Odabir sustava povrata nafte i infrastrukture naftna polja ovisi o desecima čimbenika: o dubini i kvaliteti produktivnih slojeva: količini nadoknadivih rezervi, njihovoj strukturi na stupanj znanja (): karakteristike sakupljača; sastav i svojstva nafte: faktor plina i sastav popratnih plinova: tlak zasićenja nafte plinom: svojstva i uvjeti nastanka formacijskih voda; položaj kontakta voda-ulje.

Uz navedene glavne pokazatelje razvoja, prilikom izrade polja u obzir se uzimaju i prirodno-klimatske karakteristike, inženjersko-geološki uvjeti.

Jedan od glavnih zahtjeva za razvoj je racionalizacija: osiguranje zadanih stopa proizvodnje uz minimalna kapitalna ulaganja i minimalne utjecaje na okoliš. Najvažniji dio Projektiranje razvoja polja je raspodjela proizvodnih pogona. Dio naftnog ležišta dodijeljen za rad neovisnom mrežom proizvodnih i injektnih bušotina naziva se proizvodnim pogonom.

Istražena ležišta smatraju se pripremljenima za komercijalni razvoj ako su ispunjeni sljedeći uvjeti:

· Dobio dozvolu za pravo korištenja podzemlja;

· Provedeno je probno djelovanje pojedinih dionica;

· Bilančne rezerve ugljikovodika, koje su od industrijskog značaja, iznose najmanje 80% kategorije, a do 20% kategorije;

Ocjenjuje se sirovinska baza Građevinski materijal i izvori vodoopskrbe;

· Odobrena dokumentacija o korištenju APG-a, plinskog kondenzata i ostalih popratnih vrijednih komponenti;

· Predviđene su mjere za sprječavanje onečišćenja okoliša i osiguranje sigurnog obavljanja poslova.

Zahtjevi glavnog plana

Glavnim planom polja predviđena je lokacija bušotina nafte, plina, injektnih pojedinačnih i skupnih bušotina, GZU, dospojne crpne stanice. postrojenja za prethodno ispuštanje formacijskih voda (OPS), klaster crpne stanice(SPS), kompresorska stanica, komunalije (autoceste, naftovodi i plinovodi, vodovodi, dalekovodi, vodovi komunikacije, katodne zaštite i dr.), koji osiguravaju prikupljanje i transport bušotinskih proizvoda, kao i opskrbu električnom energijom , toplina, voda i zrak.

Postavljanje industrijskih i pomoćnih zgrada i građevina mora se provoditi prema njihovoj funkcionalnoj i tehnološkoj namjeni, vodeći računa o opasnosti od eksplozije i požara. Prilikom postavljanja postrojenja za proizvodnju nafte na obalnim područjima vodnih tijela, planske oznake mjesta uzimaju se 0,5 m iznad najvišeg vodnog horizonta s vjerojatnošću prekoračenja jednom u 25 godina (učelja bušotina, hidraulički bunari) i jednom u 50 godina ( CS, TsPS, BPS, UPS).

Mjere zaštite okoliša i elementi PUO su prisutni u regulatorni dokumenti za razvoj ležišta. Međutim, s ustaljenom praksom interakcije između sudionika u razvoju ležišta, tipični ekološki problemi rješavaju se ne preventivno, već kako nastaju. Postoji obrazac - što više udaljena lokacija nalazište se nalazi, to su mu manje stroga ograničenja okoliša i što se okolišu nanosi veća šteta.

Kako bi se izbjegli društveni i ekološki problemi u kasnijim fazama proizvodnje nafte, čak i pri projektiranju razvoja polja, potrebno je konzultirati sve zainteresirane organizacije i pojedince. Rad naftnih polja šteti okolišu bez obzira na konstrukcijske značajke konstrukcija i količinu proizvedenih ugljikovodika. Skupe mjere zaštite okoliša treba provoditi pravodobno (likvidacija bunara, skladišnih jama, melioracija), a ne odgađati na neodređeno vrijeme.

Tehnološka sigurnost objekata u lancu "proizvodnja - prikupljanje - priprema - transport" u velikoj je mjeri osigurana ravnomjernošću razvoja rezervi nafte. Za to je potrebno imati pouzdane informacije o raspodjeli energetskog potencijala ležišta, što se odražava pomoću izobarskih karata. Ovdje je izbor sheme grupiranja bušotina od temeljne važnosti. Poznato je da što su jastučići bušotine veći, to je bušenje bušotine skuplje, budući da je potreban veliki otpad iz dna rupe iz vertikale (do 2-4 km ili više). Međutim, to smanjuje troškove komunikacijskih koridora i povećava stupanj ekološke sigurnosti područja u cjelini.

