Dobór systemu i urządzeń do odzyskiwania oleju pola naftowe zależy od kilkudziesięciu czynników: od głębokości i jakości warstw produkcyjnych: ilości zasobów wydobywalnych, ich struktury na stopień wiedzy (): charakterystyka zbiornika; skład i właściwości ropy: czynnik gazowy i skład towarzyszących gazów: ciśnienie nasycenia ropy gazem: właściwości i warunki występowania wód złożowych; pozycje kontaktu woda-olej.

Oprócz wymienionych głównych wskaźników rozwoju, podczas rozwoju pola brane są pod uwagę cechy przyrodnicze i klimatyczne, warunki inżynieryjne i geologiczne.

Jednym z głównych wymogów rozwoju jest racjonalizacja: zapewnienie określonych wskaźników produkcji przy minimalnych nakładach kapitałowych i minimalnym wpływie na środowisko. najważniejsze część integralna projekt zagospodarowania terenu to przydział obiektów operacyjnych. Część złoża ropy naftowej przeznaczona do eksploatacji przez niezależną sieć szybów wydobywczych i zatłaczających nazywana jest zakładem produkcyjnym.

Rozpoznane złoża uważa się za przygotowane pod zabudowę przemysłową pod następującymi warunkami:

· uzyskał koncesję na prawo użytkowania podłoża gruntowego;

· prowadzono eksperymentalno-przemysłową eksploatację wydzielonych sekcji;

· bilansowe rezerwy węglowodorów o znaczeniu przemysłowym, stanowiące co najmniej 80% kategorii, do 20% kategorii;

Oceniono bazę surowcową materiały budowlane i źródła zaopatrzenia w wodę;

· zatwierdzone dokumenty dotyczące utylizacji APG, kondensatu gazowego i innych powiązanych cennych składników;

· Podejmowane są działania zapobiegające zanieczyszczeniu środowiska i zapewniające bezpieczne prowadzenie prac.

Wymagania planu głównego

Schemat generalnego planu złoża przewiduje usytuowanie ujścia ropy naftowej, gazu, pojedynczych odwiertów i ujęć zatłaczających, GZU, BPS. instalacje wstępnego zrzutu wód złożowych (UPS), klaster przepompownie(CPS), CS, komunikacja inżynierska (drogi, ropociągi i gazociągi, wodociągi, linie energetyczne, linie komunikacyjne, ochrona katodowa itp.), które zapewniają odbiór i transport produktów studni, a także dostawę energii elektrycznej, ciepła , woda i powietrze.

Usytuowanie budynków i budowli przemysłowych i pomocniczych należy przeprowadzić zgodnie z ich przeznaczeniem funkcjonalnym i technologicznym, z uwzględnieniem zagrożeń wybuchowych i pożarowych. Przy rozmieszczaniu zakładów wydobycia ropy naftowej w obszarach przybrzeżnych zbiorników, znaki planistyczne lokalizacji są pobierane 0,5 m powyżej najwyższego poziomu wody z prawdopodobieństwem jego przekroczenia raz na 25 lat (głowice, GZU) i raz na 50 lat (CS, CPS, BPS, UPS ).

Środki środowiskowe i elementy OOŚ są obecne w dokumenty normatywne do zagospodarowania złóż. Jednak przy ustalonej praktyce interakcji między uczestnikami rozwoju złóż typowe problemy środowiskowe nie są rozwiązywane zapobiegawczo, ale w miarę ich powstawania. Jest wzór - niż w więcej zdalna lokalizacja złoże jest zlokalizowane, tym mniej restrykcyjne są na niego nakładane ograniczenia środowiskowe i tym większe są szkody w środowisku.

Aby uniknąć problemów społecznych i środowiskowych na późniejszych etapach wydobycia ropy naftowej, już na etapie projektowania zagospodarowania złoża należy przeprowadzić konsultacje ze wszystkimi zainteresowanymi organizacjami i osobami. Eksploatacja pól naftowych szkodzi środowisku, niezależnie od cech konstrukcyjnych konstrukcji i ilości produkowanych węglowodorów. Przeprowadzenie kosztownych działań w zakresie ochrony środowiska powinno nastąpić terminowo (likwidacja studni, dołów rekultywacyjnych, rekultywacja terenu) i nie powinno być odkładane na czas nieokreślony.

