodarowania dużych złóż stosuje się jednocześnie zalewanie brzegowe, śródkonturowe zalewanie blokowe i zalewanie punktowe.

Przy zagospodarowaniu dużych platformowych złóż ropy naftowej na Zachodniej Syberii stosuje się systemy zagospodarowania typu in-line. Ich odmianą są układy blokowe. Przy tych systemach na polach, zwykle w kierunku poprzecznym do ich uderzenia, znajdują się rzędy otworów wydobywczych i zatłaczających. W praktyce stosuje się trzyrzędowe i pięciorzędowe układy odwiertów, które reprezentują odpowiednio naprzemienne trzy rzędy odwiertów produkcyjnych i jeden rząd odwiertów zatłaczających, pięć rzędów odwiertów produkcyjnych i jeden rząd odwiertów zatłaczających. Przy większej liczbie rzędów (od siedmiu do dziewięciu) środkowe rzędy dołków nie będą miały efektu iniekcji ze względu na ich interferencję z dołkami rzędów zewnętrznych.

Liczba rzędów w układach rzędowych jest nieparzysta ze względu na konieczność wykonania centralnego rzędu studzienek, do którego ma być doprowadzany odcinek wodno-olejowy podczas jego przemieszczania w trakcie zagospodarowania zbiornika. Dlatego centralny rząd studzienek w tych systemach jest często określany jako rząd wiążący.

Odległość między rzędami studni waha się zwykle w granicach 400 - 600 m (rzadko do 800 m), między studniami w rzędach - w granicach 300 - 600 m.

W systemie trzyrzędowym złoże jest cięte rzędami studzienek iniekcyjnych na szereg poprzecznych pasów o szerokości równej czterokrotności odległości między rzędami studzienek. W systemie pięciorzędowym szerokość pasków jest równa sześciokrotności odległości między rzędami. Te systemy zagospodarowania zapewniają bardzo szybkie wiercenie złóż. Przy tych układach na początku rozwoju złoża nie uwzględnia się cech litologicznych zbiornika.

Systemy z powierzchniowym układem studni. Rozważmy najczęściej stosowane w praktyce systemy zagospodarowania pól naftowych z odwiertami powierzchniowymi: pięciopunktowy, siedmiopunktowy i dziewięciopunktowy.

Układ pięciopunktowy odwrócony (ryc. 11). Elementem systemu jest kwadrat, w narożach którego znajdują się studnie produkcyjne, aw środku studnia iniekcyjna. W przypadku tego systemu stosunek odwiertów iniekcyjnych i produkcyjnych wynosi 1/1.

Ryż. 11. Lokalizacja studni w systemie zabudowy odwróconej pięciopunktowej

Siedmiopunktowy układ odwrócony (ryc. 12). Elementem systemu jest sześciokąt z otworami produkcyjnymi w narożach i otworem iniekcyjnym pośrodku. Odwierty produkcyjne zlokalizowane są w rogach sześciokąta, natomiast odwierty zatłaczające zlokalizowane są w środku. Stosunek wynosi 1/2, co oznacza, że na jeden odwiert wstrzykiwania przypadają dwa odwierty produkcyjne.

Ryż. 12. Lokalizacja studni w siedmiopunktowym układzie zabudowy odwróconej

1 - warunkowy kontur nośności ropy naftowej, 2 i 3 - odwierty odpowiednio wtrysku i produkcji

Dziewięciopunktowy układ odwrócony (ryc. 13). Stosunek odwiertów iniekcyjnych i produkcyjnych wynosi 1/3.

Ryż. 13. Lokalizacja studni w dziewięciopunktowym układzie zabudowy odwróconej

1 - warunkowy kontur nośności ropy naftowej, 2 i 3 - odwierty odpowiednio wtrysku i produkcji

Najbardziej intensywny z rozważanych systemów z powierzchniowym układem studni jest pięciopunktowy, najmniej intensywny jest dziewięciopunktowy. Uważa się, że wszystkie systemy powierzchniowe są „sztywne”, ponieważ nie jest dozwolone, bez naruszania geometrycznego porządku lokalizacji odwiertów i przepływów substancji poruszających się w zbiorniku, stosowanie innych odwiertów zatłaczających do wypierania ropy z tego elementu, jeżeli studnia zatłaczająca należąca do tego elementu nie może być obsługiwana z powodu lub z innych przyczyn.

Rzeczywiście, jeśli na przykład w systemach zabudowy blokowej (zwłaszcza trzyrzędowej i pięciorzędowej) nie można obsługiwać żadnego otworu iniekcyjnego, można go zastąpić sąsiednim w rzędzie. Jeżeli odwiert zatłaczający jednego z elementów systemu z powierzchniowym układem odwiertów zawiedzie lub nie przyjmie zatłaczanego środka do zbiornika, to należy albo wywiercić drugi taki odwiert (środek) w jakimś punkcie elementu, lub przeprowadzić proces wypierania ropy ze złoża w wyniku intensywniejszego wtrysku czynnika roboczego do otworów iniekcyjnych sąsiednich elementów. W takim przypadku kolejność przepływów w elementach jest mocno naruszona.

