Wasserflutungspläne. Kursarbeit: Entwicklung von Ölfeldern mittels Kontur- und Intra-Circuit-Flutung
Planen
Einführung
1. Geologischer Teil
1.1 Kurze geologische und feldbezogene Eigenschaften des Öl-(Gas-)Feldes
1.2 Grundlegende Informationen zu Stratigraphie, Lithologie und Tektonik
1.3 Eigenschaften von Öl, Gas und Formationsgewässern
2. Technologischer Teil
2.1 Aktueller Entwicklungsstand und Dynamik der wichtigsten technologischen Indikatoren des Bereichs
2.2 Analyse des Zustands des Druckregelsystems
3. Designteil
3.1 Neue Ausrüstung und Technologie zur Abwasserbehandlung
3.2 Möglichkeiten zur Verbesserung der Technologie der Wassereinspritzung in das Reservoir
4. Berechnungsteil
4.1 Berechnung der Entwicklungszeit eines Ölreservoirs
4.2 Berechnung des technischen Injektionsprozesses. Flüssigkeiten in Brunnen
5. Sicherheit und Umweltfreundlichkeit des Projekts
5.1 Arbeitsschutz-, Sicherheits- und Brandschutzmaßnahmen
5.2 Schutz von Untergrund und Umwelt
Abschluss
Literaturverzeichnis
Einführung
Das bei der Sammlung und Aufbereitung vom Öl getrennte Lagerstättenwasser ist stark mineralisiert und darf daher nicht in Flüsse und Stauseen eingeleitet werden, da dies zum Absterben von Süßwasserkörpern führt. Daher wird Formationswasser in produktive oder absorbierende Formationen gepumpt. Zusammen mit Formationswasser wird auch Frischwasser eingepumpt, das im technologischen Prozess zur Ölentsalzung verwendet wird, sowie Regenwasser, das in die industrielle Kanalisation gelangt. Im Allgemeinen werden alle diese Gewässer als Abwasser bezeichnet. An der gesamten Abwassermenge beträgt der Anteil des Reservoirwassers 85–88 %, der Anteil des Süßwassers 10–12 % und der Anteil des Regenwassers 2–3 %. Die Verwendung von Ölfeldabwasser im System zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks während des Wasserdruckmodus der Feldentwicklung ist eine wichtige technische und ökologische Maßnahme im Prozess der Ölförderung, die einen geschlossenen Kreislauf der zirkulierenden Wasserversorgung gemäß dem Schema ermöglicht: Injektionsbrunnen - Reservoir - Produktionsbrunnen - Öl- und Gassammel- und -aufbereitungssystem mit Wasseraufbereitungsanlage - PPD-System. Derzeit werden für RPM-Zwecke mehrere Arten von Wasser verwendet, die von den örtlichen Gegebenheiten abhängen. Hierbei handelt es sich um Süßwasser, das aus speziellen artesischen Brunnen oder Unterkanalbrunnen gewonnen wird, um Wasser aus Flüssen oder anderen offenen Wasserquellen, um Wasser aus Grundwasserleitern im geologischen Bereich des Feldes und um Formationswasser, das bei der Aufbereitung vom Öl abgetrennt wird. Alle diese Wässer unterscheiden sich voneinander in ihren physikalischen und chemischen Eigenschaften und damit in der Wirksamkeit der Beeinflussung der Formation nicht nur zur Erhöhung des Drucks, sondern auch zur Steigerung der Ölförderung. Die Ölvorkommen der meisten Felder in der Ural-Wolga-Region sind vielschichtig mit einer hohen Schicht-für-Schicht-Heterogenität der Gesteine hinsichtlich der Durchlässigkeit und geringen effektiven ölgesättigten Mächtigkeiten. Eine Reihe von Feldern zeichnen sich durch eine hydrodynamische Verbindung zwischen Reservoirschichten aus, die durch die Verschmelzung von Schichten oder eine geringe Mächtigkeit der dazwischen liegenden Abschnitte bei Vorhandensein von Bruchsystemen verursacht wird. Probleme der effizienten Erschließung schwer gewinnbarer Reserven werden durch die Aufteilung von Produktionsanlagen, die Optimierung von Bohrlochmustern, die Verbesserung von Wasserflutungssystemen, die Optimierung von Lagerstätten- und Bohrlochdrücken sowie den Einsatz hydrodynamischer sekundärer und tertiärer Bohrlochstimulationsmethoden gelöst. Daher besteht eine der Hauptbedingungen für eine weitere Steigerung der Effizienz der Reservoirflutung darin, die Bewegung des Wassers durch Kanäle mit geringem Filtrationswiderstand zu begrenzen, was eine rationellere Nutzung seiner Energie zur Ölverdrängung ermöglicht. In der wissenschaftlichen und technischen Literatur werden Studien zur Rolle der Qualität des eingespritzten Wassers nicht ausreichend behandelt. Unter Überschwemmungsbedingungen hängt die Vollständigkeit der Produktion produktiver Formationen in erster Linie vom Abdeckungsgrad des Entwicklungsobjekts sowohl flächenmäßig als auch abschnittsweise ab, der weitgehend durch die Art der Bewegung von injiziertem Wasser und Formationswasser bestimmt wird. Daher sollte das Hauptaugenmerk bei der Geologie- und Feldanalyse auf die Fragen der Formationsbedeckung unter dem Einfluss von injiziertem Wasser und die Besonderheiten der Wasserbewegung durch produktive Formationen gelegt werden. Zu den geologischen und physikalischen Faktoren, die den Wasserflutungsprozess beeinflussen, gehören die Filtrationseigenschaften produktiver Formationen, die Art und der Grad ihrer Heterogenität, die Viskositätseigenschaften sättigender Formationen und die Qualität der in sie gepumpten Flüssigkeiten usw.
1. Geologischer Teil
1.1 Kurze geologische und feldbezogene Eigenschaften des Öl-(Gas-)Feldes
Das Arlanskoje-Feld ist in Bezug auf die Ölreserven einzigartig und liegt im Nordwesten Baschkiriens in der Öl- und Gasprovinz Wolga-Ural. Es liegt auf dem Territorium der Bezirke Krasnokamsk und Dyurtyulinsky der Republik und teilweise auf dem Territorium von Udmurtien. Das Feld wurde 1955 entdeckt und 1958 mit der Erschließung begonnen. Kommerziell ölführende Lagerstätten sind terrigene Lagerstätten der Visean-Stufe des Unterkarbons und Karbonatlagerstätten der Moskauer Stufe der Mittel- und Tournais-Stufen des Unterkarbons. Das Hauptausbeutungsobjekt sind die terrigenen Formationen des Unterkarbons. Für die weitere Entwicklung der Arlan-Lagerstätte ist die Erschließung mittelkarbonischer Lagerstätten von großer Bedeutung. Der Industrieölgehalt des letzteren wurde fast zeitgleich mit der Entdeckung des Feldes festgestellt, erregte jedoch aufgrund der komplexen Struktur der Lagerstätten lange Zeit keine große Aufmerksamkeit. Die Länge beträgt mehr als 100 km bei einer Breite von bis zu 25 km und ist auf eine ausgedehnte Antiklinalfalte mit sanften Flügeln beschränkt. Ölhaltige Sandsteine des Visean-Stadiums des Unterkarbons, Karbonatreservoirs der produktiven Kaschiro-Podolsk-Schichten des Mittelkarbons. Die Hauptreserven konzentrieren sich in den Sandsteinen der terrigenen Schichten des Unterkarbons (75 % der ursprünglichen Reserven) in einer Tiefe von 1400–1450 m. Während der Entwicklung wird die Stauseeflutung eingesetzt. Die Hauptmethode für den Betrieb von Förderbrunnen ist die Mechanisierung. Der gesamte Brunnenbestand beträgt etwa 8.000 Einheiten. Öl wird mit einem hohen Wassergehalt (93 %) hergestellt.
