Расчет материального баланса дожимной насосной станции Мамонтовского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Мамонтовское нефтяное месторождение открыто в 1965 г., расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Лицензией на право пользования недрами с целью геологического изучения и добычи нефти и газа Мамонтовского ЛУ владеет ОАО "НК Роснефть" (ХМН № 02038 НЭ, выданной 20.11.2006 г. сроком до 24.04.2014 г., дополнение № 2233 от 19.03.2008 г. сроком до 24.04.2039 г.).

В эксплуатацию месторождение введено в 1970 г. на основании технологической схемы разработки, составленной ВНИИнефть, утвержденной в 1969 г. (протокол ЦКР МНП № 233 от 08.04.69).

Промышленная нефтеносность Мамонтовского месторождения установлена в отложениях юрской и меловой систем: пластах ЮС₂, БС₁₁, БС_10, БС₈, БС₆, АС₅₊₆ и АС₄. Мамонтовское нефтяное месторождение является уникальным по величине начальных извлекаемых запасов нефти (698 млн.т).

С начала разработки на Мамонтовском месторождении на 1.01.2013 г. вэксплуатации на нефть перебывало 4822 скважины.

Накопленный отбор нефти за период разработки составил 566,5 млн.т. (в т.ч. по пластам - АС₄ - 46,7 млн.т.

Большое значение в системе сбора и подготовке скважинной продукции имеют правильные проведенные расчеты, так как являются гарантом рентабельности месторождения. В данной работе необходимо рассчитать количество аппаратов, при котором будет оптимальная производительность.



1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Географическое расположение

В административном отношении Мамонтовское месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (рисунок 1.1) [8].

Географически район Мамонтовского месторождения относится к водоразделу рек Большой и Малый Балык. В геоморфологическом отношении представляет собой слабо расчлененную пологую равнину. Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от +80м на водоразделах до +30 м в долинах рек. Основные реки имеют большое количество малых притоков, значительную площадь занимают заболоченные труднопроходимые, местами совсем непроходимые участки. Обширные пространства в междуречье покрыты лесом смешанного типа со значительным преобладанием хвойных деревьев (сосна, кедр, лиственница).

Климат района резко континентальный с жарким коротким летом (до +35°С в июле) и продолжительной холодной зимой (до -50 °С в январе). Для гидрографической системы рек и озер характерно растянутое во времени весенне-летнее половодье и относительно низкий осенний уровень. Реки судоходны в небольшой период май - июль. Ледостав начинается в конце октября, ледоход - в первой половине мая. Толщина льда зимой на реках 10-50 см, на озерах и таежных протоках 40-80 см. Толщина снегового покрова на луговых и пойменных участках достигает 1 м, а в лесу 1.5 м. Максимальная глубина промерзания грунта на оголенных от снега участках 1.7 м, на заснеженных 0.5-1.0 м. Время полного оттаивания грунта - первая декада июня.

Район относится к малонаселенным (менее 1 человека на 1 км²). Коренное население состоит из хантов, манси и русских. Основное их занятие - охота, рыболовство, звероводство и сельское хозяйство. В последнее время большими темпами, кроме нефтедобывающей отрасли, развиваются энергетическая, лесная, лесоперерабатывающая, строительная, планируется развитие легкой промышленности [8].

Ближайшим от месторождения наиболее крупным населенным пунктом является город Нефтеюганск (100 тысяч жителей) с речным портом и аэропортом, принимающим все виды современных самолетов. Железная дорога в 50 км от города (станция Островная). В непосредственной близости от месторождения расположен поселок городского типа - Мамонтово и город Пыть-Ях. Населенные пункты связаны между собой и с месторождением дорогами с асфальтобетонными и грунтово-лежневым покрытием. Из-за сильной заболоченности дорожная сеть развита слабо. Перевозка грузов осуществляется автомобильным, водным и воздушным видами транспорта, а также по железной дороге. Вблизи месторождения проходят газопровод Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровод Нижневартовск - Усть-Балык - Омск.

Рисунок 1.1 -Обзорная карта месторождений ОАО «НК «Роснефть»

1.2 История освоения района

В период 1962-63 годов сейсмической партией 11/62-64 были выявлены и изучены Мамонтовская, Карь-Еганская и Очимовская локальные структуры. В дальнейшем, работами партии 26/64-65, был изучен участок Каркатеевской, Тепловской, Мало-Тепловской и Пыть-Яхской структур, являющихся структурными осложнениями более крупного поднятия третьего порядка, впоследствии названного Мамонтовским [8].

Поисково-разведочное бурение на Мамонтовском месторождении начато по результатам площадных сейсморазведочных работ МОВ. В конце 1964 года была заложена поисковая скважина 240П на выявленной Мамонтовской структуре с проектной глубиной 2750 м. По техническим причинам скважина была остановлена при забое 2450 м. При опробовании в ней продуктивного пласта БС₁₀ был получен фонтан нефти дебитом 75 м³/сут и открыто Мамонтовское месторождение нефти.

К моменту окончания разведочных работ “Главтюменьгеологией” на месторождении было закончено бурением 6 скважин, скважиной № 1 были вскрыты отложения доюрского комплекса. Бурением скважин 24, 74 и 47, заложенных по данным сейсморазведки в зоне прогиба между Мамонтовским и Южно-Балыкским поднятиями, подтвердилось сплошное поле нефтеносности продуктивного пласта БС₁₀.

1.3 Геолого-физическая характеристика месторождения

Стратиграфия: геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности палеозойского складчатого фундамента [8].

Палеозойский фундамент вскрыт скважиной 1р на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262,0 - 3294,0 м, представлен андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами (рисунок 1.2).



Рисунок 1.2 - Сводный геологический разрез меловых отложений

Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения.

Юрская система на Сургутском своде подразделяется на два отдела: нижний-среднеюрский отдел (аален-батский ярус) и верхний отдел (киммеридж-оксфорд-келловейский и волжский ярусы).

