Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы (рис. 3) составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте - и газоносности, границы категорий запасов.

Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом:

Рис. 3. Пример подсчетного плана залежи.

1 - нефть ; 2 - вода: 3 - нефть и вода;

Скважины: 4 - добывающие, 5 - разведочные, 6 - в консервации, 7 - ликвидированные, 8 - не давшие притока; 9 - изогипсы поверхности коллекторов, м;

Контуры нефтеносности: 10 - внешний, 11 - внутренний; 12 - граница литолого-фациального замещения коллекторов; 13-категории запасов;

Цифры у скважин: числитель - номер скважины, знаменатель - абсолютная отметка кровли коллектора, м.

На подсчетный план также наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точным указанием положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта):

Разведочные;

Добывающие;

Законсервированные в ожидании организации промысла;

Нагнетательные и наблюдательные;

Давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду;

Находящиеся в опробовании;

Неопробованные, с указанием характеристики нефте -, газо - и водо-насыщенности пластов - коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин;

Ликвидированные, с указанием причин ликвидации;

Вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.

По испытанным скважинам указываются: глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность работы, дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции. При совместном опробовании двух и более пластов указывают их индексы. Дебиты нефти и газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.

По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа , конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы.

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.

Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производится раздельно для газовой , нефтяной,. газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения.

Запасы содержащихся в нефти и газе компонентов, имеющие промышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запасов нефти и газа.

При подсчете запасов подсчетные параметры измеряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и воды в граммах на кубический сантиметр, а газа - в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей.

Запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в миллионах кубических метров, гелия и аргона - в тысячах кубических метров.

Средние значения параметров и результаты подсчета запасов приводятся в табличной форме.

6.1. Нормативы настоящего раздела содержат основные требования к компоновке генерального плана и пожарной безопасности к проектируемым и реконструируемым зданиям и сооружениям нефтедобывающей промышленности, а отдельные требования приводятся в соответствующих разделах настоящих Норм.

Кроме нормативных требований настоящих Норм, при проектировании пожарной защиты объектов необходимо руководствоваться следующими документами:

• «Генеральные планы промышленных предприятий»;
• «Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений»;
• «Производственные здания промышленных предприятий»;
• «Газоснабжение. Внутренние и наружные устройства»;
• «Сооружения промышленных предприятий»;
• «Вспомогательные здания и помещения промышленных предприятий»;
• «Правила устройства электроустановок (ПУЭ)»;
• «Водоснабжение. Наружные сети и сооружения»;
• «Склады нефти и нефтепродуктов»;
• «Магистральные трубопроводы»;
• «Предприятия по обслуживанию автомобилей»;
• «Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий».

а) ТРЕБОВАНИЯ К ГЕНЕРАЛЬНОМУ ПЛАНУ

6.2. Следует разрабатывать схему генерального плана месторождения на базе данных технологической схемы (проекта) разработки нефтяного месторождения с учетом схем развития нефтедобывающей отрасли и размещения производительных сил по экономическим районам и союзным республикам.

6.3. Схема генерального плана месторождения составляется на картах землепользователей, как правило, в масштабе 1:25000, с учетом требований Основ земельного, водного и других законодательств СССР и союзных республик, в два этапа:

1. предварительная - в составе обосновывающих материалов к акту выбора площадок и трасс;
2. окончательная - после утверждения акта выбора площадок и трасс в установленном порядке, с учетом замечаний всех землепользователей.

6.4. Схема генерального плана должна предусматривать размещение на территории месторождения устьев нефтяных, газовых, нагнетательных и других одиночных скважин, кустов скважин, ЗУ, ДНС, СУ, УПС, КНС, ВРП, КС, подстанций и других объектов, а также инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, линий электропередачи, связи, телемеханики, катодной защиты и др.), обеспечивающих технологические и производственные процессы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин с учетом существующих в данном районе транспортных связей мощностей ЦПС, УПН, ГБЗ, НПЗ, направления внешнего транспорта нефти, газа и воды, источников снабжения электроэнергией, теплом, водой, воздухом и др.

6.5. При разработке схемы генерального плана необходимо учитывать:

• бригадную и промысловую форму организации эксплуатации месторождений в соответствии с «Положением о бригаде по добыче нефти …» Миннефтепрома;
• возможность расширения и реконструкции технологических систем;
• проведение технических мероприятий по интенсификации производственных процессов добычи, сбора, транспорта нефти и газа.