1.2 Grundlegende Informationen zu Stratigraphie, Lithologie und Tektonik
Das Arlan-Ölfeld ist eines der größten des Landes und das größte in Baschkortostan. Seine Länge entlang der ölführenden Kontur in der terrigenen Abfolge des Unterkarbons (LCNS) beträgt mehr als 100 km, seine Breite bis zu 30 km. Ölführende Schichten sind die TTNK-Sandsteinschichten (Elkhovsky-, Radaevsky-, Bobrikovsky-, Tula- und Aleksinsky-Horizonte der Visean-Stufe), Karbonate der Tournaisian-Stufe, Vereisky-, Kashira- und Podolsky-Horizonte der Moskauer Stufe des Mittelkarbons. Die Lagerstätte ist auf eine ausgedehnte asymmetrische Antiklinale mit nordwestlicher Richtung beschränkt. Sein südwestlicher Flügel ist steil (bis zu 4°), der nordöstliche Flügel ist flacher (bis zu 1°). Die Amplitude der Struktur entlang einer geschlossenen Isohypse von 1190 m beträgt 90-100 m. Im Kern der Falte befindet sich ein riesiges Barriereriff aus dem Alter des Oberdevons (Famennium). Entlang des Daches des TTNK wird die Struktur durch eine Vielzahl lokaler Erhebungen kleinerer Größe und Amplitude erschwert. Ihre Größe variiert, überschreitet jedoch nicht 1–5 km. Im weiteren Verlauf ist die Struktur weniger kontrastreich und wird in den permischen Ablagerungen praktisch eingeebnet. Die Tiefe des TTNK beträgt 1250–1300 m und fällt regional von Süden nach Norden ab. Im TTNK-Abschnitt werden neun Sandsteinschichten unterschieden und klar korreliert: Aleksinsky-Horizont - Schicht C0; Tula-Horizont – Schichten C I, C II, C III, C IV0, C IV, C V und C VI0; Bobrikovsky-Radaevsky-Horizont - Schicht C VI. Die Dicke der Schichten variiert stark von Well zu Well. Die wichtigsten und flächenmäßig beständigsten sind die Schichten C II, C III (im nördlichen Teil des Feldes) und C VI. Die übrigen Schichten sind dünner und heterogener. Sandsteine zeichnen sich durch relativ hohe Filter- und Kapazitätseigenschaften (FPP) aus. Die Mächtigkeit des TTNK liegt zwischen 33 und 150 m. Sein starker Anstieg beschränkt sich auf Zonen tiefer Erosion der Karbonatschichten der Tournaisium-Stufe. In einigen Quellen sind Kalksteine aus dem Tournaisium vollständig erodiert und die entstandenen Karstlöcher sind mit einer dicken Schicht terrigener Sedimente gefüllt. Karbonatlagerstätten des Mittelkarbons (Kashiro-Podolsk und Tournaisium) weisen wesentlich schlechtere Lagerstätteneigenschaften auf (geringe Durchlässigkeit und Porosität, geringe Mächtigkeit). Öle aller Gegenstände haben eine hohe Viskosität (20–30 mPa⋅s), ihre Dichte beträgt 0,88–0,90 t/m3. Der Sättigungsdruck im TTNK beträgt 8 MPa, die Gassättigung liegt zwischen 5 und 20 m3/t. Der Ölgehalt des mittleren Karbonabschnitts wurde hauptsächlich im Zusammenhang mit der Suche und Exploration von Ölvorkommen in den terrigenen Schichten des Unterkarbons untersucht. Stratigraphisch umfassen die Ablagerungen des Mittelkarbons den oberen Teil des Baschkirischen Stadiums und das gesamte Moskauer Stadium. Sie bestehen aus Karbonatgesteinen mit untergeordneten Zwischenschichten aus Mergeln, Tonsteinen und Schluffsteinen und kommen hauptsächlich im Vereisky-Horizont vor. Basierend auf dem Komplex aus geologischen und feldgeophysikalischen Materialien werden die betrachteten Sedimente in 11 Einheiten (I-XI) unterteilt, von denen die II-VII-Einheiten der Kashira- und Podolsk-Horizonte kommerziell ölhaltig sind, und die Produktivität der Letzteres wurde nur im Wjatskaja-Gebiet gegründet. Die identifizierten Einheiten lassen sich nicht nur innerhalb des betrachteten Gebiets, sondern auch auf einem bedeutenden Gebiet des Birsk-Sattels und der angrenzenden Gebiete des Perm-Baschkirischen Bogens und der Werchnekamsk-Senke recht deutlich verfolgen. Jedes der Mitglieder ist ein rhythmisch aufgebauter lithologischer Komplex, dessen unterer Teil aus Karbonatgesteinen mit einem hohen Gehalt an porös-durchlässigen Sorten besteht und dessen oberer Teil überwiegend aus dichten undurchlässigen Karbonaten, Ton- und Tonkarbonat-Ablagerungen besteht. Gemäß der Standardprotokollierung zeichnen sich die Böden jedes Mitglieds in der Regel durch negative SP-Werte, niedrige GM, positive MS-Inkremente, niedrige und durchschnittliche GPS-Werte aus und werden bei der Unterteilung und Korrelation des mittleren Karbonabschnitts bedingt als identifiziert eine produktive Formation. Der obere, dichteste Teil des Abschnitts der betrachteten Pakete, der als „dichter Abschnitt“ identifiziert und als ölbeständig bewertet wird, weist entgegengesetzte elektrische und funktechnische Eigenschaften auf. Die markierten produktiven Schichten sind beschränkt auf: B1 (Mitglied XI) – auf die Baschkirische Stufe, darüber liegende B1-B3 (Mitglieder VIII-X) – auf die Vereisky, K1-K4 (Mitglieder IV-VII) – auf die Kashira-Stufe, P1 -P3 (Mitglieder I und III) – bis zum Podolischen Horizont. Beim Vergleich dieser produktiven Formationen zeigt sich eine komplexe linsenförmige Verteilung der darin enthaltenen Reservoirschichten, die auf häufige Änderungen der mineralogischen Zusammensetzung, der Struktur- und Texturzusammensetzung sowie der kapazitiven und Filtrationseigenschaften der Gesteine zurückzuführen ist. Wie Studien gezeigt haben, ist der lithologisch heterogene produktive Abschnitt des Mittelkarbons allgemein mit Rekristallisation, Dolomitisierung, Sulfatisierung, Verkieselung usw. verbunden. Innerhalb der Lagerstätte Arlanskoye wird beim Umzug in das Gebiet Novokhazinskaya eine signifikante qualitative Veränderung des produktiven Abschnitts festgestellt ; die lithologische Heterogenität (Dissektion) der III-VI-Mitglieder nimmt stark zu, der Grad ihrer Dolomitisierung und Sulfatisierung nimmt zu, die Intensität und Vielfalt der Erscheinungsformen postsedimentärer Transformationen nimmt zu, die Reservoireigenschaften und die Ölsättigung der konstituierenden Gesteine deutlich verschlechtern und das stratigraphische Niveau der ölführenden Lagerstätten sinkt. Die aufgeführten Merkmale verstärken sich auf natürliche Weise in südöstlicher Richtung, und im Abschnitt Yusupovsky der Lagerstätte Arlanskoye wird der gesamte Abschnitt des mittleren Karbons unproduktiv. In den Gebieten Arlanskaya und Nikolo-Berezovskaya sind die Blöcke III und IV industriell ölführend und auf die Basis des Podolsk-Horizonts (P3) bzw. die Spitze des Kashira-Horizonts (K1) und nur auf das Gebiet Novokhazinskaya beschränkt in seiner nördlichen Hälfte (Sharipovsky-Gebiet) das darunter liegende V und die Mitglieder VI (K2 und K3), identifiziert in der Mitte des Kashira-Horizontabschnitts. Im nordwestlichen Teil des Arlanskoye-Feldes im Wjatka-Gebiet nimmt der Bereich des kommerziellen Ölgehalts zu und umfasst die II-III-Einheiten des Podolsk-Horizonts (P2 und P3) sowie die IV-, V- und VII-Mitglieder des Kashira-Horizonts (K1, K2). und K4), deren Gesamtmächtigkeit 110 m erreicht (Abb. 1).
Abb.1. Diagramm der Verteilung der Ölvorkommen im Mittelkarbon des Arlanskoje-Feldes
Verteilung der Öltragfähigkeit produktiver Formationen: a - P 2, P 3, K 1, K 2, K 4; b - P 3, K 1; c - K 2, K 3; Einsatzgebiete: 1 – Vyatskaya, 2 – Arlanskaya, 3 – Nikolo-Berezovskaya, 4 – Novokhazinskaya. Im Rahmen der Prospektions- und Explorationsarbeiten wurden Ölvorkommen im Arlanskoje-Feld und im Bohrloch festgestellt. 92 und 210 im Gebiet Nikolo Berezovskaya wurden Ölzuflüsse während der Öffnung und Erprobung der Formationen B2 und B3 (Einheiten IX und X) im unteren Teil des Vereisky-Horizonts festgestellt. Allerdings ist ihr Ölgehalt noch nicht ganz geklärt. Aus der durchgeführten Struktur-Gesichtsanalyse geht hervor, dass die Voraussetzungen für die äußerst heterogene (differenzierte) räumliche Verteilung des Ölgehalts der Sedimente des Mittelkarbons (genauer Kashirsko-Podolsk) des Arlanskoje-Feldes während der Akkumulationsperiode gelegt wurden und primäre (sedimentationsdiagenetische) Transformation von Sedimenten unter den Bedingungen eines flachen Schelfmeerbeckens mit scharf zergliederter Bodentopographie, instabilen hydrodynamischen, Temperatur- und hydrochemischen Regimen und einem allgemein heißen Klima. Dies führte zur vorherrschenden Akkumulation von Karbonatsedimenten, die durch strukturelle, mineralogische Heterogenität und vielfältige Erscheinungsformen in den nachfolgenden Phasen ihrer Transformation (späte Diagenese, Epigenese) sekundärer Prozesse gekennzeichnet sind, unter denen der Dolomitisierung und genetisch eine besondere Rolle zukommt eng verwandte Sulfatisierung.