Аален-батский ярус представлен отложениями тюменской свиты и сложен аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. Породы тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента. В скважине 1р Мамонтовского месторождения толщина тюменской свиты составляет 368 м. В кровле свиты залегает горизонт ЮС₂ с признаками нефтеносности. При испытании в скважинах 10р, 11р, 1141р, 1142р, 1143р, 1146р, 1147р Мамонтовского месторождения получены притоки воды с нефтью дебитом от 0,2 до 12,9 м³/сут.

Меловая система, представленная всеми отделами и ярусами, делится на нижне- и верхне-меловой отделы.

Нижне-меловой отдел включает берриас - валанжинский, готтерив - барремский, аптский и альбский ярусы.

К берриас-валанжинскому ярусу относится сортымская свита, в основании которой выделяется аргиллитистаяподачимовская пачка с редкими прослойками доломитизированных известняков с обуглившимися растительными останками. Выше залегает ачимовская толща, представленная чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Некоторые песчаные пласты ачимовской толщи по керну имеют слабые признаки нефтенасыщенности и при испытании в скважине 235р получена вода с пленкой нефти. Толщина ачимовской толщи около 160 - 180 м.

Пласт БС₁₀ перекрывается аргиллито-глинистой чеускинской пачкой. Мощность чеускинской пачки составляет 53 м.

Основные продуктивные пласты БС₁₁ и БС₁₀ приурочены к верхней половине сортымской свиты и отделены друг от друга аргиллито-глинистой куломзинской пачкой. Толщина пачки составляет 13м.

Усть-балыкская свита, относящаяся, своей нижней частью к верхам берриас-валанжинского яруса, а верхней частью, к низам готерив-барремского яруса сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники мелко и среднезернистые, иногда известковистые. Алевролиты серые и светло-серые, аркозовые и полимиктовые, наблюдается глауконит. Аргиллиты гидрослюдистого и хлористо-гидрослюдистого состава, преимущественно алевритистые. В разрезе усть-балыкской свиты выделяются песчаные пласты БС₈ - БС₁. На Мамонтовском месторождении продуктивны пласты БС₈ и БС₆. Пласт БС₈ отделен от пластов БС₆ глинами сармановской пачки. Мощность сармановской пачки 20 м. Мощность усть-балыкской свиты 170 - 190м

Тектоника: в тектоническом отношении Мамонтовское месторождение расположено в южной части Сургутского свода - структуры I порядка (рисунок 1.3). Формирование Сургутского свода в целом, как тектонической единицы І порядка, произошло в валанжинский век. В это время появилось крупное пологое поднятие амплитудой до 100 м на месте северной части Пимского вала. Полностью сформирован свод был уже к началу аптского времени и в неоген-четвертичный этап развития приобрел современные очертания. В южной части Пимского вала в этот период происходит обособление Южно-Балыкского поднятия от Мамонтовского незначительным прогибом глубиной 25 - 30 м по отражающему горизонту “Б”.

Структура Мамонтовского месторождения по кровле продуктивной пачки пластов БС₁₀ (в пределах изогипсы -2400 м) представляет собой относительно пологую асимметричную брахиантиклинальную складку, ось которой направлена в северо-северо-западном направлении. Структура осложнена рядом небольших куполовидных поднятий. Размеры залежи 20 х 44.5 км.

Высота Мамонтовской структуры по горизонту БС₁₀ составляет 92 м. (наивысшая отметка кровли пласта -2308 м, оконтуривающая изогипса -2400 м). Основное поднятие выделяется изогипсой с отметкой -2360 м. Наиболее крутые углы падения фиксируются на восточном крыле структуры и изменяются от 40' до 1°20'.

Рисунок 1.3 - Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты 1998 г

На Мамонтовском месторождении установлена промышленная нефтеносность в пластах ЮС₂, БС₁₁, БС₁₀, БС_10тсп,БС₈, БС₆,АС_5-6, АС₄. Несмотря на ограниченность бурения после последнего пересчета запасов, использование современного программного обеспечения позволило несколько уточнено геологическое строение основных эксплуатационных объектов. Ниже представлены результаты изучения геологического строения месторождения [8].

Пласт ЮС₂: На Мамонтовском месторождении горизонт ЮС₂ имеет площадное распространение не только в пределах Мамонтовского лицензионного участка, но и на сопредельных месторождениях: Восточно-Сургутском, Омбинском, Западно-Асомкинском и Северо-Асомкинском и др.

Особенностью этого горизонта является то, что в пределах Сургутского НГР (Сургутского свода и его восточного погружения) установлено практически повсеместное площадное присутствие нефтесодержащих пород (по ГИС или испытанию) в пробуренных скважинах, особенно в верхней части горизонта (пласт ЮС₂¹).

Зональность в распределении коллекторов можно отметить только в общем геологическом плане из-за довольно редкой сетки разведочных скважин (12-15 и более км²/скв.): в присводовых частях эффективные толщины уменьшаются, а на погружениях структур - начинается увеличение песчано-алевролитовых разностей горизонта.

Другая особенность данного горизонта заключается в том, что нижний слой (пласта ЮС₂² и ЮС₂³) нередко оказывается слабонефтепроницаемыми или водоносными (по ГИС и данным испытания) независимо от гипсометрического положения.

Покрышкой горизонта ЮС₂ является достаточно мощная пачка глин (до 30м), залегающая в нижней части васюганской свиты.

При совместном испытании юрских отложений (пласты ЮС₀, ЮС₁, ЮС₂) открытым забоем была получена вода с пленкой нефти дебитом 0,76 м³/сут при Н_дин-617м. В 14 скважинах пластов ЮС₂¹ и ЮС₂², ЮС₂³ всех скважинах получены притоки нефти от 4 т/сут (скважина 170) до 34,2 т/сут после ГРП (скважина 30033).

Пласт БС₁₁ является самым нижним объектом разработки пластов группы БС. По пласту в целом, эффективная толщина изменяется от 3,2 м, до 44,6 м, в среднем составляя 17.8 м. Общая толщина пласта, в среднем равная 36,1 м на 69 % представлена породами-коллекторами. Нефтенасышенность (по данным ГИС) по пласту меняется в пределах от 0,30 до 0,90, составляя в среднем 0,61. Пористость изменяется от 15 до 23%, средняя - 20%. По разрезу она чаще изменяется до 20-22% (частность 63%), реже от 18 до 20% (25%). Проницаемость варьируется от 1 до 200^.10^-3 мкм², средняя 46^.10^-3 мкм².