Grm bunara

Mjesto prirodnog ili umjetnog dijela teritorija na kojem se nalaze bušotine, tehnološka oprema, komunalne usluge i uredski prostor... Prošireni klaster može uključivati ​​nekoliko desetaka usmjerenih bušotina. Ukupna stopa proizvodnje nafte jednog klastera bušotina uzima se do 4000, a faktor plina - do 200.

Tehnološke strukture bušotina obično uključuju:

· Područja na ušću bušotina proizvodnih i injekcijskih bušotina;

· Instalacije za mjerenje;

· Jedinice za opskrbu reagensima-demulgatorima i inhibitorima;

· Blokovi za razvod plina i vode;

· Blokovi ubrizgavanja vode u injekcione bušotine;

· Upravljačke stanice crpki za ESP i SHGN;

· Temelji za crpne jedinice;

· transformatorske podstanice;

· Mjesta za jedinicu za popravak;

· Sabirni spremnik i tehnološki cjevovodi.

Kao dio strukture bunara može postojati jedinica za pročišćavanje otpadnih voda (PWSU) s lokalnim ubrizgavanjem vode u ležište. U tom slučaju nema energetski intenzivnog crpljenja formacijske vode do mjesta odvajanja nafte i obrnuto, a u transportnim koridorima nema agresivnih formacijskih fluida, što povećava ekološku sigurnost polja.

Konstrukcija bunara s proširenim dosegom ograničava korištenje dubokog pumpe s usisnom šipkom zbog komplikacija povezanih s habanjem cijevi. Kako bi se izbjegle nezgode, pri odabiru crpne opreme prednost se daje ESP i hidrauličkim crpnim sustavima u zatvorenom sustavu za prikupljanje nafte i plina. Takvi sustavi omogućuju opskrbu inhibitorima za sprječavanje korozije i stvaranja voska.

Sustav postrojenja za obradu nafte, ispuštanje i utiskivanje vode gradi se ovisno o raspodjeli rezervi po površini ležišta, stopi proizvodnje, stupnju vodenosti i zasićenosti nafte plinom, tlaku na ušću bušotine. , te položaj nakupina bušotina (slika 5.1). Ovi objekti trebaju osigurati:

· Zapečaćeno prikupljanje i transport bunarskih proizvoda do centralne toplinske stanice;

· Odvajanje plina od nafte i bezkompresorski transport plina prve faze separacije do sabirnih mjesta, postrojenja za preradu plina i za vlastite potrebe;

· Mjerenje troškova proizvodnje pojedinih bušotina i klastera, računajući ukupnu proizvodnju svih bušotina;

· Preliminarna dehidracija ulja.

Riža. 5.1. Shematski dijagram sustava prikupljanja proizvodnje bušotine u naftnom polju

Napomena: Izbor sustava za dobivanje nafte i razvoj naftnog polja ovisi o desecima čimbenika.

Shema uređenja naftnih polja

Izbor sustava za ekstrakciju nafte i raspored naftnih polja ovisi o desecima čimbenika: o dubini i kvaliteti proizvodnih formacija: količini nadoknadivih rezervi, njihovoj strukturi prema stupnju istraženosti (): karakteristikama ležišta; sastav i svojstva nafte: faktor plina i sastav popratnih plinova: tlak zasićenja nafte plinom: svojstva i uvjeti nastanka formacijskih voda; položaj kontakta voda-ulje.

Uz navedene glavne pokazatelje razvoja, prilikom izrade polja u obzir se uzimaju i prirodno-klimatske karakteristike, inženjersko-geološki uvjeti.

Jedan od glavnih zahtjeva za razvoj je racionalizacija: osiguranje specificiranih stopa proizvodnje uz minimalna kapitalna ulaganja i minimalne utjecaje na okoliš. Najvažnija komponenta projektiranja razvoja polja je odabir proizvodnih pogona. Dio naftnog ležišta dodijeljen za rad neovisnom mrežom proizvodnih i injektnih bušotina naziva se proizvodnim pogonom.