Jednocześnie przy zastosowaniu systemu z powierzchniowym układem odwiertów, w porównaniu z systemem liniowym, uzyskuje się istotną zaletę polegającą na możliwości bardziej rozproszonego oddziaływania na zbiornik. Jest to szczególnie istotne w procesie zagospodarowania zbiorników o dużej heterogeniczności. W przypadku stosowania systemów liniowych do tworzenia wysoce niejednorodnych zbiorników, wtryskiwanie wody lub innych środków do zbiornika jest skoncentrowane w oddzielnych rzędach. W przypadku systemów z odwiertami powierzchniowymi, odwierty zatłaczające są bardziej rozproszone na terenie, co pozwala na większe oddziaływanie poszczególnych odcinków zbiornika. Jednocześnie, jak już wspomniano, systemy in-line, ze względu na dużą elastyczność w porównaniu z systemami z odwiertami powierzchniowymi, mają tę zaletę, że zwiększają pionowe pokrycie formacji. Dlatego systemy liniowe są preferowane przy opracowywaniu formacji, które są wysoce niejednorodne wzdłuż przekroju pionowego.

W późnym stadium rozwoju formacja jest w dużej mierze zajęta przez substancję wypierającą ropę (na przykład wodę). Jednak woda przemieszczając się z odwiertów zatłaczających do odwiertów produkcyjnych pozostawia w złożu pewne strefy o dużym nasyceniu ropą, zbliżone do początkowego nasycenia ropą złoża, czyli tzw. filary naftowe. na ryc. 14 przedstawia słupy naftowe w elemencie pięciopunktowego układu zabudowy. Aby wydobyć z nich ropę, w zasadzie można wiercić studnie spośród rezerwowych, w wyniku czego uzyskuje się system dziewięciopunktowy.

Oprócz powyższego znane są następujące systemy zagospodarowania: system z bateryjnym (pierścieniowym) układem otworów (ryc. 15), który w rzadkich przypadkach może być zastosowany w złożach o kształcie kołowym w planie; system zalewania zaporowego stosowany przy zagospodarowaniu złóż ropy i gazu; systemy mieszane – połączenie opisanych systemów zagospodarowania, czasami ze specjalnym układem odwiertów, stosowane są przy zagospodarowaniu dużych pól naftowych oraz pól o złożonych właściwościach geologicznych i fizycznych.

Ryż. 14. Element systemu pięciopunktowego, który przekształca się w element dziewięciopunktowego systemu lokalizacji odwiertów.

1 – „ćwiartka” głównych odwiertów produkcyjnych elementu pięciopunktowego (odwierty narożne), 2 – słupy ropy (strefy stagnacji), 3 – dodatkowo wiercone otwory produkcyjne (otwory boczne), 4 - zalany obszar elementu, 5 - studnia wtryskowa

Ryż. 15. Schemat układu baterii studzienek

1 - studnie iniekcyjne, 2 – warunkowy kontur olejonośności, 3 oraz 4 - studnie produkcyjne odpowiednio pierwszej baterii o promieniu R1 i druga bateria o promieniu R2

Ponadto systemy selektywnego uderzenia służą do sterowania zagospodarowaniem pól naftowych z częściową zmianą wcześniej istniejącego systemu.

W przypadku stosowania metod oddziaływania na zagospodarowanie zubożonych złóż nazywane są one wtórnymi. Jeśli są stosowane od samego początku rozwoju złoża, nazywane są pierwotnymi. Proces próżniowy jest typowym procesem wtórnym i nigdy nie jest stosowany od samego początku eksploatacji.

Metoda utrzymywania ciśnienia poprzez zatłaczanie gazu jest zwykle stosowana w złożach posiadających kołpak gazowy. Utrzymanie ciśnienia poprzez zatłaczanie gazu ma na celu zachowanie zasobów energetycznych złoża podczas eksploatacji. Aby to zrobić, od samego początku eksploatacji gaz jest pompowany do łuku konstrukcji przez studnie iniekcyjne rozmieszczone wzdłuż długiej osi konstrukcji. Ponadto wtrysk gazu jest czasami stosowany do powierzchniowego przemieszczania ropy przez gaz (metoda Marietty).

Oddziaływanie termiczne na formację odbywa się poprzez pompowanie gorącej wody do formacji przez studnie iniekcyjne. Wtrysk gorącej wody stosuje się do zalewania zbiorników zawierających olej wysokoparafinowy o temperaturze około 100°C. Wtrysk zimnej wody do takiego zbiornika prowadzi do wychłodzenia zbiornika, do wytrącenia się parafiny, która zatyka pory w zbiorniku. zbiornik.

W przypadku, gdy oddziaływanie na formację za pomocą iniekcji wody przeprowadza się po rozwinięciu złoża w trybie gazu rozpuszczonego, można wyróżnić dwa główne etapy: wypierany olej resztkowy; b) okres stopniowego podlewania studni produkcyjnych.

Do czasu przedostania się wody do otworów produkcyjnych cała przestrzeń porów w zbiorniku zostanie zajęta przez fazę ciekłą, dzięki czemu dalszy proces zalewania będzie równomierny: ilość produkowanej cieczy w ciągu doby będzie równa dziennej objętości wody wstrzykiwany.

Dokonano uogólnienia materiałów badacze amerykańscy wykazały, że współczynnik wydobycia ropy naftowej w reżimie gazu rozpuszczonego wynosi średnio 20% zasobów geologicznych. Wykorzystanie podtopień terenowych w ostatniej fazie zabudowy zwiększa go do 40%. Jednocześnie zastosowanie powodzi na samym początku zabudowy zwiększa współczynnik regeneracji z 60 do 85%. Według obliczeń amerykańskich specjalistów, na złożu East Texas spodziewane jest ostateczne wydobycie ropy z ok. 80% rezerw geologicznych.

Można określić jeszcze cztery parametry charakteryzujące dany system deweloperski.