1.3 Eigenschaften von Öl, Gas und Formationsgewässern
Auf dem Territorium der nördlichen Hälfte der Lagerstätte (Arlanskaya-, Nikolo-Berezovskaya- und Vyatskaya-Gebiete), die hypsometrisch unterhalb des Novokhazinskaya-Gebietes liegt, fand die Anhäufung und Umwandlung von Kashirsko-Podolsk-Lagerstätten unter kombinierter Beteiligung einer ziemlich intensiven hydrodynamischen Aktivität des Meeres statt Gewässer und Kationenaustauschprozesse (metasomatische Prozesse), die sich grundsätzlich positiv auf die Bildung von Reservoirgesteinen auswirken. Infolgedessen besteht der Hauptteil der porös-permeablen Schichten der produktiven Schichten K 1 und P 3 aus organogen-reliktischen (metasomatischen) Dolomiten und biomorphen (hauptsächlich foraminiferalen) dolomitisierten Kalksteinen, auf die die Entstehung von Porenräumen zurückzuführen ist die primäre Platzierung geformter Elemente (hauptsächlich Schalen von Organismen) des Sediments unter aktiver Beteiligung der Dolomitmetasomatisierung. Die Umwandlung der Sedimente in Folgephasen erfolgte hauptsächlich unter dem Einfluss der Auswaschung kalkhaltiger Reliktbereiche, die nicht durch Dolomit ersetzt wurden. Eine deutlich andere Karbonat-Anreicherungsumgebung befand sich in der Kaschira-Podolsk-Zeit auf dem Gebiet des Novokhazinskaya-Gebiets, bei dem es sich um eine riesige Sandbank handelte, die etwas von den Hauptgewässern des Meeresbeckens isoliert war. Hier konvergierten unter dem Einfluss hoher Alkalität, Mineralisierung und Temperatur des Meeresbodens die Löslichkeiten von CaCO 3 und MgCO 3, was zur Umwandlung dieser Komponenten in Dolomit und dessen intensive Anreicherung beitrug. Darüber hinaus werden optimale Bedingungen für die Dolomitsedimentation im Moment der Übersättigung natürlicher Meeresgesteine mit Calciumsulfaten erreicht. Nach geophysikalischen Feldstudien von Bohrlöchern werden in den Gebieten Arlanskaya und Nikolo-Berezovskaya in der produktiven Formation K 1 bis zu sechs Schichten porös-permeabler Gesteine und in der P 3-Formation bis zu zwei Schichten unterschieden. Jede der Zwischenschichten hat eine Mächtigkeit von 0,5 bis 3-4 m. In den produktiven Formationen K 2 und K 3 werden der höchste Grad an lithologischer Heterogenität und ausgeprägte linsenförmige Reservoirs beobachtet, die ihre schwache hydrodynamische Verbindung und extrem niedrige Produktivität bestimmen des Gebiets Novokhazinskaya. Im Abschnitt der produktiven Formationen gibt es zwischen porös-permeablen Schichten, die gut mit Öl gesättigt sind, in erhöhten hypsometrischen Höhen (über dem OWC) häufig Schichten mit hochporösem Gestein (mehr als 15 %), die aufgrund geringer Permeabilität (weniger als 0,005 μm 2) und deren linsenförmiges Vorkommen, erwiesen sich als schwach ölgesättigt (nicht industriell) oder vollständig wasserführend. Solche Schichten überwiegen in den Abschnitten der meisten Brunnen gegenüber gut gesättigten Schichten. In vielen von ihnen enthalten die Schichten nur vergrabenes Wasser. Das Vorhandensein wassergesättigter Schichten unter gut gesättigten Schichten wird durch die Produktion von Wasser zusammen mit Öl in Bohrlöchern in hohen hypsometrischen Höhen bestätigt (Abb. 2).
Reis. 2. Schematisches Profil des ölführenden Teils der Kashira-Podolsk-Lagerstätten im Arlan-Gebiet. a - dichter Abschnitt zwischen den Schichten; Zwischenschichten: b – industriell ölhaltig, c – leicht ölgesättigt, d – wassergesättigt; d - VNK; e – dichtes Gestein in der produktiven Formation; 1-8 Vertiefungen
Um die effektive ölgesättigte Kapazität produktiver Formationen in diesen Fällen zu beurteilen, reicht es nicht aus, die traditionelle Methode zur Bestimmung der unteren Grenze der Porosität zu verwenden, bei der die Gesteine undurchlässig werden und ihre Reservoireigenschaften verlieren. Diese Grenze für die Lagerstätten Kashira-Podolsk liegt bei 9-11 %. Ausschlaggebend ist hierbei der minimale Ölsättigungswert. Um die Art der Sättigung der Formationen zu bestimmen, wurden Materialien aus Untersuchungen von Öl- und Gaskondensaten, BC (vorzugsweise mit stark mineralisiertem Wasser) und Böden nach allgemein anerkannten Methoden verwendet. Basierend auf den erhaltenen Verteilungen des spezifischen Widerstands (rp) der Formationen, die sich in den bekannten Öl- und Grundwasserleiterteilen der Lagerstätte befinden, und den Verteilungen des komplexen Parameters Kp 2 rp für dieselben Schichten, ihre kritischen Werte für ölführende Formationen identifiziert (rp = 7 Ohm-m und Kp 2 r p r p =0,41). Unter Verwendung spezifischer Abhängigkeiten r p = f (k p) und r p = f (Kn), die aus der Untersuchung von Kernproben gewonnen wurden, wird die Untergrenze des Ölsättigungskoeffizienten (Kn) auf 0,62 bis 0,67 festgelegt. Diese Werte stimmen gut mit den Ergebnissen von Bohrlochuntersuchungen überein, d.h. In keinem der getesteten Abschnitte, aus denen kommerzielle Ölströme gewonnen wurden, wurden Formationen mit einer Ölsättigung von weniger als 67 % identifiziert. Somit wurden gemäß der beschriebenen Methodik für jede produktive Schicht die folgenden Parameter bestimmt: h ef, r p, Kp und Kn. In einigen Fällen wurden INK-Materialien verwendet, um die Art der Lagerstättensättigung zu beurteilen, was den etablierten Wert der Ölsättigung durch R-Punkt bestätigte. Das komplexe Bild der hypsometrischen Verteilung des Ölgehalts in dem Abschnitt in Gegenwart von wassergesättigten Schichten ist häufig erzeugt den Anschein einer starken Schwankung des Ölgehalts. Die Grenze einer Öllagerstätte oder der ölführenden Kontur ist unter diesen Bedingungen die Linie der Ersetzung industrieller ölführender Lagerstätten durch undurchlässiges Gestein. Aufgrund der Art der Verteilung ölgesättigter Schichten im gesamten Feldgebiet werden voneinander isolierte ausgedehnte, mittlere und kleine ölführende Gebiete unterschieden. Die identifizierten Merkmale der Verteilung des Ölgehalts und der Struktur der Ölvorkommen in den Karbonatvorkommen des Mittelkarbons des Arlanskoje-Feldes ermöglichten es, Berechnungsobjekte und Gebiete mit unterschiedlichen Reservenkategorien zu identifizieren, Berechnungsparameter zu bestimmen und die erwartete Ölförderung zu ermitteln Faktoren für verschiedene Abschnitte der Lagerstätte, berechnen den Saldo und die förderbaren Reserven an darin gelöstem Öl und Gas nach Industriekategorien A, B und C 1. Das Feld ist erschlossen, die Ölvorkommen im mittleren Karbon sind flach, sodass sie schnell und kostengünstig in die kommerzielle Entwicklung überführt werden können.
2. Technologischer Teil
2.1 Aktueller Entwicklungsstand und Dynamik der wichtigsten technologischen Indikatoren des Bereichs
Lassen Sie uns die in Tabelle 1 dargestellten technischen und wirtschaftlichen Indikatoren des Arlan UDNG analysieren.
Tabelle 1 – Wichtigste technische und wirtschaftliche Indikatoren des Arlan UDNG für 2006-2008.
| Indikatoren | 2006 | 2007 | 2008 |
| Ölförderung tausend Rubel | 2168,5 | 2156 | 2181 |
| Kommerzielles Öl t.t | 2153,043 | 2140,664 | 2170,173 |
| Bruttoproduktion tausend Rubel | 1627180 | 1504413 | 1618174 |
| Durchschnittliche Tagesproduktion von Ölquellen pro verbrauchtem Bohrloch des vorhandenen Bestands, Tonnen/Tag | 2,3 | 2,2 | 2,2 |
| Extraktion von flüssigem t.t. | 12119 | 13325 | 13913 |
| 82,1 | 83,8 | 84,3 | |
| Inbetriebnahme neuer Ölquellen mittels SCR | 27 | 30 | 28 |
| auch vom Geheimdienst | 2 | 2 | 3 |
| 0,954 | 0,956 | 0,950 | |
| Erfüllung des Volumens der Kapitalinvestitionen Tausend Rubel. | 331856 | 700545 | 556037 |
| inkl. Produktionsbohrung tausend Rubel | 82429 | 119800 | 173315 |
| Erkundungsbohrungen | 58183 | 124000 | 77706 |
| Brunnenbau | 76762 | 173418 | 124632 |
| Durchschnittliche jährliche Kosten der Anlage- und Produktionsanlagen nach Kernaktivität | 2842535 | 3180431 | 3925996 |
| Kapitalproduktivität (Bruttoproduktion pro 1 Rubel. durchschnittlicher Jahreswert des industriellen Produktionskapitals) Rubel. | 0,57 | 0,47 | 0,41 |
Beginnen wir mit einer Analyse des Produktionsprogramms. Im Jahr 2008 wurde der Ölförderplan um 3,1 % übertroffen. Die jährliche Ölförderung stieg im Jahr 2008 im Vergleich zu 2007 um 25.000 Tonnen.