Bezpieczeństwo technologiczne eksploatacji obiektów w łańcuchu „wydobycie – zbieranie – przygotowanie – transport” zapewnia w dużej mierze równomierność zagospodarowania złóż ropy naftowej. W tym celu niezbędna jest wiarygodna informacja o rozkładzie potencjału energetycznego zbiornika, co znajduje odzwierciedlenie za pomocą map izobar. W tym przypadku wybór schematu klastrowania studni ma fundamentalne znaczenie. Wiadomo, że im większe studnie, tym droższe jest wiercenie studni, ponieważ wymagane są duże odpady z odwiertów z pionu (do 2-4 km lub więcej). Zmniejsza to jednak koszt korytarzy komunikacyjnych i zwiększa stopień bezpieczeństwa ekologicznego całego łowiska.

dobrze klaster

Pod studniami znajduje się miejsce na naturalnym lub sztucznym obszarze terytorium z umieszczonymi na nim głowicami odwiertu, urządzeniami procesowymi, komunikacją inżynieryjną i przestrzeń biurowa. Powiększony gromada może obejmować kilkadziesiąt studni kierunkowych. Całkowite natężenie przepływu ropy naftowej w jednym szybie wynosi do 4000, a współczynnik gazu - do 200.

Struktury technologiczne klastra zwykle obejmują:

· lokalizacje głowic produkcyjnych i zatłaczających;

instalacje pomiarowe;

· zasilacze odczynników-demulgatorów i inhibitorów;

· bloki dystrybucji gazu i wody;

bloki do pompowania wody do studni iniekcyjnych;

· Stacje sterowania pompami ESP i SRP;

fundamenty pod agregaty pompowe;

· podstacje transformatorowe;

miejsca dla jednostki naprawczej;

· rurociągi zbiornikowo-kolektorowe i technologiczne.

Obiekty wiertnicze mogą obejmować oczyszczalnię ścieków (SWSU) z miejscowym zatłaczaniem wody do formacji. W tym przypadku nie ma energochłonnego pompowania wód złożowych do punktów separacji ropy iz powrotem, a w korytarzach transportowych nie występują agresywne płyny złożowe, co zwiększa bezpieczeństwo środowiskowe pola.

Budowa studni z dużymi odpadami dennymi ogranicza stosowanie głębokich pompy prętowe z powodu komplikacji związanych ze ścieraniem rur. Aby uniknąć wypadków, przy wyborze sprzętu do pompowania preferowane są systemy pomp ESP i napędzane hydraulicznie w zamkniętym systemie zbierania ropy i gazu. Takie systemy umożliwiają dostarczanie inhibitorów zapobiegających korozji i tworzeniu się wosku.

System urządzeń do uzdatniania ropy naftowej, zrzutu i zatłaczania wody budowany jest w zależności od rozmieszczenia rezerw na powierzchni złoża, wielkości wydobycia, stopnia odwodnienia i nasycenia gazem ropy naftowej, ciśnienia przy głowicy, lokalizacji klastry studni (ryc. 5.1). Obiekty te muszą zapewniać:

· odbiór i transport produktów studni pod ciśnieniem do CPS;

· separacji gazu od ropy naftowej i bezsprężarkowego transportu gazu pierwszego stopnia separacji do punktów poboru, zakładu przeróbki gazu oraz na potrzeby własne;

· pomiar kosztów produkcji poszczególnych odwiertów i klastrów, uwzględniający całkowitą produkcję produktów ze wszystkich odwiertów;

· wstępne odwodnienie oleju.

Ryż. 5.1. Schemat ideowy systemu zbierania produktów wiertniczych na polu naftowym

Adnotacja: Wybór systemu odzyskiwania ropy i zagospodarowania pól naftowych zależy od kilkudziesięciu czynników.

Schemat aranżacji pól naftowych

Wybór systemu wydobycia ropy naftowej i zagospodarowanie złóż ropy naftowej zależy od kilkudziesięciu czynników: głębokości i jakości formacji produkcyjnych: ilości zasobów wydobywalnych, ich struktury w zależności od stopnia eksploracji (): charakterystyka złoża; skład i właściwości ropy: czynnik gazowy i skład towarzyszących gazów: ciśnienie nasycenia ropy gazem: właściwości i warunki występowania wód złożowych; pozycje kontaktu woda-olej.

Oprócz wymienionych głównych wskaźników rozwoju, podczas rozwoju pola brane są pod uwagę cechy przyrodnicze i klimatyczne, warunki inżynieryjne i geologiczne.

Jednym z głównych wymogów rozwoju jest racjonalizacja: zapewnienie określonych wskaźników produkcji przy minimalnych nakładach kapitałowych i minimalnym wpływie na środowisko. Najważniejszym elementem projektowania zagospodarowania pola jest alokacja obiektów produkcyjnych. Część złoża ropy naftowej przeznaczona do eksploatacji przez niezależną sieć szybów wydobywczych i zatłaczających nazywana jest zakładem produkcyjnym.