1. Parametr gęstości siatki odwiertów S c , równy powierzchni nośności ropy na odwiert, niezależnie od tego, czy odwiert jest otworem produkcyjnym, czy zatłaczającym.
Jeśli obszar roponośny pola jest równy S, a liczba odwiertów na polu wynosi n, to S c = S/n. Wymiar - m 2 / studnia. W niektórych przypadkach stosuje się parametr S sd, który jest równy powierzchni roponośnej przypadającej na jeden otwór produkcyjny.

2. Parametr A.B. Kryłowa N cr, równy stosunkowi możliwych do wydobycia zasobów ropy naftowej N do całkowitej liczby odwiertów w złożu N cr = N/n. Wymiar parametru = t/well.

3. Parametr równy stosunkowi liczby odwiertów iniekcyjnych n n do liczby odwiertów produkcyjnych n d = n n / n d. Parametr jest bezwymiarowy. Parametr dla systemu trzyrzędowego wynosi około 1/3, a dla systemu pięciorzędowego ~1/5.

4. Parametr p, równy stosunkowi liczby odwiertów rezerwowych wykonanych poza głównym zasobem w terenie do ogólnej liczby odwiertów. Otwory rezerwowe wierci się w celu włączenia w zagospodarowanie części zbiornika nieobjętych zagospodarowaniem w wyniku nieznanych wcześniej cech budowy geologicznej tego zbiornika, jak również fizycznych
właściwości ropy naftowej i skał ją zawierających (niejednorodność litologiczna, zaburzenia tektoniczne, nienewtonowskie właściwości ropy itp.).

Jeżeli liczba odwiertów głównego surowca na polu wynosi n, a liczba odwiertów rezerwowych to n p, to p = n p / n. Parametr p jest bezwymiarowy.

Ogólnie rzecz biorąc, parametr gęstości rozmieszczenia odwiertów Sc może zmieniać się w bardzo szerokim zakresie dla systemów rozwojowych bez stymulacji zbiorników. Tak więc przy opracowywaniu złóż superlepkich olejów (o lepkości kilku tysięcy 10 -3 Pa * s) może to być 1 - 2 * 10 4 m 2 / studnię. Pola naftowe ze zbiornikami o niskiej przepuszczalności (setne części mikrona 2) są zagospodarowywane przy S c = 10 - 20*10 4 m 2 /odwiert. Oczywiście,
rozwój zarówno pól naftowych o dużej lepkości, jak i pól ze zbiornikami o niskiej przepuszczalności przy wskazanych wartościach S c może być ekonomicznie wykonalny przy znacznych miąższościach zbiorników, tj. przy wysokich wartościach parametru A.I. Kryłowa lub na płytkich głębokościach zagospodarowane zbiorniki tj. przy niskich kosztach studni. Do rozwoju konwencjonalnych kolektorów S c \u003d 25 - 64 * 10 4 m 2 / studnię.

Podczas opracowywania złóż z wysoce produktywnymi zbiornikami szczelinowymi S c może wynosić 70 - 100*10 4 m 2 /odwiert lub więcej. Parametr Ncr również zmienia się w dość szerokich granicach. W niektórych przypadkach może to być równowartość kilkudziesięciu tysięcy ton ropy na odwiert, w innych może sięgać nawet miliona ton ropy na odwiert.

Dla systemów zagospodarowania pól naftowych bez stymulacji złóż parametr α jest oczywiście równy zeru, a parametr p może w zasadzie wynosić 0,1 - 0,2, chociaż odwierty rezerwowe są przewidziane głównie dla systemu z stymulacją złóż ropy.

Produkcja ropy i gazu jest prowadzona przez ludzkość od czasów starożytnych. Początkowo stosowano prymitywne metody: wydobywano ropę z powierzchni zbiorników, przerabiano studniami piaskowiec lub wapień nasączony ropą. Ale za początek rozwoju przemysłu naftowego uważa się czas, w którym pojawiło się mechaniczne wiercenie studni na ropę, a teraz prawie cała ropa wydobywana na świecie jest wydobywana przez odwierty. Obecnie struktura bazy zasobowej jest taka, że duże złoża znajdują się w późnym stadium zagospodarowania, a wykorzystanie tradycyjnych technologii do zaangażowania niezagospodarowanych zasobów może być nieopłacalne ekonomicznie. W rezultacie znaczne ilości rezerw nie będą wykorzystywane w rozwoju komercyjnym. Jak wiadomo, wszystkie zagadnienia związane z zagospodarowaniem złóż ropy naftowej i eksploatacją odwiertów są ściśle związane z reżimem złożowym, a wszystkie procesy w nich zachodzące są łatwe do wyjaśnienia.

Zgodnie z istniejącymi poglądami reżim złóż ropy naftowej jest dominującą siłą energii złożowej, która przejawia się w procesie zagospodarowania. Wszystkie znane nam mody (ciśnienie wody, ciśnienie gazu, gaz rozpuszczony i grawitacja) charakteryzują się pewną regularnością. Najbardziej charakterystyczna jest zależność współczynnika gazowego (F) od współczynnika uzysku ropy naftowej (h), a także zmiana zakresu składu składowego gazu ze złóż ropy naftowej. Tryby mogą występować zarówno osobno, jak iw formie mieszanej (w połączeniu z innymi trybami). Jak pokazuje doświadczenie w zagospodarowaniu złóż ropy naftowej, w złożach ropy naftowej o reżimie mieszanym zmiana czynnika gazowego następuje zgodnie z panującym reżimem, co przejawia się w procesie zagospodarowania.