Gleichzeitig stieg die Menge an kommerziellem Öl und belief sich auf 101,4 % des Niveaus von 2007.
Die Abbildungen 3 und 4 zeigen die Dynamik der Öl- und Flüssigkeitsproduktion in den letzten fünf Betriebsjahren der NGDU Krasnokholmskneft.
Reis. 3 Fluidproduktionsdynamik
Reis. 4 Dynamik der Ölförderung
In den letzten Jahren ist die Ölförderung vor dem Hintergrund einer Zunahme der Flüssigkeitsproduktionsmengen allmählich zurückgegangen, was auf einen Anstieg des Wasseranteils in Bohrlöchern hinweist. Im Jahr 2008 wurde mehr Wasser eingepumpt, was zu einer Steigerung der Flüssigproduktionsmenge um 462,7 Tsd. Tonnen führte.
Lassen Sie uns die Veränderung des Ölfördervolumens und die Faktoren, die diese Veränderung beeinflusst haben, genauer analysieren.
Zur Verdeutlichung erstellen wir Tabelle 2 der Datenänderungen für 2008 im Vergleich zu 2006 und 2007.
Tabelle 2 – Änderungen im Haupt-TEP
| Indikatoren | absolute Veränderung | % ändern | ||
| 2008- 2006 | 2008-2007 | 2008/2006 | 2008/ 2007 | |
| Ölförderung tausend Rubel | 12,5 | 25,0 | 100,6 | 101,2 |
| Bruttoproduktion tausend Rubel | -9006,0 | 113761 | 99,5 | 107,6 |
| Durchschnittliche Tagesproduktion von Ölquellen pro verbrauchter Quelle des vorhandenen Bestands in Tonne/Tag | -0,1 | 0 | 95,7 | 100,0 |
| Öl-Wasser-Anteil (Gewicht) % | 2,2 | 0,5 | 102,7 | 100,6 |
| Ausbeutungsverhältnis des vorhandenen Ölquellenbestands | -0,004 | -0,006 | 99,58071 | 99,37238 |
Die durchschnittliche Tagesproduktion von Ölquellen sinkt, blieb aber im Jahr 2008 dank der ergriffenen Maßnahmen auf dem Niveau des Vorjahres.
Es ist zu erkennen, dass der Wasseranteil des geförderten Öls zunimmt (Abb. 5), was sich negativ auf die Ölförderung auswirkt. Im Vergleich zum Jahr 2000 stieg der Öl-Wasser-Anteil (nach Gewicht) um 2,2 %.
Reis. 5 Dynamik des Öl-Wasser-Schnitts (Gewicht) %
Die Auslastung des vorhandenen Bohrlochbestands nimmt ab, was zu einem Rückgang der Ölförderung führt.
Die Zahl der Ölquellen nimmt jedes Jahr gleichmäßig (Abb. 6) um etwa 29 zu. Dadurch bleibt das Niveau der Ölförderung erhalten.
Reis. 6 Dynamik der Anzahl der Brunnen (Brunnen)
2.2 Analyse des Zustands des Druckregelsystems
Natürliche Vorkommensregime von Ölvorkommen sind von kurzer Dauer. Der Prozess der Reduzierung des Reservoirdrucks beschleunigt sich, wenn die Flüssigkeitsentnahme aus dem Reservoir zunimmt. Und dann beginnt selbst bei einer guten Anbindung der Öllagerstätten an den Versorgungskreislauf durch ihre aktive Beeinflussung der Lagerstätte unweigerlich die Erschöpfung der Lagerstättenenergie. Damit einher geht ein weit verbreiteter Rückgang des dynamischen Flüssigkeitsspiegels in Bohrlöchern und infolgedessen ein Rückgang der Produktion. Bei der Organisation der Behälterdruckhaltung (RPM) besteht das schwierigste theoretische Problem, das noch nicht vollständig gelöst wurde, darin, eine maximale Ölverdrängung aus dem Behälter bei effektiver Steuerung und Regelung des Prozesses zu erreichen. Es ist zu beachten, dass sich Wasser und Öl in ihren physikalischen und chemischen Eigenschaften unterscheiden: Dichte, Viskosität, Oberflächenspannungskoeffizient, Benetzbarkeit. Je größer der Unterschied zwischen den Indikatoren ist, desto schwieriger ist der Verdrängungsprozess. Der Mechanismus zum Verdrängen von Öl aus einem porösen Medium kann nicht durch eine einfache Kolbenverschiebung dargestellt werden. Hier kommt es zu einer Vermischung von Wirkstoffen, zu einer Unterbrechung des Ölstroms, zur Bildung getrennter, abwechselnder Öl- und Wasserströme, zur Filtration durch Kapillaren und Risse sowie zur Bildung von Stagnations- und Sackgassenzonen. Der Ölgewinnungsfaktor eines Feldes, dessen Maximalwert ein Techniker anstreben sollte, hängt von allen oben genannten Faktoren ab. Die bisher gesammelten Materialien ermöglichen es, die Auswirkungen jedes einzelnen davon abzuschätzen. Einen bedeutenden Platz in der Effizienz des Prozesses zur Aufrechterhaltung des Reservoirdrucks nimmt die Platzierung von Bohrlöchern im Feld ein. Sie bestimmen das Überschwemmungsmuster, das in verschiedene Typen unterteilt wird. Die Aufrechterhaltung des Reservoirdrucks, die in unserem Land erstmals unter dem Namen Randflutung auftrat, ist weit verbreitet. Heute ist es eine sekundäre Methode der Ölförderung (wie es anfangs genannt wurde) und eine unabdingbare Voraussetzung für die rationelle Erschließung von Lagerstätten von Anfang an, ist in Entwicklungsprojekten enthalten und wird auf vielen Feldern des Landes durchgeführt. Im Laufe der Jahre wurden im Arlanskoje-Feld groß angelegte Experimente durchgeführt, um Methoden zur Steigerung der Ölförderung zu testen. Die größte davon war die langfristige Injektion einer Tensidlösung im Gebiet Nikolo-Berezovskaya. Leider war das Ergebnis negativ und das Experiment wurde abgebrochen. Eines der größten ist auch ein Experiment zur Untersuchung der Abhängigkeit des Ölförderungsfaktors von der Dichte des Förderbrunnennetzes im Gebiet Novokhazinskaya. Der Umfang dieser Werke war einzigartig. Die erzielten Ergebnisse belegen eindeutig, dass die Produktion von Reserven maßgeblich von der Netzdichte bestimmt wird. Zusätzlich zu den oben genannten Experimenten wurden vor Ort Arbeiten im Pilot- und Industriemaßstab zur In-situ-Verbrennung durchgeführt (die Verbrennung konnte organisiert werden, aber aufgrund des Vorhandenseins saurer Produkte waren die Ergebnisse negativ), der Intensivierung von die Produktion nicht entwässerter Reserven dünner Formationen durch Verringerung des Abstands zwischen Produktions- und Injektionsbrunnen, Polymerflutung, Änderung der Filtrationsrichtung, Injektion gelbildender Zusammensetzungen usw. Es kann festgestellt werden, dass die Entwicklung von Lagerstätten des Mittelkarbons und Die Tournaisian-Phase wurde bisher willkürlich durchgeführt, da es für diese Objekte kein eigenes Bohrlochnetz sowie kein System zur Aufrechterhaltung des Reservoirdrucks gibt (mit Ausnahme des Vyatka-Gebiets, in dem die Lagerstätten des Kashiro-Podolsk-Horizonts erbohrt wurden). Verwendung eines eigenen Brunnenmusters mittels Wasserflutung). Die Entwicklung dieser Objekte ist überwiegend auf Kosten des revolvierenden Fonds geplant. Insgesamt wurden etwa 9.000 Brunnen für verschiedene Zwecke gebohrt. Der Wassergehalt des Produkts beträgt 95 %. Die Ölproduktion ging auf 4,2 Millionen Tonnen/Jahr zurück. Mehr als 1.000 Brunnen wurden außer Betrieb genommen. Auch die Flüssigkeitsentnahme ging von 160 auf 80 Millionen Tonnen zurück. Über den gesamten Entwicklungszeitraum wurden 457 Millionen Tonnen Öl gefördert, davon 404,2 Millionen Tonnen von TTNK. Trotz einiger Defizite kann die Entwicklung des Fachgebiets jedoch als zufriedenstellend beurteilt werden. Der erreichte Recovery-Faktor beträgt 0,396 und der Entwicklungsstand lässt darauf hoffen, dass der genehmigte Recovery-Faktor erreicht wird. Das technologische Schema zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks im Arlan UDNG wird durch das Ölfeldentwicklungsprojekt und vor allem durch die Anzahl und Lage der Injektionsbohrungen bestimmt. Die folgenden Haupt-PPD-Systeme des Arlan UDNG können unterschieden werden:
a) ein autonomes System, wenn die Injektionsanlage (Pumpstation) ein Injektionsbohrloch versorgt und sich in unmittelbarer Nähe zu diesem befindet;
b) ein zentralisiertes System, bei dem eine Pumpstation die Injektion eines Wirkstoffs in eine Gruppe von Brunnen gewährleistet, die sich in beträchtlicher Entfernung von der Pumpstation befinden.