6.6. Генеральный план предприятий, объектов, зданий и сооружений обустройства месторождения следует проектировать в соответствии с требованиями норм «Генеральные планы промышленных предприятий» и других, указанных в общей части настоящего раздела, а также требованиями настоящих Норм.

Планировочные решения генерального плана должны разрабатываться с учетом технологического зонирования установок, блоков, зданий и сооружений.

Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений в зонах необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению и с учетом взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности их.

6.7. Подъездные и внутриплощадочные железные и автомобильные дороги к объектам, зданиям и сооружениям следует проектировать в соответствии с требованиями норм «Железные дороги колеи 1520 мм», «Автомобильные дороги», «Инструкции по проектированию автомобильных дорог нефтяных промыслов Западной Сибири» Миннефтепрома.

6.8. Размеры площадок под строительство предприятий, объектов зданий и сооружений определяются из условия размещения технологических сооружений, сооружений подсобно-вспомогательного назначения и инженерных коммуникаций с учетом требований противопожарных и санитарных норм.

Плотность застройки предприятий и отдельных объектов должна соответствовать значениям, указанным в нормах «Генеральные планы промышленных предприятий». Площади участков нефтяных и газовых скважин должны приниматься в соответствии с «Нормами отвода земель для нефтяных и газовых скважин» Миннефтепрома.

Ширина полосы земель для строительства линейных сооружений должна быть не более указанных: в «Нормах отвода земель для магистральных трубопроводов», «Нормах отвода земель для линий связи», «Нормах отвода земель для электрических сетей напряжением 0,4 - 500 кВ», «Нормах отвода земель для автомобильных дорог».

6.9. Площадки ЦПС, базы производственного обслуживания (БПО), НГДУ, УБР, УРБ, базы управлений технологического транспорта (УТТ) и спецтехники, трубно-инструментальные базы и другие здания и сооружения вспомогательного назначения для обслуживания нефтяного месторождения (ЦДНГ, вертолетные площадки и др.), а также вахтовые поселки могут располагаться как на территории месторождения, так и за ее пределами.

6.10. При размещении предприятий, объектов, зданий и сооружений нефтедобычи на прибрежных участках рек и других водоемов планировочные отметки площадок для строительства их следует принимать не менее чем на 0,5 м выше расчетного наивысшего горизонта вод с учетом подпора и уклона водотока с вероятностью его превышения:

• для сооружений, в которых производственный процесс непосредственно связан с извлечением нефти из недр (устья нефтяных и газовых скважин, замерные установки), - один раз в 25 лет;
• для ЦПС, ДНС, газокомпрессорных станций, сепарационных установок, УПН, УПС, КНС и электроподстанций - один раз в 50 лет.

6.11. Объекты обустройства нефтяных месторождений следует размещать от соседних предприятий на расстояниях, указанных в таблице 19, с учетом возможности кооперирования с этими предприятиями по строительству инженерных сетей и автомобильных дорог.

6.12. При разработке генерального плана предприятий, зданий и сооружений обустройства месторождений расстояния от технологических установок и сооружений до РУ, ТП, блоков управления КИПиА и операторных должны определяться согласно требованиям ПУЭ-76, раздел VII, с учетом плотности горючего газа по отношению к плотности воздуха, определяемой технологическим расчетом в проекте.

6.13. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяных месторождений должны приниматься по табл. 20, а от зданий и сооружений до подземных нефте - и газопроводов - по табл. 21.

6.14. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на ЦПС, должны приниматься по табл. 22.

6.15. Расстояние от нефтеловушек, отстойных прудов и других сооружений систем канализации до вспомогательных и производственных зданий и сооружений, не связанных с обслуживанием очистных сооружений, должны приниматься по табл. 22.

Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями систем канализации должны приниматься по табл. 23.

6.16. Наименьшие расстояния от зданий складов, навесов открытых площадок для хранения баллонов с кислородом, ацетиленом, азотом и хлором до зданий и сооружений с производствами категорий А, Б, В, Е должно быть не менее 50 м, до других производственных и вспомогательных зданий должно быть не менее:

• при количестве баллонов менее 400 шт. - 20 м;
• при количестве баллонов от 400 до 1200 шт. - 25 м.

Общая емкость складов для хранения баллонов не должна превышать 1200 шт., в том числе не более 400 баллонов, наполненных горючими газами.

