Схеми за наводняване. Курсова работа: Разработване на нефтени находища с помощта на контурно и вътреконтурно наводняване
Планирайте
Въведение
1. Геоложка част
1.1 Кратка геоложка и полева характеристика на нефтеното (газовото) находище
1.2 Основни сведения за стратиграфията, литологията и тектониката
1.3 Характеристики на нефта, газа и пластовите води
2. Технологична част
2.1 Текущо състояние на развитие и динамика на основните технологични показатели на находището
2.2 Анализ на състоянието на системата за контрол на налягането
3. Проектантска част
3.1 Ново оборудване и технология за пречистване на отпадъчни води
3.2 Начини за подобряване на технологията за инжектиране на вода в резервоара
4. Изчислителна част
4.1 Изчисляване на времето за развитие на нефтения резервоар
4.2 Изчисляване на техническия процес на впръскване. течности в кладенци
5. Безопасност и екологичност на проекта
5.1 Мерки за здраве, безопасност и противопожарна безопасност
5.2 Опазване на почвените недра и околната среда
Заключение
Библиография
Въведение
Водите от резервоарите, отделени от нефта по време на събирането и подготовката му, са силно минерализирани и поради тази причина не могат да бъдат зауствани в реки и резервоари, тъй като това води до смъртта на сладководни тела. Следователно пластовата вода се изпомпва в продуктивни или абсорбиращи пластове. Сладка вода, използвана в технологичния процес за обезсоляване на нефт, както и дъждовна вода, постъпваща в индустриалната канализационна система, също се изпомпват заедно с пластовата вода. Най-общо всички тези води се наричат отпадъчни води. В общия обем на отпадъчните води делът на водата от резервоара е 85-88%, делът на прясната вода е 10-12%, делът на дъждовната вода е 2-3%. Използването на отпадъчни води от нефтените находища в системата за поддържане на налягането в резервоара по време на водно-напорния режим на разработване на находището е важна техническа и екологична мярка в процеса на производство на нефт, позволяваща затворен цикъл на циркулационно водоснабдяване по схемата: нагнетателен кладенец - резервоар - добивен кладенец - система за събиране и пречистване на нефт и газ с водопречиствателна установка - PPD система. Понастоящем за целите на RPM се използват няколко вида вода, които се определят от местните условия. Това е прясна вода, извлечена от специални артезиански или подканалови кладенци, вода от реки или други открити водоизточници, вода от водоносни хоризонти, открити в геоложкия участък на находището, пластова вода, отделена от нефта в резултат на подготовката му. Всички тези води се различават една от друга по физични и химични свойства и следователно по ефективността на въздействие върху формацията не само за повишаване на налягането, но и за увеличаване на нефтения добив. Нефтените залежи на повечето находища в района на Урал-Волга са многослойни с висока послойна хетерогенност на скалите по отношение на пропускливостта и малки ефективни дебелини, наситени с нефт. Редица полета се характеризират с хидродинамична връзка между слоевете на резервоара, причинена от сливането на слоеве или малка дебелина на участъците между тях с наличието на системи от фрактури. Проблемите с ефективното разработване на труднодостъпни запаси се решават чрез разпределение на производствените съоръжения, оптимизиране на моделите на кладенците, подобряване на системите за наводняване, оптимизиране на налягането в резервоара и дъното и използване на хидродинамични вторични и третични методи за стимулиране на кладенци. По този начин едно от основните условия за по-нататъшно повишаване на ефективността на наводняването на резервоара е ограничаването на движението на водата през канали с ниско съпротивление на филтриране, което ще позволи по-рационално използване на енергията му за изместване на петрола. В научната и техническата литература изследванията относно ролята на качеството на инжектираната вода не са достатъчно застъпени. При условия на наводнение, пълнотата на производството на продуктивни образувания зависи преди всичко от степента на покритие на обекта на разработване както в площ, така и в разрез, което до голяма степен се определя от естеството на движението на инжектираната вода и водата в пласта. Ето защо основното внимание в геоложкия и полеви анализ трябва да се обърне на въпросите за покритието на пласта под въздействието на инжектирана вода и особеностите на движението на водата през продуктивни образувания. Геоложките и физичните фактори, влияещи върху процеса на наводняване, включват филтрационните свойства на продуктивните образувания, естеството и степента на тяхната хетерогенност, свойствата на вискозитета на насищащите се образувания и качеството на течностите, изпомпвани в тях, и др.
1. Геоложка част
1.1 Кратка геоложка и полева характеристика на нефтеното (газовото) находище
Арланското находище е уникално по отношение на запасите от нефт, разположено в северозападната част на Башкирия в рамките на Волго-Уралската нефтена и газова провинция. Намира се на територията на Краснокамския и Дюртюлинския район на републиката и отчасти на територията на Удмуртия. Находището е открито през 1955 г. и пуснато в разработка през 1958 г. Търговски нефтени находища са теригенни отлагания от визийския етап на долния карбон и карбонатни отлагания от московския етап на средния и турнейския етап на долния карбон. Основен обект на експлоатация са теригенните образувания на долния карбон. За по-нататъшното развитие на Арланското находище голямо значение има разработването на отлагания от среден карбон. Промишленото съдържание на петрол в последното е установено почти едновременно с откриването на находището, но поради сложната структура на находищата, дълго време не привлича особено внимание. Дължината е повече от 100 km, с ширина до 25 km и е ограничена до обширна антиклинална гънка с леки крила. Нефтоносни пясъчници от висейския етап от долния карбон, карбонатни резервоари от продуктивните слоеве Каширо-Подолск от средния карбон. Основните запаси са концентрирани в пясъчниците на теригенните слоеве на долния карбон (75% от първоначалните запаси) на дълбочина 1400-1450 м. По време на разработката се използва наводняване на резервоара. Основният метод за експлоатация на производствени кладенци е механизиран. Общият запас от кладенци е около 8 хиляди единици. Маслото се произвежда с високо водно съдържание (93%).
1.2 Основни сведения за стратиграфията, литологията и тектониката
Арланското нефтено находище е едно от най-големите в страната и най-голямото в Башкортостан. Дължината му по петролоносния контур в теригенната последователност на долния карбон (LCNS) е повече от 100 km, ширината - до 30 km. Нефтоносни слоеве са пластовете пясъчник TTNK (хоризонти Елховски, Радаевски, Бобриковски, Тула и Алексински от визийския етап), карбонати от турнейския етап, хоризонти Верейски, Кашира и Подолски от московския етап от средния карбон. Находището е ограничено до обширна асиметрична антиклинала със северозападна посока. Югозападното му крило е стръмно (до 4°), североизточното е по-плоско (до 1°). Амплитудата на структурата по затворена изохипса от 1190 м е 90-100 м. В ядрото на гънката има гигантски бариерен риф от горен девон (фаменска) възраст. По протежение на покрива на ТТНК структурата е усложнена от голям брой локални издигания с по-малък размер и амплитуда. Размерите им варират, но не надвишават 1-5 км. Нагоре структурата е по-слабо контрастна и е практически изравнена в пермските отлагания. Дълбочината на ТТНК е 1250-1300 m, регионално понижаваща се от юг на север. В разреза TTNK са разграничени и ясно корелирани девет пласта пясъчник: Алексински хоризонт - слой С0; Тулски хоризонт – слоеве C I, C II, C III, C IV0, C IV, C V и C VI0; Бобриковски-Радаевски хоризонт - слой C VI. Дебелината на слоевете варира рязко от кладенец до кладенец. Основни и най-постоянни по площ са слоевете C II, C III (в северната част на полето) и C VI. Останалите слоеве са по-тънки и по-хетерогенни. Пясъчниците се характеризират с доста високи филтрационни и капацитетни свойства (FPP). Дебелината на TTNK варира от 33 до 150 м. Рязкото му увеличение е ограничено до зони на дълбока ерозия на карбонатните слоеве на етапа Tournaisian. В някои кладенци варовиците от турнейска възраст са напълно ерозирани и получените карстови понори са запълнени с дебел слой теригенни седименти. Карбонатните резервоари от средния карбон (каширо-подолски и турнейски) имат много по-лоши резервоарни свойства (ниска пропускливост и порьозност, малка дебелина). Маслата от всички обекти имат висок вискозитет (20-30 mPa⋅s), тяхната плътност е 0,88-0,90 t/m3. Налягането на насищане в TTNK е 8 MPa, насищането с газ е от 5 до 20 m3/t. Масленото съдържание на средния карбон е изследвано главно във връзка с търсенето и проучването на нефтени находища в теригенните слоеве на долния карбон. Стратиграфски отлаганията от средния карбон включват горната част на башкирския етап и целия московски етап. Те са изградени от карбонатни скали с подчинени прослойки от мергели, аргилити и алевролити, срещащи се главно във Верейския хоризонт. Въз основа на комплекса от геоложки и полеви геофизични материали, разглежданите седименти са разделени на 11 единици (I-XI), от които II-VII единици на хоризонтите Кашира и Подолск са промишлено нефтоносни, а продуктивността на последният е установен само във Вятская област. Идентифицираните единици могат да бъдат доста ясно проследени не само в рамките на разглежданото поле, но и на значителна територия на Бирската седловина и прилежащите райони на Пермско-Башкирската арка и Верхнекамската депресия. Всеки от членовете е ритмично изграден литоложки комплекс, чиято долна част е изградена от карбонатни скали с високо съдържание на поресто-пропускливи разновидности, а горната част е изградена предимно от плътни непропускливи карбонати, глинести и глинесто-карбонатни отлагания. Според стандартния каротаж, дъната на всеки член, като правило, се характеризират с отрицателни показания на SP, ниски GM, положителни увеличения на MS, ниски и средни GPS стойности, а при подразделяне и корелация на среден карбон, те условно се идентифицират като продуктивна формация. Горната, най-плътна част от участъка на разглежданите опаковки, която се идентифицира като „плътна секция“ и се оценява като маслоустойчива, има противоположни електрически и радиорегистрационни характеристики. Маркираните продуктивни слоеве са ограничени до: B1 (член XI) - към башкирския етап, надлежащите B1-B3 (членове VIII-X) - към верейския, K1-K4 (членове IV-VII) - към каширския етап, P1 -P3 (членове I и III ) - към подолските хоризонти. При сравняване на тези продуктивни образувания се разкрива сложно лещовидно разпределение на съдържащите се в тях пластове резервоари, което се дължи на честите промени в минералогичния състав, структурния и текстурния състав, капацитивните и филтрационни свойства на скалите. Както показват проучванията, литологично разнородната продуктивна секция на средния карбон е универсално свързана с рекристализация, доломитизация, сулфатизация, силицификация и др. В рамките на находището Arlanskoye, когато се премести в района на Novokhazinskaya, се отбелязва значителна качествена промяна в продуктивната секция ; рязко се увеличава литоложката хетерогенност (разчлененост) на членовете III-VI, увеличава се степента на тяхната доломитизация и сулфатизация, увеличава се интензивността и разнообразието от форми на проявление на постседиментни трансформации, свойствата на резервоара и нефтонасищането на съставните скали. значително се влошава и стратиграфското ниво на нефтените резервоари намалява. Изброените характеристики естествено се засилват в югоизточна посока, а в Юсуповския участък на Арланското находище целият среден карбон става непродуктивен. В Арланската и Николо-Березовската област III и IV единици са промишлено нефтоносни, ограничени съответно до основата на Подолския (P3) и върха на Каширския (K1) хоризонт, а в Новохазинската област и само в северната му половина (област Шариповски), подлежащите V и членове VI (K2 и K3), идентифицирани в средата на разреза на хоризонт Кашира. В северозападната част на Арланското находище в района на Вятка диапазонът на търговското съдържание на петрол се увеличава, обхващайки II-III единици от Подолския хоризонт (P2 и P3) и IV, V и VII членове на Каширския хоризонт (K1, K2 и К4), чиято обща дебелина достига 110 m (фиг. 1).
Фиг. 1.Диаграма на разпределението на нефтените находища в средния карбон на Арланското поле
Разпределение на нефтоносността на продуктивни образувания: а - P 2, P 3, K 1, K 2, K 4; b - P 3, K 1; в - К 2, К 3; оперативни райони: 1 - Вятская, 2 - Арланская, 3 - Николо-Березовская, 4 - Новохазинская. В процеса на търсене и проучване бяха забелязани нефтени прояви в находището Arlanskoye и в кладенеца. 92 и 210 в района на Николо Березовская са получени притоци на нефт по време на разкриването и изпитването на пластове B2 и B3 (блокове IX и X), разположени в долната част на Верейския хоризонт. Масленото им съдържание обаче все още не е напълно ясно. От направения структурно-фациален анализ следва, че предпоставките за изключително разнородното (диференцирано) пространствено разпределение на нефтеното съдържание на среднокарбоновите (по-точно Каширско-Подолските) седименти на Арланското находище са били положени през периода на натрупване и първична (седиментационно-диагенетична) трансформация на седименти в условията на плитък шелфов морски басейн с рязко разчленен релеф на дъното, нестабилни хидродинамични, температурни и хидрохимични режими и като цяло горещ климат. Това доведе до преобладаващо натрупване на карбонатни седименти, характеризиращи се със структурна, минералогична хетерогенност и разнообразие от форми на проявление в следващите фази на тяхната трансформация (късна диагенеза, епигенеза) на вторични процеси, сред които специална роля принадлежи на доломитизацията и генетично тясно свързана сулфатизация.