Tryby zagospodarowania depozytu:

Elastyczny, w którym energia sprężystego rozszerzania się wody, ropy i skał jest wykorzystywana jako jedyne źródło energii.

Napędzany wodą, w którym wykorzystuje się tylko energię hydrostatycznej głowicy wód marginalnych. Ropa ze złoża na dno studni przemieszcza się pod wpływem ciśnienia wody marginalnej. W trybie napędzanym wodą ciśnienie wody oddziałuje na olej od dołu.

Ciśnienie gazu, które wykorzystuje energię sprężonego gazu zamkniętego w nakrętce gazowej (tryb nasadki gazowej). Ropa jest wypierana na dno odwiertów pod ciśnieniem rozprężającego się gazu, który jest w stanie wolnym. W trybie ciśnienia gazu gaz wywiera ciśnienie na olej od góry.

Reżim gazu rozpuszczonego, w którym głównym źródłem energii jest energia uwalnianego i rozprężającego się gazu. Reżim gazu rozpuszczonego pojawia się, gdy ciśnienie wód brzeżnych jest słabe lub w złożu nie ma gazu swobodnego. Ropa przemieszcza się w kierunku złoża pod wpływem energii rozprężającego się gazu.

Tryb grawitacyjny - ropa ze złoża przemieszcza się do otworu dennego pod wpływem sił grawitacyjnych ( powaga ). W reżimie grawitacyjnym nie występuje ciśnienie wód brzeżnych, korka gazowego i gazu rozpuszczonego w ropie. Dopływ ropy do otworów dennych odbywa się dzięki siłom grawitacji, które przejawiają się w złożu. Ten tryb jest typowy dla późnych etapów rozwoju pola.

Na rozwiniętych złożach każdy z tych sposobów zagospodarowania w czystej postaci jest rzadkością. Zwykle tryby współistnieją w różnych kombinacjach.

Na przykład: złoże ropy naftowej może powstawać jednocześnie pod wpływem ciśnienia gazu w korku i ciśnienia wód marginalnych. Tryb gazu rozpuszczonego można łączyć z ciśnieniem gazu lub elastycznym:

Tryb mieszany, w którym jednocześnie występuje kilka sił poruszających się.

W wyniku eksploatacji odwiertów nie wszystkie zasoby węglowodorów zawarte w złożach są wydobywane z podłoża.

Stosunek ilości wydobywanej ropy lub gazu ze złoża do ich początkowych (geologicznych) zasobów nazywa się współczynnikiem wydobycia ropy (gazu) złoża.

Wartość tego współczynnika zależy przede wszystkim od trybu rozwoju.

Przy opracowywaniu złóż ropy naftowej najbardziej skuteczny sprężysty i wodoodporny tryby , nazywa tryb wypierania oleju przez wodę, dlatego woda o dużej lepkości dobrze wypiera ropę.

Współczynnik odzysku oleju przy tryb ciśnienia gazu i tryb gazu rozpuszczonego jest najmniejszy, ponieważ tylko część energii rozprężającego się gazu jest wykorzystywana do wyparcia ropy. Większość bezproduktywnie zsuwa się w kierunku studni.

Na tryb grawitacyjny przy niskim tempie uzysku ropy można uzyskać wysoki współczynnik wydobycia ropy, ale wydłużenie czasu zagospodarowania złoża może okazać się nieopłacalne ekonomicznie.

Wydobycie gazu jest większe niż wydobycie ropy ze względu na niską lepkość gazów i ich słabą interakcję z porowatym ośrodkiem skał. Największy odzysk gazu można osiągnąć obniżając ciśnienie złoża do ciśnienia atmosferycznego. Dlatego rozwój złóż gazu zostaje zatrzymany, gdy ciśnienie w głowicy odwiertu jest nieco wyższe od atmosferycznego.

Tryb pracy złoża (m/r) można sztucznie zmienić.

Np.: wtłaczanie gazu w jego najwyższą część w celu utworzenia korka gazowego - przechodzi z reżimu grawitacyjnego lub gazu rozpuszczonego na ciśnienie gazu; zatłaczanie wody do studni wierconych wokół zbiornika do formacji produkcyjnej - sztucznie stworzony reżim zagospodarowania wodnego.

Zespół środków, za pomocą których można wpływać na proces zagospodarowania złóż i zarządzać tym procesem, nazywa się systemem zagospodarowania złóż.

Na tym samym złożu można stosować różne systemy. Najbardziej racjonalny będzie taki, który zapewni realizację planowanych planów wydobycia ropy i gazu oraz doprowadzenie do ich całkowitego wydobycia z trzewi ziemi przy minimalnych kosztach.

System zagospodarowania zbiorników może ulec zmianie w miarę jego zagospodarowania i pozyskiwania dodatkowych informacji o właściwościach i budowie formacji produkcyjnych. Zespół działań usprawniających system zagospodarowania nazywa się regulacją systemu zagospodarowania eksploatowanego złoża (wiercenie nowych otworów, zmiana warunków eksploatacji otworów – przejście z przepływowego sposobu eksploatacji na zmechanizowany itp.)

Niepoprawne geometrycznie układy odwiertów uzyskuje się w wyniku różnych działań regulacyjnych (wiercenie nowych odwiertów, zamykanie starych, nierentownych itp.). Takie schematy lokalizacji odwiertów są wykorzystywane przy zagospodarowaniu złóż gazu.