Istražena ležišta smatraju se pripremljenima za komercijalni razvoj ako su ispunjeni sljedeći uvjeti:

Zahtjevi glavnog plana

Glavnim planom polja predviđena je lokacija bušotina nafte, plina, injektnih pojedinačnih i klaster bušotina, GZU, dospojne crpne stanice. instalacije za prethodno ispuštanje formacijske vode (OPS), klaster crpne stanice (SPS), kompresorske stanice, komunalije (ceste, naftovodi i plinovodi, vodovodi, dalekovodi, komunikacijski vodovi, katodna zaštita i dr.), koji osiguravaju prikupljanje i transport bunarskih proizvoda, kao i opskrba električnom energijom, toplinom, vodom i zrakom.

Postavljanje industrijskih i pomoćnih zgrada i građevina mora se provoditi prema njihovoj funkcionalnoj i tehnološkoj namjeni, vodeći računa o opasnosti od eksplozije i požara. Prilikom postavljanja postrojenja za proizvodnju nafte na obalnim područjima vodnih tijela, planske oznake mjesta uzimaju se 0,5 m iznad najvišeg vodnog horizonta s vjerojatnošću prekoračenja jednom u 25 godina (učelja bušotina, hidraulički bunari) i jednom u 50 godina ( CS, TsPS, BPS, UPS).

Mjere zaštite okoliša i elementi PUO prisutni su u regulatornim dokumentima za razvoj ležišta. No, s ustaljenom praksom interakcije između sudionika u razvoju ležišta, tipični ekološki problemi rješavaju se ne preventivno, već kako nastaju. Postoji zakonitost – što je ležište udaljenije, to su mu manje stroga ograničenja okoliša i veća je ekološka šteta nanesena okolišu.

Kako bi se izbjegli društveni i ekološki problemi u kasnijim fazama proizvodnje nafte, čak i pri projektiranju razvoja polja, potrebno je konzultirati sve zainteresirane organizacije i pojedince. Rad naftnih polja šteti okolišu bez obzira na konstrukcijske značajke konstrukcija i količinu proizvedenih ugljikovodika. Skupe mjere zaštite okoliša treba provoditi pravodobno (likvidacija bunara, skladišnih jama, melioracija), a ne odgađati na neodređeno vrijeme.

Tehnološka sigurnost objekata u lancu "proizvodnja - prikupljanje - priprema - transport" u velikoj je mjeri osigurana ravnomjernošću razvoja rezervi nafte. Za to je potrebno imati pouzdane informacije o raspodjeli energetskog potencijala ležišta, što se odražava pomoću izobarskih karata. Ovdje je izbor sheme grupiranja bušotina od temeljne važnosti. Poznato je da što su jastučići bušotine veći, to je bušenje bušotine skuplje, budući da je potreban veliki otpad iz dna rupe iz vertikale (do 2-4 km ili više). Međutim, to smanjuje troškove komunikacijskih koridora i povećava stupanj ekološke sigurnosti područja u cjelini.

Grm bunara

Za klastere bušotina dodijeljeno je mjesto prirodnog ili umjetnog dijela teritorija na kojem se nalaze bušotine, tehnološka oprema, komunalne i uredske prostorije. Prošireni klaster može uključivati ​​nekoliko desetaka usmjerenih bušotina. Ukupna stopa proizvodnje nafte jednog klastera bušotina uzima se do 4000, a faktor plina - do 200.

Tehnološke strukture bušotina obično uključuju:

• područja proizvodnje i injekcijskih bušotina;
• mjerne instalacije;
• opskrbne jedinice za reagense-demulgatore i inhibitore;
• blokovi za distribuciju plina i vode;
• blokovi za ubrizgavanje vode u injekcione bušotine;
• ESP i SHGN pumpne kontrolne stanice;
• temelji za strojeve za ljuljanje;
• transformatorske podstanice;
• prostori za jedinicu za popravak;
• sabirni spremnik i procesni cjevovodi.

Kao dio strukture bunara može postojati jedinica za pročišćavanje otpadnih voda (PWSU) s lokalnim ubrizgavanjem vode u ležište. U tom slučaju nema energetski intenzivnog crpljenja formacijske vode do mjesta odvajanja nafte i obrnuto, a u transportnim koridorima nema agresivnih formacijskih fluida, što povećava ekološku sigurnost polja.

Izgradnja bušotina s proširenim dosegom ograničava upotrebu pumpi s usisnom šipkom zbog komplikacija povezanih s abrazijom cijevi. Kako bi se izbjegle nezgode, pri odabiru crpne opreme prednost se daje ESP i hidrauličkim crpnim sustavima u zatvorenom sustavu za prikupljanje nafte i plina. Takvi sustavi omogućuju opskrbu inhibitorima za sprječavanje korozije i stvaranja voska.