Das zentralisierte PPD-System ist wiederum in Gruppen- und Radialsysteme unterteilt. Bei einem Gruppensystem werden mehrere Brunnen mit einer Injektionsleitung versorgt: Eine Variante des Gruppensystems ist die Verwendung von Verteilerpunkten (DP), in diesem Fall wird eine Gruppe von Brunnen direkt an den DP angeschlossen. Bei einem Radialsystem wird jedem Injektionsbrunnen eine separate Injektionswasserleitung von der Pumpstation zugeführt. Das autonome System umfasst ein Wassereinlassbauwerk, eine Hebestation, eine Injektionspumpstation und einen Injektionsbrunnen. Das Entnahmebauwerk ist eine Quelle der Wasserversorgung: Hier wird Wasser zum Zweck der Einspeisung in den Stausee entnommen. Wassereinlässe sind unterteilt in: a) Unterkanal; b) offen. Bei Unterlaufwasserentnahmen entlang von Flussbetten werden Unterlaufbrunnen mit einer Tiefe von 12...15 m und einem Durchmesser von 300 mm bis zum Grundwasserleiter gebohrt. Das Wasser wird durch eine artesische oder elektrische Pumpe gefördert, die in den Brunnen abgesenkt wird. In Siphon-Wasserentnahmestellen wird Wasser unter dem Einfluss eines Vakuums, das durch spezielle Vakuumpumpen in einem Vakuumkessel erzeugt wird, aus Brunnen abgepumpt und das darin eintretende Wasser durch Pumpen zur Pumpstation P der Hebe- und Injektionsanlage abgepumpt. Bei offenen Wassereinläufen wird eine Pumpeinheit in der Nähe einer Wasserquelle installiert und pumpt Wasser von dieser zur Injektionsstelle. Es können unterirdische Pumpstationen eingesetzt werden, deren Pumpen unterhalb des Flussniveaus liegen. In den letzten Jahren besteht ein zunehmender Anteil des in den Stausee eingespeisten Wassers aus Abwasser, das in speziellen Anlagen aufbereitet und in Einspeiseanlagen abgepumpt wird. Das zentrale Injektionssystem umfasst einen Wassereinlass, eine zweite Hebestation, eine Cluster-Injektionspumpstation und Injektionsbrunnen. Eine Cluster-Pumpstation (PSS) ist eine spezielle Konstruktion aus Beton oder Ziegeln, in der Pump- und Energieanlagen, Prozessleitungen sowie Start- und Steuerausrüstung untergebracht sind. In den letzten Jahren haben sich bei der Arlansky UDNG Blockpumpstationen durchgesetzt, die in Fabriken in Form einzelner Blöcke hergestellt und montiert an den Aufstellungsort geliefert werden.
3. Designteil
3.1 Neue Ausrüstung und Technologie zur Abwasserbehandlung
Ölfeldabwasser ist ein verdünntes Dispersionssystem mit einer Dichte von 1040–1180 kg/m 3, dessen Dispersionsmedium hochmineralisierte Salzlösungen vom Chlor-Kalzium-Typ (Natriumchlorid, Kalziumchlorid) sind. Dispergierte Phasen des Abwassers sind Öltröpfchen und Feststoffsuspensionen. Bei der Gewinnung von Bohrbrunnen aus dem Untergrund enthält das Formationswasser, das sich im emulgierten Zustand befindet, praktisch keine Verunreinigungen: Die Verunreinigungen überschreiten nicht 10-20 mg/l, aber nach der Trennung der Emulsion in Öl und Wasser sinkt der Gehalt an dispergierte Partikel im abgeschiedenen Wasser nehmen stark zu: Öl – bis zu 4-5 g/l, mechanische Verunreinigungen – bis zu 0,2 g/l. Dies wird durch die Tatsache erklärt, dass infolge einer Abnahme der Grenzflächenspannung an der Öl-Wasser-Grenzfläche aufgrund der Einführung eines Demulgatorreagenzes in das System und der Turbulenz der geschichteten Strömung die Dispersion von Öl in Wasser sowie das Auswaschen und Peptisieren verschiedener Schlammablagerungen (Korrosionsprodukte, Tonpartikel) auf den morgendlichen Rohrleitungsoberflächen. Darüber hinaus sammelt sich in Wasserabscheidern eine Zwischenschicht aus Wassertröpfchen mit unzerstörten Panzerhüllen an, Agglomerate feste Partikel, mechanische Verunreinigungen, asphaltharzhaltige Stoffe und hochschmelzende Paraffine, Mikrokristalle von Salzen und andere Schadstoffe. Bei der Anreicherung wird ein Teil der Zwischenschicht mit Wasser ausgeschieden und eine erhebliche Menge an Schadstoffen gelangt in die Gewässer. Durch die Vermischung von Wässern unterschiedlicher chemischer Zusammensetzung kommt es zu einer Störung des Sulfatgleichgewichts, was auch zu einer Zunahme fester Sedimente führt. Abwasser enthält gelöste Gase: Sauerstoff, Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid, die ihre korrosive Aktivität verstärken, was zu einem schnellen Verschleiß von Ölfeldausrüstung und Pipelines und folglich zu einer sekundären Verschmutzung des Abwassers mit Korrosionsprodukten führt. Abwasser enthält Eisen (bis zu 0,2 g/l), dessen Oxidation zur Bildung von Sedimenten und Kohlendioxid führt. Ölfeldabwasser kann mit im Regenwasser enthaltenen sulfatreduzierenden Bakterien kontaminiert sein, was zur Ausfällung von Kalziumkarbonat und Eisensulfid beiträgt. Das Vorhandensein von Öltröpfchen und mechanischen Verunreinigungen im Abwasser führt zu einem starken Rückgang der Injektivität produktiver und absorbierender Formationen. Bevor Abwasser in produktive oder absorbierende Formationen gepumpt wird, muss es daher gereinigt werden. Die wichtigsten Qualitätsindikatoren von Wasser, die ihre Nutzung ermöglichen, sind:
4) Konzentration von Wasserstoffionen (pH) – 8,5...9,5;
Diese Daten basieren auf den Erfahrungen mit der Druckhaltung im Tuymazinskoye-Feld und sollten bei der Organisation der Druckhaltung in anderen Gebieten berücksichtigt werden. Im Tuymazinskoye-Feld wurde die chemische Aufbereitung von Süßwasser getestet, um Salze und Schwebstoffe daraus zu entfernen. In der Folge wurden viele Wasseraufbereitungsprozesse aufgegeben, weil sie sie für ungerechtfertigt hielten. Wenn jedoch für dieses Feld, das eine hohe Porosität und Durchlässigkeit der Formationen aufweist, die Weigerung, Wasser mit der oben genannten Technologie aufzubereiten, keine erheblichen Komplikationen beim Betrieb des Systems verursachte, könnte dies für andere Gebiete inakzeptabel sein. Dann begann die Injektion von Formationswasser, was eine eigene Vorgehensweise erforderte. Stauseegewässer zeichnen sich durch einen hohen Gehalt an Salzen, mechanischen Verunreinigungen, dispergiertem Öl und hohem Säuregehalt aus. Somit gehört das Wasser der Formation D 1 des Ölfeldes Tuymazinsky zu hochmineralisierten Solen vom Typ Calciumchlorid mit einer Dichte von 1040...1190 kg/m³. mit einem Salzgehalt von bis zu 300 kg/m³. (300 g/l). Die Oberflächenspannung von Wasser an der Grenzfläche zum Öl beträgt 5,5...19,4 dyn/cm, der Gehalt an Schwebstoffen beträgt bis zu 100 mg/l, die granulometrische Zusammensetzung der Schwebstoffe ist durch einen überwiegenden Gehalt an Partikeln bis zu 2 gekennzeichnet Mikrometer (mehr als 50 Gew.-%). Bei der Abtrennung vom Öl werden Formationswässer mit Frischwasser, Demulgatoren sowie Prozesswasser aus Ölaufbereitungsanlagen vermischt. Dieses Wasser, Abwasser genannt, wird in den Stausee gepumpt. Ein charakteristisches Merkmal von Abwasser ist der Gehalt an Erdölprodukten (bis zu 100 g/l), Kohlenwasserstoffgasen bis zu 110 l/m³ und Schwebstoffen bis zu 100 mg/l. Die Einspritzung dieses Wassers in ein Reservoir kann nicht ohne Reinigung gemäß den erforderlichen Standards durchgeführt werden, die auf der Grundlage der Ergebnisse der Piloteinspritzung festgelegt werden. Um den Frischwasserverbrauch zu reduzieren und produziertes Formationswasser zu nutzen, wird derzeit häufig Abwasser zur Druckhaltung eingesetzt. Das Wasser muss vorbehandelt werden, um mechanische Verunreinigungen (bis zu 3 mg/l) und Erdölprodukte (bis zu 25 mg/l) zu entfernen. Die am weitesten verbreitete Reinigungsmethode ist die Schwerkrafttrennung der Komponenten in Tanks. In diesem Fall wird ein geschlossenes Schema verwendet. Abwasser, das Erdölprodukte bis zu 500.000 mg/l und Feststoffe bis zu 1.000 mg/l enthält, gelangt von oben in Absetzbecken. Die oben befindliche Ölschicht dient als eine Art Filter und verbessert die Qualität der Wasserreinigung aus Öl. Mechanische