System lokalizacji odwiertów w zagospodarowaniu złóż gazu ma niewielki wpływ na wydobycie gazu z formacji. Liczba odwiertów gazowych jest określana przez potencjał (tj. maksymalne dopuszczalne natężenie przepływu) każdego z nich z osobna oraz całkowite zapotrzebowanie na gaz. Studnie gazowe rozmieszczone są równomiernie w najwyższych partiach złoża.

Podczas rozwoju złóż ropy naftowej w warunkach naturalnych energia rezerwuaru wyczerpuje się, a ciśnienie w zbiorniku spada. Wraz ze spadkiem ciśnienia w złożu gaz zaczyna uwalniać się z ropy, a ciśnieniowy tryb pracy złoża przełącza się na tryb gazu rozpuszczonego, a prędkości przepływu w studni maleją. Dalsze wyczerpywanie się energii gazu uwalnianego z ropy prowadzi do manifestacji grawitacyjnego trybu rozwoju i konieczności wykorzystania dodatkowych źródeł energii do wydobycia ropy z odwiertu.

Tak więc rozwój pól naftowych w reżimach naturalnych nie zapewnia wysokich wskaźników wydobycia ropy naftowej i wysokich współczynników wydobycia ropy: ogromne ilości ropy pozostają w podłożu, zwłaszcza w reżimie rozpuszczonego gazu. W efekcie zagospodarowanie złóż może zostać opóźnione o wiele lat, a koszty wzrosną w związku z wykorzystaniem dodatkowych źródeł energii. Aby zapewnić wysokie tempo wydobycia ropy ze złoża i osiągnąć współczynniki wydobycia ropy, konieczne jest sztuczne utrzymywanie ciśnienia w złożu w trakcie zagospodarowania poprzez wtłaczanie do złoża wody lub gazu (powietrza). Zatłaczanie wody do formacji – zalewanie – jest najpowszechniejszą na świecie metodą utrzymywania ciśnienia w zbiorniku. Ponad 90% całej ropy wydobywa się z zalanych pól.

Technologia pedagogiczna - Modułowa "Liczba lekcji - moduły w temacie - M 3 i M 4

Ropa i ropa i gaz Miejsce urodzenia- są to nagromadzenia węglowodorów w skorupie ziemskiej, ograniczone do jednej lub kilku zlokalizowanych struktur geologicznych, tj. struktury zlokalizowane w pobliżu tego samego położenia geograficznego.

kaucja nazywana naturalną lokalną pojedynczą akumulacją ropy w jednym lub kilku połączonych ze sobą zbiornikach, tj. w skałach zdolnych do zatrzymywania i uwalniania ropy podczas rozwoju.

Złoża węglowodorów zaliczane do złóż zlokalizowane są zwykle w warstwach lub masywach skał, które mają różne rozmieszczenie pod ziemią, często odmienne właściwości geologiczne i fizyczne. W wielu przypadkach poszczególne złoża ropy i gazu są oddzielone znacznymi pokładami skał nieprzepuszczalnych lub zlokalizowane są tylko w określonych obszarach złoża. Takie izolowane lub różne formacje są opracowywane przez różne grupy odwiertów, czasami przy użyciu różnych technologii.

Miejsca gromadzenia się gazu ziemnego w stanie wolnym w porach i szczelinach skał to tzw złoża gazu. Jeśli złoże gazu nadaje się do zagospodarowania, tj. gdy suma kosztów wydobycia, transportu i wykorzystania gazu jest mniejsza niż efekt ekonomiczny uzyskany z jego wykorzystania, wówczas nazywa się go przemysłowym. pole gazowe zwykle odnosi się do jednego złoża lub grupy złóż położonych na tym samym obszarze.

Wielkość i wielowarstwowość pól o właściwościach pojemnościowych zbiorników generalnie determinuje wielkość i gęstość zasobów ropy naftowej, aw połączeniu z głębokością występowania decyduje o wyborze systemu zagospodarowania i metod eksploatacji ropy.

System rozwoju złoża należy nazwać zbiorem powiązanych ze sobą rozwiązań inżynierskich, które określają obiekty zagospodarowania; kolejność i tempo ich wiercenia i zagospodarowania; obecność oddziaływania na zbiorniki w celu wydobycia z nich ropy i gazu; liczba, stosunek i lokalizacja odwiertów zatłaczających i produkcyjnych; liczba studni rezerwowych, zarządzanie zagospodarowaniem złóż, podłoże i ochrona środowiska. Budowa systemu zagospodarowania pola oznacza znalezienie i wdrożenie powyższego zestawu rozwiązań inżynierskich.

Wprowadźmy pojęcie obiektu zagospodarowania złoża.

Obiekt deweloperski- jest to formacja geologiczna (warstwa, masyw, struktura, zespół warstw) sztucznie zidentyfikowana w obrębie zagospodarowywanego pola, zawierająca przemysłowe rezerwy węglowodorów, których wydobycie z podłoża odbywa się za pomocą określonego zespołu odwiertów lub innych urządzeń górniczych Struktury.

Deweloperzy, używając terminologii powszechnej wśród nafciarzy, zwykle uważają, że każdy obiekt jest zagospodarowany przez „własną siatkę studni”. Należy podkreślić, że sama natura nie tworzy obiektów zabudowy – są one przydzielane przez ludzi zagospodarowujących teren. Obiekt rozwojowy może obejmować jedną, kilka lub wszystkie warstwy pola.

Głównymi cechami obiektu rozwojowego są obecność w nim przemysłowych rezerw ropy naftowej oraz pewna grupa odwiertów nieodłącznie związana z tym obiektem, za pomocą których jest on zagospodarowany.