Rozpoznane złoża uważa się za przygotowane pod zabudowę przemysłową pod następującymi warunkami:

Wymagania planu głównego

Schemat generalnego planu złoża przewiduje usytuowanie ujścia ropy naftowej, gazu, pojedynczych odwiertów i ujęć zatłaczających, GZU, BPS. instalacje do wstępnego odprowadzania wody złożowej (UPS), pompownie klastrowe (CPS), tłocznie, łączność inżynieryjna (drogi, rurociągi naftowe i gazowe, wodociągi, linie energetyczne, linie komunikacyjne, ochrona katodowa itp.), zapewniające procesy zbierania i transport produktów studni, a także dostawy energii elektrycznej, ciepła, wody i powietrza.

Usytuowanie budynków i budowli przemysłowych i pomocniczych należy przeprowadzić zgodnie z ich przeznaczeniem funkcjonalnym i technologicznym, z uwzględnieniem zagrożeń wybuchowych i pożarowych. Przy rozmieszczaniu zakładów wydobycia ropy naftowej w obszarach przybrzeżnych zbiorników, znaki planistyczne lokalizacji są pobierane 0,5 m powyżej najwyższego poziomu wody z prawdopodobieństwem jego przekroczenia raz na 25 lat (głowice, GZU) i raz na 50 lat (CS, CPS, BPS, UPS ).

Środki środowiskowe i elementy OOŚ są zawarte w dokumentach regulacyjnych dotyczących zagospodarowania złóż. Jednak przy ustalonej praktyce interakcji między uczestnikami rozwoju złóż typowe problemy środowiskowe nie są rozwiązywane zapobiegawczo, ale w miarę ich powstawania. Jest pewien schemat – im bardziej oddalone jest złoże, tym nakłada się na nie mniej surowe restrykcje środowiskowe i tym większe szkody wyrządza środowisku.

Aby uniknąć problemów społecznych i środowiskowych na późniejszych etapach wydobycia ropy naftowej, już na etapie projektowania zagospodarowania złoża należy przeprowadzić konsultacje ze wszystkimi zainteresowanymi organizacjami i osobami. Eksploatacja pól naftowych szkodzi środowisku, niezależnie od cech konstrukcyjnych konstrukcji i ilości produkowanych węglowodorów. Przeprowadzenie kosztownych działań w zakresie ochrony środowiska powinno nastąpić terminowo (likwidacja studni, dołów rekultywacyjnych, rekultywacja terenu) i nie powinno być odkładane na czas nieokreślony.

Bezpieczeństwo technologiczne eksploatacji obiektów w łańcuchu „wydobycie – zbieranie – przygotowanie – transport” zapewnia w dużej mierze równomierność zagospodarowania złóż ropy naftowej. W tym celu niezbędna jest wiarygodna informacja o rozkładzie potencjału energetycznego zbiornika, co znajduje odzwierciedlenie za pomocą map izobar. W tym przypadku wybór schematu klastrowania studni ma fundamentalne znaczenie. Wiadomo, że im większe studnie, tym droższe jest wiercenie studni, ponieważ wymagane są duże odpady z odwiertów z pionu (do 2-4 km lub więcej). Zmniejsza to jednak koszt korytarzy komunikacyjnych i zwiększa stopień bezpieczeństwa ekologicznego całego łowiska.

dobrze klaster

Miejsce naturalnego lub sztucznego obszaru terytorium z głowicami odwiertów, urządzeniami technologicznymi, komunikacją inżynieryjną i pomieszczeniami biurowymi, które się na nim znajduje, jest przeznaczone dla klastrów studni. Powiększony gromada może obejmować kilkadziesiąt studni kierunkowych. Całkowite natężenie przepływu ropy naftowej w jednym szybie wynosi do 4000, a współczynnik gazu - do 200.

Struktury technologiczne klastra zwykle obejmują:

• lokalizacje odwiertów produkcyjnych i zatłaczających;
• instalacje pomiarowe;
• jednostki zasilające do odczynników-demulgatorów i inhibitorów;
• bloki dystrybucji gazu i wody;
• jednostki do pompowania wody do studni iniekcyjnych;
• stacje sterowania pompami ESP i SRP;
• fundamenty pod agregaty pompowe;
• podstacje transformatorowe;
• miejsca dla jednostki naprawczej;
• zbiornik zbiorczy i rurociągi technologiczne.

Obiekty wiertnicze mogą obejmować oczyszczalnię ścieków (SWSU) z miejscowym zatłaczaniem wody do formacji. W tym przypadku nie ma energochłonnego pompowania wód złożowych do punktów separacji ropy iz powrotem, a w korytarzach transportowych nie występują agresywne płyny złożowe, co zwiększa bezpieczeństwo środowiskowe pola.