Примечания: 1. Указанное количество баллонов дано для одного баллона емкостью 50 л, при меньшей емкости баллона должен быть произведен пересчет.

2. Совместное хранение баллонов с горючими газами и баллонов с кислородом не допускается.

6.17. Расстояния от аппаратов огневого нагрева (печи для нагрева нефти, нефтепродуктов, газа, воды и ангидрида), располагаемых вне здания, до других технологических аппаратов, зданий и сооружений цеха или установки, в состав которых входит печь, а также до эстакад, за исключением технологических трубопроводов, связывающих аппараты огневого нагрева с другими технологическими аппаратами, должны быть не менее указанных в табл. 24.

6.18. Расстояния, указанные в таблицах, определяются:

а) между производственными, подсобными и вспомогательными зданиями, установками, резервуарами и оборудованием - в свету между наружными стенами или конструкциями сооружений (без учета металлических лестниц);

б) для технологических эстакад и трубопроводов, проложенных без эстакад, - до крайнего трубопровода;

в) для внутриплощадочных железнодорожных путей - до оси ближайшего железнодорожного пути;

г) для внутриплощадочных автомобильных дорог - до края проезжей части дороги;

д) для факельных установок - до оси ствола факела;

е) при реконструкции существующих предприятий или технологических установок в случае невозможности точного соблюдения технических условий без больших материальных затрат по согласованию с организацией, утверждающей проект, допускаются отступления в части разрывов в пределах до 10 %.

6.19. Наружные технологические установки рекомендуется размещать со стороны глухой стены производственного здания.

В случае размещения открытых установок с производствами категорий А, Б, Е по обе стороны здания, с которыми они связаны (или одной установки между двумя зданиями), они должны располагаться от него на расстоянии не менее 8 м - при глухой стене, не менее 12 м - при стене с оконными проемами, независимо от площади, занимаемой зданиями и установками. Вторая установка или здание должны располагаться с учетом требований п. 2.90.

Между наружной установкой и зданием допускается располагать эстакаду для трубопроводов данной установки.

6.20. Расстояние от производственных зданий до аварийных или дренажных емкостей принимаются как для технологического оборудования, расположенного вне здания.

6.21. Наземную аварийную (дренажную) емкость, предназначенную для слива ЛВЖ и ГЖ из печей, следует ограждать несгораемой стеной или обвалованием высотой не менее 0,5 м и размещать на расстоянии не менее 15 м от площадки печей.

Подземная аварийная (дренажная) емкость должна размещаться на расстоянии не менее 9 м от площадки печей отдельно или совместно с другими дренажными емкостями (на одной площадке).

6.22. Территории ЦПС, УПН, резервуарных парков, складов ЛВЖ и ГЖ, ДНС, УПС и КС должны иметь ограждение высотой 2 м с воротами шириной 4,5 м.

Расстояние от ограждения до объектов с производствами категорий А, Б, В и Е должно быть не менее 5 м.

С наружной стороны вдоль границы УПН, резервуарных парков и складов ЛВЖ и ГЖ должна предусматриваться полоса шириной 10 м, свободным от наземных сетей.

6.23. Территория вокруг трубы факела ДНС должна быть ограждена земляным валом высотой 0,7 м, радиусом 15 м.

Территория вокруг ствола факела технологических сооружений ДНС высотой 30 м и более должна быть ограждена забором высотой 1,6 м из неколючей проволоки.

Расстояние от факельного ствола до ограждения, а также между факельными стволами должно приниматься по данным теплотехнического расчета, но не менее 30 м.

Территория вокруг свечи для сброса газа на КС, кустах скважин, одиночных газовых скважин, не ограждается.

6.24. Размещение емкостей газового конденсата (сепараторов, огнепреградителей и другого оборудования), а также устройство колодцев, приямков и других заглублений в пределах ограждения территории вокруг факела не допускается.

6.25. Надземную прокладку газопроводов от установок до трубы факела следует предусматривать на несгораемых опорах.

6.26. Территория устьев одиночной или куста скважин должна быть ограждена земляным валом высотой 1 м с шириной бровки по верху вала 0,5 м.

6.27. Площадка кустов скважин с количеством более 8 скважин должна иметь не менее двух въездов, расположенных в разных концах по длинной стороне ее.

6.28. На площадках объектов следует проектировать открытую систему водоотвода. На земельных участках, не занятых зданиями и сооружениями, следует сохранять естественный рельеф и предусматривать вертикальную планировку только в случаях необходимости отвода поверхностных вод и прокладки инженерных сетей.

