Текст книги "Большая Советская Энциклопедия (НЕ)"

Автор книги: Большая Советская Энциклопедия

Жанр:

Энциклопедии

сообщить о нарушении

Текущая страница: 58 (всего у книги 62 страниц)

Н. находится в недрах в виде скоплений различного объёма от нескольких мм³ до нескольких десятков млрд. м³ . Практический интерес имеют залежи Н., представляющие её скопления с массой от нескольких тыс. т и больше, находящиеся в пористых и проницаемых породах-коллекторах. Различают 3 основных типа коллекторов: межгранулярные (главным образом песчаные и алевритовые породы), кавернозные (например, карстово-кавернозные, рифогенные и др. известняки) и трещинные (карбонатные, кремнистые и др. трещиноватые породы). Залежь обычно располагается под слабопроницаемыми породами, слагающими покрышку.

Каждая залежь Н. находится в ловушке, задержавшей мигрировавшие Н. и газ и сохранявшей их в течение длительного времени. Можно выделить 3 основных типа ловушек: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Первые 2 типа связаны с первичным выклиниванием (стратиграфическое несогласие, тектоническое экранирование) коллекторов (рис. 5 ) и поэтому именуются ловушками выклинивания. Незамкнутые ловушки являются гидравлическими – в них газ и Н. удерживаются в сводовой части антиклинального перегиба слоев (весьма распространённый тип залежей Н.) или выступа подземного рельефа (например, захороненного рифа). Наиболее приподнятую часть ловушки иногда занимает газ («газовая шапка»); в этом случае залежь называется газонефтяной; под Н. располагается вода. Н. залегает на разных глубинах, вплоть до 6—7 км, однако на глубине 4,5—5 км нефтяные залежи всё чаще сменяются газовыми и газоконденсатными. Максимальное число залежей Н. располагается в интервале 0,5—3 км, а наибольшие запасы сосредоточены в пределах 0,8—2,4 км.

III. Нефтегазоносные бассейны, области, районы, месторождения

Обязательным условием нефтеобразования является существование крупных осадочных бассейнов, в процессе развития которых осадки (породы), содержащие углеродистое органическое вещество, могли при опускании достичь зоны, где осуществляется главная фаза нефтеобразования. Выделение осадочных бассейнов, являющихся родиной Н., имеет большое значение при нефтегазогеологическом районировании территорий и акваторий. Такие бассейны сильно варьируют по размерам – от нескольких тыс. до нескольких млн. км² , однако около 80% их имеют площадь от 10 тыс. до 500 тыс. км² . Всего в современном структурном плане Земли насчитывается (если исключить небольшие, преимущественно межгорные) около 350 таких бассейнов. Промышленная нефтегазоносность установлена в 140 бассейнах; остальные являются перспективными. По тектоническому строению среди осадочных бассейнов различают внутриплатформенные (около 30%), внутрискладчатые (около 35%), складчато-платформенные, или краевых прогибов (около 15%), периокеанические платформенные (около 15%) и др. К кайнозойским отложениям приурочено около 25% всех известных запасов Н., к мезозойским – 55%, к палеозойским – 20%. В пределах нефтегазоносных бассейнов выделяют нефтегазоносные области, районы и (или) зоны, характеризующиеся общностью строения и автономией.

Месторождения Н. являются основной низшей единицей районирования. Это участки земной коры площадью в десятки – сотни, редко тысячи км² , имеющие одну или несколько залежей Н. в ловушках (рис. 6 ). Большей частью это участки, где Н. собирается путём боковой или реже вертикальной миграции из зон нефтеобразования.

В мире известно (1973) около 28 тыс. месторождений Н.; из них 15—20% газонефтяные. Распределение месторождений по запасам подчинено закону, близкому к логнормальному. На долю месторождений с общими геологическими запасами каждого свыше 3 млн. т (извлекаемые запасы Н. обычно составляют около ¹ /₄ —¹ /₂ геологических) приходится лишь ¹ /₆ всех месторождений; из них более 400 находится в прибрежных зонах моря. Около 85% мировой добычи Н. дают 5% разрабатываемых месторождений; среди них в 1972 насчитывалось 27 гигантов с начальными извлекаемыми запасами каждого, превышающими 0,5 млрд. т. Больше всего таких месторождений на Ближнем Востоке. Только в двух из них – Гавар (Саудовская Аравия) и Бурган (Кувейт) – сосредоточено более 20% всех разведанных запасов Н. мира (без социалистических стран).