Konstrukcja studni z dużymi odpadami dennymi ogranicza stosowanie pomp żerdziowych ze względu na komplikacje związane z ścieraniem rur. Aby uniknąć wypadków, przy wyborze sprzętu do pompowania preferowane są systemy pomp ESP i napędzane hydraulicznie w zamkniętym systemie zbierania ropy i gazu. Takie systemy umożliwiają dostarczanie inhibitorów zapobiegających korozji i tworzeniu się wosku.

System urządzeń do uzdatniania ropy naftowej, zrzutu i zatłaczania wody budowany jest w zależności od rozmieszczenia rezerw na powierzchni złoża, wielkości wydobycia, stopnia odwodnienia i nasycenia gazem ropy naftowej, ciśnienia przy głowicy, lokalizacji klastry studni (ryc. 5.1). Obiekty te muszą zapewniać:

• zbieranie i transport produktów studni pod ciśnieniem do CPS;
• separacja gazu od ropy i bezsprężarkowy transport gazu pierwszego stopnia separacji do punktów skupu, zakładu przeróbki gazu oraz na potrzeby własne;
• pomiar kosztów produkcji poszczególnych odwiertów i klastrów, z uwzględnieniem całkowitej produkcji produktów ze wszystkich odwiertów;
• wstępne odwodnienie oleju.

Ryż. 5.1.

Grupowe stacje pomiarowe

Mieszanina gazowo-cieczowa z odwiertów produkcyjnych trafia do GZU, w którym automatycznie dokonywany jest okresowy pomiar w separatorze pomiarowym natężenia przepływu cieczy i gazu każdego odwiertu. Liczbę instalacji określa się na podstawie obliczeń. Na terenie GZU zlokalizowane są bloki do wtrysku środka deemulgującego i inhibitora korozji.

Pompownia wspomagająca

W przypadkach, gdy odległość od płyt wiertniczych do CPS jest duża, a ciśnienie głowicy nie jest wystarczające do pompowania płynów, konstruuje się ŹZA. Mieszanina wchodzi do BPS rurociągami naftowymi za GZU.

DNS obejmuje następujące struktury blokowe:

• pierwszy etap separacji ze wstępną ekstrakcją gazu;
• wstępne odwodnienie i oczyszczenie wody złożowej;
• pomiar ropy, gazu i wody;
• agregat pompowo-sprężarkowy;
• wtrysk odczynnika przed pierwszym etapem rozdzielania;
• wtryskiwanie inhibitorów do rurociągów gazowych i naftowych;
• kontenery awaryjne.

Budowa pompowni wspomagającej jest konieczna, ponieważ urządzenia pompujące nie pozwalają na pompowanie mieszanin o dużej zawartości gazu ze względu na występowanie procesów kawitacyjnych. Gaz wydzielony w wyniku obniżenia ciśnienia w pierwszym etapie separacji jest najczęściej podawany na pochodnię lub do użytku lokalnego. Olej i woda wraz z rozpuszczonym pozostałym gazem trafiają do separatorów drugiego stopnia w CPS i OTU.

Centralny punkt zbiórki

W CPS ropa przechodzi pełny cykl przerobu, który obejmuje dwu- lub trzystopniowe odgazowanie oleju za pomocą separatorów i doprowadzenie oleju do wymaganych warunków pod względem prężności pary nasyconej. Po oddzieleniu gaz jest oczyszczany z wpadających cieczy i kierowany do recyklingu lub przetwarzania. Gaz z pierwszego i drugiego stopnia separacji jest transportowany pod własnym ciśnieniem. Gaz końcowy musi być sprężony przed dalszym użyciem.

Tutaj w CPS olej jest odwadniany i odsalany zgodnie ze standardami rynkowymi. Produkowane wody są oddzielane od ropa naftowa w jednostce uzdatniania oleju (OTU) w ramach CPS. W specjalnym zbiorniku osadza się olej, emulsja olejowa jest podgrzewana w piecach rurowych i odsalana. Następnie olej handlowy wpływa do zbiornika, a następnie jest pompowany do MN.

farmy zbiornikowe

Obecność rezerwowej floty czołgów jest obowiązkowym atrybutem wszystkich schematy technologiczne odbiór, przygotowanie i transport ropy i gazu. Do tworzenia rezerw służą standardowe zbiorniki typu RVS:

• surowce dostarczane do OTU, wymagane w ilości dobowej produkcji odwiertu;
• olej handlowy w ilości dziennej produktywności OTU.

Ponadto zbiorniki różne tomy niezbędne do odbioru zbiornika i ścieków, a także do zrzutów awaryjnych.

Aby odprowadzić osady parafinowe z czyszczenia (zaparowania) zbiorników, urządzane są ziemne doły magazynowe. Ponadto zbiorniki są źródłem zanieczyszczenia atmosfery w wyniku parowania zmagazynowanych w nich węglowodorów.