Verunreinigungen setzen sich ab und werden, wenn sie sich ansammeln, aus dem Tank entfernt. Aus dem Tank fließt Wasser in den Druckfilter. Anschließend wird der Rohrleitung ein Korrosionsinhibitor zugeführt und das Wasser zur Pumpstation abgepumpt. Vertikale Stahltanks werden zum Sammeln und Absetzen von Wasser verwendet. Um sie vor den Auswirkungen von Formationswasser zu schützen, werden auf der Innenfläche der Tanks Korrosionsschutzbeschichtungen angebracht. Die Wahl des technologischen Schemas zur Abwasserbehandlung hängt von vielen Faktoren ab: Art der Produktion, Rohstoffe, Qualitätsanforderungen und Mengen des behandelten Abwassers. Die Auswahl der Behandlungsanlagen erfordert eine umfassende Bewertung der Produktionsbedingungen: die Verfügbarkeit vorhandener Behandlungsanlagen, die Verfügbarkeit von Produktionsflächen für die Modernisierung vorhandener und die Platzierung neuer Anlagen, eingehende und erforderliche Ausgangskonzentrationen von Schadstoffen und vieles mehr. Anlagen zur Aufbereitung von Abwasser zur Flutung von Öllagerstätten werden in offene und geschlossene Anlagen unterteilt. Das aus der Ölaufbereitungsanlage kommende Abwasser I der offenen Kläranlage wird dem Sandfang 1 zugeführt , wo sich große mechanische Verunreinigungen ablagern. Vom Sandfang fließt das Abwasser durch Schwerkraft in den Ölfang 3, die dazu dient, den Großteil des Öls und der mechanischen Verunreinigungen vom Wasser II zu trennen. Sein Funktionsprinzip basiert auf der Schwerkraftabscheidung bei niedriger Abwassergeschwindigkeit (weniger als 0,03 m/s). Bei dieser Geschwindigkeit der Abwasserbewegung haben Öltröpfchen mit einem Durchmesser von mehr als 0,5 mm Zeit, an die Oberfläche zu schwimmen. In der Falle III angesammeltes Öl wird über ein Ölsammelrohr und eine Pumpe entfernt 2 zur Wiederaufbereitung an die Ölaufbereitungsanlage geliefert. Nach der Ölfalle wird das Abwasser zur weiteren Reinigung von Öl und mechanischen Verunreinigungen in Absetzbecken geleitet. 4, wobei die Absetzdauer mehrere Stunden bis zwei Tage betragen kann. Um den Prozess der Sedimentation fester Schwebstoffe oder die Neutralisierung des Abwassers vor dem Absetzbecken zu beschleunigen, werden dem Wasser manchmal Chemikalien zugesetzt: Kalk, Aluminiumsulfat, Ammoniak usw. Nach dem Absetzbecken beträgt der Ölgehalt im Abwasser 30-40 mg/l und mechanische Verunreinigungen - 20-30 mg/l. Diese Tiefe der Abwasserbehandlung IV Normalerweise reicht es aus, es in absorbierende Formationen zu pumpen, und in diesem Fall Wasser durch die Kammern 5 Und 6 wird von Pumpen 7 aufgenommen, die es in Absorptionsbrunnen pumpen. Das Einspritzen von Wasser in Einspritzbrunnen erfordert eine tiefere Reinigung. In diesem Fall das Abwasser aus der Kammer 6 Pumpe 8 an abwechselnd arbeitende Filter weitergeleitet 9 Und 10. Als Filtermaterial werden Quarzsand (Fraktion 0,5-1,5 mm), Anthrazitspäne, Blähtonsand, Graphit usw. verwendet. Das in den Filter eintretende Abwasser darf nicht mehr als 40 mg/l Öl und nicht mehr als 40 mg/l enthalten. l mechanische Verunreinigungen 50 mg/l. Der Restgehalt an Öl und mechanischen Verunreinigungen nach dem Filter beträgt 2-10 mg/l. Gereinigtes Wasser aus Filter V gelangt in den Tank 11, von wo aus es von einer Hochdruckpumpe gepumpt wird 14 wird in den Schluckbrunnen gepumpt. Nach 12-16 Betriebsstunden verschmutzt der Filter und der Durchfluss wird auf einen anderen Filter umgeschaltet, und der verschmutzte Filter wird auf Waschen umgeschaltet. Der Filter wird mit gereinigtem Wasser aus der Pumpe gewaschen. 13 aus Behälter 11 entnommen und in umgekehrter Richtung durch den Filter gepumpt. Die Waschdauer beträgt 15 - 18 Minuten. Wasser, das gewaschenen Schlamm enthält, wird in einen Schlammtank eingeleitet 12. Geschlossene Kläranlagen verhindern den Kontakt von Wasser mit Luftsauerstoff und verhindern so oxidative Reaktionen. Nach dem Funktionsprinzip werden geschlossene Anlagen in Absetz-, Filtrations-, Flotations- und Elektroflotationsanlagen unterteilt.
Die vom Feld kommende Wasser-Öl-Emulsion I in einer geschlossenen Abwasseraufbereitungsanlage wird mit heißem Formationswasser VII vermischt, aus Absetzbecken oder Demulgatorerhitzern der Ölaufbereitungsanlage entnommen und enthält ein Demulgatorreagens, durchläuft einen Vertropfer 1 und gelangt in einen Absetzbehälter mit flüssigem hydrophilem Filter 2 , bei dem eine Vorwasserableitung durchgeführt wird. Der Absetzbehälter mit hydrophilem Flüssigkeitsfilter basiert auf einem vertikalen Standardbehälter und verfügt über eine Siphonvorrichtung, die die Aufrechterhaltung einer bestimmten Wasserschicht unter der Ölschicht gewährleistet. Die Wasser-Öl-Emulsion, die durch Mischen mit heißem Wasser mit Demulgatorreagenz und turbulenter Vermischung im Tropfenbildner ihren Typ von umgekehrt zu direkt geändert hat, gelangt in den Absetzbehälter 2 unter der Wasserschicht durch den Verteiler. Beim Aufstieg durch einen flüssigen hydrophilen Filter (Wasserschicht) werden Öltröpfchen vom Emulsionswasser befreit. Auf diese Weise erfolgt eine Vorentwässerung des Öls und die Entfernung des vorentwässerten Öls II aus dem oberen Teil des Absetzbehälters 2. Das in dieser Stufe abgetrennte Abwasser III fließt in ein Absetzbecken mit hydrophobem Flüssigkeitsfilter 3. Auch dieser Absetzbehälter basiert auf einem Standard-Vertikaltank und verfügt über eine Siphonvorrichtung, die die Aufrechterhaltung einer bestimmten Ölschicht über der Wasserschicht gewährleistet. Das Abwasser wird durch einen radialen Lochverteiler in die Ölschicht (hydrophober Flüssigkeitsfilter) eingeleitet und nach unten fallend von Öltröpfchen befreit. Das aufgefangene Öl V (Fallenöl) wird in einer Kammer gesammelt, oben aus dem Absetzbehälter entnommen und zur Ölaufbereitungsanlage geleitet. An der Öl-Wasser-Grenzfläche kann sich eine Schicht der unzerstörbaren Emulsion IV bilden , das regelmäßig entfernt und ebenfalls der Ölaufbereitungsanlage zugeführt wird. Das durch die Ölschicht gelangte und vom Hauptteil des Tröpfchenöls befreite Wasser unterliegt ebenfalls einer Sedimentation in der Wasserschicht. Alle diese Vorgänge sorgen für eine ausreichend gründliche Reinigung des Formationswassers von tropfendem Öl und des gereinigten Wassers VI, das durch Behälter 4 gelangt ist , Pumpe 5 wird in Absorptions- oder Injektionsbrunnen gepumpt. Der Hauptapparat geschlossener Kläranlagen, die auf dem Filtrationsprinzip basieren, ist ein vom BashNIPIneft-Institut entwickelter Koaleszenzfilter-Abscheider Typ FZh-2973. Das Abwasser wird zunächst in einem horizontalen Absetzbecken der Sedimentation unterzogen und dann durch das Zulaufrohr geleitet 6 gelangt in das Aufnahmefach IN Absetzfilter im mittleren Teil des Gehäuses 3. Abwasser aus dem Aufnahmefach durch perforierte Trennwände 10 gelangt in die Filterkammern B. Die Filterfächer sind mit einem Koaleszenzfilter gefüllt 5, das als Polyethylengranulat mit einer Korngröße von 4-5 mm eingesetzt wird. Polyethylen hat eine hydrophobe Eigenschaft: Öl benetzt es, Wasser jedoch nicht. Daher verschmelzen (koaleszieren) Öltröpfchen, die auf der Oberfläche des Granulats verbleiben, und verlassen die Filterkammern B in Absetzkammern A in vergrößerter Form. Aus diesem Grund kommt es in den Absetzkammern zu einer schnellen Schichtung von Wasser- und Öltröpfchen, und Öl wird von oben durch die Ölauslassrohre 1 und gereinigtes Wasser durch Rohre 7 entfernt. In den Absetzkammern abgelagerte mechanische Verunreinigungen werden durch Rohre entfernt 8. Die Absetzabteile sind mit Mannlochluken ausgestattet 2. Das Be- und Entladen von Polyethylengranulat in die Filterfächer erfolgt durch Luken 4 Und 9. Wenn körniges Polyethylen verstopft ist, wird es gewaschen, indem 10-15 % Kerosindispersion 30 Minuten lang in gereinigtes Wasser gegeben wird.