Aby lepiej zrozumieć koncepcję obiektu programistycznego, rozważmy przykład. Załóżmy, że mamy pole, którego przekrój pokazano na ryc. 1. Pole to zawiera trzy warstwy różniące się grubością, obszarami rozkładu nasycających je węglowodorów oraz właściwościami fizycznymi. W tabeli przedstawiono główne właściwości warstw 1, 2 i 3 występujących w obrębie pola.

Ryc.1. Sekcja wielowarstwowego pola naftowego

Można argumentować, że wskazane jest wyodrębnienie dwóch obiektów rozwojowych w rozważanym obszarze, łącząc warstwy 1 i 2 w jeden obiekt rozwojowy (obiekt A) oraz opracowanie warstwy 3 jako osobny obiekt (obiekt B).

Włączenie zbiorników 1 i 2 do jednego obiektu wynika z faktu, że mają one zbliżone wartości przepuszczalności i lepkości oleju oraz znajdują się w niewielkiej pionowej odległości od siebie. Ponadto możliwe do wydobycia zasoby ropy naftowej w złożu 2 są stosunkowo niewielkie. Formacja 3, choć ma mniejsze zasoby ropy naftowej do wydobywania w porównaniu z formacją 1, zawiera ropę o niskiej lepkości i jest wysoce przepuszczalna. W związku z tym studnie, które spenetrowały ten zbiornik, będą wysoce produktywne. Ponadto, jeśli zbiornik 3 zawierający ropę o niskiej lepkości można zagospodarować metodą konwencjonalnego zalewania, to zbiorniki 1 i 2 charakteryzujące się ropą o dużej lepkości będą musiały od początku zagospodarowania korzystać z innej technologii, np. parą wodną, roztworami poliakryloamidu (zagęszczacz wody) lub przy spalaniu in situ.

Jednocześnie należy mieć na uwadze, że pomimo znacznej różnicy parametrów warstw 1, 2 i 3, ostateczna decyzja o przeznaczeniu obiektów rozwojowych podejmowana jest na podstawie analizy warunków techniczno-technicznych i wskaźniki ekonomiczne różnych opcji łączenia warstw w obiekty rozwojowe.

Obiekty zabudowy dzieli się niekiedy na typy: niezależne, czyli zagospodarowywane w określonym czasie, oraz zwrotne, czyli takie, które będą zagospodarowywane przez studnie eksploatujące w tym okresie inny obiekt.

Ważnym elementem tworzenia takiego systemu jest alokacja obiektów rozwojowych. Dlatego rozważymy ten problem bardziej szczegółowo. Z góry można powiedzieć, że połączenie jak największej liczby zbiorników w jeden obiekt na pierwszy rzut oka zawsze wydaje się korzystne, ponieważ takie połączenie będzie wymagało mniejszej liczby odwiertów do zagospodarowania złoża jako całości. Jednak nadmierne łączenie zbiorników w jeden obiekt może prowadzić do znacznych strat w wydobyciu ropy naftowej, a ostatecznie do pogorszenia wskaźników techniczno-ekonomicznych. Następujące czynniki wpływają na wybór obiektów rozwojowych.

1. Geologiczne i fizyczne właściwości skał zbiornikowych ropy i gazu. W wielu przypadkach zbiorniki różniące się znacznie przepuszczalnością, miąższością całkowitą i efektywną oraz niejednorodnością nie są wskazane do zagospodarowania jako jeden obiekt, ponieważ mogą znacznie różnić się produktywnością, ciśnieniem złożowym w procesie ich zagospodarowania, a w konsekwencji w metodach eksploatacji odwiertów, tempie wydobycia złóż ropy naftowej oraz zmianie uwodnienia produktów. Dla formacji o różnej niejednorodności obszarowej skuteczne mogą być różne siatki odwiertów, dlatego niepraktyczne okazuje się łączenie takich formacji w jeden obiekt rozwojowy. W wysoce heterogenicznych formacjach z oddzielnymi warstwami pośrednimi o niskiej przepuszczalności, które nie komunikują się z warstwami o wysokiej przepuszczalności, zapewnienie odpowiedniego pokrycia horyzontu przez stymulację pionową może być trudne ze względu na fakt, że aktywny rozwój obejmuje tylko warstwy pośrednie o wysokiej przepuszczalności , a niskoprzepuszczalne międzywarstwy nie są narażone na działanie czynnika wtłaczanego do zbiornika (woda, gaz). W celu zwiększenia zasięgu zabudowy takich zbiorników dzieli się je na kilka obiektów.

2. Właściwości fizyczne i chemiczne ropy naftowej i gazu ziemnego. Duże znaczenie przy wyborze obiektów rozwojowych mają właściwości olejów. Zbiorniki o znacznie różniących się lepkościach ropy naftowej mogą nie nadawać się do połączenia w jeden obiekt, ponieważ muszą być opracowane przy użyciu różnych technologii wydobywania ropy z podłoża o różnych układach i gęstościach sieci odwiertów. Gwałtownie różna zawartość parafiny, siarkowodoru, cennych składników węglowodorowych, przemysłowa zawartość innych kopalin również może uniemożliwić wspólne zagospodarowanie złóż jako jednego obiektu ze względu na konieczność stosowania różnych technologii wydobywania ropy i innych kopalin ze złóż.