1.3 Характеристики на нефта, газа и пластовите води
На територията на северната половина на находището (Арланская, Николо-Березовска и Вятская области), разположена хипсометрично под Новохазинската област, натрупването и трансформацията на Каширско-Подолските находища се извършва с комбинираното участие на доста интензивна хидродинамична активност на морето води и катионнообменни (метасоматични) процеси, които като цяло имат положителен ефект върху образуването на резервоарни скали. В резултат на това основната част от поресто-пропускливите слоеве на продуктивните слоеве K 1 и P 3 е изградена от органогенно-реликтни (метасоматични) доломити и биоморфни (предимно фораминиферни) доломитизирани варовици, появата на порово пространство, в което се дължи на първичното разположение на оформени елементи (главно черупки на организми) на утайката с активното участие на доломитния метасоматизъм. Трансформацията на седиментите в последващи фази се извършва главно под въздействието на излугване на варовити реликтни области, които не са заменени от доломит. Значително различна среда за натрупване на карбонати в Каширско-Подолското време е на територията на Новохазинската област, която представлява обширна пясъчна банка, донякъде изолирана от основните води на морския басейн. Тук, под въздействието на висока алкалност, минерализация и температура на морското дъно, разтворимостта на CaCO 3 и MgCO 3 се сближава, което допринася за превръщането на тези компоненти в доломит и неговото интензивно натрупване. Освен това оптимални условия за утаяване на доломит се постигат в момента на пренасищане на естествени морски скали под калциеви сулфати. Според полеви геофизични изследвания на кладенци, в районите Арланская и Николо-Березовска, в продуктивната формация K 1 се разграничават до шест слоя от поресто-пропускливи скали и до два в формацията P 3. Всеки от междинните пластове има дебелина от 0,5 до 3-4 м. Най-висока степен на литоложка нееднородност и изразени лещовидни резервоари, които определят тяхната слаба хидродинамична връзка и изключително ниска производителност, се наблюдават в продуктивните формации К 2 и К 3 от Новохазинската област. В участъка на продуктивни образувания, сред поресто-пропускливи слоеве, добре наситени с нефт, на повишени хипсометрични коти (над OWC), често има слоеве със силно порести скали (повече от 15%), които поради ниска пропускливост (по-малко от 0,005 μm 2) и тяхното лещовидно поява, се оказаха слабо наситени с нефт (непромишлени) или напълно водоносни. Такива пластове преобладават над добре наситените в разрезите на повечето кладенци. В много от тях пластовете съдържат само погребана вода. Наличието на водонаситени слоеве сред добре наситените слоеве се потвърждава от производството на вода заедно с нефт в кладенци, разположени на високи хипсометрични височини (фиг. 2).
Ориз. 2.Схематичен профил на нефтоносния член на отлаганията Кашира-Подолск в района на Арлан. а - плътен участък между слоевете; междинни слоеве: b - промишлено нефтоносен, c - слабо нефтонаситен, d - водонаситен; г - ВНК; e - плътни скали в продуктивния пласт; 1-8 кладенци
За да се оцени ефективната нефтена наситеност на продуктивните образувания в тези случаи, не е достатъчно да се използва традиционният метод за установяване на долната граница на порьозност, при която скалите стават непропускливи и губят своите резервоарни свойства. Тази граница за Каширско-Подолските находища е 9-11%. Определящият фактор тук е минималната стойност на насищане с масло. За определяне на естеството на наситеността на образуванията са използвани материали от изследвания на нефт и газов кондензат, BC (за предпочитане с високо минерализирана вода) и почви съгласно общоприети методи. Въз основа на получените разпределения на съпротивлението (rp) на образуванията, разположени в известните нефтени и водоносни части на находището, и разпределенията на комплексния параметър Kp 2 rp за същите слоеве, техните критични стойности за нефтени образувания бяха идентифицирани (rp = 7 Ohm-m и Kp 2 r p r p =0,41). Използвайки специфични зависимости r p = f (k p) и r p = f (Kn), получени от изследването на кернови проби, долната граница на коефициента на маслонасищане (Kn) се определя от 0,62 до 0,67. Тези стойности са в добро съответствие с резултатите от тестването на кладенеца, т.е. В нито един от тестваните интервали, от които са получени търговски нефтени потоци, не са идентифицирани пластове с нефтена наситеност под 67%. Така, съгласно описаната методика, за всеки продуктивен пласт са определени следните параметри: h ef, r p, Kp и Kn. В някои случаи, за да се оцени естеството на насищането на резервоара, са използвани INK материали, потвърждаващи установената стойност на наситеността на нефта с точка r. Сложната картина на хипсометричното разпределение на съдържанието на нефт в участъка при наличие на водонаситени слоеве често създава впечатление за рязко колебание в съдържанието на масло. Границата на нефтено находище или петролоносещият контур в тези условия е линията на замяна на промишлени нефтени резервоари с непропускливи скали. Въз основа на естеството на разпределението на наситените с нефт пластове в цялата площ на полето се разграничават обширни, средни и малки нефтени зони, изолирани един от друг. Идентифицираните особености на разпределението на нефтеното съдържание и структурата на нефтените находища в карбонатните отлагания на средния карбон на Арланското поле позволиха да се идентифицират изчислителни обекти, зони с различни категории запаси, да се определят изчислителните параметри, да се установи очакваното възстановяване на нефт фактори за различни участъци от находището, изчислете баланса и възстановимите запаси от нефт и газ, разтворени в него, по индустриални категории A, B и C 1. Находището е разработено, петролните залежи в средния карбон са плитки, което позволява да бъдат въведени в търговско разработване бързо и на ниска цена.
2. Технологична част
2.1 Текущо състояние на развитие и динамика на основните технологични показатели на находището
Нека анализираме техническите и икономически показатели на Arlan UDNG, представени в таблица 1.
Таблица 1 - Основни технико-икономически показатели на УДНГ Арлан за 2006-2008 г.
| Индикатори | 2006 | 2007 | 2008 |
| Производство на петрол хиляди рубли | 2168,5 | 2156 | 2181 |
| Търговско масло t.t | 2153,043 | 2140,664 | 2170,173 |
| Брутната продукция хиляди рубли | 1627180 | 1504413 | 1618174 |
| Среднодневен добив на петролни кладенци на отработен кладенец от съществуващия запас, тона/ден | 2,3 | 2,2 | 2,2 |
| Екстракция на течен т.т. | 12119 | 13325 | 13913 |
| 82,1 | 83,8 | 84,3 | |
| Въвеждане в експлоатация на нови нефтени кладенци чрез SCR | 27 | 30 | 28 |
| включително и от разузнаването | 2 | 2 | 3 |
| 0,954 | 0,956 | 0,950 | |
| Изпълнение на обема на капиталовите инвестиции хиляди рубли. | 331856 | 700545 | 556037 |
| вкл. производствено сондиране хиляди рубли | 82429 | 119800 | 173315 |
| проучвателни сондажи | 58183 | 124000 | 77706 |
| Конструкция на кладенец | 76762 | 173418 | 124632 |
| Средногодишна стойност на дълготрайните промишлени и производствени активи по основна дейност | 2842535 | 3180431 | 3925996 |
| Капиталова производителност (брутна продукция на 1 rub. средногодишна стойност на капитала на промишленото производство) rub. | 0,57 | 0,47 | 0,41 |
Да започнем с анализ на производствената програма. През 2008 г. планът за добив на петрол е преизпълнен с 3,1%. Годишното ниво на производство на петрол през 2008 г. в сравнение с 2007 г. се е увеличило с 25 хиляди тона.
В същото време обемът на търговския петрол нараства и възлиза на 101,4% от нивото от 2007 г.
Фигури 3 и 4 показват динамиката на производството на нефт и течности през последните 5 години от работата на NGDU Krasnokholmskneft.
Ориз. 3 Динамика на производството на течности
Ориз. 4 Динамика на производството на нефт
През последните години, на фона на увеличаване на обема на течния добив, добивът на нефт постепенно намалява, което показва увеличаване на степента на водност в кладенците. През 2008 г. се изпомпва повече вода, което доведе до увеличение на обемите на течно производство с 462,7 хил. тона.
Нека анализираме по-подробно промяната в обема на производството на петрол и факторите, които са повлияли на тази промяна.
За по-голяма яснота, нека изготвим таблица 2 на промените в данните за 2008 г. спрямо 2006 и 2007 г.
Таблица 2 - Промени в основния ТЕП
| Индикатори | абсолютна промяна | % промяна | ||
| 2008- 2006 | 2008-2007 | 2008/2006 | 2008/ 2007 | |
| Производство на петрол хиляди рубли | 12,5 | 25,0 | 100,6 | 101,2 |
| Брутната продукция хиляди рубли | -9006,0 | 113761 | 99,5 | 107,6 |
| Среден дневен добив на нефтени кладенци на отработен кладенец от съществуващия запас tn/ден | -0,1 | 0 | 95,7 | 100,0 |
| Водоотделяне на масло (тегло) % | 2,2 | 0,5 | 102,7 | 100,6 |
| Коефициент на експлоатация на съществуващия запас от нефтени кладенци | -0,004 | -0,006 | 99,58071 | 99,37238 |
Среднодневният добив на петролни кладенци намалява, но през 2008 г., благодарение на предприетите мерки, той остава на нивото от предходната година.
Вижда се, че обводнеността на добития нефт нараства (фиг. 5), което оказва негативно влияние върху добива на нефт. В сравнение с 2000 г. обводнеността на нефта (по тегло) се увеличава с 2,2%.
Ориз. 5 Динамика на водоотделянето на маслото (тегло) %
Степента на използване на съществуващия фонд от кладенци намалява, което води до намаляване на добива на нефт.
Броят на нефтените кладенци се увеличава равномерно (фиг. 6) всяка година с около 29. Благодарение на това се поддържа нивото на добив на нефт.
Ориз. 6 Динамика на броя на кладенците (ямките)
2.2 Анализ на състоянието на системата за контрол на налягането
Естествените режими на възникване на нефтените находища са краткотрайни. Процесът на намаляване на налягането в резервоара се ускорява с увеличаване на извличането на течност от резервоара. И тогава, дори при добра връзка на нефтените находища с веригата за захранване, активното му влияние върху находището, неизбежно започва изчерпване на енергията на резервоара. Това е придружено от широко разпространено намаляване на динамичните нива на течности в кладенци и, следователно, намаляване на производството. При организирането на поддържане на налягането в резервоара (RPM) най-трудният теоретичен въпрос, който все още не е напълно решен, е постигането на максимално изместване на масло от резервоара с ефективен контрол и регулиране на процеса. Трябва да се има предвид, че водата и маслото се различават по своите физични и химични характеристики: плътност, вискозитет, коефициент на повърхностно напрежение, омокряемост. Колкото по-голяма е разликата между показателите, толкова по-труден е процесът на изместване. Механизмът за изместване на масло от пореста среда не може да бъде представен чрез просто изместване на буталото. Тук има и смесване на агенти, и разкъсване на масления поток, и образуване на отделни, редуващи се потоци от масло и вода, и филтриране през капиляри и пукнатини, и образуване на застояли и задънени зони. Коефициентът на нефтен добив на находище, чиято максимална стойност трябва да се стреми да постигне технологът, зависи от всички горепосочени фактори. Натрупаните до момента материали позволяват да се оцени въздействието на всеки от тях. Значително място в ефективността на процеса на поддържане на налягането в резервоара заема разполагането на кладенци в полето. Те определят модела на наводняване, който е разделен на няколко вида. Поддържането на резервоарно налягане, което за първи път се появи у нас под името крайно наводняване, получи широко разпространение. Днес това е вторичен метод за добив на нефт (както се наричаше в началото), а задължително условие за рационалното разработване на находищата от първите дни е включено в проектите за разработване и се извършва на много находища в страната. През годините в находището Арланское бяха проведени мащабни експерименти за тестване на методи за увеличаване на нефтения добив. Най-големият от тях беше дългосрочното инжектиране на разтвор на повърхностно активно вещество в района на Николо-Березовская. За съжаление резултатът е отрицателен и експериментът е спрян. Един от най-големите е и експериментът за изследване на зависимостта на коефициента на добив на нефт от плътността на мрежата от производствени кладенци в Новохазинската област. Мащабът на тези работи беше уникален. Получените резултати ясно доказаха, че производството на запаси се определя значително от гъстотата на мрежата. В допълнение към горните експерименти, на полето беше извършена работа в пилотен и промишлен мащаб върху изгаряне на място (възможно беше да се организира изгаряне, но поради наличието на киселинни продукти резултатите бяха отрицателни), интензификация на производството на недренирани запаси от тънки образувания чрез намаляване на разстоянието между производствените и инжекционните кладенци, полимерно наводняване, промяна на посоката на филтриране, инжектиране на гелообразуващи състави и др. Може да се отбележи, че развитието на находища от средния карбон и Турнейският етап досега се провежда случайно, тъй като няма собствена мрежа от кладенци за тези обекти, както и система за поддържане на налягането в резервоара (с изключение на района на Вятка, в който са пробити находищата на хоризонта Каширо-Подолск използвайки собствен модел на кладенеца, използвайки наводняване). Развитието на тези обекти се планира основно за сметка на оборотния фонд. Общо бяха пробити около 9 хиляди кладенци за различни цели. Водоотделянето на продукта е 95%. Добивът на петрол е намалял до 4,2 милиона тона годишно. Над 1000 сондажа са извадени от експлоатация. Изтеглянето на течности също намаля от 160 на 80 милиона тона.За целия период на разработка са произведени 457 милиона тона нефт, включително 404,2 милиона тона от TTNK. Въпреки някои недостатъци обаче, развитието на полето може да се оцени като задоволително. Достигнатият коефициент на възстановяване е 0,396, а състоянието на развитие ни позволява да се надяваме, че одобреният коефициент на възстановяване ще бъде постигнат. Технологичната схема за поддържане на налягането в резервоара на Arlan UDNG се определя от проекта за разработване на нефтени находища и на първо място от броя и местоположението на инжекционните кладенци. Могат да бъдат разграничени следните основни PPD системи на Arlan UDNG:
а) автономна система, когато инжекционното съоръжение (помпена станция) обслужва един инжекционен кладенец и се намира в непосредствена близост до него;
б) централизирана система, когато помпена станция осигурява инжектиране на агент в група кладенци, разположени на значително разстояние от помпената станция.