Stacje sprężarkowe

CS mogą być samodzielnymi obiektami rozwojowymi w terenie lub stanowić część kompleksu zaplecza technologicznego CPF. CS są przeznaczone do dostarczania gazu naftowego do GPP, sprężania gazu w instalacji produkcyjnej podnośnika gazowego i przygotowania go do transportu.

Aby usunąć gaz z wnęki sprężarki tłokowej, na gazociągu wlotowym każdego stopnia sprężania sprężarki znajduje się świeca wylotowa gazu z zainstalowanymi zaworami odcinającymi. Wysokość świecy wynosi co najmniej 5 m i jest określana na podstawie obliczeń dyspersji gazu.

System flary

Gaz naftowy, który nie może zostać przyjęty do transportu, a także gaz z urządzeń do oczyszczania i rurociągów, przesyłany jest do systemu awaryjnego spalania BPS.

Średnicę i wysokość pochodni określa się obliczeniowo z uwzględnieniem dopuszczalnego stężenia substancji szkodliwych w powierzchniowej warstwie powietrza, a także dopuszczalnych oddziaływań termicznych na ludzi i przedmioty. Wysokość rury musi wynosić co najmniej 10 m, a dla gazów zawierających siarkowodór nie mniej niż 30 m. Prędkość gazu u wylotu pochodni jest brana pod uwagę z wyłączeniem separacji płomienia, ale nie więcej niż 80 m/s.

System pochodni CPF jest przewidziany do odprowadzania gazów i par:

• stałe - z instalacji regeneracji sorbentów i stabilizacji kondensatów węglowodorowych;
• okresowo - przed wydaniem aparatu przed parowaniem, czyszczeniem i naprawą;
• awaryjny - po opróżnieniu z zaworów bezpieczeństwa i innych zrzutów awaryjnych.

Latarka wyposażona jest w automatyczny zdalny zapłon oraz niezależne doprowadzenie paliwa gazowego do urządzenia zapłonowego. Kolektor kondensatu jest umieszczony przed kominem pochodni w celu wychwytywania kondensatu.

rurociągi naftowe do transportu ropy naftowej z CPS do głównego PS głównego rurociągu:

gazociągi do dostarczania gazu naftowego z jednostek separacyjnych do GTU, CS, CPS, GPP oraz potrzeb własnych:

gazociągi do dostarczania gazu z CPS do głównej tłoczni gazociągu głównego.

Naturalna akumulacja ropy w podglebiu nazywana jest złożem ropy. Niemal każde złoże ropy naftowej zawiera również gaz, tj. to zasadniczo złoże ropy i gazu. W przyrodzie występują również złoża czysto gazowe, tj. nagromadzenia w porowatych skałach gazu ziemnego.

Główne znane pola naftowe i gazowe są skoncentrowane w skałach osadowych. charakterystyczna cecha skały osadowe - ich warstw. Skały te składają się głównie z prawie równoległych warstw (warstw), różniących się między sobą składem, strukturą, twardością i kolorem. Dolna powierzchnia graniczna nazywa się podeszwa, i powyżej - zadaszenie.

Warstwy skał osadowych mogą występować nie tylko poziomo, ale także w formie marszczenie(rys. 1), powstające w procesach budowy oscylacyjnej, tektonicznej i górskiej. Nazywa się wygięcie formacji skierowane przez wypukłość do góry antyklina i wybrzuszają się - łęk. Sąsiednia antyklina i synklina tworzą razem pełne złożenie.

Rys.1. Fałd utworzony przez skały osadowe.

Rys.2. Schematy pułapek strukturalnych.

a - pułapka w grzbiecie lokalnego wypiętrzenia; b - tektonicznie

ekranowana pułapka w części grzbietowej lokalnego wypiętrzenia.

W Rosji prawie 90% znalezionej ropy i gazu znajduje się na antyklinach, natomiast za granicą około 70%. Antykliny mają średnio 5...10 km długości, 2...3 km szerokości, 50...70 m wysokości, ale znane są również gigantyczne antykliny. I tak największe na świecie złoże naftowe Gavar (Arabia Saudyjska) ma wymiary 225x25 km i wysokość 370 m, a złoże gazowe Urengoy (Rosja): 120x30 km i 200 m wysokości.

Przez przepuszczalność skały dzielą się na przepuszczalne (zbieracze) i nieprzepuszczalne (opony). kolekcjonerzy- są to wszelkie skały, które mogą zawierać i uwalniać ciecze i gazy, a także przepuszczać je przez siebie ze spadkiem ciśnienia. Najlepsze właściwości zbiornikowe mają zbiorniki porowe.