Пласт БС₁₀: Залегает горизонт на глубинах от 2358 до 2536 м, что в среднем соответствует глубине 2425 м.

Проницаемая часть пласта БС₁₀ представлена неравномернымпереслаиванием мелкозернистых песчаников крупно-среднезернистых алевролитов полимиктового состава. В целом, по пласту было сделано 1837 определений открытой пористости. Среднее значение Кп составляет 21,4%. В нефтеносной части пористость несколько выше, чем в водоносной (22 и 21%). Проницаемость изменяется в очень широких пределах: от 0,2^.10^-3 до 1128^.10^-3 мкм² при среднем значении 197^.10^-3 мкм².

Пласт БС₁₀^тсп: Тонкослоистые песчаники пласта БС₁₀^тсп оконтурены по западному склону Мамонтовской структуры на глубинах 2404 - 2475 м, что в среднем составляет 2452 м. С востока пласт ограничен условной зоной глинизации.

Анализ изменения пористости по площади показывает, что в большинстве случаев средние по скважинам значения пористости составляют около 22%. Проницаемость по пласту БС₁₀^тсп изменяется в широких пределах: от 1,7^.10^-3 до 636^.10^-3 мкм² и в среднем равна 135,2^.10^-3 мкм². Средние значения Кпр по нефтенасыщенной части пласта составляют 171,2^.10^-3 мкм²_.

Пласт БС₈: Горизонт БС₈ залегает непосредственно под сармановскими глинами, которые прослеживаются во всех скважинах месторождения. Глубина залегания горизонта в среднем принимается равной 2290 м. Кровля пласта четко выделяется по подошве сармановских глин и легко определяется на каротажных диаграммах. Подошва пласта менее выдержана.

Общая толщина пласта в среднем составляет 35,1 м. Эффективная толщина изменяется от 2,0 до 35,8 м, в среднем - 14,5 м. Нефтенасыщенная часть коллектора изменяется от 1,0 до 14,8 м, средневзвешенное по пласту - 4,8 м.

Коэффициент песчанистости по пласту равен 0,67, расчлененности - 2,5.

По нефтенасыщенности пласт БС₈ на Мамонтовском месторождении разделился на семь залежей, которые приурочены к локальным поднятиям Мамонтовской структуры, в центральной и северной частях месторождения.

ВНК по залежам изменяется от -2253 до -2297 м.

Пласт БС₆: Выявленные залежи в пласте БС₆ расположены в северо-западной части Мамонтовского месторождения.

Общая толщина пласта в среднем составляет 24,7 м, эффективная толщина изменяется от 2,8 м до 24,0 м, в среднем - 6,0 м. Мощность нефтенасыщенной части коллектора по пробуренным скважинам колеблется от 0,5 м до 7,5 м, в среднем по пласту составляя 3,0 м.

Продуктивность залежи установлена по данным ГИС и подтверждена данными опробования пласта в скважинах 348Б, 8145А, 8146А, 8152, 8157, 5003 и др.

Песчанистость пласта равна 0,75. Расчлененность по пласту изменяется от 2 до 12 прослоев, в среднем - 5,7.

Пласт АС_5-6: Глубина залегания пласта 1905 - 2000 м, среднее значение глубины залегания составляет 1949 м. Пласт АС_5-6 развит по всей площади месторождения. Пласт АС_5-6 состоит из нескольких литологических ритмов. Нижняя половина пласта представлена мощными (8-15 м), выдержанными песчаными слоями и имеет площадное развитие.

Нефтенасыщенность пласта по данным ГИС изменяется от 0,26 до 0,89, составляя в среднем 0,51. Среднее значение открытой пористости составляет 23,4%. По проницаемости пласт АС_5-6 резко отличается от других. В среднем Кпр равен 297^.10-3 мкм², при этом третья часть пород имеет проницаемость от 300^.10-3 до 2460^.10-3 мкм².

Пласт АС₄: Продуктивный пласт АС₄ вскрыт скважинами по всей площади Мамонтовского месторождения, средняя глубина составляет 1935 м.

Общая толщина пласта по площади месторождения меняется в пределах от 10 до 34 м, в среднем составляя 21,2 м. ВНК по залежам установлен в интервале отметок от -1900 до - 1905 м. Открытая пористость изменяется от 13,4% до 27,4%, а средняя ее величина составила по 84 анализам - 22,3%.

Свойства и состав нефти, газа и воды Мамонтовского месторождения определены по нефтеносным пластам АС4, АС5-6, БС6, БС8, БС10, БС11 и ЮС2. Мольный состав нефти представлен в таблице 1.2.

Как видно из таблицы 1.1, наилучшим образом изучен пласт БС₁₀. По пласту БС₆ информация об отборе проб нефтей отсутствует. По этой причине обоснование свойств и состава его флюидов приводится по результатам исследований проб соответствующего пласта Тепловского месторождения. Критериями выбора аналога явились географическая близость залежей и сходство геологического возраста вмещающих пород. Для дополнения и уточнения параметров пластовых флюидов по всем пластам, кроме БС₁₀ необходимо предусмотреть отбор и комплексное исследование продукции скважин в соответствии с существующими требованиями и рекомендациями.