6.29. Для озеленения площадок открытых технологических установок следует проектировать только газоны.

6.30. Внутриплощадочные инженерные сети и коммуникации следует проектировать как единую систему с размещением их в отведенных технических полосах (коридорах).

6.31. Способ прокладки инженерных сетей (наземный, надземный или подземный) следует принимать с учетом требований соответствующих разделов настоящих Норм.

6.32. В одной траншее допускается прокладывать газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы и ингибиторопроводы. Расстояния между ними следует принимать исходя из условий их монтажа, ремонта и обслуживания.

Расстояния между технологическими трубопроводами, проложенными в земле, и зданиями и сооружениями определяются из условий удобства монтажа, эксплуатации и ремонта трубопроводов.

6.33. Расстояние от места забора воды (приемных колодцев) из водоемов должно быть не менее:

• до зданий I и II степени огнестойкости - 10 м;
• до зданий III, IV и V степени огнестойкости и до открытых складов сгораемых материалов - 30 м;
• до зданий и сооружений с производствами категорий А, Б, В, Е по пожарной опасности - 20 м;
• до резервуаров с горючими жидкостями - 40 м;
• до резервуаров с легковоспламеняющимися жидкостями и сжиженными горючими газами - 60 м.

6.34. Приемные колодцы водоемов и колодцы с гидрантами должны располагаться на расстоянии не более 2 м от обочин автомобильных дорог, а при расположении их на расстоянии более 2 м должны иметь подъезды к ним с площадкой не менее 12×12 м.

6.35. Пожарные резервуары или водоемы надлежит размещать из условия обслуживания ими объектов, находящихся в радиусе:

• при наличии автонасосов - 200 м;
• при наличии мотопомп - 100 - 150 м в зависимости от типа мотопомп.

Для увеличения радиуса обслуживания допускается прокладка от резервуаров или водоемов тупиковых трубопроводов длиной не более 200 м и с учетом требований п. 6.58 настоящих Норм.

6.36. Дороги на площадках центральных пунктов сбора, подготовки нефти, газа и воды следует проектировать с обочинами, приподнятыми над планировочной поверхностью прилегающей территории не менее чем на 0,3 м. При невозможности выполнения этого требования дороги должны быть спланированы таким образом, чтобы разлившиеся нефтепродукты не могли попасть на дорогу (устройство кюветов и т. п.).

6.37. В пределах обочин внутриплощадочных автомобильных дорог допускается прокладка сетей противопожарного водопровода, связи, сигнализации, наружного освещения и силовых электрокабелей.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Подобные документы

Характеристика полиграфического предприятия и стратегия его развития. Описание продукции. Организационный план. Производственный план. Расчет производственной мощности. Расчет программы производства и реализации продукции. Инвестиционный план.

бизнес-план , добавлен 15.09.2008


Общая характеристика деятельности АО "Гурман", его цели и стратегия, определение миссии. Продукция предприятия и ее конкурентоспособность на рынке. Разработка плана маркетинга и производства, юридического плана, внедрение программы инвестирования.

бизнес-план , добавлен 29.04.2009


Характеристика концепции предприятия, изготавливаемая продукция и ее потребители. Стратегия развития бизнеса. Организации производства на предприятии, формы участия в нем, организационная структура управления. Анализ рынка строительных материалов.

бизнес-план , добавлен 07.11.2014


Структура бизнес-плана: резюме, производственный, организационный, маркетинговый, финансовый планы. Характеристика строительного предприятия, анализ его деятельности. Анализ рынка кровельных работ, план маркетинга по продвижению шумоизоляционных плит.

бизнес-план , добавлен 23.02.2009


Исследование рынка электротоваров в г. Нефтекамск, тенденции в сфере строительства и ремонта. Маркетинговая стратегия магазина "Лайт", план по материально-техническому и кадровому обеспечению. Оценка эффективности проекта, его компьютерное обеспечение.

дипломная работа , добавлен 22.09.2014


Рассмотрение порядка разработки и реализации стратегии развития предприятия. Анализ факторного воздействия внешнего окружения на организацию. Оценка вариантов решения по определению предпочтительного направления развития и составление плана работ.

курсовая работа , добавлен 31.10.2014


Анализ системы планирования как основной функции управления. Теоретические основы разработки бизнес-плана: анализ рынка, планирование производства, стратегия маркетинга, оценка рисков. Финансовый план и практика реализации бизнес-плана на предприятии.