От своя страна централизираната PPD система е разделена на групова и радиална. При групова система няколко кладенци се захранват с един инжекционен тръбопровод: разновидност на груповата система е използването на разпределителни точки (DP), в този случай група кладенци е свързана директно към DP. При радиална система от помпената станция към всеки инжекционен кладенец се подава отделен тръбопровод за инжекционна вода. Автономната система включва водовземна конструкция, подемна станция, инжекционна помпена станция и инжекционен кладенец. Водовземната структура е източник на водоснабдяване: тук се извлича вода с цел инжектиране в резервоара. Водовземанията се делят на: а) подканални; б) отворен. В подканалните водохващания по речните легла се пробиват до водоносния хоризонт подканални кладенци с дълбочина 12...15 m и диаметър 300 mm. Водата се повдига от артезианска или електрическа помпа, спусната в кладенеца. При сифонните водоприемници водата се изпомпва от кладенци под въздействието на вакуум, създаден от специални вакуумни помпи във вакуумен котел, а постъпващата в тях вода се изпомпва от помпи към помпената станция P на асансьорно-инжекционното съоръжение. При открити водоприемници помпен агрегат е монтиран близо до водоизточник и изпомпва вода от него до мястото на инжектиране. Могат да се използват подземни помпени станции с помпи, разположени под нивото на реката. През последните години все по-голям дял от нагнетената вода в резервоара се заема от отпадъчни води, които се пречистват в специални съоръжения и се изпомпват в нагнетателни съоръжения. Централизираната инжекционна система включва водохващане, втора подемна станция, клъстерна инжекционна помпена станция и инжекционни кладенци. Клъстерната помпена станция (PSS) е специална конструкция, изработена от бетон или тухла, в която се намират помпено и енергийно оборудване, технологични тръбопроводи, пусково и контролно оборудване. През последните години помпените станции от блоков тип станаха широко разпространени в Arlansky UDNG, които се произвеждат във фабрики под формата на отделни блокове и се доставят до мястото на монтаж в сглобена форма.
3. Проектантска част
3.1 Ново оборудване и технология за пречистване на отпадъчни води
Отпадъчните води от нефтени находища са разредена дисперсна система с плътност 1040-1180 kg / m 3, чиито дисперсионни среди са силно минерализирани солеви разтвори от хлорно-калциев тип (натриев хлорид, калциев хлорид). Дисперсните фази на отпадъчните води са маслени капки и твърди суспензии. При извличане на кладенческа продукция от подпочвата, пластовата вода, която е в емулгирано състояние, практически не съдържа никакви замърсители: примесите не надвишават 10-20 mg/l, но след като емулсията се раздели на масло и вода, съдържанието на диспергираните частици в отделената вода се увеличава силно: масло - до 4-5 g/l, механични примеси - до 0,2 g/l. Това се обяснява с факта, че в резултат на намаляване на междуфазното напрежение на границата масло-вода поради въвеждането на деемулгатор в системата и турбулизацията на стратифицирания поток, дисперсията на масло във вода, както и измиване и пептизиране на различни отлагания на утайки (продукти на корозия, глинени частици) в утринните повърхности на тръбопровода. В допълнение, междинен слой, състоящ се от водни капчици с неразрушени бронирани черупки, се натрупва във водните сепаратори, агломератитвърди частици, механични примеси, асфалтово-смолисти вещества и високотопими парафини, микрокристали от соли и други замърсители. При натрупването си част от междинния слой се изхвърля с вода и значително количество замърсители преминават във водната среда. В резултат на смесване на води с различен химичен състав, сулфатният баланс се нарушава, което също води до увеличаване на твърдите утайки. Отпадъчните води съдържат разтворени газове: кислород, сероводород, въглероден диоксид, които засилват тяхната корозивна активност, което води до бързо износване на оборудването и тръбопроводите за нефтени находища и следователно до вторично замърсяване на отпадъчните води с продукти на корозията. Отпадъчните води съдържат двувалентно желязо - до 0,2 g/l, чието окисление води до образуване на утайки и въглероден диоксид. Отпадъчните води от нефтените находища могат да бъдат замърсени със сулфат-редуциращи бактерии, пренасяни в дъждовната вода, което допринася за утаяването на калциев карбонат и железен сулфид. Наличието на маслени капки и механични примеси в отпадъчните води води до рязко намаляване на инжекционната способност на продуктивните и абсорбиращи образувания. Ето защо, преди да изпомпвате отпадъчните води в продуктивни или абсорбиращи образувания, е необходимо да ги пречистите. Основните качествени показатели на водата, които правят възможно използването им са:
4) концентрация на водородни йони (pH) – 8,5...9,5;
Тези данни се основават на опита от използването на поддръжка на налягането в Туймазинското поле и трябва да бъдат преразгледани при организиране на поддръжка на налягането в други райони. В находището Tuymazinskoye беше тествана химическа обработка на прясна вода за отстраняване на соли и суспендирани частици от нея. Впоследствие много процеси за пречистване на водата бяха изоставени, считайки ги за неоправдани. Въпреки това, ако за това находище, което има висока порьозност и пропускливост на пластовете, отказът от подготовка на вода по горната технология не доведе до значителни усложнения в работата на системата, за други области това може да бъде неприемливо. Тогава започна инжектирането на пластова вода, което изискваше собствен подход. Язовирните води се характеризират с високо съдържание на соли, механични примеси, дисперсно масло и висока киселинност. По този начин водата от формация D 1 на Туймазинското нефтено находище принадлежи към силно минерализирани разсоли от типа на калциев хлорид с плътност 1040...1190 кг/куб.м. със съдържание на сол до 300 кг/куб.м. (300 g/l). Повърхностното напрежение на водата на границата с маслото е 5,5 ... 19,4 dyne / cm, съдържанието на суспендирани частици е до 100 mg / l, гранулометричният състав на суспендираните вещества се характеризира с преобладаващо съдържание на частици до 2 микрона (повече от 50% от теглото). По време на процеса на отделяне от нефта, пластовите води се смесват с прясна вода, с деемулгатори, както и с технологична вода от инсталациите за пречистване на нефт. Именно тази вода, наречена отпадъчна вода, се изпомпва в резервоара. Характерна особеност на отпадъчните води е съдържанието на петролни продукти (до 100 g/l), въглеводородни газове до 110 l/куб.м, суспендирани частици - до 100 mg/l. Инжектирането на такава вода в резервоар не може да се извърши без пречистване до необходимите стандарти, които се установяват въз основа на резултатите от пилотното инжектиране. Понастоящем, за да се намали консумацията на прясна вода и да се оползотвори произведената образуваща вода, широко се използва използването на отпадъчни води за целите на поддържане на налягането. Водата трябва да бъде предварително обработена за отстраняване на механични примеси (до 3 mg/l) и нефтопродукти (до 25 mg/l). Най-широко използваният метод за почистване е гравитационното разделяне на компонентите в резервоарите. В този случай се използва затворена схема. Отпадъчните води, съдържащи нефтопродукти до 500 хил. mg/l и твърди частици до 1000 mg/l, постъпват в утаителни резервоари отгоре. Слоят от масло, разположен в горната част, служи като вид филтър и подобрява качеството на пречистване на водата от масло. Механичните примеси се утаяват и, докато се натрупват, се отстраняват от резервоара. От резервоара водата се влива във филтъра под налягане. След това към тръбопровода се подава инхибитор на корозия и водата се изпомпва към помпената станция. Вертикалните стоманени резервоари се използват за натрупване и утаяване на вода. На вътрешната повърхност на резервоарите се нанасят антикорозионни покрития, за да ги предпазят от въздействието на пластовите води. Изборът на технологична схема за пречистване на отпадъчни води зависи от много фактори: тип производство, суровина, изисквания за качество и обеми на пречистените отпадъчни води. Изборът на пречиствателни съоръжения включва цялостна оценка на производствените условия: наличие на съществуващо пречиствателно оборудване, наличие на производствени площи за модернизиране на съществуващо и поставяне на ново оборудване, входящи и необходими изходни концентрации на замърсители и много други. Инсталациите за подготовка на отпадъчни води за наводняване на нефтени резервоари са разделени на отворени и затворени. Отпадъчните води I в откритата пречиствателна станция за отпадъчни води, идващи от станцията за пречистване на нефт, се изпращат в пясъкоуловител 1 , където се отлагат големи механични примеси. От пясъкоуловителя отпадъчните води преминават гравитационно в маслоуловителя 3, който служи за отделяне на по-голямата част от маслото и механичните примеси от водата II. Принципът му на действие се основава на гравитационно разделяне при ниска скорост на отпадъчните води (под 0,03 m/s). При тази скорост на движение на отпадъчните води маслените капчици с диаметър над 0,5 mm имат време да изплуват на повърхността. Маслото, натрупано в уловителя III, се отстранява през маслосъбирателна тръба и помпа 2 се доставят в завода за преработка на масло за повторна преработка. След маслоуловителя отпадъчните води се подават в утаителни басейни за по-нататъшно пречистване от масло и механични примеси. 4, където продължителността на установяването може да бъде от няколко часа до два дни. Понякога, за да се ускори процесът на утаяване на твърди суспендирани частици или неутрализиране на отпадъчни води преди утаяване на езера, към водата се добавят химикали: вар, алуминиев сулфат, амоняк и др. След утаяване на езера съдържанието на масло в отпадъчните води е 30-40 mg/l, а механични примеси - 20-30 mg/l. Тази дълбочина на пречистване на отпадъчни води IVобикновено е достатъчно за изпомпването му в абсорбиращи образувания, а в този случай водата през камерите 5 И 6 се приема от помпи 7, които го изпомпват в абсорбционни кладенци. Инжектирането на вода в инжекционни кладенци изисква по-дълбоко пречистване. В този случай отпадъчните води от камерата 6 помпа 8 изпратени към алтернативно работещи филтри 9 И 10. Като филтърен материал се използват кварцов пясък (фракция 0,5-1,5 mm), антрацитни стърготини, експандиран глинен пясък, графит и др.. Отпадъчните води, постъпващи във филтъра, трябва да съдържат не повече от 40 mg/l масло и не повече от 40 mg/l. л механични примеси 50 mg/l. Остатъчното съдържание на масло и механични примеси след филтъра е 2-10 mg/l. Пречистена вода от филтър Vпостъпва в резервоар 11, откъдето се изпомпва с помпа за високо налягане 14 се изпомпва в инжекционния кладенец. След 12-16 часа работа филтърът се замърсява и потокът се превключва към друг филтър, а мръсният филтър се превключва на измиване. Филтърът се измива с пречистена вода, взета от помпата. 13 от контейнер 11 и се изпомпва през филтъра в обратна посока. Продължителността на прането е 15 - 18 минути. Водата, съдържаща промита кал, се изхвърля в резервоар за утайки 12. Затворените пречиствателни станции за отпадъчни води премахват контакта на водата с атмосферния кислород, за да предотвратят окислителните реакции. Според принципа на действие инсталациите от затворен тип се разделят на утаителни, филтрационни, флотационни и електрофлотационни.