Таблица 1.1 - Сведения об отобранных пробах нефти

Пласт	Анализ физико-химической характеристики пластовой нефти на образцах глубинных проб	Анализ физико-химической характеристики и фракционного состава дегазированной нефти на образцах поверхностных проб	Анализ компонентного состава нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
	Количество скважин	Количество проб	Количество скважин	Количество проб	Количество скважин	Количество проб
АС4	11	22	13	16	7	12
АС5-6	5	15	3	3	5	7
БС6	По аналогии с Тепловским месторождением
БС8	11	22	8	8	9	10
БС10	45	66	59	79	25	31
БС11	5	13	7	7	4	5
ЮС2	5	20	5	8	3	8
Итого	82	158	95	121	53	73



Таблица 1.2 - Мольный состав нефти Мамонтовского месторождения

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти
CO2	0,33
N2	0,67
CH4	15,78
С2Н6	1,11
С3Н8	1,86
изо-С4Н10	1,16
н-С4Н10	2,22
изо-С5Н12	1,52
н-С5Н12	3,12
С6Н14+	72,23
У	У zi = 100

Пласт АС₄: Свойства нефти пласта АС₄ исследованы по данным 22 глубинных проб нефти из 11 скважин 5 из которых отобраны после Проекта разработки 2000 года. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 830,8 кг/м³, вязкость - 4,14 мПа·с, давление насыщения значительно ниже пластового 7,1 МПа, газосодержание однократного разгазирования 37,1м³/т. Плотность нефти по данным однократной сепарации составляет 879,5кг/м³. Значение давления насыщения и вязкости нефти в пластовых условиях несколько отличаются от принятых вследствии учета новых проб.

Свойства нефти в поверхностных условиях определены по данным 16 устьевых проб из 13 скважин. По своим физико-химическим свойствам нефть относится к средним (878,2 кг/м³), высоковязким (36,7 мПа·с), сернистым (1,23 %), малосмолистым (8,68 %). Технологический шифр нефти пласта АС₄ - IIТ₂П₂.

Пласт АС_5-6: Нефть пласта АС_5-6 изучена по данным 15 глубинных проб нефти из 5 скважин. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 834,7 кг/м³, вязкость - 5,16 мПа·с, давление насыщения значительно ниже пластового 6,9 МПа, газосодержание однократного разгазирования 38,34 м³/т. Плотность нефти по данным однократной сепарации составляет 877,5 кг/м³.

Подсчетные параметры, по данным ступенчатого разгазирования, принятые для разработки: плотность сепарированной нефти составляет 873, кг/м³, газосодержание - 32,0 м³/т, объемный коэффициент - 1,064.

Свойства нефти в поверхностных условиях определены по данным 3 устьевых проб из 3 скважин. По своим физико-химическим свойствам нефть относится к средним (878,7 кг/м³), высоковязким (33,5 мПа·с), сернистым (1,49 %), малосмолистым (8,31 %). Технологический шифр нефти пласта АС_5-6 - IIТ₂П₂.

Пласт БС₆ (по аналогии с Тепловским месторождением) и БС₈: Свойства пласта БС₆ были приняты по аналогии с Тепловским месторождением. Пластовое давление составляет 22,0 МПа, вязкость 5,14 мПа·с. Пластовое давление и вязкость пластовой нефти пласта БС₈ и составляют 23,0 МПа и 5,14 мПа·с соответственно.

Нефть пласта БС₈ изучена по данным 15 глубинных проб нефти из 5 скважин. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 846,6 кг/м³, давление насыщения значительно ниже пластового 8,1 МПа, газосодержание однократного разгазирования 40,72 м³/т. Плотность нефти по данным однократной сепарации составляет 889,1 кг/м³.

Подсчетные параметры для пластов БС₆ и БС_7-8, по данным ступенчатого разгазирования, принятые для разработки: плотность сепарированной нефти составляет 885,0 кг/м³, газосодержание - 34,0 м³/т, объемный коэффициент - 1,075.

По своим физико-химическим свойствам нефть пласта БС₆ - повышенной вязкости (20,6 мПа·с), сернистая (1,05 %), малосмолистым (6,51 %). Технологический шифр нефти пласта БС₆ - IIТ₂П₂.

Пласт БС₁₀: Нефть пласта БС₁₀ изучена по данным 66 глубинных проб нефти из 45 скважин. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 812,95 кг/м³, вязкость - 2,9 мПа·с, давление насыщения значительно ниже пластового 9,7 МПа, газосодержание однократного разгазирования 52,9 м³/т.

Плотность нефти по данным однократной сепарации составляет 880,8 кг/м³.

Подсчетные параметры, по данным ступенчатого разгазирования, принятые для разработки: плотность сепарированной нефти составляет 873,0 кг/м³, газосодержание - 44,0 м³/т, объемный коэффициент - 1,124.

Свойства нефти в поверхностных условиях определены по данным 79 устьевых проб из 59 скважин. По своим физико-химическим свойствам нефть относится к средним (878,5 кг/м³), высоковязким (30,71 мПа·с), сернистым (1,46 %), малосмолистым (9,12 %). Технологический шифр нефти пласта БС₁₀ - IIТ₂П₂.

Пласт БС₁₁: Нефть пласта БС₁₁ изучена по данным 13 глубинных проб нефти из 5 скважин. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 826,0 кг/м³, вязкость - 3 мПа·с, давление насыщения значительно ниже пластового 7,9 МПа, газосодержание однократного разгазирования 45,6 м³/т. Плотность нефти по данным однократной сепарации составляет 875,1 кг/м³.

Подсчетные параметры, по данным ступенчатого разгазирования, приняте для разработки: плотность сепарированной нефти составляет 871,0 кг/м³, газосодержание - 37,0 м³/т, объемный коэффициент - 1,085.

Свойства нефти в поверхностных условиях определены по данным 7 устьевых проб из 7 скважин. По своим физико-химическим свойствам нефть относится к средним (875,2 кг/м³), повышенной вязкости (29,7 мПа·с), сернистым (1,51 %), малосмолистым (7,63 %). Технологический шифр нефти пласта БС₁₁ - IIТ₂П₂.

Пласт ЮС₂: Нефть пласта ЮС₂ изучена по данным 20 глубинных проб нефти из 5 скважин. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 727,0 кг/м³, вязкость пластовой нефти -1,83 мПа·с, давление насыщения значительно ниже пластового 11,9 МПа, газосодержание однократного разгазирования 114,9 м³/т. Плотность нефти по данным однократной сепарации составляет 855,0 кг/м³.

Подсчетные параметры, по данным ступенчатого разгазирования, принятые для разработки:

плотность сепарированной нефти составляет 842,0 кг/м³, газосодержание - 96,0 м³/т, объемный коэффициент - 1,284.