Sustav postrojenja za obradu nafte, ispuštanje i utiskivanje vode gradi se ovisno o raspodjeli rezervi po površini ležišta, stopi proizvodnje, stupnju vodenosti i zasićenosti nafte plinom, tlaku na ušću bušotine. , te položaj nakupina bušotina (slika 5.1). Ovi objekti trebaju osigurati:

• zatvoreno prikupljanje i transport bunarskih proizvoda do centralne toplinske stanice;
• odvajanje plina od nafte i bezkompresorski transport plina prve faze separacije do sabirnih mjesta, postrojenja za preradu plina i za vlastite potrebe;
• mjerenje troškova proizvodnje pojedinih bušotina i klastera, računajući ukupnu proizvodnju svih bušotina;
• preliminarna dehidracija ulja.

Riža. 5.1.

Grupne mjerne instalacije

Smjesa plina i tekućine iz proizvodnih bušotina dovodi se u GDS, u kojem se, u automatskom načinu rada, vrše periodična mjerenja u mjernom separatoru protoka tekućine i plina svake bušotine. Broj instalacija utvrđuje se proračunima. Blokovi za ubrizgavanje reagensa-demulgatora i inhibitora korozije nalaze se na mjestima MSU.

Booster pumpna stanica

U onim slučajevima kada je udaljenost od klastera bušotine do CPF-a velika, a tlak na ušću bušotine nedovoljan za crpljenje tekućina, izrađuje se buster pumpna stanica. Smjesa nakon GSP-a ulazi u pumpnu stanicu za povišenje tlaka kroz cjevovode za prikupljanje nafte.

CSN uključuje sljedeće blok strukture:

• prva faza odvajanja s prethodnim uzorkovanjem plina;
• prethodna dehidracija i obrada proizvedene vode;
• mjerenje nafte, plina i vode;
• zračni blok za pumpanje i kompresor;
• ubrizgavanje reagensa prije prve faze odvajanja;
• ubrizgavanje inhibitora u plinovode i naftovode;
• kontejneri za hitne slučajeve.

Izgradnja doponske crpne stanice je nužna jer crpna oprema ne dopušta crpljenje mješavina s visokim udjelom plina zbog pojave kavitacijskih procesa. Plin izdvojen kao rezultat pada tlaka u prvoj fazi separacije najčešće se dovodi u baklju za izgaranje ili za lokalnu upotrebu. Ulje i voda s otopljenim zaostalim plinom ulaze u separatore drugog stupnja na centralnoj toplinskoj stanici i OTP-u.

Centralno sabirno mjesto

Na CPF-u, sirova nafta prolazi cijeli ciklus obrade, koji uključuje dvo- ili trostupanjsko otplinjavanje nafte pomoću separatora i dovođenje nafte u potrebne uvjete u smislu tlaka zasićene pare. Nakon odvajanja, plin se čisti od kapljičnih tekućina i daje na korištenje ili preradu. Plin prve i druge faze separacije transportira se pod vlastitim tlakom. Plin završnog stupnja potrebno je komprimirati za daljnju upotrebu.

Ovdje, u CPF-u, nafta se dehidrira i desaljuje do tržišnih uvjeta. Proizvedena voda se odvaja od sirova nafta na postrojenju za obradu ulja (OTP) u sklopu centralne toplinske stanice. U posebnom spremniku ulje se taloži, uljna emulzija se zagrijava u cijevnim pećima i odsolja. Nakon toga, tržišno ulje ulazi u spremnik s naknadnim ispumpavanjem u uljnu pumpu.

Farme tenkova

Prisutnost rezervne flote tenkova obavezan je atribut svih tehnološke sheme prikupljanje, priprema i transport nafte. Standardni spremnici tipa RVS koriste se za stvaranje zaliha:

• sirovine koje se isporučuju u OTU, potrebne u količini dnevne proizvodnje bušotina;
• tržišno ulje u obujmu dnevne stope proizvodnje postrojenja za pročišćavanje ulja.

Osim toga, rezervoari raznih svezaka potrebni su za prihvat slojevitih i otpadnih voda, kao i za hitne ispuste.

Za odlaganje parafinskih naslaga iz spremnika za čišćenje (parenje) uređuju se zemljane jame za skladištenje. Osim toga, akumulacije su izvor onečišćenja atmosfere zbog isparavanja HC pohranjenog u njima.

Kompresorske stanice

Kompresorske stanice mogu biti samostalni objekti razvoja terena ili biti dio kompleksa tehnoloških konstrukcija centralne toplinske stanice. Kompresorske stanice su dizajnirane za opskrbu naftnim plinom u postrojenje za preradu plina, komprimiranje plina u sustavu proizvodnje plinskog lifta i pripremu za transport.