Водно-маслена емулсия I в пречиствателна станция за отпадъчни води от затворен тип, идваща от полето, се смесва с гореща образуваща вода VII, отстранена от утаителни резервоари или нагреватели за деемулгатор на станцията за пречистване на нефт и съдържаща деемулгатор реагент, преминава през капково устройство 1 и влиза в утаителен резервоар с течен хидрофилен филтър 2 , в които се извършва предварително заустване на водата. Утаителният резервоар с течен хидрофилен филтър е направен на базата на стандартен вертикален резервоар и има сифонно устройство, което осигурява поддържането на даден слой вода под масления слой. Водно-маслената емулсия, която е променила вида си от обратна на директна в резултат на смесване с гореща вода с деемулгатор и турбулентно смесване в капкообразувателя, постъпва в утаителя 2 под слоя вода през разпределителя. Издигайки се през течен хидрофилен филтър (слой вода), маслените капчици се освобождават от емулсионната вода. По този начин се извършва предварителна дехидратация на маслото и предварително дехидратираното масло II се отстранява от горната част на утаителния резервоар 2. Отделената на този етап отпадъчна вода III се влива в утаителен резервоар с хидрофобен течен филтър 3. Този утаител също е направен на базата на стандартен вертикален резервоар и има сифонно устройство, което осигурява поддържането на даден маслен слой над водния слой. Отпадъчните води се въвеждат през радиален перфориран разпределител в масления слой (течен хидрофобен филтър) и, падайки надолу, се освобождават от капчици масло. Уловеното масло V (уловително масло) се събира в камера, отстранява се от горната част на резервоара за утаяване и се изпраща в станцията за пречистване на масло. На границата масло-вода може да се образува слой от неразрушима емулсия IV , който периодично се отстранява и също се изпраща в блока за обработка на масло. Водата, която е преминала през масления слой и се е освободила от основната част от капковото масло, също подлежи на утаяване във водния слой. Всички тези операции осигуряват достатъчно дълбоко пречистване на пластовата вода от капково масло и пречистена вода VI, преминала през контейнер 4 , помпа 5 се изпомпва в абсорбционни или инжекционни кладенци. Основното устройство на пречиствателните станции за отпадъчни води от затворен тип, базирано на принципа на филтриране, е коалесцентен филтър-утаител тип FZh-2973, разработен от института BashNIPIneft. Отпадъчните води първо се подлагат на утаяване в хоризонтален утаителен резервоар, а след това през входната тръба 6 влиза в приемното отделение INутаителен филтър, разположен в средната част на корпуса 3. Отпадъчни води от приемното отделение през перфорирани прегради 10 влиза във филтриращите отделения б.Отделенията за филтриране са пълни с коалесциращ филтър 5, който се използва като гранулиран полиетилен с размер на гранулите 4-5 мм. Полиетиленът има хидрофобно свойство: маслото го намокря, но водата не. Поради това маслените капчици, задържащи се на повърхността на гранулите, се сливат (сливат) и напускат филтриращите отделения бв отделения за утаяване Ав уголемен вид. Поради тази причина в отделенията за утаяване се получава бързо разслояване на капки вода и масло и маслото се отстранява отгоре през изходните тръби за масло 1, а пречистената вода през тръбите 7. Механичните примеси, отложени в отделенията за утаяване, се отстраняват през тръбите 8. Утаителните отделения са оборудвани с шахтови люкове 2. Зареждането и разтоварването на гранулиран полиетилен във филтриращите отделения се извършва през люкове 4 И 9. Ако гранулираният полиетилен е запушен, той се измива чрез подаване на 10-15% керосинова дисперсия в пречистена вода в продължение на 30 минути.
Технологична схема на пречиствателна станция от затворен тип на принципа на утаяване
Пречистването на отпадъчни води на принципа на флотация се извършва във флотационен резервоар. Флотацията е процес на извличане на най-малките диспергирани частици от течност с помощта на газови мехурчета, плаващи в течността. Във флотационен резервоар във флотационната зона се образуват газови мехурчета 5 поради освобождаването на разтворен газ от наситени с газ отпадъчни води в резултат на намаляване на налягането, когато навлезе в тази зона. Налягане на насищане на вода с газ - 0,3-0,6 MPa; количеството отделен газ от водата е 25 l/m3. Наситената с газ вода се въвежда през входната тръба 1 в долната част на флотационната зона с помощта на перфориран разпределител. Отпадъчните води се издигат във флотационната зона със скорост, която гарантира, че водата остава във флотационната зона за около 20 минути. Отделените газови мехурчета, издигайки се, срещат по пътя си диспергирани частици, разпределени във водата. Разпръснатите частици, които са слабо намокрени от вода (капчици масло), се улавят от мехурчета и изплуват на повърхността, образувайки там слой пяна. Уловеният нефт се събира в изкопа Юлтс 4 за събиране на масло и се изпуска през тръба 2. Вода от флотационна зона 5 се влива в зоната на утаяване 6, разположени в пръстеновидното пространство между корпуса 3 резервоара и флотационната зона, където бавно пада. Разпръснатите частици, които са добре намокрени с вода, не се улавят от газови мехурчета във флотационната зона, а под въздействието на гравитацията се утаяват във флотационната и утаителната зони, откъдето утайката се изхвърля през подходящи перфорирани тръби и тръби 9 И 10. Пречистената вода се отвежда през пръстеновиден перфориран колектор и тръба 8. Флотационният резервоар е запечатан, така че отделеният от водата газ се отстранява от горната част на резервоара през тръба 7. Съдържанието на примеси (mg/l) в отпадъчните води, постъпващи във флотационния резервоар за почистване, трябва да бъде: масло - 300, механични примеси - до 300. Остатък Съдържанието в пречистената вода, напускаща флотационния резервоар е (mg/l): масло - 4-30, механични примеси - 10-30.
Електрофлотацията е флотация с газ, образуван в резултат на електролиза. Когато водата се електролизира, се образуват мехурчета от кислород и водород. Предимството на електрофлотацията пред газовата флотация е възможността за получаване на фино диспергирани газови мехурчета до 16 * 10 7 бр / (m 2 * min) по време на електролиза, което води до бързо избистряне на вода, съдържаща масло. Същността на електрофлотационния метод за пречистване на отпадъчни води е следната. В технологичния контейнер се монтират електроди, през които се пропуска постоянен електрически ток. В резултат на електролиза върху електродите се отделят газови мехурчета, които се издигат нагоре, прониквайки в слоя вода, съдържаща масло, която се обработва. Когато се движат в отпадъчните води, мехурчетата се сблъскват с диспергирани частици, суспендирани във вода, полепват по тях и ги изплуват. Така диспергираните частици се събират в горната част на съда под формата на пяна, която се отстранява с помощта на скреперен транспортьор. Пречистената вода се изпуска през тръба, разположена в долната част на устройството. Процесът на пречистване на отпадъчни води чрез електрофлотация се влияе значително от местоположението на електродите. Препоръчително е да поставите един електрод на дъното на устройството, така че да покрива цялото дъно, ако е възможно. Това е необходимо, така че мехурчетата, освободени по време на електролиза на този електрод, да проникнат в целия обем на водата, която се обработва, и да осигурят флотация на диспергирани частици. Вторият електрод е фиксиран във вертикално положение, така че да не пречи на флотацията на диспергираните частици. Електродите са направени под формата на плочи, решетки, подвижни електроди могат да се използват за регулиране на разстоянието. между тях. За да се повиши ефективността на процесите на флотация и електрофлотация, в пречистените отпадъчни води се въвеждат химически реагенти, които според механизма на действие върху диспергираните частици се разделят на две групи: коагуланти и флокуланти. Коагулантите са електролити, чието добавяне към отпадъчните води води до комбинирането на малки диспергирани частици в доста големи съединения, последвано от тяхното утаяване. Механизмът на действие на коагулант като алуминиев сулфат е следният. Когато алуминиевият сулфат се разтвори, настъпва неговата хидролиза:
Al 2 (SO 4) 3 « 2AI 3+ + 3SO 4 2-,
Al 3+ + ZN 2 O “Al (OH)3 + ZN+.
Полученият алуминиев хидроксид е люспеста желатинова утайка, която, докато се утаява, носи със себе си диспергирани частици (масло и механични примеси). Тъй като този процес протича активно в алкална среда, едновременно с коагуланта се добавя амонячна вода или варно мляко (получено чрез гасене на вар). В допълнение към алуминиевия сулфат, коагуланти са също железен хлорид и железен сулфат. Флокулантите са високомолекулни водоразтворими полиелектролити. Механизмът на тяхното действие е, че дългите вериги от полиелектролитни молекули се адсорбират от техните активни центрове (хидрофилни групи) върху повърхността на диспергираните частици, което води до флокулация. За разлика от коагулацията, при флокулацията диспергираните частици не влизат в контакт помежду си, а се отделят чрез мост от молекулярната верига на флокуланта. Като флокулантизползва се водоразтворим полимер полиакриламид(PAA). Ефективността на коагуланти и флокуланти се увеличава значително, когато се използват заедно в процеса на пречистване на отпадъчни води. Освен това дозировката на флокуланти е десетки или дори стотици пъти по-малка от коагуланти.
3.2 Начини за подобряване на технологията за инжектиране на вода в резервоара
В много многослойни полета на Arlan UDNG и един инжекционен кладенец има повече от два вече отворени (перфорирани) производствени обекта. Това беше направено, за да се поддържа налягането в резервоара (обемите за инжектиране на вода), като същевременно се ограничат капиталовите инвестиции за изграждането на нови инжекционни кладенци. Известно е, че съвместното инжектиране на вода в няколко слоя, разнородни по пропускливост, води до бързо напояване на находищата, ниско покритие на тяхното влияние и образуване на водни блокади на отделни неразработени зони. В същото време ускореното напредване на фронта на изместване на нефт от вода през силно пропускливи образувания води до пробиви на вода до дъното на производствените кладенци и в резултат на това обемът на произведената вода и разходите за нейното инжектиране се увеличават. Това в най-добрия случай води до увеличаване на разходите за добив на нефт, а в най-лошия случай до извеждане от експлоатация на наводнен кладенец заедно със загуба на неизползвани запаси от нефт, останали в нископропускливи формации. Практиката на съвместно инжектиране на вода в няколко слоя също води до загуба на информация за реалното инжектиране на вода във всеки от слоевете. Противоречието между „икономическите съображения“ и опазването на земните недра при избора на производствени съоръжения вече може да бъде разрешено, ако използваме технология едновременно - отделно инжектиране на вода в няколко производствени съоръжения през един кладенец. Тази технология е част от технологията за едновременно отделно разработване на няколко производствени съоръжения, предложена от Научно-изследователския институт UralGeoTech и Научно-изследователския институт Башнефт. Основните отличителни характеристики на тази технология са: редуващо се спускане на участъци от формации, проверка на плътността на пакера (отдолу и отгоре) за всеки следващ участък, съответстващ на интервала, за който е необходимо и възможно да се създаде диференцирана репресия. Това ще предотврати потоците както между избраните интервали - слоеве през пакера по време на инжектиране (при различни свръхбаланси за различни интервали), така и през тръбния низ по време на спиране, въпреки значителната разлика в налягането на резервоара, а също така ще гарантира надеждно извличане на мултипакерната инсталация от кладенци за проверка или ремонт. Тази технология ви позволява да изучавате всеки от избраните интервали поотделно и да зададете оптималната стойност на потискане за тях, като вземете предвид съществуващите ограничения. За реализиране на технологията се използва сондажна инсталация, състояща се от тръбен низ с няколко пакера, чийто брой съвпада с броя на секциите, като всяка секция включва поне една сондажна камера с клапан, регулиращ потока. В този случай един или повече пакери отгоре са оборудвани с разединител на тръбната колона без или с термокомпенсатор или с отделна телескопична връзка за отделно спускане и извличане на всяка секция от кладенеца, както и освобождаване на напрежението на тръбен низ. Фигура 1 показва схема на разположение за инжектиране на вода в три производствени съоръжения (изолирани формации). В правилата за разработване на нефтени и газонефтени находища експлоатационният обект се разбира като „продуктивна формация, част от формация или група от формации, разпределени за разработване от независима мрежа от кладенци“, което не изключва нейната комбинация с други обекти, но има индивидуална система за въздействие, която осигурява диференциран контрол на филтрационните потоци (поле на резервоари) налягане)". Ако чрез един инжекционен кладенец две хетерогенни и хидравлично изолирани формации са засегнати от две различни депресии и също така се създават напълно независими стойности на депресии от производствените кладенци на същите формации, тогава тези формации трябва да се разглеждат като отделно производствено развитие обекти.