Свойства нефти в поверхностных условиях определены по данным 8 устьевых проб из 5 скважин. По своим физико-химическим свойствам нефть относится к средним (856,7 кг/м³), повышенной вязкости (19,2 мПа·с), сернистым (0,96 %), малосмолистым (12,0 %). В связи стем, что объём фракций, выкипающих до 350 ^оС не был определен ни в одной из проб технологический шифр нефти пласта ЮС₂ - IIТП₂.



2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Анализ принципа разработки месторождения

Действующим проектным документом является «Дополнении к проекту разработки Мамонтовского месторождения», протокол № 5727 от 07.10.2013 [8]. Основные проектные решения следующие:

· максимальные проектные уровни:

добычи нефти- 4349,8 тыс. т/год (2013 г.);

добычи жидкости- 102512,4 тыс. т/год (2020 г.);

закачки воды для ППД- 112368,0 тыс. м³/год (2019 г.);

добычи растворенного газа- 271,0 млн. м³ (2013 г.);

использование растворен. газа, - 95 % (2014 г.).

· выделение восьми объектов разработки: пласты АС₄, АС_5-6, БС₆, БС₈, БС_10(мон), БС_10(тсп), БС₁₁ и ЮС₂;

· общий фонд скважин - 6112, в т.ч. добывающих - 4230 (из них горизонтальных - 446), нагнетательных - 1733 , водозаборных - 91, поглащающих - 58;

· фонд скважин для бурения - 872 скважин, в т.ч добывающих - 446 (из них горизонтальных - 446 с длиной горизонтального ствола 1000 м), нагнетательных - 426;

· накопленная добыча - 702362 тыс.т нефти;

· достижение коэффициента извлечения нефти в целом по месторождению - 0,417.

2.2 Анализ показателей разработки Мамонтовского месторождения и фонда скважин

На месторождении выделены восемь эксплуатационных объектов: АС₄, АС₅₊₆, БС₆, БС₈, БС₁₀ (в пределах горизонта БС₁₀ выделены два эксплуатационных объекта - монолитная часть БС₁₀^мон и тонкослоистый пласт БС₁₀^тсп), БС₁₁, ЮС₂ [8].

Числящиеся на Государственном балансе геологические запасы нефти в целом по месторождению по категориям А+В+С₁ составляют 1627,3 млн.т, по категории С₂ - 743,3 млн.т; извлекаемые запасы по категориям А+В+С₁ составляют 674,8 млн.т, по категории С₂ - 235,2 млн.т. Запасы нефти приведены по состоянию на 01.01.2013 г., и являются основой для составления данного проектного документа. Основная часть запасов промышленных категорий А+В+С₁ приурочена к пласту БС₁₀^мон - 1163,0 млн.т (71,5 %) геологических запасов и 532,7 млн.т (78,9 %) извлекаемых запасов. Доля геологических запасов категории С₂ от общих по месторождению составляет 4,4 %, извлекаемых - 3,4 %. Большая часть геологических запасов категории С₂ приурочена к пласту ЮС₂ - 661,2 млн.т (89,0 %), рисунок 2.1.

Рисунок 2.1 - Распределение геологических запасов нефти категории В+С₁ месторождения по пластам по состоянию на 01.01.2013 г

В целом по месторождению вовлечено в разработку 91,8 % геологических запасов месторождения категории В+С₁.

По состоянию на 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти составляет 566,5 млн.т, накопленная добыча жидкости - 2118,7 млн.т. Основная добыча нефти приходится на объект БС₁₀^мон, из которого отобрано 81 % от накопленной добычи по месторождению, при доле геологических запасов категории А+В+С₁ 71,5 %. Текущий коэффициент извлечения нефти по месторождению составляет 0,348 при утвержденном 0,410. Обводненность продукции - 94 %. Накопленный водо-нефтяной фактор - 3,0. Закачано в залежи пластов 2619,2 млн.м³ воды, накопленная компенсация отборов закачкой - 114,4 %.

Динамика фактических показателей с начала разработки - на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Динамика фактических показателей разработки Мамонтовского месторождения

В целом по месторождению максимальная добыча нефти достигнута в 1986 г - 35165,6 тыс.т, с темпом отбора 5,2 %. К этому моменту было отобрано 40,3 % от начальных извлекаемых запасов, а обводненность добываемой продукции составила 50,9 %. В последующие годы на месторождении наблюдается падение уровней добычи нефти, несмотря на продолжавшееся разбуривание пластов и ввод новых скважин в эксплуатацию. Причиной является интенсивное обводнение основных объектов разработки, снижение дебитов нефти и жидкости по переходящим скважинам.

Действующий добывающий фонд скважин характеризуется среднесуточным дебитом по нефти 10,8 т/сут и 179,5 т/сут по жидкости. С дебитами нефти менее 10 т/сут работают 59 % скважин; 39 % действующих скважин характеризуется средними по величине дебитами нефти от 10 т/сут до 40 т/сут; и только 2 % скважин имеют дебиты свыше 40 т/сут; почти половина действующих скважин (49 %) характеризуются дебитами жидкости от 50 т/сут до 200 т/сут; на диапазон от 200 т/сут до 400 т/сут приходится треть действующего фонда, на дебиты свыше 400 т/сут приходится десятая часть фонда скважин (рисунок 2.3) Низкие дебиты характерны для объектов БС₁₀^тсп (в среднем 6,6 т/сут по нефти, 108,2 т/сут - по жидкости), БС₁₁ (3,5 т/сут и 108,2 т/сут); а более высокие - для объектов АС₄, АС₅₊₆, БС₁₀^мон - порядка 11 т/сут и 190 т/сут.

Рисунок 2.3 - Распределение скважин по дебитам нефти и жидкости по состоянию на 01.01.2013 г

Основная залежь объекта АС₄ разбурена по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м при обращенной семиточечной системе площадного заводнения. Плотность сетки скважин (ПСС) - 36 га/скв. Остальные залежи объекта разрабатываются на естественном режиме, возвратными скважинами.

По объекту АС_5-6 система разработки аналогична системе разработки объекта АС₄: обращенная семиточечная по треугольной сетке, ПСС - 36 га/скв; остальные залежи объекта также разрабатываются на естественном режиме, возвратными скважинами.