3. Stan fazowy węglowodorów i reżim złożowy. Różne zbiorniki, które leżą stosunkowo blisko siebie w pionie i mają podobne właściwości geologiczne i fizyczne, w niektórych przypadkach nie jest wskazane łączenie w jeden obiekt ze względu na różny stan fazowy węglowodorów złożowych i reżim złożowy. Tak więc, jeśli w jednym zbiorniku występuje znaczny korek gazowy, a drugi jest zagospodarowywany w warunkach naturalnej sprężystości napędzanej wodą, to połączenie ich w jeden obiekt może nie być właściwe, ponieważ ich zagospodarowanie będzie wymagało różnych układów i liczby odwiertów, a także różne technologie wydobycia ropy i gazu.

4. Uwarunkowania zarządzania procesem zagospodarowania złóż ropy naftowej nowy. Im więcej zbiorników i międzywarstw mieści się w jednym obiekcie, tym bardziej technicznie i technologicznie trudniej jest sterować ruchem sekcji olejowych i czynnika je wypierającego (sekcji wodno-olejowej i gazowo-olejowej) w oddzielnych zbiornikach i międzywarstwach. trudniej przeprowadzić oddzielne oddziaływanie na międzywarstwy i wydobywać z nich ropę i gaz, trudniej jest zmienić prędkość formacji i międzywarstw. Pogorszenie warunków zagospodarowania złoża prowadzi do zmniejszenia wydobycia ropy.

5. Technika i technologia eksploatacji studni. Może istnieć wiele przyczyn technicznych i technologicznych prowadzących do celowości lub niecelowości korzystania z niektórych opcji wyboru obiektów. Np. jeśli ma przyjmować tak znaczne natężenia przepływu płynu z odwiertów eksploatujących dany zbiornik lub grupy zbiorników zidentyfikowanych jako obiekty rozwojowe, że będą one granicą dla nowoczesnych narzędzi eksploatacji odwiertów. W związku z tym dalsza rozbudowa obiektów będzie niemożliwa ze względów technicznych.

Podsumowując należy jeszcze raz podkreślić, że wpływ każdego z wymienionych czynników na wybór obiektów zabudowy musi być najpierw poddany analizie technologicznej i wykonalności, a dopiero po niej możliwe jest podjęcie decyzji o przeznaczeniu zabudowy obiekty.

Systemy zagospodarowania zbiorników są klasyfikowane według lokalizacji odwiertów i rodzaju energii wykorzystywanej do przemieszczania ropy.

Dobrze umiejscowione. Przez rozmieszczenie odwiertów rozumie się siatkę rozmieszczenia i odległości między odwiertami (gęstość siatki), tempo i kolejność oddawania odwiertów do eksploatacji. Układy zabudowy dzielą się na: z posadowieniem odwiertów na jednolitej siatce oraz z posadowieniem odwiertów na nierównej siatce (głównie w rzędach).

Systemy zabudowy z rozmieszczeniem studni na jednolitej siatce rozróżniają: w formie siatki; według gęstości siatki; według tempa oddania odwiertów do eksploatacji; według kolejności oddania odwiertów do eksploatacji względem siebie i elementów konstrukcyjnych złoża. Siatki w formie są kwadratowe i trójkątne (sześciokątne). Przy siatce trójkątnej umieszcza się na powierzchni więcej studzienek o 15,5% niż przy siatce kwadratowej w przypadku równych odległości między studzienkami.

Pod gęstość siatki odwierty implikują stosunek powierzchni roponośnej do liczby odwiertów produkcyjnych. Jednak ta koncepcja jest bardzo złożona. Badacze często umieszczają różne treści w pojęciu zagęszczenia odwiertów: biorą pod uwagę tylko obszar przewierconej części złoża; liczba odwiertów jest ograniczona różnymi wartościami całkowitego wydobycia z nich ropy; czy w obliczeniach uwzględniono odwierty zatłaczające; w procesie zagospodarowania pola znacznie zmienia się liczba odwiertów, zmniejsza się obszar roponośny pod reżimami ciśnieniowymi, jest to uwzględniane na różne sposoby itp. Czasami występują małe, średnie i duże stopnie zagęszczenia studni . Koncepcje te są bardzo warunkowe i różne dla różnych obszarów pól naftowych i okresów rozwoju przemysłu naftowego. Problem optymalnego zagęszczenia sieci odwiertów, który zapewnia najbardziej efektywne zagospodarowanie złoża, był najbardziej dotkliwy na wszystkich etapach rozwoju przemysłu naftowego. Wcześniej gęstość siatki odwiertów wahała się od 10 4 m 2 / odwiert (odległość między odwiertami 100 m) do (4-9) -10 4 m 2 / odwiert, a od końca lat 40. o gęstości (30-60) 10 4 m 2 / studnię. Opierając się na teorii interferencji i uproszczonym schemacie procesu wypierania ropy naftowej przez wodę z jednorodnego złoża uznano, że przy zagospodarowaniu pól naftowych w reżimie wodnym liczba odwiertów nie wpływa znacząco na wydobycie ropy.

Praktyka rozwojowa i dalsze badania wykazały, że w rzeczywistych heterogenicznych zbiornikach gęstość układu odwiertów ma znaczący wpływ na wydobycie ropy. Efekt ten jest tym większy, im bardziej heterogeniczne i nieciągłe formacje produkcyjne, im gorsze właściwości litologiczne i fizyczne zbiorników, im większa lepkość ropy w warunkach strefy. Konsolidacja siatki odwiertów w heterogenicznych formacjach soczewkowatych znacznie zwiększa wydobycie ropy (pokrycie zagospodarowaniem), zwłaszcza przy pomyślnym umiejscowieniu odwiertów w stosunku do różnych soczewek i ekranów. Gęstość sieci ma największy wpływ w zakresie gęstości sieci powyżej (25 - 30) 10 4 m 2 /odwiert. W zakresie zagęszczeń siatek mniejszych niż (25-30) 10 4 m 2 /SW efekt, choć zauważalny, nie jest tak znaczący jak w przypadku siatek rzadszych. W każdym przypadku wybór gęstości oczek powinien być określony z uwzględnieniem konkretnych warunków.