Ориз. 7 Схема на подземното разположение на инжекционния кладенец ORZ
И обратното, ако по време на съвместната експлоатация на няколко пласта някои от тези пластове изобщо не бъдат засегнати, например поради ниска пропускливост или поради невъзможност за създаване на максимален градиент на налягане върху тях, тогава те едва ли могат да бъдат класифицирани като производствени обекти, тъй като в този случай те не се различават от неперфорирани образувания. Самостоятелна сондажна мрежа на ниво всеки обект е необходима единствено за осигуряване на оптимално поле на резервоарно налягане, адаптирано към специфичните геоложки и технологични условия на избрания обект. С технологията за едновременно отделно разработване на няколко обекта това може да се постигне с помощта на комбиниран модел на кладенеца за тях. В момента се работи за инжекционни кладенци с четири изолирани интервала на резервоара, но има фундаментална и техническа възможност за значително увеличаване на броя на такива интервали (обекти). Успешното внедряване на тази технология е възможно на инжекционни кладенци, които имат отворен отвор към продуктивни образувания, което ви позволява да променяте режимите на инжектиране на вода във всеки интервал (формация) чрез смяна на контролни клапани или фитинги с помощта на въжена технология и специални инструменти. При използването на тази технология е възможно да се контролира инжектирането на вода във всеки обект и да се регулират оптимално процесите на разработване - диференцирано влияние върху отделните формации поради оперативната (чрез смяна на регулаторите на кладенеца или регулаторите в сондажа в съответните секции) промяна на режимите на всеки от слоевете на кладенеца в широк диапазон, което в крайна сметка ще увеличи коефициента на добив на нефт. Тази технология дава възможност за оптимизиране на репресията, промяна на посоките на филтриране и извършване на нестационарно наводняване дори през зимата. По този начин в многослойни полета е необходимо да се извърши широкомащабно внедряване на технологията ORRNEO, за да се осигури диференцирано въздействие върху различни производствени обекти (интервали и/или участъци от резервоара). В момента се работи за инжекционни кладенци с четири изолирани интервала на резервоара, но има фундаментална и техническа възможност за значително увеличаване на броя на такива интервали (обекти). Диаметърът на тръбопровода и стандартните размери на контролния клапан за всяка секция се избират с помощта на софтуерния пакет SANDOR на Уралския клон на Научноизследователския институт Bashkirgaz в зависимост от геоложките и полеви характеристики на съответните експлоатационни съоръжения. Всяка следваща секция се спуска върху колона от технологични тръби, а горната секция се спуска върху колона от основни тръби. Специализирано оборудване за внедряване на технологията ORRNEO се разработва от NTP Neftegaztehnika LLC, Уфа. Нека разгледаме по-отблизо отделните разработки. Колонен разединител тип РКГ, РКМ, РКШ. Струнният разединител е предназначен за разединяване (чрез хидравлично действие - РКГ или механично РКМ, РКШ) и последващо свързване (автоматично - чрез хидравлично или механично действие) на тръбната колона с монтиран в кладенеца пакер, както и за компенсиране на промените в дължината на тръбната колона при термобарични условия (фиг. 8) пакер тип PDSh. Основното предимство на този пакер е увеличаването на неговата плътност, както и надеждността на извличане от кладенеца. В същото време се намалява броят на операциите по повдигане и авариите по време на работа на инсталация с многопакет. Пакерът включва котва отгоре, която се задейства както от налягането в тръбата, така и от дъното на отвора, което повишава надеждността на пакера както по време на настройка, така и по време на неговата работа. Пакерът има и анкерно устройство тип „конус-рам” в долната част, което се освобождава както от напрежението (8 - 12 тона) на тръбната колона, така и без напрежение, чрез преместване (механично или хидравлично) на плъзгащата се втулка в цилиндър, без да отрязвате срязващите винтове на държача на буталото.
Фиг.8 Разединител на колона РКШ
Сондажен регулатор тип 5 RD. Този регулатор позволява, в зависимост от параметрите на резервоара, да поддържа дадено дънно налягане или даден дебит на водата по време на процеса на инжектиране, дори когато налягането на резервоара и коефициентът на инжектиране се променят. Регулатор тип 5 PP. Този регулатор, за разлика от традиционно използваните фитинги на кладенеца, ви позволява бързо да променяте и поддържате зададени стойности на налягането на кладенеца, по-специално при изследване на образувания. Ефективността на технологията за едновременно отделно изпомпване на вода в няколко слоя в инжекционни кладенци е тествана на следните многопластови находища: Ванеганское, Ай-Еганское, Приобское, Тарасовское, Барсуковское, Южно-Тарасовское, Фестивальное, Восточно-Ягтинское, Южно- Харампурское и др. Икономическият ефект от тази технология се изразява главно в допълнителен добив на нефт или намаляване на капиталовите инвестиции за сондиране на допълнителни кладенци. В сравнение с отделната работа на няколко слоя, технологията позволява:
Намалете капиталовите инвестиции за пробиване на кладенци (2-3 пъти);
Намалете оперативните разходи (променливи разходи) (с 20-40%);
Намалете периода на разработка на многослойно поле (с 30%);
Увеличаване на рентабилния период на разработване на напоени и газови образувания чрез разширяване на тяхната експлоатация с присъединяване на допълнителни съоръжения;
Увеличете коефициента на нефтен добив на резервоари чрез увеличаване на периода на тяхното рентабилно разработване;
Намаляване на вероятността от замръзване на коледни елхи и колектори на потока на инжекционни кладенци поради ниската пропускливост на формацията;
Повишаване на ефективността на използването на кладенци и сондажно оборудване;
Намаляване на вероятността от течове в производствения корпус.
В сравнение със съвместната експлоатация на няколко слоя, технологията позволява:
Да се увеличи коефициентът на нефтен добив на пластове чрез дезагрегиране на обекти с различна пропускливост и различна наситеност и увеличаване на степента на тяхното наводняване;
Увеличете добива на нефт с 30-40% поради диференцирано и контролирано въздействие върху всеки от пластовете;
Осигурете отчитане на инжектираната вода (реагент) във всеки от слоевете;
Предотвратяване на междуслойни потоци по протежение на сондажа по време на спирането му и по време на малки репресии;
Увеличаване на ефективността на методите за подобрено добив на нефт чрез използване на един кладенец едновременно за поддържане на налягането в резервоара и селективно инжектиране на агент за изравняване на профила на приемливост;
Нестабилно влияние върху образуванията, променяйки техните режими;
Осигуряване на повишено потискане на нископропускливи наситени с нефт формации, като същевременно се ограничи инжектирането на вода във високопропускливи формации;
Регулиране на посоките и скоростите на филтриране на пластовите течности, бързо управление на полето на пластовите налягания;
Намаляване на вероятността от изтичане в производствения низ;
Изследвайте и контролирайте развитието на отделните слоеве. В момента технологията е успешно внедрена в 37 нагнетателни сондажа, включително 12 с 3 пласта и 25 с 2 пласта. Технологията се прилага най-ефективно при газлифтни и инжекционни кладенци.
4. Изчислителна част
4.1 Изчисляване на времето за развитие на нефтения резервоар
В тази връзка, една от задачите на анализа на разработването е да потвърди режима на работа на находището, определен от проектната документация, за която динамиката на средното резервоарно налягане в зоната на добив и състоянието на текущото резервоарно и дънно налягане и газ фактор върху площта на резервоара към датата на анализа. Ако се установи, че средното налягане на резервоара в производствената зона е под налягането на насищане и налягането в дънния отвор в производствените кладенци е намаляло спрямо налягането на насищане с повече от 25% със значително увеличение на газовия фактор, тогава има няма режим на водно налягане в находището и разработването му се извършва в разтворения газ. Трябва да се отбележи, че при сегашното ниво на развитие на бизнеса с нефтени полета подобна ситуация е изключително рядка. При забавяне на прилагането на метода за поддържане на налягането, както и за потвърждаване на наличието на режим на еластично водно налягане, запасът от еластична енергия или обемът на добития нефт от резервоара поради еластичната енергия на течност и се определя образуването
· - запас от еластична енергия на резервоара;
· - коефициент на еластичност на пласта;
· - обем на образуване;
· - намаляване на налягането,
· - порьозност;
· - коефициент на свиваемост на течност (нефт);
· - коефициент на свиваемост на средата (скалата);
· - начално средно резервоарно налягане;
· - текущо средно налягане в резервоара.
Чрез сравняване на текущото натрупано производство на нефт и вода с може да се убеди, че все още има еластична енергия в резервоара или че е необходимо да се въведат методи за поддържане на налягането. За да се идентифицират режимите на нефтено находище, в допълнение към данните за параметрите на резервоара, съотношението на налягането на насищане и налягането на резервоара, е необходимо да се установи хидродинамичната връзка на това находище с района на водоносния хоризонт. Тази връзка може да се прояви по различни начини. В практиката на разработване на нефтени находища може да има случаи на взаимодействие между съседни полета, които са част от една система за водно налягане. Влиянието на съседните полета трябва да се вземе предвид при анализиране на налягането в резервоара и при хидродинамични изчисления по време на проектирането, при условие че тези находища са големи по отношение на производството и инжектирането, ако са били в експлоатация дълго време и ако инжектирането на вода е започнало с забавяне по отношение на екстракцията или се извършва систематично в по-малки обеми от вземането на течни проби. Ако е необходимо, този вид проучване се извършва най-добре при изготвяне на проектен документ. Ако това не е направено, тогава при анализа на развитието трябва да се направи оценка на въздействието на работата на съседните полета върху разглежданите. Влиянието на разработването на съседни находища се установява чрез промени в налягането на резервоара и изместване на контакта нефт-вода, а понякога се отбелязва и движение на нефтени залежи. По-лесно е да се установи това преди да започне разработването на въпросното находище въз основа на необичайно ниското начално налягане в резервоара в сравнение със съседните находища. По време на работата влиянието на съседните находища се определя чрез изчисление с помощта на компютърно моделиране. Хидродинамичната връзка на това находище с граничната зона се проявява и по време на експлоатацията на гранични и околоконтурни инжекционни кладенци под формата на изтичане на инжектирана вода в граничната зона. Ако по време на вътреконтурно наводняване цялата инжектирана вода отива вътре в резервоара, тогава в периферните кладенци част от инжектирането излиза извън петролоносния контур, особено през първите години от разработването на находището. Необходимо е също така да се оцени обемът на течовете извън петролоносния контур, когато налягането върху инжекционната линия е зададено над първоначалното налягане в резервоара и натрупаното инжектиране значително надвишава изтеглянето на течност, натрупано от началото на разработката. Обемът на течовете се определя чрез компютърно моделиране или чрез формули за еластичен режим (метод на последователна промяна на стационарните състояния), при условие че находището е представено като увеличен кладенец:
· - изтичане на инжектирана вода в периметъра;
· - средна пропускливост на пласта;
· - дебелина на пласта;
· - вискозитет на водата;
· - корекционен коефициент, определен при пробна експлоатация;
· - налягане върху изпускателния тръбопровод;
· - начално налягане в резервоара;
· - безразмерна инжекция в момент t, определена съгласно таблица 1.
· - безразмерно време, ;
· - радиус на уголемения кладенец;
· - коефициент на пиезоелектрическа проводимост.
4.2 Изчисляване на техническия процес на впръскване. течности в кладенци
Общото нагнетяване по редици нагнетателни кладенци, по находище и съоръжения към него се определя като сума от количествата вода, нагнетени от отделните кладенци. Разпределението на инжектирането по време на вътреконтурно наводняване между съседни зони или блокове за развитие се извършва в съответствие със скоростта на изтегляне на течност или в съответствие със средната хидравлична проводимост на съседни зони или блокове за развитие. Препоръчително е да се разпределят обемите инжектирана вода в кладенци на редове за рязане между съседни зони, като се вземат предвид изтеглянията на течности и промените в налягането на резервоара през анализирания период в тези зони съгласно формулата:
· - обем на инжектиране за анализирания период (може да бъде по години или дори по-подробно);
· - избор на флуид за анализирания период от половината площ, прилежаща към редица инжекционни кладенци;
· - коефициент на еластичност на пласта в прилежащата зона;
· - изменение на налягането в резервоара в прилежащия район за анализирания период;
· - обем на резервоара в прилежащата площ;
· - загуби от инжектиране (изтичане в други образувания поради изтичане на колоната, загуби на повърхността и др.).