Объект БС₆ разрабатывается на естественном режиме, возвратным фондом скважин, сетка неравномерная.

На основной залежи объекта БС₈ реализована обращенная девятиточечная система заводнения с размещением скважин по квадратной сетке (расстояние между скважинами - 500 м); ПСС - 25 га/скв. Остальные залежи - возвратные объекты, разрабатываются на естественном водонапорном режиме, сетка неравномерная.

Основой объект разработки - БС₁₀^мон разрабатывается по блочно-квадратной системе; ПСС 20 га/скв.

На пласте БС₁₀^тсп сформирована проектная комбинированная система разработки (блочно-квадратная и 9-точечная); ПСС - 16 га/скв.

Основная залежь объекта БС₁₁ - северная, разбурена по квадратной сетке 450 на 450 м, система размещения скважин - рядная с линейно-блочным заводнением, ПСС - 20, 25 га/скв. Южная залежь разбурена по квадратной сетке 500 на 500 м, система размещения скважин - рядная с приконтурным заводнением, ПСС - 25 га/скв. Восточная залежь разбурена по треугольной сетке 450 на 450 м, с избирательным заводнением, ПСС - 20,25 га/скв.

На объекте ЮС₂ формируется обращенная 9-ти точечная система, плотность сетки - 25 га/скв с последующим уплотнением до 16 га/скв.

По состоянию на 01.01.2013 г на месторождении пробурено 5240 скважин всех категорий, в том числе 3842 добывающих скважин, 1307 нагнетательных, 91 водозаборная. Из этого числа 645 скважин ликвидировано и 432 ожидают ликвидации. Пробуренный фонд в основном приходится на объект БС₁₀ - 3608 скважины (69 % фонда), на объект БС₁₁ - 500 скважин (10 % фонда), на объект АС₄ - 427 скважина (8 % фонда), на объект АС₅₊₆ - 5 % фонда, на объект БС₈ - 3 фонда скважин, на другие объекты - менее 3 %.

В эксплуатационном добывающем фонде находится 1598 скважин, из них 1282 скважины дающие нефть, 308 находятся в бездействии, 8 скважин в освоении. Основная часть действующего добывающего фонда скважин механизированные (85 %). В фонде нефтяных скважин в консервации 918 единиц, 343 пьезометрические скважины, 37 наблюдательных, в ожидании ликвидации 282 скважины и ликвидировано 462 скважины (из них 53 после бурения и 409 после эксплуатации). Основной причиной ликвидации скважин являются технические причины. Всего выведено из эксплуатационного добывающего фонда 55 % скважин (1952 единицы).

В эксплуатационном нагнетательном фонде числится 935 скважин, из них под закачкой 705, в бездействии 177 скважин, в освоении - 53 скважины, 111 скважин нагнетательного фонда временно находятся в находятся в добывающем нефтяном фонде, 181 нагнетательная скважина находится в консервации, 97 пьезометрических скважин, в ожидании ликвидации - 80 скважин, 158 скважин ликвидировано (после эксплуатации - 147 скважин, после бурения - 11 скважин). Всего выведено из эксплуатационного нагнетательного фонда 35 % скважин (505 единиц).

Структура фонда скважин Мамонтовского месторождения приведена на рисунке 2.4.



Рисунок 2.4 - Структура фонда скважин Мамонтовского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г

Всего в эксплуатации на нефть по месторождению перебывало 4822 скважины, в том числе 1297 нагнетательных скважин, находившихся в отработке на нефть. Суммарная добыча нефти на одну скважину составила в среднем 117,5 тыс. т.

Всего под закачкой перебывало 1480 скважин, суммарная закачка на одну скважину в среднем составила 1770 тыс. м³, По скважинам, выведенным из закачки (в бездействующий фонд, временную консервацию, пьезометрический фонд, в другие категории - всего 37 % от перебывавших под закачкой скважин), суммарный объем закачки составил в среднем 1636 тыс.м³ на скважину.

В настоящее время в бездействии находятся 308 добывающих скважин (19 % от эксплуатационного нефтяного фонда) и 177 нагнетательных (20 % от эксплуатационного нагнетательного фонда).

Часть скважин выбыла из эксплуатации и находится во временной консервации и в пьезометрическом фонде (25 % фонда нефтяных скважин временно законсервированы, в нагнетательном фонде во временной консервации находится 12 % скважин).

Неработающие нефтяные скважины (бездействующие, пьезометрические, временно законсервированные, ожидающие ликвидации), находившиеся в свое время в эксплуатации, составляют 38 % фонда нефтяных скважин; накопленная добыча нефти по этим скважинам составляет в среднем 124 тыс. т на скважину.

Распределение неработающих скважин месторождения по причинам простоя приведено на рисунках 2.5 и 2.6.

Скважины простаивающего фонда имели следующее распределение по дебиту нефти: 62 % скважин имеют дебит нефти менее 5 т/сут., т.е. основная часть бездействующего фонда относится к малодебитным скважинам. Обводненность простаивающего фонда скважин высокая: содержание воды более 90 % имели 60 % скважин, причем более 95 % почти половина (47 %) скважин. По накопленным отборам нефти распределение следующее: менее 10 тыс.т отобрали 26 % скважин, от 10 до 50 тыс.т - 28 %, от 50 до 100 тыс.т - 17 %, свыше 100 тыс.т - 29 % скважин.

Рисунок 2.5 - Распределение неработающего фонда добывающих скважин по причинам простоя по состоянию на 01.01.2013 г

Рисунок 2.6 ? Распределение неработающего фонда нагнетательных скважин по причинам простоя по состоянию на 01.01.2013 г

Из нагнетательных скважин, простаивающим на данное время, приемистость менее 100 м³/сут за последний стабильный месяц работы имели 18 %; на диапазон от 100 до 300 м³/сут приходится 36 % скважин; от 500 до 800 м3/сут - 15 % скважин; свыше 800 м3/сут - всего 5 % скважин. Накопленная закачка распределяется следующим образом: менее 200 тыс.м3 приходится на 10 % неработающего фонда скважин; от 200 до 1000 тыс.м³ - также 27 % скважин; от 1000 до 2000 тыс.т - 23 %; от 2000 до 3000 тыс.м³ - 21 %, свыше 3000 тыс.м³ - 19 % скважин.