Inne typy kolektorów mogą również mieć dobre zdolności do zatrzymywania i uwalniania cieczy i gazów, a także do przepuszczania ich przez siebie. Na przykład na niektórych polach w Arabii Saudyjskiej połączone systemy szczelin tworzą kanały o długości do 30 km. Ponad 50% odkrytych złóż ropy naftowej ogranicza się do złóż szczelinowanych za granicą, a 12% w Rosji.

Opony Są to praktycznie nieprzeniknione skały. Zwykle są to skały pochodzenia chemicznego lub mieszanego, nienaruszone pęknięciami. Najczęściej rolę opon pełni glinka: zwilżona wodą pęcznieje i zamyka wszystkie pory i pęknięcia w skale. Ponadto jako opony można stosować sól kamienną i wapień.

Przemysłowe złoża ropy i gazu znajdują się tylko w skałach osadowych. Ropa i gaz wypełniają pory i puste przestrzenie pomiędzy poszczególnymi cząstkami tych skał.

Wiadomo, że do skał osadowych należą piaski, piaskowce, wapienie, dolomity, iły itp. Jednak w skałach ilastych nie występują przemysłowe nagromadzenia ropy naftowej. Warstwy gliny na polach naftowych pełnią jedynie rolę nieprzepuszczalnych nakładek, pomiędzy którymi leżą bardziej porowate skały nasycone ropą, gazem lub wodą. Gdyby nie było skał ilastych leżących pod i przykrywających nagromadzenie ropy lub gazu, to te ostatnie byłyby rozproszone na całej grubości skorupy ziemskiej.

Do powstania złóż ropy i gazu, oprócz obecności skał porowatych, zamkniętych od góry nieprzepuszczalnymi warstwami, wymagany jest jeszcze jeden warunek: określone formy strukturalne zbiornika. Wieloletnia praktyka eksploatacji złóż ropy naftowej i gazu wykazała, że ​​ropa i gaz nie występują w warstwach niezaburzonych (poziomych), wszystkie ich nagromadzenia występują w różnych fałdach.

Najczęstszymi i najważniejszymi w strukturze złóż ropy i gazu są formy strukturalne typu antyklinalnego oraz formy strukturalne związane z monoklinalnym występowaniem zbiorników. Większość światowych złóż ropy i gazu ogranicza się do tych form strukturalnych.

Na ryc. 1 przedstawia schemat złoża ropy i gazu typu złożowego. Jej głównymi elementami i parametrami są wymiary i kształt geometryczny, a także położenie zewnętrznych i wewnętrznych konturów ropy i gazu.

Rys.3. Schemat złoża ropy i gazu typu złoża

1 – wewnętrzny kontur zawartości gazu; 2 – zewnętrzny kontur zawartości gazu;

3 – obrys wewnętrzny olejonośny; 4 – kontur zewnętrzny olejonośny.

Linia przecięcia powierzchni styku wodno-olejowego ze szczytem zbiornika nazywana jest zewnętrznym konturem pojemności roponośnej, a z dnem zbiornika - wewnętrznym konturem pojemności roponośnej.

Nagromadzenie wolnego gazu nad ropą w zbiorniku nazywa się korek gazowy.

Linia przecięcia powierzchni styku ropy i gazu ze szczytem złoża reprezentuje zewnętrzny kontur zawartości gazu, a z podstawą złoża - wewnętrzny kontur zawartości gazu.

Oprócz złóż ropy i gazu typu zbiornikowego, istnieją również ogromne złoża ropy lub gazu ograniczone do dużych masywów lub raf, zwykle złożonych z wapienia. Występują również złoża ropy i gazu osłonięte i litologicznie ograniczone.

Stałymi towarzyszami ropy naftowej w złożach ropy naftowej są gaz naftowy i wody zbiornikowe. Ich rozkład wzdłuż wysokości złoża, co widać na wykresie na ryc. 1 odpowiada ich gęstości: gaz znajduje się w górnych partiach fałdy antykliny lub monokliny, ropa pod gazem, a ta ostatnia jest podpierana przez wodę od dołu.

Objętość pustych przestrzeni w skale, na którą składają się pory, kanały porów pomiędzy poszczególnymi ziarnami i cząsteczkami skały, pęknięcia, kawerny itp., potocznie nazywana jest porowatością. Wartość liczbową porowatości określa stosunek całkowitej objętości wszystkich pustych przestrzeni w skale do całkowitej objętości skały z pustymi przestrzeniami.