Technologisches Schema einer geschlossenen Kläranlage nach dem Sedimentationsprinzip
Die Abwasserbehandlung nach dem Flotationsprinzip erfolgt in einem Flotationsbecken. Bei der Flotation werden kleinste dispergierte Partikel mithilfe von in der Flüssigkeit schwebenden Gasblasen aus einer Flüssigkeit extrahiert. In einem Flotationsbecken bilden sich in der Flotationszone Gasblasen 5 aufgrund der Freisetzung von gelöstem Gas aus gasgesättigtem Abwasser infolge eines Druckabfalls beim Eintritt in diese Zone. Gassättigungsdruck von Wasser - 0,3-0,6 MPa; Die aus Wasser freigesetzte Gasmenge beträgt 25 l/m3. Mit einem Lochverteiler wird gasgesättigtes Wasser durch das Einlaufrohr 1 in den unteren Teil der Flotationszone eingeleitet. Das Abwasser steigt in der Flotationszone mit einer Geschwindigkeit auf, die dafür sorgt, dass das Wasser etwa 20 Minuten in der Flotationszone bleibt. Aufsteigende Gasblasen treffen auf ihrem Weg auf dispergierte Partikel, die im Wasser verteilt sind. Dispergierte Partikel, die von Wasser schlecht benetzt werden (Öltröpfchen), werden von Blasen erfasst, schwimmen auf die Oberfläche und bilden dort eine Schaumschicht. Das aufgefangene Öl wird im Yults-Graben gesammelt 4 Es sammelt Öl und wird über ein Rohr abgeführt 2. Wasser aus der Flotationszone 5 fließt in die Absetzzone 6, befindet sich im Ringraum zwischen dem Gehäuse 3 aus dem Tank und der Flotationszone, wo es langsam nach unten fällt. Dispergierte Partikel, die gut mit Wasser benetzt sind, werden in der Flotationszone nicht von Gasblasen aufgefangen, sondern setzen sich unter dem Einfluss der Schwerkraft in den Flotations- und Absetzzonen ab, von wo aus das Sediment durch entsprechende perforierte Rohre und Leitungen abgeführt wird 9 Und 10. Das gereinigte Wasser wird über einen ringförmigen, perforierten Sammler und ein Rohr abgeführt 8. Der Flotationstank ist versiegelt, sodass das aus dem Wasser freigesetzte Gas über Rohr 7 von der Oberseite des Tanks entfernt wird. Der Gehalt an Verunreinigungen (mg/l) im Abwasser, das zur Reinigung in den Flotationstank gelangt, sollte betragen: Öl - 300, Mechanische Verunreinigungen – bis zu 300. Rest Der Gehalt im gereinigten Wasser, das den Flotationstank verlässt, beträgt (mg/l): Öl – 4–30, mechanische Verunreinigungen – 10–30.
Unter Elektroflotation versteht man die Flotation mit Gas, das bei der Elektrolyse entsteht. Bei der Elektrolyse von Wasser entstehen Blasen aus Sauerstoff und Wasserstoff. Der Vorteil der Elektroflotation gegenüber der Gasflotation besteht in der Möglichkeit, bei der Elektrolyse fein verteilte Gasblasen von bis zu 16 * 10 7 Stk/(m 2 * min) zu erhalten, was zu einer schnellen Klärung von ölhaltigem Wasser führt. Der Kern der Elektroflotationsmethode zur Abwasserbehandlung ist wie folgt. Im Technologiebehälter sind Elektroden installiert und ein konstanter elektrischer Strom wird durch ihn geleitet. Durch die Elektrolyse werden an den Elektroden Gasblasen freigesetzt, die nach oben steigen und in die Schicht des zu behandelnden ölhaltigen Wassers eindringen. Bei der Bewegung im Abwasser kollidieren Blasen mit im Wasser suspendierten dispergierten Partikeln, haften an ihnen und lassen sie schweben. Dadurch werden dispergierte Partikel im oberen Teil des Behälters in Form von Schaum gesammelt, der mit einem Kratzförderer entfernt wird. Das gereinigte Wasser wird über ein Rohr am Boden des Geräts abgeführt. Der Prozess der Abwasserbehandlung durch Elektroflotation wird maßgeblich von der Lage der Elektroden beeinflusst. Es wird empfohlen, eine Elektrode an der Unterseite des Geräts so zu platzieren, dass sie möglichst die gesamte Unterseite bedeckt. Dies ist notwendig, damit die bei der Elektrolyse an dieser Elektrode freigesetzten Blasen das gesamte Volumen des zu behandelnden Wassers durchdringen und die Flotation der dispergierten Partikel gewährleisten. Die zweite Elektrode ist in einer vertikalen Position befestigt, sodass sie die Flotation dispergierter Partikel nicht beeinträchtigt. Elektroden werden in Form von Platten und Gittern hergestellt, mit beweglichen Elektroden kann der Abstand reguliert werden. zwischen ihnen. Um die Effizienz von Flotations- und Elektroflotationsprozessen zu steigern, werden dem gereinigten Abwasser chemische Reagenzien zugesetzt, die je nach Wirkungsmechanismus auf dispergierte Partikel in zwei Gruppen unterteilt werden: Koagulanzien und Flockungsmittel. Gerinnungsmittel sind Elektrolyte, deren Zugabe zum Abwasser zur Verbindung winziger dispergierter Partikel zu größeren Verbindungen und anschließender Sedimentation führt. Der Wirkungsmechanismus eines Gerinnungsmittels wie Aluminiumsulfat ist wie folgt. Beim Auflösen von Aluminiumsulfat kommt es zu seiner Hydrolyse:
Al 2 (SO 4) 3 « 2AI 3+ + 3SO 4 2- ,
Al 3+ + ZN 2 O „Al (OH)3 + ZN+.
Das entstehende Aluminiumhydroxid ist ein flockiges, gallertartiges Sediment, das beim Absetzen dispergierte Partikel (Öl und mechanische Verunreinigungen) mit sich führt. Da dieser Prozess aktiv in einer alkalischen Umgebung abläuft, wird gleichzeitig mit dem Koagulationsmittel Ammoniakwasser oder Kalkmilch (erhalten durch Löschen von Kalk) zugegeben. Gerinnungsmittel sind neben Aluminiumsulfat auch Eisenchlorid und Eisensulfat. Flockungsmittel sind wasserlösliche Polyelektrolyte mit hohem Molekulargewicht. Der Mechanismus ihrer Wirkung besteht darin, dass lange Ketten von Polyelektrolytmolekülen durch ihre aktiven Zentren (hydrophile Gruppen) auf der Oberfläche dispergierter Partikel adsorbiert werden, was zur Ausflockung führt. Anders als bei der Koagulation kommen bei der Flockung dispergierte Partikel nicht miteinander in Kontakt, sondern werden durch eine Brücke von der Molekülkette des Flockungsmittels getrennt. Als Flockungsmittel Es wird wasserlösliches Polymer verwendet Polyacrylamid(PAA). Die Effizienz von Gerinnungs- und Flockungsmitteln erhöht sich erheblich, wenn sie gemeinsam im Abwasserbehandlungsprozess eingesetzt werden. Darüber hinaus ist die Dosierung von Flockungsmitteln zehn- oder sogar hundertmal geringer als die von Gerinnungsmitteln.