Za uklanjanje plina iz šupljine klipnog kompresora, na usisnom plinovodu svakog stupnja kompresije kompresora predviđen je čep za ispuštanje plina s ugrađenim zapornim ventilima. Visina svijeće je najmanje 5 m i određena je proračunom disperzije plina.

Sustav baklje

Naftni plin, koji se ne može prihvatiti za transport, kao i plin iz opreme i pročišćavanja cjevovoda šalje se u sustav baklje hitnog izgaranja doponske crpne stanice.

Promjer i visina baklje određuju se proračunom uzimajući u obzir dopuštenu koncentraciju štetnih tvari u površinskom sloju zraka, kao i dopuštene toplinske učinke na ljude i predmete. Visina cijevi mora biti najmanje 10 m, a za plinove koji sadrže sumporovodik najmanje 30 m. Brzina plina na otvoru baklje uzima se u obzir uz isključenje odvajanja plamena, ali ne više od 80 m/s.

Sustav baklje centralne toplinske stanice predviđen je za ispuštanje plinova i para:

• konstante - od jedinica za regeneraciju sorbenata i stabilizaciju ugljikovodičnih kondenzata;
• periodično - prije pražnjenja aparata prije parenja, pročišćavanja i popravka;
• hitni - tijekom ispuštanja iz sigurnosnih ventila i drugih hitnih ispuštanja.

Svetiljka je opremljena automatskim daljinskim paljenjem i neovisnom opskrbom gorivnog plina na uređaj za paljenje. Za hvatanje kondenzata ispred bakljne cijevi postavlja se hvatač kondenzata.

naftovodi za transport komercijalne nafte od središnje crpne stanice do glavne naftne crpne stanice glavnog cjevovoda:

plinovodi za opskrbu naftnim plinom od separacijskih jedinica do postrojenja za obradu plina, kompresorskih stanica, centralnih toplinskih stanica, postrojenja za preradu plina i za vlastite potrebe:

plinovodi za opskrbu plinom od centralne toplinske stanice do glavne kompresorske stanice magistralnog cjevovoda.

Prirodna akumulacija nafte u podzemlju naziva se naftno ležište. Gotovo svaki naftni rezervoar sadrži i plin, t.j. je u biti ležište nafte i plina. U prirodi postoje i čisto plinovite naslage, t.j. nakupine prirodnog plina u poroznim stijenama.

Glavna poznata ležišta nafte i plina koncentrirana su u sedimentnim stijenama. Karakteristična karakteristika sedimentne stijene – njihove slojevitost. Ove stijene su uglavnom sastavljene od gotovo paralelnih slojeva (slojeva), koji se međusobno razlikuju po sastavu, strukturi, tvrdoći i boji. Površina koja omeđuje sloj odozdo naziva se jedini, a odozgo - krov.

Slojevi sedimentnih stijena mogu ležati ne samo vodoravno, već iu obliku nabora(Sl. 1), nastalih tijekom oscilatornih, tektonskih i gorskograditeljskih procesa. Zavoj formacije, usmjeren prema gore konveksnost, zove se antiklinala, i s izbočenjem prema dolje - sinklina. Susjedna antiklinala i sinklinala zajedno nastaju puni preklop.

Sl. 1. Nabor formiran od sedimentnih stijena.

sl. 2. Strukturni dijagrami zamki.

a - zamka u kupoli lokalnog uzdizanja; b - tektonski

screened trap u gornjem dijelu lokalnog izdizanja.

U Rusiji se gotovo 90% pronađene nafte i plina nalazi u antiklinalama, u inozemstvu - oko 70%. Dimenzije antiklinala su u prosjeku: duljina 5 ... 10 km, širina 2 ... 3 km, visina 50 ... 70 m. Međutim, poznate su i divovske antiklinale. Dakle, najveće svjetsko naftno polje Gavar (Saudijska Arabija) ima tlocrtne dimenzije 225x25 km i visinu od 370 m, a plinsko polje Urengoy (Rusija): 120x30 km na nadmorskoj visini od 200 m.

Po propusnost stijene se dijele na propusne (rezervoari) i nepropusne (gume). Kolekcionari- to su bilo koje stijene koje mogu sadržavati i ispuštati tekućine i plinove, kao i prolaziti kroz sebe pri padu tlaka. Pore ​​rezervoari imaju najbolja svojstva ležišta.