Wartość porowatości różnych skał waha się w bardzo szerokim zakresie - od ułamków procenta do kilkudziesięciu procent. Tak więc dla skał magmowych porowatość wynosi od 0,05 do 1,25% całkowitej objętości skały z pustkami, dla piasków roponośnych - od 18 do 35%, dla piaskowców - od 13 do 28%. Przepuszczalność skały zależy od wielkości porów i kanałów łączących te pory. Im większy rozmiar porów, tym większa przepuszczalność i odwrotnie. Na przykład gliny mogą mieć taką samą porowatość jak piaski, czyli tzw. jednostka objętości skały ilastej może zawierać tyle samo cieczy, co ta sama objętość piasku. Jednak ze względu na pomijalnie małe rozmiary poszczególnych porów i kanałów pomiędzy cząsteczkami gliny, siły kohezji i tarcia wewnętrznego w nich są tak duże, że ruch cieczy lub gazu w zbiorniku gliny jest prawie nieobecny. Gliny są praktycznie nieprzepuszczalne dla cieczy i gazów.

Oprócz geometrycznej objętości złoża ropy naftowej lub gazu, porowatości i przepuszczalności skał, z których to złoże to złoże, jego wartość handlowa zależy również od ilości energii złożowej, jakości zawartej w nim ropy naftowej oraz, co najważniejsze, na nasyceniu ropą i gazem.

Nasycenie olejem (gazem) to stosunek objętości porów w złożu wypełnionym ropą (gazem) do całkowitej objętości porów. Faktem jest, że pory skał zawierających ropę lub gaz zawsze zawierają wodę, która pozostaje nieruchoma w procesie eksploatacji złoża. Woda ta jest „związana” ze skałą w wyniku działania sił adhezji skały do ​​wody. Ustalono, że z całkowitej objętości porów skał roponośnych od 60 do 90% porów jest wypełnionych ropą, reszta: objętość porów jest wypełniona wodą.

Całość złóż ropy naftowej i gazu znajdujących się na jednym obszarze powierzchni ziemi to pole naftowe lub gazowe.

Figura 4 schematycznie przedstawia wielowarstwowe złoże ropy i gazu typu antyklinowego. W tym polu zbiornik A - czysto gazowe, warstwy B i C - olej. Górna część zbiornika B jest wypełniona gazem, a ropa jest podpierana przez wodę złożową od dołu.

Rys.4. Schemat pola naftowo-gazowego.

Olej to złożona, wieloskładnikowa mieszanka naturalna składająca się z węglowodorów parafinowych, naftenowych, aromatycznych, związków heteroatomowych, żywic, asfaltenów i innych składników. Ponadto olej złożowy zawiera różne gazy, wodę złożową, sole nieorganiczne i zanieczyszczenia mechaniczne.

1. Złoża i pola naftowe

1.1. Formy występowania złóż ropy naftowej

Olej nasyca pory, pęknięcia i ubytki w skałach we wnętrzu Ziemi. Naturalna akumulacja ropy w podglebiu nazywana jest złożem ropy. .

Złoża ropy z reguły zawierają związki gazowe, które mogą być zarówno w stanie wolnym, jak iw stanie rozpuszczonym w oleju. Dlatego złoże ropy to w zasadzie ropa naftowa i gaz. Związki gazowe stanowią podstawę towarzyszącego gazu ropopochodnego.

W podłożu występują również złoża gazu czystego i kondensatu gazowego. W złożach kondensatu gazowego, oprócz gazu, pory formacji zawierają pewną objętość związków ciekłych - kondensatu.

Całość złóż ropy naftowej lub gazu znajdujących się na jednym obszarze powierzchni ziemi to pole naftowe lub gazowe.

Przemysłowe złoża ropy naftowej i gazu zwykle znajdują się w skały osadowe posiadające dużą liczbę dużych porów. Skały osadowe powstały w wyniku depozycji substancji organicznych i nieorganicznych na dnie zbiorników wodnych i powierzchni kontynentów.

Charakterystyczną cechą skał osadowych jest ich nawarstwianie. Składają się głównie z prawie równoległych warstw ( warstwy), różniących się między sobą składem, strukturą, twardością i kolorem. Złoże może mieć od jednego do kilkudziesięciu złóż ropy lub gazu.

Jeżeli na jednym obszarze występuje tylko jedno złoże, to złoże i złoże są równoważne i takie złoże nazywamy złożem jednowarstwowym. W innych przypadkach osady są wielowarstwowe.

Dolna powierzchnia graniczna nazywa się podeszwa, nad - zadaszenie. Warstwy skał osadowych mogą występować nie tylko poziomo, ale również w formie fałd w wyniku procesów górniczych. Nazywa się wygięcie formacji skierowane przez wypukłość do góry antyklina, na dół - łęk. Przylegająca antyklina i synklina tworzą pełną fałdę. Wymiary antykliny to średnio: długość 5...10 km, szerokość 2...3 km, wysokość 50...70 m. Arabia (długość 225 km, szerokość 25 km, wysokość 370 m). W Rosji prawie 90% eksplorowanych złóż ropy i gazu znajduje się na antyklinach.