Както при разпределението на производството на нефт и течност, най-голямата трудност и условност е разпределението на инжектирането между слоевете на многослойно находище, като се използват данни от измерване на потока. По-прост метод е да се разпредели инжектирането пропорционално на натрупаното производство на резервоарна течност. Количествено определяне на ефективността на хидродинамично изпомпване на пласта, т.е. производството на нефт чрез използване на хидродинамично въздействие се извършва чрез сравнение с показателите на базовия вариант. Основният вариант е вариант на развитие, който би бил приложен на дадено място за хидродинамично въздействие, ако разглежданото хидродинамично изпомпване на резервоара не беше използвано там. Ефектът от хидродинамичното въздействие за даден интервал от време се определя като разликата между действителното производство на нефт и производството на нефт при базовия случай. Прогнозата за показателите за развитие на основния вариант (добив на нефт, течности, водоотделяне, брой кладенци, спад на налягането и др.) трябва да се направи за период от една до шест години, в зависимост от използваната технология за въздействие. Препоръчително е да се определя производството на нефт (технологична ефективност) поради хидродинамични образувания на резервоари на тримесечие. В случаите, когато увеличението на производството на нефт за тримесечието се окаже незначително в сравнение с общото производство на нефт от засегнатия обект, тримесечната ефективност се оценява като една четвърт от годишния ефект. Ефективността на хидравличното изпомпване на резервоара трябва да се определи като цяло за засегнатия обект. В случаите, когато ефектът се определя от отделни кладенци (характеристики на „кладенци“), трябва да се вземе предвид ефектът от взаимното влияние на кладенците. Идентифицирането на изчислените обекти на хидродинамично въздействие за определяне на ефективността на хидродинамичните помпени станции трябва да се основава на резултатите от подробен геоложки и полеви анализ на развитието на продуктивните пластове. Ако такива райони не са идентифицирани предварително, техните граници се установяват въз основа на геоложки и теренни материали, балансовите запаси в тези райони се изчисляват и се определя степента и естеството на производството на нефтени запаси от тях. В местата на хидродинамично въздействие обикновено се използват няколко помпи за хидродинамично налягане едновременно или с изместване във времето. В тези случаи се определя общата технологична ефективност на всички методи на въздействие. Изолирането на ефекта от всеки вид хидродинамично въздействие може да се извърши условно, като се вземе предвид степента на въздействие и изпълнение. Степента на увеличение на крайния добив на нефт поради методите на хидродинамично стимулиране се определя от обема на допълнителните балансови запаси от нефт, участващи в разработката. Използването на методи за хидродинамично стимулиране, принадлежащи към първата група, води главно до увеличаване на текущия нефтен добив, но в някои случаи може също така да увеличи крайния коефициент на добив на нефт (ако тези методи позволяват лошо дренирани запаси от нефт да бъдат въведени в активно развитие). По-специално, принудителното изтегляне на флуид води до увеличаване на крайния добив на нефт поради увеличаване на границата на рентабилност на експлоатацията на кладенеца по отношение на намаляването на водата. Методите от втората група са насочени главно към включването на недренирани или слабо дренирани балансови запаси от нефт в активно разработване и водят до повишаване на степента на извличане на нефт от подпочвата. При избора и обосноваването на хидродинамични методи за увеличаване на добива на нефт трябва да се вземат предвид техническите възможности на повърхностното и подземно оборудване (проектиране на кладенец, оборудване на кладенеца, повърхностно оборудване, методи за работа на кладенеца, производителност на помпени агрегати и др.). Видовете, обемите на изпълнение и очакваната ефективност са обосновани в технологични схеми, проекти за разработване и допълнително разработване на нефтени находища, както и в работи по текущи геоложки и полеви анализи и рязане.Характеристиките на изместването могат да се използват за оценка на ефективността на почти всички методи за хидродинамично стимулиране на продуктивни образувания, с изключение, вероятно, на подгазови зони на съоръжения за разработване на газ и нефт. Трябва да се има предвид, че промяната във формата на характеристиката на изместване може да бъде свързана както с участието на недренирани или слабо дренирани запаси от нефт в активното развитие (в задънени зони, отделни пластове, лещи и др.), и с преразпределението на изтеглените течности и инжектирането на вода по протежение на кладенци, т.е. хидродинамичното въздействие може да повлияе както на крайния, така и на текущия добив на нефт. Следователно, когато се оценява технологичната ефективност на мерките, трябва да се използват резултатите от текущия геоложки и полеви анализ, за да се определят допълнителните запаси от нефт, въведени в разработката в резултат на промяна на системите за въздействие, пробиване на независими кладенци в отделни слоеве, лещи, мъртви крайни и слабо дренирани зони. Тъй като стойностите на нефтените запаси в тези зони обикновено са малки в сравнение с общите нефтени запаси на мястото за разработване, ефектът от въвеждането им в активно развитие може да бъде слабо забележим върху формата на характеристиката на изместване. В тези случаи обемите на добива на нефт, получени от въведените в разработка допълнителни балансови запаси от нефт, трябва да се определят отделно и да се отнасят изцяло към метода на хидродинамично въздействие. Използването на характеристиките на изместване за отделни кладенци за оценка на ефективността на хидродинамичните методи за увеличаване на добива на нефт е много условно поради значителни промени в режима на работа на всеки от тях по време на периода на експлоатация и взаимното влияние на работата на околните кладенци. В тази връзка не се препоръчва използването на характеристиките на изместването на кладенеца за оценка на технологичната ефективност на хидродинамичното стимулиране. За хидродинамични методи за стимулиране, които включват активно разработване на недренирани запаси от нефт, се препоръчва използването на диференциални характеристики на изместване по време на началния период на разработване на обекта поради ниската водност на продукта. За определяне на количествената ефективност на хидродинамичните методи за увеличаване на текущия и крайния нефтен добив могат да се използват различни типове характеристики на изместване, основните от които са следните:
1. (предложено от Назаров С.Н. и Сипачев Н.В.)
2. (предложено от Г.С. Камбаров и др.)
3. (предложено от А.М. Пирвердян и др.)
4. 
(предложено от А.А. Казаков)
5. (предложено от N.A. Черепахин и G.T. Movmyga)
6. 
(предложено от Sazonov B.F.)
7. 
(предложено от M.I. Максимов)
8. 
(предложено от Garb F.A. и Zimmerman E.H.)
9. 
(предложено от Френския институт)
10. 
13. 
14. 
,
· - нефт, вода, течен добив, натрупан съответно от началото на разработката;
· - добив на нефт, вода, течност съответно по години на разработка;
· - коефициенти, определени чрез статистическа обработка на актуални данни;
· - среден годишен дял на нефта в добитата течност;
· - годишен добив на нефт за първата година от разглеждания период;
· - време, години;
· - баланс на запасите от нефт в пластови условия;
· - коефициент на възстановяване на маслото.
Интегралните характеристики на изместването на видовете (2), (3), (6), (13) и диференциалните характеристики на изместването на видовете (10), (11), (12) и (14) са най-простите и удобни за „ръчно ” обработка на данни за определяне на ефективността на хидродинамичното въздействие. Други видове характеристики на изместване по време на „ръчна“ обработка на действителни данни за количествено определяне на ефекта от GMPN изискват много по-големи количества изчисления или използване на методи за избор на различни количества и коефициенти.
В тези случаи се препоръчва „машинна“ обработка на изходните данни с помощта на компютър, за което е необходимо да се създаде програма за избор на най-добрата характеристика на изместване от компютъра. Препоръчва се да се използват диференциални характеристики на изместване под формата (11) и (12) за конструиране на базовия случай и определяне на ефективността на хидродинамичното въздействие по време на периода на безводно производство на нефт. Препоръчително е да се определят коефициентите и за тези характеристики на изместване, като се вземе предвид съществуващият коефициент на спад в дебита на маслото за разглеждания обект преди началото на хидродинамичното въздействие. В някои случаи коефициентът за характеристиката на изместване от тип (11) се определя като съотношението на средното първоначално годишно производство на нефт от един кладенец към възстановимите нефтени запаси на кладенец. Физически значим математически модел (геолого-технологичен модел) на процеса на развитие на резервоара е система от диференциални уравнения, отразяващи основните закони за запазване на масата, импулса и енергията, които днес най-пълно описват процеса, който се изучава. Системата от уравнения е допълнена с начални и гранични условия, включително управляващи въздействия върху кладенците. Специално трябва да се отбележи, че системата от уравнения с допълнителни условия описва процеса на филтрация в района, който от своя страна е модел на реален геоложки обект, който като правило има сложна структура. Този модел се нарича геолого-математически модел на обекта на разработка.
5. Безопасност и екологичност на проекта
5.1 Мерки за здраве, безопасност и противопожарна безопасност
Предприятията за доставка на петролни продукти извършват операции за съхранение, разпределяне и получаване на петролни продукти, много от които са токсични, лесно се изпаряват, могат да се наелектризират и са пожаро- и експлозивни. При работа в промишлени предприятия са възможни следните основни опасности: възникване на пожар и експлозия при разхерметизиране на технологично оборудване или тръбопроводи, както и при нарушаване на правилата за тяхната безопасна експлоатация и ремонт; отравяне на работници поради токсичността на много петролни продукти и техните пари, особено оловен бензин; нараняване на работници от въртящи се и движещи се части на помпи, компресори и други механизми в случай на липсващи или неизправни предпазители; токов удар в случай на нарушение на изолацията на части под напрежение на електрическо оборудване, неправилно заземяване или неизползване на лични предпазни средства; повишена или понижена температура на повърхността на оборудването или въздуха в работната зона; повишено ниво на вибрации; недостатъчно осветление на работната зона; възможност за падане при обслужване на оборудване, разположено на височина. При обслужването на оборудването и извършването на ремонта му се забранява: използването на открит огън за нагряване на нефтопродукти, топла арматура и др.; работа на неизправно оборудване; експлоатация и ремонт на оборудване, тръбопроводи и арматура в нарушение на правилата за безопасност, при наличие на течове на нефтопродукти чрез течове във връзки и уплътнения или в резултат на износване на метала; използването на всякакви лостове (лостове, тръби и др.) за отваряне и затваряне на спирателни вентили; ремонт на електрооборудване, което не е изключено от електрическата мрежа; почистване на оборудване и машинни части със запалими запалими течности; да работят без подходящи лични предпазни средства и защитно облекло. Когато възникне разлив на нефтен продукт, мястото на разлива трябва да се покрие с пясък и след това да се отстрани на безопасно място. Ако е необходимо, отстранете почвата, замърсена с нефтопродукти. В райони, където е възникнал разлив, дегазирането се извършва с дихлорамин (3% разтвор във вода) или белина под формата на суспензия (една част суха белина на две до пет части вода). За да се избегне запалване, обезгазяването със суха белина е забранено. Пушенето на територията и в производствените помещения на предприятието е забранено, с изключение на специално определени места (съгласувано с противопожарната служба), където са поставени табели „Зона за пушене“. Входовете към пожарните хидранти и други източници на водоснабдяване трябва винаги да са свободни за безпрепятствено преминаване на пожарни автомобили. През зимата е необходимо: почистване на сняг и лед, посипване с пясък за предотвратяване на подхлъзване: настилки, стълбища, проходи, тротоари, пешеходни пътеки и пътища; своевременно отстранявайте ледени висулки и ледени кори, които се образуват върху оборудването, покривите на сградите и металните конструкции.
5.2 Опазване на почвените недра и околната среда
Първоначално хората не се замисляха какво включва интензивното производство на нефт и газ. Основното нещо беше да ги изпомпваме колкото е възможно повече. Това и направиха. Съвсем наскоро ехо от интензивно развитие на нефт се случи в Татария, където през април 1989 г. беше регистрирано земетресение с магнитуд до 6 точки (Менделеевск). Според местни експерти има пряка връзка между увеличеното изпомпване на нефт от подпочвата и засилването на малките земетресения. Регистрирани са случаи на счупване на сондажи и срутване на колони. Трусовете в този район са особено тревожни, защото тук се строи Татарската атомна електроцентрала. Във всички тези случаи една от ефективните мерки е и инжектирането на вода в продуктивния пласт, компенсираща добива на нефт. Започвайки експлоатацията на петролни и газови находища, човекът, без да знае, пусна джина от бутилката. Първоначално изглеждаше, че маслото носи само ползи за хората, но постепенно стана ясно, че употребата му има и обратна страна. Замърсяването с нефт създава нова екологична ситуация, която води до дълбока промяна във всички части на природните биоценози или до пълната им трансформация. Обща характеристика на всички замърсени с нефт почви е промяната в числеността и ограничаването на видовото разнообразие на педобионтите (почвена мезо- и микрофауна и микрофлора). Има масова смърт на почвената мезофауна: три дни след аварията повечето видове почвени животни изчезват напълно или съставляват не повече от 1% от контрола. Най-токсични за тях са леките фракции на маслото. Комплексът от почвени микроорганизми, след краткотрайно инхибиране, реагира на замърсяването с нефт чрез увеличаване на общия им брой и повишаване на активността. На първо място, това се отнася за бактериите, окисляващи въглеводородите, чийто брой рязко нараства в сравнение с незамърсените почви. Развиват се „специализирани” групи, участващи на различни етапи в усвояването на въглеводородите. Максималният брой микроорганизми съответства на ферментационните хоризонти и намалява в тях по протежение на почвения профил с намаляване на концентрациите на въглеводороди. Основната „експлозия“ на микробиологичната активност се случва във втория етап на естественото разграждане на маслото. По време на процеса на разлагане на нефт в почвите, общият брой на микроорганизмите се доближава до фоновите стойности, но броят на нефтокисляващите бактерии за дълго време надвишава същите групи в незамърсени почви (южна тайга 10 - 20 години). Промените в околната среда водят до потискане на фотосинтетичната активност на растителните организми. На първо място, това засяга развитието на почвените водорасли: от частичното им инхибиране и замяната на някои групи с други до загубата на отделни групи или пълната смърт на цялата флора на водораслите. Суровият нефт и минералните води особено значително инхибират развитието на водорасли. Фотосинтетичните функции на висшите растения, по-специално на зърнените култури, се променят. Експериментите показват, че в условията на южната тайга, при високи дози на замърсяване - над 20 l/m2, растенията не могат да се развиват нормално върху замърсени почви след една година. Проучванията показват, че в замърсените почви активността на повечето почвени ензими намалява (N. M. Ismailov, Yu. I. Pikovsky 2008). При всяко ниво на замърсяване хидролазите, протеазите, нитрат редуктазите и почвените дехидрогенази се инхибират и уреазната и каталазната активност на почвите леко се повишават. Дишането на почвата също реагира чувствително на замърсяването с нефт. Един от най-обещаващите начини за защита на околната среда от замърсяване е създаването на цялостна автоматизация на процесите на производство, транспортиране и съхранение на нефт. У нас такава система е създадена за първи път през 70-те години. и се прилага в районите на Западен Сибир. Беше необходимо да се създаде нова унифицирана технология за производство на масло. Преди, например, находищата не можеха да транспортират нефт и свързан газ заедно през една тръбопроводна система. За тази цел бяха изградени специални нефтени и газови комуникации с голям брой съоръжения, разпръснати на обширни територии. Полетата се състоеха от стотици съоръжения и във всеки нефтен регион те бяха построени по различен начин, което не позволяваше да бъдат свързани с една система за телеконтрол. Естествено, при такава технология на добив и транспорт се губеше много продукт поради изпаряване и изтичане. Специалистите успяха, използвайки енергията на подпочвените и дълбоки помпи, да осигурят доставката на нефт от кладенеца до централните пунктове за събиране на нефт без междинни технологични операции. Броят на риболовните съоръжения е намалял 12-15 пъти. Други големи страни производителки на петрол по света също следват пътя на запечатване на системи за събиране, транспортиране и третиране на петрол.