Druge vrste kolektora također mogu imati dobre sposobnosti zadržavanja i otpuštanja tekućina i plinova, kao i propuštanja kroz sebe. Na primjer, na nekim poljima u Saudijskoj Arabiji, međusobno povezani sustavi loma stvaraju kanale do 30 km duge. Preko 50% otkrivenih rezervi nafte ograničeno je na pukotine u ležištima u inozemstvu, a 12% u Rusiji.

Gume su praktički neprobojne stijene. Obično su to stijene kemijskog ili miješanog podrijetla, koje nisu poremećene pukotinama. Najčešće, gline igraju ulogu guma: kada se navlaže vodom, one bubre i zatvaraju sve pore i pukotine u stijeni. Osim toga, kamena sol i vapnenac mogu se koristiti kao gume.

Komercijalna ležišta nafte i plina nalaze se samo u sedimentnim stijenama. Nafta i plin ispunjavaju pore i praznine između pojedinih čestica ovih stijena.

Poznato je da sedimentne stijene uključuju pijesak, pješčenjak, vapnence, dolomite, gline itd. Međutim, industrijske nakupine nafte ne pojavljuju se u glinenim stijenama. Glinene formacije u naftnim poljima igraju samo ulogu nepropusnih preklopa, između kojih se nalaze poroznije stijene, zasićene naftom, plinom ili vodom. Da nema glinovitih stijena ispod i iznad naslaga nafte ili plina, tada bi potonje bile raspršene po cijeloj debljini zemljine kore.

Za stvaranje ležišta nafte i plina, osim prisutnosti poroznih stijena, zatvorenih odozgo nepropusnim slojevima, potreban je još jedan uvjet: određeni strukturni oblici ležišta. Dugogodišnja praksa eksploatacije nalazišta nafte i plina pokazala je da se nafta i plin ne nalaze u neporemećenim (horizontalnim) formacijama, već su sve njihove akumulacije u različitim naborima.

Najčešći i najvažniji u strukturi nalazišta nafte i plina su strukturni oblici antiklinalnog tipa i strukturni oblici povezani s monoklinalnim slojem formacija. Većina svjetskih nalazišta nafte i plina ograničena je na ove strukturne oblike.

Na sl. Slika 1 prikazuje dijagram ležišta nafte i plina tipa ležišta. Njegovi glavni elementi i parametri su geometrijske dimenzije i oblik, kao i položaj vanjskih i unutarnjih kontura sadržaja nafte i plina.

Slika 3. Shema ležišta nafte i plina tipa ležišta

1 - unutarnja kontura sadržaja plina; 2 - vanjska kontura sadržaja plina;

3 - unutarnja kontura nosivosti ulja; 4 - vanjska kontura nosivosti ulja.

Linija presjeka površine kontakta ulje-voda s vrhom formacije naziva se vanjska kontura naftonosnosti, a s dnom formacije - unutarnja kontura naftonosnosti.

Akumulacija slobodnog plina iznad nafte u ležištu naziva se plinska kapa.

Linija presjeka sučelja nafte i plina s vrhom formacije predstavlja vanjsku konturu sadržaja plina, a s dnom formacije - unutarnju konturu sadržaja plina.

Osim ležišta nafte i plina tipa ležišta, postoje i masivna ležišta nafte ili plina ograničena na velike masive ili grebene, obično sastavljene od vapnenca. Također postoje prosijana i litološki ograničena ležišta nafte i plina.

Trajni pratioci nafte u naftnim nalazištima su naftni plin i formacijske vode. Njihov raspored po visini naslaga, kao što se može vidjeti iz dijagrama na Sl. 1 odgovara njihovim gustoćama: u gornjim dijelovima antiklinalnog ili monoklinalnog nabora nalazi se plin, ispod plina leži nafta, a potonja je odozdo podržana vodom.

Volumen šupljina u stijeni, koji se sastoji od pora, pornih kanala između pojedinih zrnaca i čestica stijene, pukotina, kaverni itd., obično se naziva poroznost. Brojčana vrijednost poroznosti određena je omjerom ukupnog volumena svih šupljina u stijeni prema cjelokupnom volumenu stijene s šupljinama.