Месторождения Н. выявлены на всех континентах (кроме Антарктиды) и на значительной площади прилегающих акваторий (см. карту ).

На территории СССР месторождения Н. были открыты в 19 в. на Апшеронском полуострове (см. Бакинский нефтегазоносный район ), в районе Грозного, Краснодарском крае, на полуострове Челекен, в Тимано-Печорской области и на острове Сахалин. Накануне и после Великой Отечественной войны 1941—45 открыты и введены в разработку месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной области , позже выявлены месторождения в Западной Туркмении, в Казахстане (см. Мангышлакский нефтегазоносный район ), в Ставропольском крае, на Украине и в Белоруссии. В 50—60-х гг. 20 в. был открыт один из крупнейших в мире Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн , в пределах которого обнаружены значительные месторождения Н. (табл. 1 ).

Табл. 1.– Важнейшие нефтяные месторождения ряда социалистических стран (1973)

Страна, название месторождения, год открытия	Нефтегазоносные бассейны, области, районы	Продуктивные отложения	Плотность нефти, г/см³	Содержание S в нефти, %
средняя глубина, м	геологический возраст	литологический состав

СССР
Арланское, 1955	Волго-Уральская	1200	карбон	песчаники и известняки	0,900	3,15
Балаханы-Сабунчи, 1871	Южно-Каспийская	1500	плиоцен	песчаники	0,865—0,940	0,2
Западно-Тэбукское, 1959	Тимано-Печорский	1900	девон	песчаники	0,852	0,50
Ленинское, 1956	Южно-Каспийская	2000	плиоцен	пески	0,860	0,2
Нефтяные Камни*, 1951	Южно-Каспийская	1000	плиоцен	песчаники	0,820—0,925	0,2
Ромашкинское, 1948	Волго-Уральская	1500	девон	песчаники	0,810	1,7
Самотлорское, 1965	Западно-Сибирский	2000	нижний мел	песчаники	0,850	0,76
Старогрозненское, 1893	Предкавказская	300—3000	миоцен и	песчаники и	0,850	0,2
			верхний мел	известняки	0,850	0,2
Туймазинское, 1937	Волго-Уральская	1480	девон и карбон	песчаники	0,850	1,50
Узеньское, 1961	Мангышлакский	800	юра	песчаники	0,855	0,2
Болгария
Долни-Дыбник, 1962	Мизийская	3400	триас	известняки	0,814	0,12
Венгрия
Будафапуста, 1937	Панонская	1000	миоцен	песчаники	0,833	–
Китай
Карамайское, 1955	Джунгарская	200	триас	песчаники	0,860	–
Румыния
Кыштна-Драгонянска, 1883	Плоештинская	600	миоцен	песчаники	0,850	0.20

* В Каспийском море.

Среди др. социалистических стран ряд месторождений имеется в Румынии и Китае, а также на территории Югославии, Польши, Венгрии. Единичные мелкие месторождения открыты в Болгарии, ГДР и Монголии.

Среди развитых капиталистических и развивающихся стран наиболее крупные месторождения открыты в странах Ближнего и Среднего Востока (табл. 2 ). Крупные месторождения Н. открыты в 50—60-х гг. 20 в. также в странах Северной и Западной Африки (Ливия, Алжир, Нигерия и Ангола), в Австралии и Юго-Востоке Азии (Индонезия, Бруней), несколько меньшие по запасам – в Индии, Бирме, Малайзии и совсем мелкие – в Японии. В США известно свыше 13 000 (в основном мелких) месторождений Н.; наиболее крупное открыто на Аляске (Прадхо-Бей), второе по величине – в Техасе (Ист-Тексас), несколько меньшие (по запасам) месторождения известны в Калифорнии (см. Калифорнийская нефтеносная область ), Оклахоме и др. штатах (см. Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн ). Крупные месторождения Н. выявлены в Канаде и Мексике. В Южной Америке месторождения с большими запасами открыты в Венесуэле, где расположено одно из крупнейших месторождений-гигантов Боливар, объединяющее группу месторождений (например, Лагунильяс, Бачакеро, Тиа-Хуана) на сев.-вост. побережье озера Маракайбо (см. Маракайбский нефтегазоносный бассейн ); единичные крупные месторождения имеются в Аргентине, Колумбии, Бразилии, на острове Тринидад и в смежных с ним акваториях. В Западной Европе крупные месторождения открыты лишь в акватории Северного моря (на шельфах Великобритании, Норвегии и Дании).

