добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот период широко при­ меняются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.

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

7.14. Проектирование разработки месторождений

Проект разработки—это комплексный документ, являющий­ ся программой действий но разработке месторождения.

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

Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и конденсата. Например, общие геологические запасы нефти отдельных залежей под­ считывают, умножая площадь нефтеносности на эффективную нефтенасыщеиную толщину пласта, эффективную пористость, коэффициент нефтеиасыщенности, 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 на коэффициент нефтеотдачи.

После утверждения запасов производится комплексное проектиро­ вание разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе которой определя­ ют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяпых (газоводяных) и газонефтяных кон­ тактов и др.

В ходе проектирования выбирается система разработки м есторож ­ дения, под которой понимают определение необходимого числа и раз­ мещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по ре­ гулированию баланса пластовой энергии в залежах.

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

Размещ аются скважины на площади залежи равномерно и нерав­ номерно. При этом различают равномерности и неравномерности двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически рав-

номерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь за­ лежи. 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 за­ лежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т. д.

Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых со­ оружений, наличия буровых установок и т. д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В первом случае вначале бу­ рят скважины по редкой сетке, на всей площади залежи, а затем «сгуща­ ют» ее, т. е. бурят новые скважины между уже существующими. Во вто­ ром—первоначально бурятся все проектные скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваются скважины на дру­ гих участках.

«Сгущающуюся» схему применяют при разбуривании и разработке крупных месторождений со сложным геологическим строением продук­ тивных пластов, а «ползущую» — на месторождениях со сложным релье­ фом 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 жид­ кости и ряда других факторов.

Установление технологических режимов эксплуатации добывающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденса­ та). Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура газоили нефтенос­ ности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатацион­ ной колонны, способа эксплуатации скважин и др.).

Рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в за­ леж ах 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 нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружаю­ щей среды при минимальных приведенных затратах.

кое только есть, белое вещество, а цветное подобно цвету гранатного ябло­ ка. А оставшаяся масса сильно замутнена и не поддается осветлению».

В 1745 г. архангельский купец Федор Прядунов построил на реке Ухте первый в мире нефтеперегонный заводик. Для этого он использо­ вал кубовую установку, применявшуюся ранее для получения дегтя, ски­ пидара, канифоли из древесной смолы (ее перегонка—смолокурение — в России известна с XII—XIII веков). В правительственном указе от 14 де­ кабря 1748 г. Прядунову было велено «очищенный» нефтепродукт свет­ ло-желтого цвета (типа керосина) доставлять в Московскую главную ап­ теку «для аптекарских потреб на расходы».

В1823 г. завод по перегонке нефти соорудили вблизи Моздока крепостные крестьяне, мастера смолокурения братья Дубинины. Нефтеперегонная установка представляла собой железный куб с медной крышкой, вмазанный в печь. Из крышки куба выходила трубка, прохо­ дящая через бочку с водой. Пары нефти, выделяющиеся при ее нагреве, охлаждались водой и конденсировались. Как только эта жидкость начи­ нала темнеть, топку тушили, а густой остаток в кубе—мазут—выбрасы­ вали. Из 40 ведер нефти получали 16 ведер фотогена (аналога керосина). Двадцать ведер оставалось в кубе в виде мазута, а 4 «угорали»—терялись

впроцессе перегонки.

В40-х годах XIX в. нефтеперегонные заводы появляются в других стра­ нах. В 1848 г. Дж. Юнг начал перегонку нефти на заводе в Великобритании,

в1849 г. С. Кир построил завод по перегонке нефти в Пенсильвании (США).

Во Франции первый нефтеперегонный завод был построен АГирном в Эльзасе в 1854 г. В 50-е годы XIX в. зарождается промышленная перера­ ботка нефти в Германии, Польше и Румынии.

Первые крупные нефтеперегонные заводы в России появились в райо­ не Баку: завод В. А. Кокорева и П. И. Губонина (1860), Д. Меликова (1863). Кроме того, множились мелкие заводы—в 60-е годы в Баку их было около 30, а в 70-е—более 70.

Развивалась нефтепереработка и в других районах. В 1865 г. в Грозном был построен завод И. М. Мирзоева, а в 1868 г. на Таманском полуострове начал действовать крупный нефтеперегонный завод А. Н. Новосильцева, который полностью обеспечивал керосином свой регион.

К началу 70-х годов XIX в. в России функционировали и другие фотогеиовые (керосиновые) заводы: в Одессе—4, в Херсоне — 1, в Керчи—3. Они перерабатывали кавказскую и молдавскую нефти.

Совершенствовалась техника перегонки нефти. Первоначально она производилась в кубах периодического действия, аналогичных тем, что использовали братья Дубинины. Однако такая технология перегонки не обеспечивала Надежного разделения нефти на фракции, поскольку тем­ пературные границы отбираемых фракций определялись «на глазок».

Со временем кубовые установки превратились в кубовые батареи — набор соединявшихся друг с другом кубов, каждый из которых служил для получения определенной нефтяной фракции. К концу X IX в. были разработаны кубовые батареи непрерывного действия. В них использо­ вался принцип регенерации тепла: получаемые горячие нефтяные фрак­ ции отдавали свое тепло нефти, поступающей на переработку. Это поз­ волило резко увеличить производительность установок. Так, установка, предложенная в 1886 г. В. Г. Ш уховым и Ф. А. Инчиком, позволяла еже­ суточно перегонять количество нефти, в 27 раз превышающее объем ап­ парата, тогда как аналогичный показатель для куба периодического дей­ ствия равен 1,5, а для кубовой батареи—4.

На протяжении почти всего XIX в. целью перегонки нефти было, в основном, получение керосина. Его качество и выход зависели от при­ роды нефти, технологии ее перегонки и других факторов.

Основными характеристиками товарного керосина в начальный пе­ риод были удельный вес (0,79...0,85 т /м 3), температурный интервал кипе­ ния (170...320вС) и цвет. Поскольку выход керосиновой фракции был от­ носительно невелик (из бакинской неф ти—25...30% ) нефтепромышлен­ ники пытались «делать» дополнительные объемы похожей на керосин по удельному весу жидкости, смешивая легкие и тяжелые фракции. Такой продукт при употреблении в лампах часто взрывался. Поэтому годность керосина для безопасного освещения стали определять по температуре вспышки (воспламенения паров над поверхностью жидкости) и темпера­ туре воспламенения (возгорания жидкости).

В начале XX в. российские нефтепромышленники вели переработку так, чтобы наибольшая часть легких фракций оставалась в мазуте, кото­ рый использовался как котельное топливо и давал львиную долю дохо­ дов. На долю мазута приходилось 58 % всех нефтепродуктов.

Наряду с перегонкой развивались и другие способы нефтепереработ­ ки. В 1879 г. при консультации Д. И. Менделеева недалеко от Ярославля был построен первый в мире завод для производства смазочных масел из мазута. А в 1891 г. В. Г. Ш ухов и С. Гаврилов изобрели способ получения легких углеводородов расщеплением тяжелых углеводородов при высо­ ких температуре и давлении. Данный процесс получил название крекин­ га. Авторство этого изобретения пытался присвоить себе американский химик У. Бартон. Судебное дело по крекинг-процессу возникло в резуль­ тате скандала двух американских фирм, затеявших между собой патент­ ную тяжбу. Однако международный суд установил, что изобретателями крекинг-процесса являются российские ученые, а все изобретенное впо­ следствии—это просто усовершенствование.

В 1926 г. В. Г. Шуховым совместно с инженером М. А. Капелюшниковым, изобретателем турбобура, была создана крекинговая установка.