Poroznost raznih stijena varira u vrlo širokom rasponu - od udjela postotka do nekoliko desetaka posto. Dakle, za magmatske stijene, poroznost se kreće od 0,05 do 1,25% ukupnog volumena stijene s šupljinama, za naftne pijeske - od 18 do 35%, za pješčenjaka - od 13 do 28%. Propusnost stijene ovisi o veličini pora i kanala koji te pore povezuju. Što je veća veličina pora, to je veća propusnost i obrnuto. Na primjer, gline mogu imati istu poroznost kao pijesci, t.j. jedinica volumena glinovite stijene može zadržati istu količinu tekućine kao u istom volumenu pijeska. Međutim, zbog zanemarive veličine pojedinih pora i kanala između čestica gline, sile prianjanja i unutarnjeg trenja u njima su toliko velike da u sloju gline gotovo da nema kretanja tekućine ili plina. Gline su praktički nepropusne za tekućine i plinove.

Osim geometrijskog volumena ležišta nafte ili plina, poroznosti i propusnosti stijena koje čine ovo ležište, njegova industrijska vrijednost ovisi i o količini ležišne energije, o kvaliteti nafte koja se u njoj nalazi i, koja posebno je važno, na zasićenost naftom i plinom.

Zasićenost uljem (gasom saturation) je omjer volumena pora u ležištu ispunjenom naftom (plinom) prema ukupnom volumenu pora. Činjenica je da pore stijena koje sadrže naftu ili plin uvijek sadrže vodu, koja tijekom rada ležišta ostaje nepomična. Ova voda je "vezana" za stijenu zbog sila prianjanja stijene na vodu. Utvrđeno je da je od ukupnog volumena pora stijene koja sadrži ulje, od 60 do 90% pora ispunjeno uljem, a ostatak: volumen pora ispunjen je vodom.

Agregat nalazišta nafte i plina koji se nalazi na jednom dijelu zemljine površine je naftno ili plinsko polje.

Slika 4. shematski prikazuje višeslojno naftno i plinsko polje antiklinalnog tipa. U ovom polju nalazi se rezervoar A - čisto plin, rezervoari B i C - ulje. Gornji dio ležišta B ispunjen je plinom, a dno nafte poduprto je formacijskom vodom.

Slika 4. Dijagram polja nafte i plina.

Ulje je složena višekomponentna prirodna mješavina koja se sastoji od parafinskih, naftenskih, aromatskih ugljikovodika, heteroatomskih spojeva, smola, asfaltena i drugih komponenti. Osim toga, ležišno ulje sadrži razne plinove, ležišnu vodu, anorganske soli, mehaničke nečistoće.

1. Naftna ležišta i polja

1.1. Oblici nastanka naftnih naslaga

Ulje zasićuje pore, pukotine i šupljine u stijenama u utrobi Zemlje. Prirodna akumulacija nafte u podzemlju naziva se naftno ležište. .

Naftne naslage obično sadrže plinovite spojeve, koji mogu biti slobodni ili otopljeni u nafti. Stoga su ležište nafte u biti nafta i plin. Plinoviti spojevi čine osnovu povezanog naftnog plina.

U dubinama ima i čisto plinskih i plinskih kondenzata. U naslagama plinskog kondenzata, osim plina, pore formacije sadrže određeni volumen tekućih spojeva - kondenzata.

Agregat nalazišta nafte ili plina koji se nalazi na jednom dijelu zemljine površine je naftno ili plinsko polje.

Komercijalna nalazišta nafte i plina se obično nalaze u sedimentne stijene imaju veliki broj velikih pora. Sedimentne stijene nastale su kao rezultat taloženja organskih i anorganskih tvari na dno vodenih bazena i na površini kontinenata.

Karakteristična karakteristika sedimentnih stijena je njihova slojevitost. Sastoje se uglavnom od gotovo paralelnih slojeva ( slojeva), koji se međusobno razlikuju po sastavu, strukturi, tvrdoći i boji. Polje može sadržavati od jednog do nekoliko desetaka ležišta nafte ili plina.

Ako na jednom području postoji samo jedno ležište, tada su ležište i ležište ekvivalentne i takav se ležište naziva jednoslojnim. U ostalim slučajevima depoziti su višeslojni.

Površina koja omeđuje sloj odozdo naziva se jedini, iznad - krov. Sedimentni slojevi mogu se pojaviti ne samo horizontalno, već i u obliku nabora zbog planinskih procesa. Zavoj formacije, usmjeren prema gore konveksnost, zove se antiklinala, dolje - sinklina... Susjedna antiklinala i sinklinala čine potpuni nabor. Dimenzije antiklinale u prosjeku su: dužina 5 ... 10 km, širina 2 ... 3 km, visina 50 ... 70 m. Primjeri divovskih antiklinala su plinsko polje Urengoy (dužina 120 km, širina 30 km , visina 200 m) i naftno polje Gavar u Saudijskoj Arabiji (dužina 225 km, širina 25 km, visina 370 m). U Rusiji se gotovo 90% dokazanih nalazišta nafte i plina nalazi u antiklinalama.