дипломная работа , добавлен 23.04.2009


Цели разработки и особенности бизнес-плана. Состав бизнес-плана. Жизненный цикл товара. Обеспечение конкурентоспособности фирмы и ее продукции. Выбор стратегии конкуренции предприятия. Оценка рынка сбыта. План маркетинга и производства. Юридический план.

курсовая работа , добавлен 20.12.2011

Технический проект разработки месторождения – это один из наиболее важных документов для начала работ по разработке месторождений. Наши специалисты готовы взять выполнение данной и связанных с ней задач полностью на себя.

В процессе составления проекта разработки запасов ископаемого проводится анализ прежних темпов добычи, если таковая осуществлялась.

Задачи, которые должен решать технический проект разработки месторождений полезных ископаемых :

• недопущение потерь полезных ископаемых и их качества;
• обязательное ведение всей необходимой документации в процессе геологоразведки, всех видов полевых и лабораторных работ;
• безопасность работ с точки зрения сотрудников, задействованных в разработке месторождения, а также с точки зрения окружающей среды, в том числе забота о чистоте подземных вод;
• в случае нарушения сохранности земельных участков – их рекультивация;
• сохранение горных выработок и буровых скважин, которые еще могут быть использованы, и ликвидация ненужных;
• строгое исполнение условий лицензии.

Технический проект делится на графическую и текстовую части.

В графическую входят:

1. Горно-геологическая часть:
   • план поверхности с контурами подсчета запасов;
   • геологические разрезы по линиям;
   • план карьера на конец отработки и схема горнотехнической рекультивации;
   • подсчет объемов запасов, оставляемых в бортах карьера, в разрезах;
   • календарный план вскрышных и отвальных работ;
   • календарный план добычных работ;
   • элементы системы разработки;
   • схема отвалообразования;
2. Генплан и транспорт.

Текстовая часть отчета может содержать в себе следующие сведения:

• Общая пояснительная записка, где указываются исходные данные и основные положения проекта;
• Геологическое строение карьерного поля;
• Технические решения (проектная мощность и режим работы объекта, система разработки месторождения, параметры отвалов, карьерный транспорт и пр.);
• Качество полезного ископаемого;
• Организация и технические решения при ведении работ в опасных зонах;
• Управление производством, предприятием. Организация и условия труда работников;
• Архитектурно-строительные решения;
• Инженерно-техническое обеспечение. Сети и системы;
• Генеральный план и внешний транспорт;
• Организация строительства;
• Охрана и рациональное использование недр;
• Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности и предупреждению ЧС;
• Сметная документация;
• Экономическая оценка эффективности инвестиций.

После составления и оформления проект передаётся на обязательное согласование в Федеральное Агенство по недропользованию. для разработки полезных ископаемыхвы также можете поручить нам. Сотрудники группы компаний “Специалист” имеют большой опыт в области составления и согласования проектной документации, что позволит вам избежать рисков и сэкономить время.

В среднем на разработку и согласование проекта месторождения уходит около трех месяцев, но мы сделаем все, чтобы сократить этот срок.

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии:

I- нарастающая добыча нефти;

II- стабилизация добычи нефти;

III- падающая добыча нефти;

IV- поздняя стадия эксплуатации залежи.

На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспе­чивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот пе­риод добывается безводная нефть, а также несколько снижается пластовое давление.

Вторая стадия - стабилизация нефтедобычи - начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно сни­жаться. Увеличение добычи нефти достигается: 1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для под­держания пластового давления; 3) проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости плас­та и др.

Задачей разработчиков является максимально возможное про­дление второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин появляется вода.

Третья стадия - падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также загущением закачивае­мой в пласт воды.

В течение первых трех стадий должен быть осуществлен от­бор 80...90 % промышленных запасов нефти.

Четвертая стадия - поздняя стадия эксплуатации залежи -характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго - до тех пор пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот пе­риод широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0,3 МПа.

2. Способы эксплуатации скважин.

Существуют несколько видов эксплуатации скважин:

Фонтанный

Газлифтный

Глубинный и другие

Под эксплуатацией добывающих скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность продукции пласта (нефти, конденсата, газа, воды).

Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуются нефтегазодобывающими организациями по планам геолого-технических мероприятий.