Месторождения Н. открыты во многих акваториях: Каспийского, Чёрного, Северного, Средиземного, Яванского, Южно-Китайского, Японского и Охотского морей, Персидского, Суэцкого, Гвинейского, Мексиканского, Кука и Пария заливов, пролива Басса, прибрежных частей Атлантического (вблизи Анголы, Конго, Бразилии, Аргентины, Канады), Тихого (вблизи Калифорнии, Перу и Экуадора) и Индийского (вблизи Сев.-Зап. Австралии) океанов. (О размерах добычи по странам см. Нефтяная промышленность . )

Табл. 2.– Важнейшие нефтяные месторождения развитых капиталистических и развивающихся стран (1973)

Страна, название месторождения, год открытия	Запасы извлекаемые, млн. т	Продуктивные отложения	Средняя плотность, г/см³	Содержание серы, %
начальные	на 1 января 1973	средняя глубина, м	геологический возраст	литологический состав
Ближний и Средний Восток
Ирак
Киркук, 1957	2115	1322	1300	палеоген-неоген	известняки	0,845	2,0
Эр-Румайла, 1953	1852	1639	3300	мел	известняки	0,850	–
Иран
Гечсаран, 1928	1557	1169,4	2130	палеоген-неоген	известняки	0,869	1,66
Марун, 1964	1472	1279,9	3350	палеоген-неоген	известняки	0,859	–
Агаджари, 1938	1367	663,2	1980	палеоген-неоген	известняки	0,856	1,36
Ахваз, 1958	1246	1144,5	2740	палеоген-неоген	известняки	0.861	1,66
Сассан² , 1966	203	175	2100	юра	известняки	0,855	–
Катар
Духан, 1940	323	152	2200	юра	известняки	0,820	1,3
Кувейт
Бурган, 1938	2240	1140	1460	мел	песчаники	0,871	2,5
Объединённые Арабские эмираты
Абу-Заби
Мурбан, 1960	439	267,3	2600	юра	известняки	0,830	0,6
Дубаи
Фатех² , 1966	216	198,9	2600	юра	известняки	0.861	–
Саудовская Аравия Гавар, 1948	10142	9784	2040	юра	известняки	0,845	1,7-2,1
Сафання», 1951	2913	2583	1550	мел	известняки	0,898	2,90
Абкайк, 1940	1120	578	2030	юра	известняки	0,835	1,30
Манифа² , 1957	1015	1002	2420	юра	известняки	0,887	3,00
Берри, 1964	999	961	2270	юра	известняки	0,860	2,40
Северная Америка
Канада
Пембина, 1953	240	143	1940	мел	песчаники	0,8524	0,42
Суан-Хилс, 1957	173	140	2660	девон	известняки	0,8251	0,80
Редуотер, 1948	107	47	975	девон	известняки	0,8498	0,42
Ледюк, 1947	78	37	930	девон	известняки	0,8251	0,30
Мексика
Поса-Рика, 1930	270	132	2160	мел	известняки	0,845	1,77
Эбано-Пануко, 1901	204	59,4	492	мел	известняки	0,986	5,38
Наранхос-Серро, 1909	173	2,4	440	мел	известняки	0,934	3,80
Аренке³ , 1970	142,5	142	3640	мел	известняки	0,898	–
США
Прадхо-Бей (Аляска), 1968	1400	1400	2640	триас	песчаники	0,8735	–
(Техас), 1930	790	250	1100	мел	песчаники	0,830	0,31
Уилмингтон (Калифорния), 1932	332	116	311	палеоген-неоген	песчаники	0,874	1,00