Prema propusnosti stijene se dijele na propusne ( kolekcionari) i neprobojan ( gume). Rezervoari su stijene koje mogu sadržavati, propuštati i ispuštati tekućine i plinove.

Riža. 1.1. Cijela shema preklopa

Postoje sljedeće vrste kolektora: pora(pijesak, pješčenjak), kavernozan(imaju šupljine - šupljine nastale otapanjem soli vodom), slomljena(imaju mikro- i makropukotine u nepropusnim stijenama, na primjer, vapnenci) i mješoviti... Gume su praktički nepropusne stijene (obično gline).

Za stvaranje velikih nakupina nafte i plina potrebno je ispuniti niz uvjeta: prisutnost ležišta, brtvila, kao i formiranje posebnog oblika, u kojem se nafta i plin, takoreći, nalaze , u slijepoj ulici ( zamka). Akumulacija nafte i plina nastaje zbog njihove migracije u ležištima iz područja visokog u niskotlačna područja duž brtvila. Postoje sljedeće glavne vrste zamki: antiklinalne, tektonski prosijane, stratigrafski prosijane i litološki prosijane. Tektonski oklopljena zamka nastaje tektonskim pomacima i vertikalnim pomacima zemljine kore. Stratigrafski ekranizirana zamka nastaje preklapanjem ležišta s mlađim nepropusnim naslagama. Litološki ekranizirana zamka nastaje kada su leće propusnih stijena okružene nepropusnim stijenama. Jednom zarobljeni, nafta, plin i voda se raslojavaju.

Naslage nafte najčešće se nalaze u antiklinalnim zamkama, čiji je dijagram prikazan na sl. 1.2. Geometrijske dimenzije ležišta određuju se njegovom projekcijom na horizontalnu ravninu.

Riža. 1.2. Shema rezervoara nafte antiklinalnog tipa:

1 - unutarnja kontura sadržaja plina; 2 - vanjska kontura sadržaja plina;

3 - unutarnja kontura nosivosti ulja; 4 - vanjska kontura uljnog ležaja

Sučelje plina i ulja - kontakt plin-ulje... Sučelje ulja i vode - kontakt ulje-voda... Linija presjeka kontaktne površine plin-ulje s dnom formacije je unutarnja plinska kontura, s krovom - vanjska plinska kontura... Linija presjeka površine kontakta ulje-voda s dnom formacije - unutarnja kontura nosivosti ulja, s krovom - vanjska kontura uljne nosivosti.

Najkraća udaljenost između vrha i dna formacije je debljina formiranje. Udaljenost duž njegove glavne osi između ekstremne točke vanjska kontura nosivosti ulja - duljina depoziti. Udaljenost duž male osi između krajnjih točaka vanjske konture nosivosti ulja - širina depoziti. Vertikalna udaljenost od dna ležišta do njegove najviše točke je vlast depoziti.

Uobičajeni pratitelji nafte u naftnim nalazištima su formacijske vode, koji se obično nalaze u donjim dijelovima formacije.

Proizvedene vode koje se nalaze u donjem dijelu produktivnih slojeva nazivaju se tabani, čiji je volumen obično desetke i stotine puta veći od uljnog dijela. Proizvedene vode koje se protežu na velikim površinama izvan akumulacije nazivaju se Regionalni.

U naftnom i plinskom dijelu ležišta voda se zbog adsorpcijskih sila zadržava u obliku tankih slojeva na stijenkama pora i pukotina. Tijekom eksploatacije ležišta ta voda ostaje nepomična i zove se zaostalo ili vezan... Njegov sadržaj iznosi približno 10 do 30% ukupnog volumena pora u naftnim poljima i do 70% u plinskim poljima.

Ako u rezervoaru ima slobodnog plina, tada će on biti u gornjem dijelu rezervoara u obliku plin kape.

Podjela između plina, nafte i vode u naftnim ležištima ili između plina i vode u čisto plinskim ležištima predstavlja složenu prijelaznu regiju. Zbog porasta vode uslijed kapilarnih sila u porama stijena, nema jasnog odvajanja vode i nafte, a vertikalni sadržaj vode varira od 100% do 30% i više u povišenim dijelovima ležišta. Visina ove zone kreće se od 3 do 5 metara ili više.