Эксплуатация скважин должна осуществляться только при наличии в них насосно-компрессорных труб. Глубина спуска и типоразмеры скважинного добывающего оборудования устанавливаются планами ввода скважин в эксплуатацию или планами проведения ремонтных работ в соответствии с технологическими и техническими расчетами по действующим нормативно-техническим документам.

Проект разработки - это комплексный документ, являющий­ся программой действий по разработке месторождения.

Исходным материалом для составления проекта является ин­формация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыща­ющих их нефти, газа и воды.

Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и кон­денсата. Например, общие геологические запасы нефти отдельных залежей подсчитывают, умножая площадь нефтеносности на эффек­тивную пефтеиасышениую толщину пласта, эффективную пористость, коэффициент пефтепасьиценностп, плотность нефти в поверхностных условиях и величину, обратную объемному коэффициенту нефти в пластовых условиях. После этого находят промышленные (или из­влекаемые) запасы нефти, умножая величину общих геологических запасов па коэффнцнс1гг нефтеотдачи.

После утверждения запасов производится комплексное про­ектирование разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе ко­торой определяют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяиых (газово­дяных) и газоиефтяиых контактов и др.

В холе проектирования выбирается система разработки мес­торождения, иод которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о спо­собах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации но регулированию баланса пластовой энергии в зале­жах.

Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.

Размещаются скважины па площади залежи равномерно и неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерно­сти двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правиль­ных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.

Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и раз­меров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.

Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысло­вых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие*- схемы разбуриваиия скважин. В пер­вом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади залежи, а затем «сгущают» ее, т.е. бурят новые скважины между уже существующими. Во втором - первоначально бурятся все проектные скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваготся скважины на других участках.

«Сгущающуюся» схему применяют при разбуриванпи и раз­работке крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов, а «ползущую» - на месторождени­ях со сложным рельефом местности.

Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пла­стовой жидкости и ряда других факторов.

Установление технологических режимов эксплуатации добы­вающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в за­висимости от состояния разработки залежей (положения контура газо­йли нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.).

Рекомендации по регулированию баланса пластовой энер­гии в залежах должны содержать сведения о способах поддержания пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.

Выбранная система разработки должна обеспечивать наиболь­шие коэффициенты нефтс-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей среды при минимальных приведенных затратах.

Природным источником сырья (нефти, газа) является залежь. Доступ в нее обеспечивается посредством множества скважин. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

Добывающие;

Нагнетательные;

Специальные.

Добывающие скважины , имеющие фонтанное, насосное или газлифтное оборудование и предназначены для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как характерен для вновь открытых, энергетически не истощенны месторождений. При поддержании пластового давления путем закачки воды или газа в залежь в отдельных случаях удается существенно продлить период фонтанирования скважин.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированные способы добычи нефти.

При газлифтном способе добычи в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью компрессоров) сжатый (углеводородный) газ или крайне редко воздух, т.е. подают энергию расширения сжатого газа.

В насосных скважинах подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов - штанговых (ШСН) или погружных (ЭЦН). На промыслах используют и другие способы эксплуатации скважин.

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурные, приконтурные и внутриконтурные. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должна обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости) , плотности сетки скважин основного фонда и т. д.

Наблюдательные и пьезометрические скважины служат в качестве контрольных и предназначены для:

Наблюдательные для периодического наблюдения за изменением положения ВНК и ГНК, ГВК, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

Пьезометрические - для систематического изменения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С.

Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

Скважины – дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин – дублеров, на многопластовых месторождениях - с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.

Законсервированные скважины - не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.

К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

В фонде, находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово- профилактическом обслуживании(простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).

К находящимся в капремонте после эксплуатации относятся скважины, выбывшие из действующих, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

Контрольные вопросы:

1. На сколько стадий делится разработка месторождений?

2. Что понимается под эексплуатацией добывающих скважин?

3. Что такое проект разработки?

4. От каких параметров зависит способ эксплуатации?

Литература

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. - : Недра, 1993.

2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. - М.: Недра, 1988.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. - М: Недра, 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. - М: Недра, 1981.

5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­на, Недра, 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. - М: Недра, 1982.

8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложне­ний в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1984.

9. Геолого-технологические исследования скважин / Л.М. Чекалин, А.С. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др. - М: Недра, 1993.

10.Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. ВНИИпромгеофизика, 1987.

Тема: Способы эксплуатации нефтегазовых скважин.

План 1. Фонтанный способ эксплуатации.

2. Условия фонтанирования и возможные методы его продления.