Основной причиной выбытия добывающих скважин является высокая обводненность (42 %) и аварийное состояние (29 %), связанное с полетами на забой скважин насосов, НКТ и прочего скважинного оборудования в результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб при проведении подземного или капитального ремонта скважин (как правило, в процессе спуско-подъемных операций). На этих скважинах, при наличии в их районе остаточных запасов нефти, рекомендуется проведение ловильных работ. Методология работы с такими скважинами заключается в следующем: максимальное использование скважин на свой пласт проведением геолого-технических мероприятий по ликвидации аварий, зарезке вторых стволов (ЗВС) или боковых горизонтальных стволов (БГС) на зоны наибольшей концентрации остаточных запасов нефти, перевод скважин на вышележащие объекты или нижележащие путем зарезки второго ствола. При отсутствии потенциальных объектов для проведения вышеупомянутых работ - скважина должна быть ликвидирована.

2.3 Анализ контроля за разработкой месторождения

Обоснование сети наблюдательных и пьезометрических скважин по Мамонтовскому месторождению ввиду длительного срока разработки не требуется. По состоянию на 01.01 2013 г имеются 37 наблюдательных и 343 пьзометрических скважин, которые позволяют осуществлять контроль за процессом разработки [8].

В течение всего срока разработки месторождения необходимо осуществлять контроль процессов разработки. Основной задачей контроля является получение, обработка и обобщение регулярной достоверной информации о работе скважин и изменении параметров, характеризующих работу пласта, в целях:

оценки фактической технологической эффективности системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению и регулированию;

оптимизации осуществляемого процесса разработки и проектирования мероприятий по его усовершенствованию;

оценки эффективности новых технологий, используемых на отдельных участках залежи.

Основные способы получения информации при контроле разработки месторождения являются:

измерение дебита и обводненности продукции скважин на поверхности,

исследование мест притока и состава жидкости в стволе скважины,

исследование пластов в разрезе скважин.

В процессе контроля разработки нефтяных месторождений изучаются:

динамика текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также динамика закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам и скважинам;

охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента по отдельным пластам, участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

энергетическое состояние залежи, динамика пластового и забойного давлений в зонах отбора, закачки;

изменения коэффициентов продуктивности и приемистости скважин, газового фактора, гидропроводности пласта;

состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;

изменение физико-химических свойств добываемой жидкости и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;

фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по регулированию разработки;

характеристики вытеснения нефти по скважинам, участкам, залежам.

Обязательные системные комплексы исследований и измерений по контролю разработки должны равномерно охватывать всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных и контрольных скважин. Они содержат следующие виды работ:

замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;

замеры пластового и забойного давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;

гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах;

исследования по контролю ВНК, насыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами.

2.4 Конструкция и оборудования скважин

Конструкция скважин должна быть принята на основании анализа геологических особенностей месторождения, возможных осложнений при проходке по стволу скважин, глубины залегания продуктивных пластов, подлежащих вскрытию, способа эксплуатации, требований по охране окружающей среды и опыта строительства скважин на данном месторождении [8].

На Мамонтовском месторождении конструкция добывающих и нагнетательных скважин должна предусматривать:

- перекрытие верхних неустойчивых пород и закрепления устья скважин. Нижний интервал крепления от 50 м;

- перекрытие неустойчивых отложений Люлинворской свиты;

- создание канала гидравлической связи с эксплуатационным объектом;

- изоляцию продуктивного пласта от других горизонтов геологического разреза скважины;

- возможность зарезки боковых стволов;

- возможность последующего перевода скважины из добывающего фонда в нагнетательный;

- охрану недр и окружающей среды за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности.

Конструкция добывающих и нагнетательных скважин должна отвечать требованиям, которые предъявляются к глубине спуска и креплению направления и эксплуатационной колонны нагнетательных скважин в соответствии с правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Анализ ранее пробуренных скважин показывает, что для вновь проектируемых наклонно-направленных и горизонтальных скважин можно порекомендовать конструкции, представленные в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 -- Конструкция наклонно-направленных скважин

Наименование колонны	Диаметр, мм	Глубина спуска, м	Высота подъема цемента
направление	324	не менее 50	до устья
кондуктор	245	не менее 750	до устья
эксплуатационная	168	проектная глубина	в соответствии с «Правилами безопасности в НГП»

Таблица 2.2 -- Конструкция горизонтальных добывающих скважин

Наименование колонны	Диаметр, мм	Глубина спуска, м	Высота подъема цемента
направление	324	не менее 50	до устья
кондуктор	245	не менее 750	до устья
эксплуатационная	168	проектная глубина	в соответствии с «Правилами безопасности в НГП»
хвостовик	114	проектная глубина	в соответствии с «Правилами безопасности в НГП»

Устьевое и подземное оборудование: по состоянию на 01.01.2013 г. эксплуатационный фонд Мамонтовского месторождения составляет 1598 скважин, в том числе действующий фонд -- 1282 скважины. Скважины эксплуатируются фонтанным способом и установками электроцентробежных насосов [8].

Механизированный фонд УЭЦН на месторождении представлен 1092 скважинами по пластам АС₄, АС_5-6, БС₁₀, БС₁₁, БС₈, ЮС₂, фонтанный фонд на месторождении представлен 190 скважинами по пластам АС₄, АС_5-6, БС₁₀, БС₁₁, БС₈, ЮС₂.

В таблице 2.3 приведены основные технологические показатели эксплуатации скважин.