Przez przepuszczalność skały dzielą się na przepuszczalne ( kolekcjonerzy) i nieprzeniknione ( opony). Zbiorniki to skały, które mogą zawierać, przepuszczać i uwalniać ciecze i gazy.

Ryż. 1.1. Schemat kompletnego fałdu formacyjnego

Istnieją następujące rodzaje kolektorów: porowaty(piaski, piaskowce), przepastny(posiadające ubytki - kawerny powstałe w wyniku rozpuszczania soli w wodzie), spękany(posiadający mikro- i makropęknięcia w nieprzepuszczalnych skałach, takich jak wapienie) oraz mieszany. Opony to praktycznie nieprzepuszczalne skały (najczęściej gliny).

Do powstania dużych nagromadzeń ropy i gazu należy spełnić szereg warunków: obecność zbiorników, opon, a także zbiornika o specjalnym kształcie, w którym ropa i gaz wydają się być w ślepym zaułku ( uwięziony). Nagromadzenie ropy i gazu następuje na skutek ich migracji w zbiornikach z obszaru wysokiego do obszaru niskiego ciśnienia wzdłuż opon. Wyróżnia się następujące główne typy pułapek: antyklinalne, tektoniczne, stratygraficzne i litologiczne. W wyniku ruchów tektonicznych i pionowych przemieszczeń skorupy ziemskiej powstaje ekranowana tektonicznie pułapka. W wyniku nakładania się zbiorników z młodszymi, nieprzepuszczalnymi osadami powstaje pułapka stratygraficzna. Pułapka ekranowana litologicznie powstaje, gdy soczewki skał przepuszczalnych są otoczone przez skały nieprzepuszczalne. Po uwięzieniu ropa, gaz i woda rozwarstwiają się.

Złoża ropy naftowej najczęściej znajdują się w pułapkach antyklinalnych, których schemat przedstawiono na ryc. 1.2. Geometryczne wymiary złoża określa jego rzut na płaszczyznę poziomą.

Ryż. 1.2. Schemat złoża oleju typu antyklina:

1 – wewnętrzny kontur zawartości gazu; 2 – zewnętrzny kontur zawartości gazu;

3 – obrys wewnętrzny olejonośny; 4 - zewnętrzny kontur łożyska olejowego

Interfejs między gazem a ropą - kontakt olejowo-gazowy. Interfejs między olejem a wodą - kontakt olej-woda. Linia przecięcia powierzchni styku gaz-olej z podstawą formacji wynosi wewnętrzny kontur przenoszący gaz, z dachem - zewnętrzny kontur gazu. Linia przecięcia powierzchni styku wodno-olejowego z dnem zbiornika - obrys wewnętrzny olejonośny, z dachem - zewnętrzny kontur łożyska olejowego.

Najkrótsza odległość między górą a dołem formacji to grubość tworzenie. Odległość wzdłuż głównej osi między skrajne punkty zewnętrzny kontur nośności olejowej - długość depozyty. Odległość wzdłuż osi pomocniczej pomiędzy skrajnymi punktami obrysu zewnętrznego nośności olejowej - szerokość depozyty. Odległość w pionie od podstawy złoża do jego najwyższego punktu wynosi moc depozyty.

Typowym towarzyszem ropy w złożach ropy naftowej są wody formacyjne, które zwykle znajdują się w dolnych partiach formacji.

Wody formacyjne znajdujące się w dolnej części formacji produkcyjnych nazywane są podeszwowy, którego objętość jest zwykle dziesiątki i setki razy większa niż część olejowa. Wody formacyjne, które rozciągają się na dużych obszarach poza zbiornikiem, nazywane są regionalny.

W części naftowo-gazowej formacji woda jest zatrzymywana w postaci cienkich warstw na ściankach porów i pęknięć pod wpływem sił adsorpcyjnych. Woda ta podczas eksploatacji złoża pozostaje nieruchoma i nazywa się pozostały lub związane z. Jego zawartość wynosi około 10 do 30% całkowitej objętości porów na polach naftowych i do 70% na polach gazowych.

Jeśli w zbiorniku jest wolny gaz, to będzie on w górnej części zbiornika w postaci gaz kapelusze.

Interfejs między gazem, ropą i wodą w złożach ropy naftowej lub między gazem i wodą w złożach czystego gazu jest złożonym regionem przejściowym. Ze względu na podciąganie wody pod wpływem sił kapilarnych w porach skał nie ma wyraźnego oddzielenia wody i ropy, a pionowa zawartość wody waha się od 100% do 30% lub więcej w podwyższonych partiach złoża. Wysokość tej strefy wynosi od 3 do 5 metrów lub więcej.