Панхандл (Техас), 1910	187,5	20,7	950	Пермь	известняки	0,835	0,13
					доломит
Элк-Хилс (Калифорния), 1919	177	138,5	700	палеоген-неоген	песчаники	0,78-0,93	0,68
Хантингтон-Бич (Калифорния), 1920	166	19,1	640	палеоген-неоген	песчаники	0,887—0,986	1,57
Шо-Вел-Там (Оклахома), 1955	155	29,0	580	палеоген-неоген	песчаники	0,850	–
Лонг-Бич (Калифорния), 1921	126,5	3,4	1340	палеоген-неоген	песчаники	0,865—0,910	1,29
Трейдинг-Бей⁴ (Аляска), 1963	56,6	3,1	3500	палеоген-неоген	песчаники	0,834	0,50
Южная Америка
Аргентина
Чубут, 1907	105	27,7	1830	мел	известняки	0,907—0,919	–
Санта-Крус, 1944	97	18	1830	мел	известняки	0,815	–
Бразилия
Агуа-Гранди, 1951	36,6	8,7	1500	девон	известняки	0,815—0,835	–
Венесуэла
Лагунильяс⁵ , 1926	1500	356	914	палеоген-неоген	песчаники	0,902	2,18
Бачакеро», 1930	962	327	1050	палеоген-неоген	песчаники	0,912	2,62
Тиа-Хуана», 1928	668	271	914	палеоген-неоген	песчаники	0,935	1,49
Лама, 1957	568	339	2535	палеоген-неоген	песчаники	0,863	–
Кабимас, 1917	232	57,4	670	палеоген-неоген	песчаники	0,911	1,71
Ла-Пас, 1925	225	118,8	2450	мел	известняки	0,863	–
Ламар⁵ , 1958	184	103,6	3960	палеоген-неоген	песчаники	0,856	–
Мене-Гранде, 1914	175	89,5	1260	палеоген-неоген	песчаники	0.944	2,65
Колумбия
Орито, 1963	137	126,3	2000	мел	известняки	0,853	–
Африка
Алжир
Хасси-Месауд, 1956	1420	1230	3350	кембрий-ордовик	песчаники	0,811	0,1
Зарзаитин, 1958	149	79	1400	девон-карбон	песчаники	0,815	–
Ангола
Кабинда⁶ , 1966	182	162,6	2350	мел	песчаники	0,913	–
Арабская Республика Египет
Эль-Морган¹ , 1965	219	166,4	1950	палеоген-неоген	песчаники	0,865	–
Ливия
Серир, 1961	1105	101,7	2740	мел	песчаники	0,836	–
Зельтен, 1959	551	342,8	2320	мел	песчаники	–	0,23
Джало, 1961	558	431,7	1920	палеоген-неоген	песчаники	0,847	0,52
Нигерия
Бому, 1968	85	55,4	2290	палеоген-неоген	песчаники	0,859	–
Мерен⁷ , 1965	69,5	54,8	2740	палеоген-неоген	песчаники	0,830	0,1
Юго-Восточная Азия и Австралия
Бруней
Сериа, 1928	137	29,2	1600	палеоген-неоген	песчаники	0,845	–
Ампа⁸ , 1963	137	113,6	2480	палеоген-неоген	песчаники	0,820	–
Индонезия
Минас, 1944	987	779,6	730	палеоген-неоген	песчаники	0,860	0,1
Дури, 1941	294	261,1	300	палеоген-неоген	песчаники	0,918	–
Австралийский Союз
Кингфиш⁹ , 1967	127	117,4	2575	палеоген-неоген	песчаники	0,793	–
Халибут⁹ , 1967	83	63,6	2290	палеоген-неоген	песчаники	0,811	–
3ападная Европа
Великобритания
Фотиз¹⁰ , 1970	266	266	2440	палеоген	песчаники	0,837	–
Брент¹⁰ , 1971	200	200	3200	палеоген	известняки		–
Норвегия
Экофиск¹^{, 1970}	155	153,2	3300	мел	известняки	0,845	0,18