Таблица 2.3 -- Основные показатели эксплуатации скважин

Показатель	ЭЦН	Фонтан
1	2	3
Дебит нефти, т/сут, минимальный максимальный средний	0,0 95,4 14,7	0,0 28,5 1,2
Дебит жидкости, м3/сут, минимальный максимальный средний	9,0 796,0 271,0	2,0 497,0 35,1
Обводненность продукции, % минимальная максимальная средняя	3,0 99,9 91,0	14,0 99,9 94,0
Текущее забойное давление, МПа минимальное максимальное среднее	2,0 19,6 8,5	3,7 25,6 17,0
Текущее пластовое давление, МПа минимальное максимальное среднее	12,3 27,2 20,0	11,4 30,5 21,3

Одним из признаков эффективного использования электроцентробежных насосов является соответствие их производительности в скважинах к рабочей области подач по паспортной характеристике (таблица 2.4). На 01.01.2013 г. вне границ рабочей области подач эксплуатируются: малопроизводительных (до 51 м³/сут) 1 УЭЦН, средней производительности (от 51 м³/сут до 200 м³/сут) 52 УЭЦН, высокопроизводительных (более 200 м³/сут) 71 УЭЦН.

С целью обеспечения рационального недропользования и оптимальной работы насосного оборудования с одной стороны и интенсификации добычи нефти с другой стороны, определены минимальные забойные давления по содержанию свободного газа на приеме насоса не более 25 % согласно паспортным характеристикам УЭЦН. Снижение забойного давления ниже, чем на 20 - 25 % от давления насыщения не рекомендуется при разработке нефтяных месторождений, так как может приводить к снижению продуктивности и даже необратимым повреждениям призабойной зоны.

Расчеты показывают, что 386 скважин эксплуатируются с забойным давлением более 80 % от давления насыщения. Для таких скважин существует возможность установок насосного оборудования по интенсификации отбора жидкости. Для реализации возможности снижают забойное давление путем подбора соответствующих типоразмеров УЭЦН.



Таблица 2.4 - Распределение УЭЦН на месторождении

Насос	ВНН-25	ЭЦН-30	ЭЦН-45	ЭЦН-50	ВНН-59	ЭЦН-60	D610EZ	ЭЦН-80	D700EZ	ВНН-100	ЭЦН-100	D780EZ
Количество, шт	1	8	12	2	1	34	1	55	4	1	1	2
Насос	ВНН-124	ЭЦН-125	ВНН-159	ЭЦН-160	D1375EZ	D1400N	ВНН-199	ЭЦН-200	DN-1750	D1760EZ	ЭЦН-250	D2100EZ
Количество, шт	2	33	1	23	1	3	3	39	1	1	32	1
Насос	ВНН-280	DN-2150	DN-3000	ЭЦН-400	FC-3500	ЭЦН-500	DN-4300	ВНН-700	ЭЦН6-700	FC-6000	DN-5800	DN-5850
Количество, шт	2	1	9	40	2	37	6	7	1	3	14	1

При выборе диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ), следует учитывать, что при высоком дебите резко возрастают потери давления в колонне НКТ. Для скважин с прогнозируемым низким начальным дебитом, следует использовать НКТ меньшего диаметра. В зависимости от производительности скважин рекомендуется использование следующих НКТ: до 50 м³/сут -- диаметром 60 мм, более 50 м³/сут -- диаметром 73 мм. Группу прочности стали необходимо выбирать из условия предотвращения обрыва колонны НКТ под весом спущенных труб, кабеля и УЭЦН.

Учитывая прогнозируемый дебит скважин Мамонтовского месторождения, рекомендуется использование лифта диаметром 60 мм для скважин с дебитом жидкости до 50 м³/сут и диаметром 73 мм для скважин с дебитом жидкости более 50 м³/сут.

Технические средства и технологии подъема жидкости должны соответствовать добывным возможностям скважины. В нефтяных скважинах с типовой эксплуатационной колонной рекомендуется использовать:

· устьевую арматуру АФК1Э-65-210 с колонной головкой ОКК-1-21-146-273 ХЛ производства Воронежского механического завода;

· систему телеметрии «Титан» либо ПЭД с вынесенным погружным блоком системы телеметрии типа «ТМ-ПЭН» производства АО «АЛНАС»;

· станцию управления «ЭЛЕКТОН-05», которая предназначена для регулировании частоты вращения, оптимизации работы и защиты серийно выпускаемых ПЭД, производства ЗАО «ЭЛЕКТОН».

Рисунок 2.7 - Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса: 1 - электродвигатель; 2 - гидрозащита; 3 - приемная сетка; 4 - центробежный насос; 5 - насосно-компрессорные трубы; 6 - электро-кабель; 7 - пояски для крепления кабеля к НКТ; 8 - устьевая арматура; 9 - барабан для намотки кабеля; 10 - трансформатор; 11 - станцию управления; 12 - компенсатор

мамонтовский месторождение нефть скважина



Рисунок 2.8 - Схема УЭЦН: 1 - компенсатор; 2 - электродвигатель; 3 - протек-тор; 4 - газосепаратор; 5 - ЭЦН; 6 - ловильная головка; 7 - колонна НКТ; 8 - обратный клапан; 9 - сбивной клапан; 10 - кабель



3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Значение нефтяных резервуаров для системы сбора

Нефтяные резервуары (емкости) предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и поворотной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называют резервуарным парком.

Согласно СНиП объем сырьевых резервуаров должен быть не менее пятикратного суточного объема добычи нефти, а товарных резервуаров -- двухратного. На промыслах используют в основном стальные цилиндрические резервуары вместимостью 10020000 м³ и реже железобетонные подземные резервуары вместимостью до 100000 м³.

Нефтяные, резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, полуподземном и подземном исполнении.

Стальные резервуары сооружают с постоянной или переменной толщиной стенок корпуса. В зависимости от объема и высоты резервуара их изготовляют из листовой стали толщиной от 4 до 10 мм. По технологическим условиям (сварка) листовая сталь толщиной менее 4 мм не может применяться, если даже расчетная толщина стенки получается меньше.

При сооружении корпуса резервуара стальные пояса могут располагаться тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык.

Стенки вертикальных цилиндрических резервуаров при отсутствии избыточного давления над поверхностью жидкости испытывают давление, зависящее от высоты столба уровня жидкости до рассматриваемого пояса резервуара. Например, на глубине стенки испытывают внутреннее давление , равное:

;



Толщину стенки определяют из уравнения:

,

-- высота резервуара, мм; -- плотность жидкости, кг/м³; -- ускорение силы тяжести, м/с²; -- диаметр резервуара; -- допустимое напряжение на растяжение.