Obecnie stosuje się dwuetapowe wiercenie początkowo rzadkich siatek odwiertów, a następnie ich selektywne zagęszczanie w celu zwiększenia pokrycia niejednorodnych zbiorników przez zalanie, zwiększenia ostatecznego wydobycia ropy i ustabilizowania wydobycia ropy. W pierwszym etapie wierci się tzw. główny fundusz odwiertów wydobywczych i zatłaczających przy niskim zagęszczeniu sieci. Według danych wierceń i badań odwiertów głównego funduszu określa się budowę geologiczną obiektu niejednorodnego, w wyniku czego możliwe są zmiany gęstości siatki odwiertów, które wierci się w drugim etapie i nazywamy rezerwą. Odwierty rezerwowe są przewidziane w celu angażowania się w rozwój pojedynczych soczewek, stref klinowania i stref stagnacji, które nie biorą udziału w rozwoju otworów głównego surowca w obrysie ich lokalizacji. Liczba odwiertów rezerwowych uzasadniona jest charakterem i niejednorodnością zbiorników (ich nieciągłością), gęstością siatki odwiertów, stosunkiem lepkości ropy i wody itp. Liczba odwiertów rezerwowych może wynosić do 30 % główny fundusz studni. Ich rozmieszczenie powinno być zaplanowane na wcześniejszym etapie rozwoju. Należy pamiętać, że w celu wymiany<* 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.

W zależności od tempa oddania odwiertów do eksploatacji możemy wyróżnić jednoczesny(zwany także „stałym”) i wolny system zagospodarowania depozytu. W pierwszym przypadku tempo oddawania odwiertów do eksploatacji jest szybkie – wszystkie odwierty oddawane są do eksploatacji niemal jednocześnie w ciągu pierwszego do trzech lat zagospodarowania obiektu. Przy długim okresie rozruchu system nazywany jest opóźnionym, który zgodnie z kolejnością oddania odwiertów do eksploatacji dzieli się na systemy zagęszczające i pełzające. Celowe jest stosowanie systemu zagęszczania na obiektach o złożonej budowie geologicznej. Działa zgodnie z zasadą wiercenia dwuetapowego. System pełzający, zorientowany względem struktury formacji, dzieli się na układy: a) upadowy; b) wzniecić bunt; c) wzdłuż odcinka. W praktyce zagospodarowania dużych złóż krajowych systemy zabudowy pełzającej i zagęszczającej są łączone w kompleks. Dopiero trudne warunki przyrodnicze (bagna, bagna) i geologiczne determinowały wykorzystanie systemu pełzającego na złożu Samotlor.

Systemy zagospodarowania z rozmieszczeniem odwiertów na jednolitej siatce są uważane za odpowiednie dla trybów pracy złóż o stałych konturach (gaz rozpuszczony,

trybie grawitacyjnym), czyli z równomiernym rozkładem energii rezerwuaru na obszarze.

Układy zabudowy z rozmieszczeniem studni wzdłuż nierównych podobnie wyróżnia się siatkę: według gęstości siatki; według tempa oddania odwiertów do eksploatacji (uruchamianie rzędów odwiertów - eksploatowany jest jeden rząd, dwa, trzy); zgodnie z kolejnością oddania studni do eksploatacji. Dodatkowo dzielą się na: ze względu na kształt rzędów - na rzędy otwarte i na rzędy zamknięte (pierścieniowe); zgodnie z wzajemnym układem rzędów i studzienek – z zachowaniem odstępów między rzędami i między studzienkami w rzędach oraz z zagęszczeniem centralnej części terenu.

Takie systemy były szeroko stosowane w trybach pracy zbiorników z ruchomymi obwodami (tryby wodne, gazowe, ciśnieniowo-grawitacyjne i mieszane). W tym przypadku odwierty umieszczono w rzędach równoległych do pierwotnego konturu roponośnego. Dzięki nowoczesnemu wzornictwu początkowe odstępy między studzienkami są prawie zawsze jednolite.

Rodzaj używanej energii. W zależności od rodzaju energii wykorzystywanej do przemieszczania ropy wyróżnia się: systemy zagospodarowania złóż ropy naftowej w warunkach naturalnych, w których wykorzystuje się wyłącznie energię naturalnego złoża (bez RPM); systemy utrzymania ciśnienia w zbiorniku, gdy stosowane są metody regulacji bilansu energetycznego zbiornika poprzez jego sztuczne uzupełnianie.

Zgodnie z metodami regulacji bilansu energetycznego zbiorników istnieją: systemy zabudowy ze sztucznym zalewaniem; systemy zagospodarowania z wtryskiem gazu do złoża.

Systemy zabudowy ze sztucznym zalewaniem można przeprowadzić zgodnie z następującymi głównymi opcjami: konturowy, zbliżony do konturu, wewnątrzkonturowy, barierowy, blokowy, z paleniskiem, ogniskowy, zalewanie obszarowe.

Układy zabudowy z wtryskiem gazu do zbiornika może być stosowany, ale w dwóch głównych wariantach: zatłaczanie gazu w wyniesione partie złoża (do korka gazowego), zatłaczanie gazem obszarowym.