Примечание. Месторождения расположены в акваториях: 1 – Суэцкий залив; 2 – Персидский залив; 3 – Мексиканский залив; 4 – залив Кука; 5 – озеро Маракайбо; 6 – шельф Атлантического океана; 7 – Гвинейский залив; 8 – Южно-Китайское море; 9 – пролив Басса; 10 – Северное море.

IV. Разведка

Цель нефтеразведки – выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к разработке промышленных залежей Н. и газа. Нефтеразведка производится с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ, выполняемых в рациональном сочетании и последовательности. Процесс геологоразведочных работ на Н. и газ в СССР подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный.

Поисковый этап включает три стадии: региональные геолого-геофизические работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению и поиски месторождений. Разведочный этап на стадии не разделяется и завершается подготовкой месторождения к разработке.

На первой стадии поискового этапа в бассейнах с неустановленной нефтегазоносностью либо для изучения ещё слабо исследованных тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с установленной нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для этого осуществляются геологическая, аэромагнитная и гравиметрическая съёмки (1: 1 000 000 – 1 200 000), геохимические исследования вод и пород, профильное пересечение территории электро– и сейсморазведкой, бурение опорных и параметрических скважин (см. Геофизические методы разведки , Геохимические поиски ,Опорное бурение , Параметрическое бурение ). В результате выявляются возможные продуктивные комплексы отложений и нефтегазоносные зоны, даётся количественная оценка прогноза нефтегазоносности, и устанавливаются первоочередные районы для дальнейших поисковых работ. На второй стадии поисков производится более детальное изучение нефтегазоносных зон путём структурно-геологической съёмки, детальной гравиразведки, электроразведки, сейсморазведки и структурного бурения. Составляются структурная и др. виды карт в масштабах 1: 100 000 – 1: 25 000. Детальное изучение строения площадей для подготовки их к поисковому бурению производится сейсморазведкой и структурным бурением. Преимущество отдаётся сейсмической разведке , которая позволяет изучать строение недр на большую глубину. На этой стадии уточняется оценка прогноза нефтегазоносности, а для структур, расположенных в зонах с доказанной нефтегазоносностью, подсчитываются перспективные запасы. На третьей стадии поисков производится бурение поисковых скважин с целью открытия месторождений. Поисковые скважины закладываются в присводовых частях антиклиналей, брахиантиклиналей, куполов (рис. 7 , а) или в районах развития ловушек (рис. 7 , б). Первые поисковые скважины для изучения всей толщи осадочных пород, как правило, бурят на максимальную глубину. Обычно первым разведуется верхний этаж, затем более глубокие. В результате поисков даются предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и рекомендации по их дальнейшей разведке.

Разведочный этап – завершающий в геологоразведочном процессе. Основная цель этого этапа – подготовка месторождения к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологии, состав, мощность, нефтегазонасыщенность, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, изучены изменения этих параметров по площади, исследованы физико-химические свойства Н., газа и воды, установлена продуктивность скважин. Количество разведочных скважин и расстояния между ними зависят от типа разведуемой структуры, её размера и степени неоднородности нефтегазоносных пород. При наличии нескольких нефтегазоносных горизонтов разведочное бурение экономически целесообразно вести по этажам (рис. 8 ). В этажи выделяются промышленные объекты, отделённые друг от друга значительными глубинами. По завершению разведочных работ подсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку.

Эффективность поиска нефтяных месторождений характеризуется коэффициентом открытий – отношением числа продуктивных площадей (структур) к общему числу разбурённых поисковым бурением площадей, средним числом поисковых скважин, необходимым для открытия одного нового месторождения. Основной показатель эффективности геологоразведочных работ (поискового и разведочного этапов) – стоимость разведки 1 т Н. (или 1 м³ газа). Др. показатели эффективности: прирост запасов на 1 м пробурённых поисковых и разведочных скважин или на одну скважину и отношение количества продуктивных скважин к общему числу законченных строительством скважин. В СССР эффективность геологоразведочных работ на Н. и газ по большинству показателей, как правило, выше, чем в США.

V. Добыча

Почти вся добываемая в мире Н. извлекается посредством буровых скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъёма Н. и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъёмных труб, механизмов и запорной арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми (см. Пластовое давление ). Добыче Н. при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор её на поверхности водоёмов, обработка песчаника или известняка, пропитанного Н., посредством колодцев.

Сбор Н. с поверхности открытых водоёмов – это, очевидно, первый по времени появления способ добычи Н., который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии, в 1 в. в Сицилии и др. В России сбор Н. с поверхности р. Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745. В 1858 на полуострове Челекен и в 1868 в Кокандском ханстве Н. собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: Н. накапливалась на поверхности.

Разработка песчаника или известняка, пропитанного Н., и извлечение из него Н. впервые описаны итал. учёным Ф. Ариосто в 15 в. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем Н. выжимали в мешках при помощи пресса. В 1819 во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом при помощи штолен иногда длиной свыше 1 км. Добытую породу помещали в чан, наполненный горячей водой. После перемешивания на поверхность воды всплывала Н., которую собирали черпаком. В 1833—45 на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный Н. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка Н. собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча Н. из колодцев производилась в Киссии (древней области между Ассирией и Мидией) в 5 в. до н. э. при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Добыча Н. из колодцев на Апшеронском полуострове известна с 8 в. Имеются письменные указания о добыче лёгкой Н. из колодцев в Сураханах и тяжёлой в Балаханах в 10—13 вв. Подробное описание колодезной добычи Н. в Баку дал нем. натуралист Э. Кемпфер в 17 в. Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом. В 1729 была составлена карта Апшеронского полуострова с указанием нефтяных колодцев. В 1825 в Баку из 120 колодцев было добыто 4126 т Н., а в 1862 из 220 колодцев 5480 т.

Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х гг. 19 в. Вначале, наряду с открытыми фонтанами (см. Фонтанная эксплуатация ) и сбором Н. в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча Н. из скважин осуществлялась также с помощью цилиндрических вёдер с клапаном в днище или желонок (см. Тартание ). Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена глубиннонасосная эксплуатация , которую в 1874 применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку, в 1895 в Грозном. В 1886 В. Г. Шухов предложил компрессорную добычу нефти , которая была испытана в Баку (1897). Более совершенный способ подъёма Н. из скважины – газлифт — предложил М. М. Тихвинский в 1914.

Процесс добычи Н., начиная от притока её по продуктивному (нефтяному) пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной Н. с промысла, можно разделить на три этапа. Первый – движение Н. по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин (т. н. разработка нефтяной залежи или месторождения). Второй этап – движение Н. от забоев скважин до их устьев на поверхности – эксплуатация нефтяных скважин. Третий этап – сбор Н. и сопровождающих её газа и воды на поверхности, их разделение, удаление воды и минеральных солей из Н. (т. н. подготовка Н.), обработка пластовой воды перед закачкой в пласт при его заводнении или для сброса в промышленную канализацию (т. н. подготовка воды), закачка воды в пласт через нагнетательные скважины, сбор попутного нефтяного газа. Осуществление процесса добычи Н. с помощью скважин и технологических установок называется эксплуатацией нефтяного промысла.

Разработка нефтяного месторождения. Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей (Н., воды) и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономические показатели – дебит Н., изменение его во времени, коэффициентнефтеотдачи , капитальные вложения, себестоимость и т. д. Перед разбуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация залежи, т. е. её геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей и газов, насыщающих пласт (вязкость, плотность, растворимость газов и твёрдых углеводородов в Н.), насыщенность пород Н. водой и газом, пластовые давления, температура и т. д. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки и производят экономическую оценку вариантов системы. В результате технико-экономического сравнения выбирают оптимальную систему разработки.

Современные системы разработки в большинстве случаев предусматривают нагнетание воды в пласт (в 1972 около 75% всей добычи по СССР приходилось на системы с искусственным заводнением). Применяются в основном два вида заводнения (см. Заводнение ) — законтурное, или приконтурное (для относительно небольшого размера залежей), и разного вида внутриконтурные (для залежей среднего размера и крупных).

Наиболее распространены системы внутриконтурного заводнения, когда залежь в зависимости от геологических условий залегания разделяется нагнетательными скважинами на полосы, в которых располагаются пять или три ряда эксплуатационных скважин (рис. 9 ). Для более интенсивной эксплуатации иногда применяется площадное заводнение, в этом случае нагнетательные скважины располагаются по всей площади пласта. Расстояния между скважинами составляют от 400 до 800 м. На одном месторождении пробуривают от нескольких десятков до нескольких тысяч эксплуатационных скважин (в зависимости от размера месторождения). Общее число эксплуатационных скважин по СССР 62 079, нагнетательных скважин 9135 (на 1 января 1974). Воздействие на пласт интенсифицируют увеличением соотношения между числом нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также созданием в пласте давления нагнетаемой воды значительно выше начального пластового, вплоть до значения горного давления.

Вытеснение Н. водой при разработке залежей успешно применяется для Н. с вязкостью в пластовых условиях до 0,15—0,2 пз (0,015—0,02 н ×сек/м² ). При больших вязкостях коэффициента нефтеотдачи существенно снижается, а расход воды на вытеснение единицы объёма Н. увеличивается. Однако даже при низких вязкостях при вытеснении Н. водой около половины геологических запасов Н. остаётся в недрах.