Заключение
Курсовият проект разглежда текущите проблеми при разработването на нефтени находища с помощта на контурно и вътреконтурно наводняване.Водата, инжектирана в резервоара, не може да се разглежда под формата на виртуална течност, която не е в състояние да промени значително, например, пропускливостта на резервоара и се използва само като средство за поддържане на налягането в резервоара (RPM). Водата е най-важният изместващ агент, който замества маслото. В тази връзка въпросите за качеството на инжектираната вода и нейното съответствие с резервоарните свойства на пласта се разглеждат от нова гледна точка. Последното е особено важно при разработването на находища и образувания с влошени параметри на резервоара, които съдържат значителни запаси от нефт, които все още не могат да бъдат изместени от често използвана вода. Разгледани са причините за самоколматиране на порести среди, съвременните изисквания към системата за поддържане на налягането, методите и новите технологии за пречистване на инжектирана вода. Показана е осъществимостта на пречистване на водата чрез каскадна технология, която осигурява максимален ефект при минимални разходи.
Библиография
1. А.А.Газизов, А.Ш.Газизов (OJSC "NIIneftepromkhim"), A.I.Nikiforov (Институт по механика и машиностроене KSC RAS) За един критерий за ефективността на разработването на нефтени резервоари чрез наводняване.
2. А.Х. Шахвердиев (АО "ВНИИнефт") Единна методика за изчисляване на ефективността на геоложки и технически мерки
3. В.Г.Пантелеев, В.П. Родионов (BashNIPIneft) Зависимост на коефициента на добив на нефт от скоростта на движение на флуида в порестото пространство на карбонати от башкирския етап
4. V.I.Grayfer, V.D.Lysenko (RITEK JSC) За повишаване на ефективността на разработването на находища при използване на химически реагенти
5. Е.В. Лозин, Е.М. Тимашев, Р.Н. Еникеев, В.М. Сидорович (BashNIPIneft) Регулиране на геоложки, теренни, хидродинамични и геофизични изследвания за контрол на развитието на полето
6. Е.Н. Сафонов, I.A. Исхаков, К.Х. Гайнулин (АНК Башнефт), Е.В. Лозин, Р.Х. Алмаев (BashNIPIneft) Ефективни методи за увеличаване на добива на нефт в полетата на Башкортостан
7. Е.С. Макарова, Г. Г. Саркисов (Roxar Software Solutions, Москва) Основните етапи на триизмерното хидродинамично моделиране на процесите на разработване на природни въглеводородни находища
8. З.М. Хусаинов (НГДУ Нижнесортымскнефт), Р.Х. Хазипов (НПП Биоцид LLC), A.I. Шешуков (СургутНИПИнефт) Ефективна технология за повишен нефтен добив
9. Л.Н. Василиева, Ю.Н. Крашенинников, Е.В. Лозин (BashNIPIneft) Оценка на въздействието на уплътняването на структурата на кладенеца в пилотните райони на Новохазинската област
10. Л. С. Каплан (Октябрски клон на USPTU) Подобряване на технологията за инжектиране на вода в резервоара
11. Н.И. Хисамутдинов (НПО Нефтегазтехнология) Подобряване на методите за решаване на инженерни проблеми в производството на нефт за късния етап на развитие
12. Н.И. Хисамутдинов, И.В. Владимиров (НПО "Нефтегазтехнология"), Р.С. Нурмухаметов, Р.К. Ishkaev (JSC Tatneft) Моделиране на филтриране на флуид във формация със силно пропускливи включвания
13. Р.Г. Сарваретдинов Р.Х. Гилманова, Р.С. Хисамов, Н.З. Ахметов, С.А. Яковлев (NPO Neftegaztekhnologiya, OJSC Tatneft) Формиране на база данни за разработване на геоложки и технически мерки за оптимизиране на производството на нефт
14. Ю.П.Коноплев, Б.А.Тюнкин (ПечорНИПИнефт) Нов метод за термично разработване на нефтени находища
15. Ю.Х. Ширяев, Г.Г. Даниленко, Н.С. Галицина (ООД КАМА-НЕФТ), А.В. Распопов, Т.П. Михеева (PermNIPIneft LLC) Повишаване на ефективността на разработването на находището в последния етап чрез пробиване на допълнителни шахти
Наводняване нефтени полета, инжектиране на вода в нефтени резервоари с цел поддържане и възстановяване на налягането в резервоара (вижте Налягане на дъното) и енергийния баланс на резервоара. При защита се осигуряват високи темпове на производство на нефт и относително висока степен на извличане на нефт от подпочвения слой, тъй като разработването се извършва при най-ефективния режим на водно налягане на формацията (нефтът, съдържащ се в порите или пукнатините на скалите, се заменя с вода). В повечето нефтени региони има източници на вода, подходяща след проста обработка за инжектиране в резервоара. Ефективността на топенето (включително икономическата) допринесе за широкото въвеждане на този метод в производството на нефт в СССР (в края на 60-те години около 1/4 от добива на нефт). Z. ви позволява значително да намалите броя на нефтените кладенци и рязко да увеличите дебита им (дневна производителност), което значително намалява цената на всеки тон произведен нефт. Водоснабдителната система обикновено се състои от водовземни съоръжения, резервоари, пречиствателни станции, помпени станции, водоразпределителни мрежи и инжекционни кладенци. Водата се изпомпва в нефтени резервоари чрез система от инжекционни сондажи, обикновено пробити за тази цел. В зависимост от местоположението на инжекционните кладенци по отношение на нефтеното находище и от взаимното разположение на инжекционните и производствените (производствените) кладенци се разграничават видове инжекционни: контурни, при които всички инжекционни кладенци са разположени в чисто водни зони на образуване извън нефтеното находище; вътрешен, в който инжекционните кладенци са разположени в зоната на нефтеното находище и водата се изпомпва в наситената с нефт част на формацията; ареал, при който петролни и инжекционни кладенци, разположени на специална решетка, се редуват помежду си по определен начин. При граничните води развитието е близко по характер до естествения воднонапорен режим на образуванието с активни крайни (контурни) води. Защитата на контура само засилва този процес, като доближава зоната на захранване на резервоара до находището. За много нефтени находища такава интензификация е от решаващо значение, тъй като само в този случай находището може да бъде разработено в необходимия период от време с най-ефективния режим на изместване на нефта от вода. Понякога те се отличават с т.нар. близкоконтурна защита, при която инжекционните кладенци са разположени на нефтоносния контур (използва се в полета, където пропускливостта на пласта зад контура или на нефтоносния контур значително се влошава). Типичен пример за граничен добив е експлоатацията на находището Бавлинское в Татарската автономна съветска социалистическа република, където този процес е напълно извършен. В резултат на това броят на нефтените кладенци беше намален четирикратно и беше постигнат дългосрочен стабилен добив на нефт. При инжектиране в цикъл водата се изпомпва директно в нефтен резервоар, обикновено в инжекционни кладенци, разположени в редици (вериги), поради което резервоарът е, така да се каже, „нарязан“ от вода на отделни, по-малки находища, които могат да бъдат експлоатирани независимо. Броят на производствените кладенци, разположени в зоната на високо налягане в резервоара (в близост до инжекционните кладенци), нараства, поради което скоростта на добив на нефт рязко се увеличава и времето за разработване на находищата се намалява. Класически пример за възстановяване в рамките на веригата е разработването на девонското петролно находище Romashkinskoye в Татарската автономна съветска социалистическа република. Разделянето на огромните находища по вериги от инжекционни кладенци, извършено от 1954 г., позволи няколко пъти да намали периода на извличане на основните петролни запаси. При по-малки отлагания се използва надлъжна и напречна вътрешноконтурна защита, в зависимост от посоката на “режещите” редове спрямо конструкцията. Площното проучване е най-интензивният метод, при който явлението намеса на кладенци (виж Намеса на кладенци) със същата цел е сведено до минимум и дебитът на кладенците е максимизиран, при равни други условия. Площното запечатване обикновено се използва или от началото на разработката в находища с много ниска пластова пропускливост, където други видове запечатване не са достатъчно ефективни, или след разработване на находище без поддържане на резервоарно налягане като т.нар. вторичен метод за извличане на масло. В много нефтени находища се използват комбинации от описаните видове уплътнения.По време на процеса на разработване често е необходимо да се модифицира уплътнителната система, за да се интензифицира допълнително производството на нефт. Лит.:Наръчник по производство на масло, изд. И. М. Муравьова, т. 1, М., 1958; Проектиране на разработването на нефтени находища, М., 1962 г. Ю. П. Борисов.
Велика съветска енциклопедия. - М.: Съветска енциклопедия. 1969-1978 .
Синоними:Вижте какво е „наводнение“ в други речници:
- (a. наводняване; n. Fluten, Wasserfluten; f. inondation artificielle, injection d eau; i. inundacion) метод за въздействие върху формацията по време на разработката на нефт. m niy, в който поддържането и възстановяването на налягането в резервоара и енергийния баланс... ... Геоложка енциклопедия
Метод за поддържане и възстановяване на налягането за изместване на нефт от резервоар чрез инжектиране на вода. Използва се контурно, вътрешноконтурно, площно наводняване и др.. Чрез наводняване се постигат високи скорости на изтегляне на течности от пластовете и увеличени... ... Голям енциклопедичен речник
Съществително име, брой синоними: 1 топлинно наводняване (1) ASIS Речник на синонимите. В.Н. Тришин. 2013… Речник на синонимите
наводнение- - Теми нефтена и газова индустрия EN наводняване ... Ръководство за технически преводач
Най-широко използваният метод за въздействие върху продуктивна формация с цел поддържане на налягането в резервоара и увеличаване на крайния нефтен добив е методът за инжектиране на вода във формацията (в индустриалната литература този метод се нарича наводняване). В Русия повече от 80% от петролните залежи се разработват чрез наводняване.
Водата се изпомпва през специални инжекционни кладенци. Местоположението и решетката на инжекционните кладенци се определят в технологичната схема на разработване на находището. Препоръчително е да започнете изпомпването на вода в продуктивната формация от самото начало на разработването на нефтените находища.
В този случай е възможно да се предотврати намаляването на налягането в резервоара поради изтеглянето на течност от продуктивната формация, да се поддържа на първоначалното ниво, да се поддържат високи дебити на нефт от кладенци, да се интензифицира разработването на находището и да се осигурят високи коефициенти на възстановяване на нефта. Както беше отбелязано, наводняването се разделя на периферно, периферно и вътрешноконтурно.
При контурно наводняване (фиг. 24) водата се изпомпва в резервоара чрез инжекционни кладенци, пробити отвъд външния петролоносен контур по периметъра на находището. Разстоянието между нагнетателните кладенци се определя в технологичната схема за разработване на дадено находище. Линията от инжекционни кладенци се разпределя на около 400–800 m от външния нефтоносен контур, за да се създаде равномерно въздействие върху находището, да се предотврати образуването на преждевременни наводнения и пробиви на вода към производствените кладенци.
Контурното наводняване обикновено се използва в нефтени находища, които са малки по размер и запаси, в находища с добри резервоарни свойства, както по отношение на дебелината на пласта, така и по площ. При такива условия крайното наводняване осигурява по-пълно развитие на запасите, измествайки петрола към свиващите се редове от производствени кладенци. Недостатъците на контурното наводняване включват повишена консумация на инжектирана вода поради частично отклонение от инжекционната линия; бавна реакция на находището поради разстоянието на инжекционната линия от производствените кладенци и др.