Ведутся работы по повышению нефтеотдачи пластов путём улучшения отмывающей и вытесняющей способности нагнетаемой воды, добавкой различного рода присадок – поверхностно-активных веществ, углекислоты, веществ, повышающих вязкость воды, что уменьшает неблагоприятное соотношение вязкостей Н. и вытесняющей её жидкости. Изменение неблагоприятного соотношения вязкости осуществляют также понижением вязкости Н. Этот способ может быть реализован нагнетанием в пласт теплоносителей (горячей воды или пара). В 70-х гг. вновь начали применять тепловое воздействие на пласт путём создания внутрипластового очага горения, впервые предложенного в СССР в начале 30-х гг. (см. Термическая нефтедобыча ). Большие перспективы связаны со способом добычи Н. при помощи сочетания заводнения с внутрипластовым горением, которое поддерживается закачкой в пласт водовоздушных смесей. Проводятся (1974) теоретические и экспериментальные исследования повышения нефтеотдачи путём вытеснения Н. растворителями и системами, растворимыми одновременно в Н. и в воде. При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа высокого давления.

Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой Н., в некоторых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная добыча нефти ).

Эксплуатация нефтяных скважин. Извлечение Н. из скважин производится либо за счёт естественного фонтанирования под действием пластовой энергии , либо путём использования одного из нескольких механизированных способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам относятся: газлифтный, или эрлифтный, и глубиннонасосный (с помощью штанговых, погружных электроцентробежных, гидропоршневых и винтовых насосов). В СССР штанговые глубиннонасосные скважины составляют 69,1% всех эксплуатируемых скважин, 15,0% фонтанные, 11,8% скважины с погружными электроцентробежными насосами, 3,7% газлифтные скважины (1973). Развивающимися способами эксплуатации скважин являются газлифтный, значительно усовершенствованный в начале 70-х гг., и способ, использующий погружные электроцентробежные насосы, который позволяет отбирать из скважин большое количество жидкости (воды и Н.). В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% – механизированным (1972). На месторождениях Н. Ближнего Востока большая часть скважин эксплуатируется фонтанным способом.

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение Н. и сопровождающего её газа из недр Земли. Вся продукция скважин, состоящая из Н. с попутным газом (и, как правило, с пластовой водой, в отдельных случаях с примесью песка), направляется по трубопроводу на групповую замерную установку, где производят замер количества поступающей из скважины Н., определяют процент содержащейся в ней воды и количество попутного газа, приходящегося на 1 т добытой Н. (т. н. газовый фактор ). На основе этих замеров подсчитывают суточный дебит Н. (в т ) и газа (в м³ ) по каждой скважине в отдельности. К групповой установке подключают обычно 10—30 скважин. Суточная добыча Н. на различных нефтепромыслах колеблется в широких пределах, достигая десятков тыс. т. Важным этапом процесса добычи Н. является сепарация – отделение газа от Н., производимое в газонефтяном сепараторе. Такие сепараторы группируют в одном или нескольких пунктах промысла. Н., освобожденная от попутного газа, поступает на промысловые установки для обезвоживания и обессоливания, где от неё отделяется пластовая вода с минеральными солями до остаточного содержания солей в товарной Н. не более 50 мг на 1 л . Газ направляют потребителям или на газобензиновый завод для переработки. Обезвоживание и обессоливание осуществляется тепловым, химическим или электрическим способом. Значительная часть солей удаляется при обезвоживании с отделяемой водой, однако, иногда требуется дополнительное обессоливание пропусканием Н. через слой пресной воды. Отделённая от Н. вода подвергается очистке для последующей закачки в пласты или сброса в канализацию. Н. также стабилизируют, т. е. отбирают из неё наиболее летучие углеводородные фракции для сокращения потерь от испарения при транспортировке на нефтеперерабатывающие заводы. Процесс стабилизации заключается в нагреве нефти до 80—120 °С, отделении лёгких углеводородов и последующей их конденсации. Полученные при этом нестабильный бензин и газ направляются на газобензиновые заводы, находящиеся обычно вблизи нефтяного промысла. Для уменьшения расхода топлива на нагревание и сокращения эксплуатационных расходов все три процесса – обезвоживание, обессоливание и стабилизацию – совмещают в установке комплексной подготовки Н. Подготовкой называется придание Н. товарных кондиций. Товарная Н. накапливается в резервуарах и из них откачивается в магистральные нефтепроводы или в ж.-д. цистерны для доставки к месту переработки. Эта принципиальная технологическая схема работы нефтяного промысла может видоизменяться в зависимости от продуктивности скважин, преобладающего способа эксплуатации, величин давления и температуры Н. на устье скважин, физико-химических свойств Н., содержания в ней газа, воды и песка, а также от природных и климатических условий.

Назад к карточке книги "Большая Советская Энциклопедия (НЕ)"