Ориз. 24 Контурно наводняване
По-ефективно въздействие върху нефтеното находище се постига, когато инжекционните кладенци се поставят (пробиват) вътре в нефтоносния контур, в нефтено-водната зона на пласта, в по-пропускливи зони на находището. Този тип наводняване се нарича крайно наводняване.
Използва се наводняване по периметъра:
– на малки депозити;
– при недостатъчна хидродинамична връзка на продуктивния пласт с външния район;
– с цел интензифициране на процеса на производство на масло
По-ефективна система за въздействие върху нефтените залежи, която позволява по-бързо увеличаване на добива на нефт, намаляване на времето за изчерпване на запасите и увеличаване на крайния добив на нефт, е вътрешноцикленото наводняване (фиг. 25).
При вътреконтурно наводняване инжекционните кладенци се намират (пробиват) вътре в нефтоносния контур. Изборът на разположение и мрежа на инжекционните кладенци се определя от специфични геоложки условия, физични и химични свойства на нефта и др.
Ориз. 25 Наводнение във веригата
През последните години за интензифициране на разработването на петролни находища широко разпространен метод се превърна в метода за изкуствено „разрязване“ на находището на отделни зони или блокове чрез изпомпване на вода в редици от инжекционни кладенци, разположени по протежение на предвидените линии на рязане вътре в естествения нефт- носещ контур. В този случай се създават изкуствени вериги за захранване в близост до производствените кладенци и всяка зона се разработва самостоятелно.В началния период, по време на вътрешноконтурно наводняване, водата се инжектира в нефтеното находище. Освен това, в процеса на инжектиране на вода в находищата, се образува водна шахта по линията на инжекционните кладенци, разделяща находището на части. За по-бързо овладяване на процеса на наводняване във веригата, водата се инжектира не във всички инжекционни кладенци на реда за рязане, а през един кладенец, а междинните кладенци на реда се експлоатират временно като нефтени кладенци с принудително изтегляне на масло.
Тъй като водата тече, тези кладенци се разработват и превръщат в инжекционни кладенци. За първи път в страната ни беше извършено линейно наводняване в най-голямото петролно находище в Татарстан - находището Ромашкинское, което беше разделено от редици инжекционни кладенци на 26 отделни производствени зони.
Линейното наводняване позволява да се увеличи скоростта на извличане на нефт и да се намали времето за разработка на големи нефтени находища. В някои случаи, за да се интензифицира разработването на нефтено находище, се използва комбиниран ефект, т.е. контурно (контурно) наводняване с вътреконтурно централно наводняване.
Понастоящем се използват няколко вътрешноконтурни системи за наводняване, които се различават една от друга по местоположението на инжекционните кладенци, последователността на тяхното пускане в експлоатация, скоростта на инжектиране на вода във формацията, както и извличането на нефт от нефтени кладенци.
За вътресхемно наводняване се използва и фокално наводняване. Фокалното наводняване се използва в случаите, когато в определени зони на резервоара няма влияние от наводняване, в резултат на което налягането в резервоара пада в тази област и съответно дебитът на нефт в производствените кладенци намалява. При фокално наводняване се избира кладенец за добив на нефт в центъра на обекта, прехвърля се в кладенец за инжектиране и започва инжектирането на вода, което води до ефекта на инжектираната вода върху околните кладенци за добив на нефт.
Използва се и селективна система за наводняване във веригата. Най-интензивната система на въздействие върху формацията се счита за площно наводняване. При тази система добивните и нагнетателните кладенци се поставят в правилни геометрични блокове под формата на пет-, седем- или девет-точкови решетки, в които се редуват нагнетателни и добивни кладенци. За да се интензифицира производството на нефт и да се увеличи окончателното добив на нефт, газ или въздух се инжектират в продуктивната формация, а вода и газ също се инжектират алтернативно във формацията.
Подобрена система за въздействие върху нефтен резервоар със сложна структура е алтернативното инжектиране на вода и газ в резервоара. В края на 1971 г., въз основа на анализ на развитието на находището Журавлевско-Степановское в района на Оренбург, беше обоснован и промишлено тестван метод за алтернативно инжектиране на вода и газ в нефтен резервоар, за да се увеличи ефективността на изместването. процес и увеличаване на окончателното възстановяване на маслото. Същността на този метод е следната. Газът, когато се инжектира в продуктивната формация, прониква преди всичко във високо пропускливи междинни слоеве, намалява тяхната фазова пропускливост за вода, в резултат на което с последващото инжектиране на вода в продуктивната формация фронтът на изместване се изравнява.
нения и по този начин увеличава покритието на формацията от въздействието. Водата, инжектирана след газа, го изтласква, поради по-ниския си вискозитет, в плътни междинни слоеве с ниска пропускливост, откъдето маслото ще бъде изместено в резултат на бутало и изместване на газа. Методът за редуващо се инжектиране на вода и газ във формацията е вариант на импулсно стимулиране на формацията, тъй като в този случай се създават по-благоприятни условия за проява на капилярни сили поради удвояване на повърхностното напрежение на водата на границата с масло. Частичното разтваряне на газ в масло, намалявайки неговия вискозитет, също помага да се повиши ефективността на процеса на заместване на маслото с вода. В условията на фрактуриран резервоар тези процеси ще протичат по-ефективно, тъй като разтворимостта на газа и гравитационното преразпределение на изместващия агент в маслото се подобряват: разтворимост поради увеличаване на контактната повърхност и гравитационно преразпределение поради свободни потоци в отворени пукнатини . Гравитационното преразпределение на нефт и инжектиран газ по дебелината на резервоара създава условия, които предотвратяват напредналото напояване на резервоара по основата в находища с висок вискозитет на нефта. В допълнение, използването на свързания газ на ранен етап на развитие, поради липсата на потребители, решава един от важните проблеми за опазване на околната среда и недрата. Пилотната работа по този метод е извършена в находището Журавлевско-Степановское в Оренбург през 1971–1974 г. (автори В. И. Кудинов, И. А. Поворов) и дава добри резултати. Според изследванията и пилотната работа крайният добив на нефт с алтернативно инжектиране на вода и газ в резервоара се увеличава с 8–10%. По-нататъшното промишлено прилагане на този метод е възпрепятствано от липсата на компресори с малък размер, високо налягане и висока производителност.
Най-интензивната система за стимулиране на образуването, осигуряваща най-високи темпове на развитие на полето. Използва се при разработване на образувания с много ниска пропускливост.
С тази система производствените и инжекционните кладенци се разполагат според редовни модели на четири-, пет-, седем- и девет-точкови системи.
Така при четириточкова система (фиг. 7.5) съотношението между производствените и инжекционните кладенци е 2:1, с петточкова система -1:1, със седемточкова система -1:2, с девет -точкова система - 1:3. Така най-интензивните сред разглежданите са седем- и деветобалната система.
Фигура 2.5 Основни схеми на наводняване на района.
а - четириточков; b - пет точки; c - седем точки; g - девет точки;
1 - производствени кладенци; 2 - инжекционни кладенци.
Ефективността на наводняването на площта е силно повлияна от хомогенността на образуванието и количеството на запасите от нефт на кладенец, както и от дълбочината на обекта за разработване.
В условията на разнороден пласт, както по разрез, така и по площ, преждевременни пробиви на вода към производствени кладенци се появяват в по-пропускливата част на пласта, което значително намалява добива на нефт през сухия период и увеличава фактора вода-нефт, поради което е препоръчително да се използва наводняване на площ при разработване на по-хомогенни образувания в по-късните етапи на развитие на находището.
Системата за селективно наводняване е вид площно наводняване и се използва в нефтени резервоари със значителна хетерогенност.
При системата за селективно наводняване разработването на резервоара се извършва в следния ред. Находището се пробива по единна триъгълна и четириъгълна решетка, след което всички кладенци се пускат в експлоатация като производствени. Дизайнът на кладенеца е избран по такъв начин, че всеки от тях да отговаря на изискванията за производствени и инжекционни кладенци. Районът на петролното находище е оборудван със съоръжения за събиране на нефт и газ и съоръжения за поддържане на налягането в резервоара, така че всеки кладенец да може да се разработва не само като производствен, но и като инжекционен.
Инжектирането на вода в нефтен резервоар е най-популярният метод за разработване на нефтени находища. Този метод дава възможност да се поддържат високи текущи дебити на нефтени кладенци и в крайна сметка да се постигне висок процент на възстановяване на възстановимите петролни запаси.
Основната цел на инжектирането на вода в резервоара е ефективно изместване на петрола към производствените кладенци и увеличаване на икономическата ефективност на разработването на находището чрез увеличаване на коефициента на добив на нефт от резервоара.
Популярността на този метод за разработване на нефтени находища се обяснява с:
- Обществена достъпност на водата
- Относителната простота на процеса на инжектиране поради наличието на хидравлично налягане на течния стълб в кладенеца
- Способността на водата да се разпространява през наситени с нефт образувания
- Високо възстановяване на маслото при изместване на масло
Наводняването осигурява висока степен на добив на нефт поради два фактора:
- Поддържане на налягането в резервоара на ниво, ефективно за разработване на находище
- Физическо заместване на маслото с вода в порите на резервоара
Разновидностите на метода на наводняване включват инжектиране на разтворители, суспензии и различни реагенти. В някои случаи водата се сгъстява чрез добавяне на полимери и мицеларни разтвори към нея. Но всички тези методи вече спадат към т.нар методи за подобрен нефтен добив (EOR).или третични методи за разработване на нефтени находища.
В какви случаи има смисъл да се използва методът на наводняване и да се организира система за поддържане на налягането в резервоара (RPM) на полето?
За да отговорим на този въпрос, нека си припомним какви естествени режими на работа на депозитите съществуват. И ще разгледаме възможността за организиране на наводняване при определени геоложки условия.
Режим на водно налягане
Как работи:
- Водоносен хоризонт (водоносен хоризонт) поддържа налягането в резервоара
- Изтеглените течности са равни на обемите на притока на вода от водоносния хоризонт
- Маслото се измества вертикално поради доброто водно налягане. В този случай се получава равномерно покачване на контакта масло-вода (OWC).
Възможни проблеми:
- Хетерогенността на резервоара може да ограничи способността на водоносния хоризонт да измества петрола в някои зони на резервоара
Коефициент на възстановяване на маслото:
Висока при умело управление на развитието на резервоара (60-70%)
Мощен водоносен хоризонт с високо налягане може да осигури достатъчно енергия за изместване на нефта
Слабият водоносен хоризонт изисква поддържане на налягането в резервоара чрез инжектиране на вода. В такъв случай:
- Възможно е да се организира контурно (близо до контур) наводняване
- В някои случаи е възможно наводняване на района
Режим на разтворен газ
Как работи
- Маслото с много разтворен газ е под високо налягане
- Ако налягането в резервоара е по-високо от налягането на насищане, разширяването на скалата и течностите, които я насищат, осигуряват енергия за изместване на петрола
- Ако налягането в резервоара е под налягането на насищане, тогава се получава изместване на нефта поради освобождаването и разширяването на газ
Възможни проблеми
- Когато налягането в резервоара е под налягането на насищане, много високата мобилност на газа се превръща в проблем
- Газът излиза, заобикаляйки маслото
- Високо съдържание на газ в производството на кладенци
- Рязко намаляване на налягането в резервоара
Коефициент на възстановяване на маслото
Много ниско (10-30%)
Има ли смисъл от наводняване?
Добър кандидат за наводняване
Наводняването се извършва най-добре при налягане в резервоара, близко до налягането на насищане, така че отделянето на газ от петрола да е под критичното ниво
Гравитационен режим
Как работи
- Процесът на извличане възниква поради гравитацията и разликата в плътността на течностите, насищащи скалата
- За изпълнение на режима пластът трябва да е дебел с висока вертикална пропускливост или простиранието на пласта да е с голям наклон
Възможни проблеми
- Бавният процес на миграция на нефта определя ниските нива на добив
- Газът трябва да се придвижи до горната част на резервоара, за да компенсира течащия нефт
- Резервоарът може да съдържа тежко масло
Коефициент на възстановяване на маслото
Много висока (50-70%)
Има ли смисъл от наводняване?
Може да бъде добър кандидат за наводняване, като се вземат предвид ниските нива на естествено изтегляне
Режим на газова шапка
Как работи
- Има голям обем сгъстен газ, който под въздействието на гравитацията образува така наречената газова шапка
- Разширяващият се газ измества петрола
Възможни проблеми
- Нефтът, проникващ в газовата шапка, причинява непоправими загуби за производство
- Газовият конус и високите съотношения газ/нефт ограничават възможностите за производство на нефт
Коефициент на възстановяване на маслото
Има ли смисъл от наводняване?
Не е подходящ кандидат за наводняване
Оценка на ефективността на метода за наводняване
Икономическата ефективност на метода за наводняване зависи от увеличаването на коефициента на добив на нефт.
Разходите за изпомпване на вода, изграждане на инжекционни кладенци и специални пречиствателни съоръжения трябва да бъдат по-малки от приходите от продажбата на допълнително добития нефт.