3.2 Möglichkeiten zur Verbesserung der Technologie der Wassereinspritzung in das Reservoir
In vielen mehrschichtigen Feldern des Arlan UDNG und einer Injektionsbohrung gibt es mehr als zwei bereits geöffnete (perforierte) Produktionsobjekte. Dies geschah, um den Lagerstättendruck (Wasserinjektionsvolumen) aufrechtzuerhalten und gleichzeitig die Kapitalinvestitionen für den Bau neuer Injektionsbrunnen zu begrenzen. Es ist bekannt, dass die gemeinsame Injektion von Wasser in mehrere Schichten mit unterschiedlicher Durchlässigkeit zu einer schnellen Verwässerung der Lagerstätten, einer geringen Abdeckung ihres Einflusses und der Bildung von Wasserblockaden einzelner unbebauter Zonen führt. Gleichzeitig führt das beschleunigte Vordringen der Front der Ölverdrängung durch Wasser durch hochpermeable Formationen zu Wasserdurchbrüchen an den Böden von Produktionsbohrungen und infolgedessen steigen die Menge des geförderten Wassers und die Kosten für seine Injektion. Dies führt im besten Fall zu einem Anstieg der Kosten der Ölförderung und im schlimmsten Fall zur Stilllegung eines überfluteten Bohrlochs und zum Verlust ungenutzter Ölreserven, die in Formationen mit geringer Durchlässigkeit verbleiben. Die Praxis der gemeinsamen Injektion von Wasser in mehrere Schichten führt auch zum Verlust von Informationen über die tatsächliche Injektion von Wasser in jede der Schichten. Der Widerspruch zwischen „wirtschaftlichen Überlegungen“ und dem Schutz des Untergrunds bei der Auswahl von Produktionsanlagen kann bereits gelöst werden, wenn wir die Technologie gleichzeitig nutzen – die getrennte Einspeisung von Wasser in mehrere Produktionsanlagen über einen Brunnen. Diese Technologie ist Teil der Technologie zur gleichzeitigen getrennten Entwicklung mehrerer Produktionsanlagen, die vom UralGeoTech Research Institute und dem Bashneft Research Institute vorgeschlagen wird. Die wichtigsten Besonderheiten dieser Technologie sind: abwechselndes Absenken von Formationsabschnitten, Überprüfung der Dichtheit des Packers (von unten und von oben) für jeden nachfolgenden Abschnitt entsprechend dem Intervall, für das eine differenzierte Unterdrückung erforderlich und möglich ist. Dadurch werden Strömungen sowohl zwischen ausgewählten Intervallen – Schichten durch den Packer zum Zeitpunkt der Injektion (mit unterschiedlichen Übergewichten für unterschiedliche Intervalle) als auch durch den Rohrstrang zum Zeitpunkt der Abschaltung – trotz erheblicher Unterschiede im Lagerstättendruck verhindert und außerdem eine zuverlässige Versorgung gewährleistet Entnahme der Multipacker-Anlage aus Bohrlöchern zur Inspektion oder Reparatur. Mit dieser Technologie können Sie jedes der ausgewählten Intervalle separat untersuchen und unter Berücksichtigung bestehender Einschränkungen den optimalen Repressionswert für sie festlegen. Zur Umsetzung der Technologie wird eine Brunnenanlage verwendet, die aus einem Rohrstrang mit mehreren Packern besteht, deren Anzahl mit der Anzahl der Abschnitte übereinstimmt, und jeder Abschnitt enthält mindestens eine Brunnenkammer mit einem Ventil, das den Durchfluss reguliert. In diesem Fall werden ein oder mehrere Packer oben mit einem Rohrstrangtrenner ohne oder mit Thermokompensator oder mit einem separaten Teleskopanschluss zum separaten Absenken und Herausziehen jedes Abschnitts aus dem Bohrloch sowie zur Entlastung des Rohrstrangs ausgestattet Rohrstrang. Abbildung 1 zeigt ein Layoutdiagramm für die Wassereinspritzung in drei Produktionsanlagen (isolierte Formationen). In den Regeln für die Erschließung von Öl- und Gasölfeldern wird unter einem Betriebsobjekt „eine produktive Formation, ein Teil einer Formation oder eine Gruppe von Formationen, die durch ein unabhängiges Bohrlochnetz für die Erschließung vorgesehen sind“, verstanden, was dies nicht ausschließt Kombination mit anderen Objekten, verfügt jedoch über ein individuelles Wirkungssystem, das eine differenzierte Steuerung der Filterströme (Behälterfeld) ermöglicht. Druck)“. Wenn durch eine Injektionsbohrung zwei heterogene und hydraulisch isolierte Formationen von zwei unterschiedlichen Vertiefungen betroffen sind und aus Produktionsbohrungen auf denselben Formationen auch völlig unabhängige Werte von Vertiefungen entstehen, sind diese Formationen als separate Produktionsentwicklungsobjekte zu betrachten .
Reis. 7 Schema des unterirdischen Grundrisses der ORZ-Injektionsbohrung
Und umgekehrt, wenn bei der gemeinsamen Ausbeutung mehrerer Formationen einige dieser Formationen beispielsweise aufgrund geringer Durchlässigkeit oder aufgrund der Unmöglichkeit, auf ihnen einen maximalen Druckgradienten zu erzeugen, überhaupt nicht beeinträchtigt werden, kann dies kaum der Fall sein als Produktionsobjekte eingestuft, da sie sich in diesem Fall nicht von nicht perforierten Formationen unterscheiden. Ein unabhängiges Bohrlochnetz auf der Ebene jedes Objekts ist lediglich erforderlich, um ein optimales Reservoirdruckfeld sicherzustellen, das an die spezifischen geologischen und technologischen Bedingungen des ausgewählten Objekts angepasst ist. Mit der Technologie der gleichzeitigen getrennten Entwicklung mehrerer Objekte kann dies durch ein kombiniertes Brunnenmuster für diese erreicht werden. Derzeit werden Arbeiten an Injektionsbrunnen mit vier isolierten Reservoirintervallen durchgeführt, es besteht jedoch eine grundsätzliche und technische Möglichkeit, die Anzahl solcher Intervalle (Objekte) deutlich zu erhöhen. Die erfolgreiche Implementierung dieser Technologie ist bei Injektionsbrunnen möglich, die über ein offenes Loch zu produktiven Formationen verfügen. Dadurch können Sie die Wasserinjektionsmodi in jedem Intervall (Formation) ändern, indem Sie Steuerventile oder Armaturen mithilfe von Seiltechnologie und Spezialwerkzeugen austauschen. Mit dieser Technologie ist es möglich, die Wassereinspritzung in jedes Objekt zu steuern und Entwicklungsprozesse optimal zu regulieren – einzelne Formationen aufgrund der betrieblichen (durch Austausch von Bohrlochkopf- oder Bohrlochreglern in den entsprechenden Abschnitten) veränderten Regime der einzelnen Formationen unterschiedlich zu beeinflussen die Bohrlochschichten in einem weiten Bereich, was letztendlich den Ölgewinnungsfaktor erhöht. Diese Technologie ermöglicht es, die Unterdrückung zu optimieren, die Filterrichtung zu ändern und eine instationäre Wasserflutung auch im Winter durchzuführen. Daher ist es in mehrschichtigen Lagerstätten erforderlich, die ORRNEO-Technologie in großem Maßstab einzusetzen, um eine differenzierte Wirkung auf verschiedene Produktionsobjekte (Abschnitte und/oder Abschnitte des Reservoirs) sicherzustellen. Derzeit werden Arbeiten an Injektionsbrunnen mit vier isolierten Reservoirintervallen durchgeführt, es besteht jedoch eine grundsätzliche und technische Möglichkeit, die Anzahl solcher Intervalle (Objekte) deutlich zu erhöhen. Der Durchmesser des Rohrstrangs und die Standardabmessungen des Steuerventils für jeden Abschnitt werden mit dem Softwarepaket SANDOR der Uraler Zweigstelle des Baschkirgaz-Forschungsinstituts in Abhängigkeit von den geologischen und feldbezogenen Eigenschaften der entsprechenden Betriebsanlagen ausgewählt. Jeder nachfolgende Abschnitt wird auf eine Säule aus Prozessrohren abgesenkt, und der obere Abschnitt wird auf eine Säule aus Vorratsrohren abgesenkt. Spezialgeräte für die Implementierung der ORRNEO-Technologie werden von NTP Neftegaztekhnika LLC, Ufa, entwickelt. Schauen wir uns die einzelnen Entwicklungen genauer an. Säulentrennschalter Typ RKG, RKM, RKSh. Der Strangtrenner dient zum Trennen (durch hydraulische Wirkung – RKG oder mechanisch RKM, RKSh) und anschließenden Verbinden (automatisch – durch hydraulische oder mechanische Wirkung) des Rohrstrangs mit einem im Bohrloch installierten Packer sowie zum Ausgleich von Änderungen in der Länge des Rohrstrangs unter thermobaren Bedingungen (Abb. 8 ) Packer vom Typ PDSh. Der Hauptvorteil dieses Packers ist die Erhöhung seiner Dichtheit sowie die Zuverlässigkeit der Förderung aus dem Bohrloch. Gleichzeitig wird die Anzahl der Hebevorgänge und Unfälle beim Betrieb einer Multipackeranlage reduziert. Der Packer verfügt oben über einen Anker, der sowohl durch den Rohr- als auch den Bohrlochdruck ausgelöst wird, was die Zuverlässigkeit des Packers sowohl beim Setzen als auch während seines Betriebs erhöht. Der Packer verfügt außerdem über eine „Cone-Ram“-Verankerungsvorrichtung an der Unterseite, die sowohl von der Spannung (8 - 12 Tonnen) des Rohrstrangs als auch im spannungslosen Zustand durch Bewegen (mechanisch oder hydraulisch) der Schiebehülse im Rohrstrang gelöst wird Zylinder, ohne die Scherschrauben des Stößelhalters abzuschneiden.
Abb.8 Säulentrennschalter RKSh
Bohrlochregler Typ 5 RD. Dieser Regler ermöglicht es, abhängig von den Lagerstättenparametern, einen bestimmten Bohrlochbodendruck oder eine bestimmte Wasserdurchflussrate während des Injektionsprozesses aufrechtzuerhalten, selbst wenn sich der Lagerstättendruck und der Injektionskoeffizient ändern. Bohrlochregler Typ 5 PP. Dieser Regler ermöglicht im Gegensatz zu herkömmlich verwendeten Bohrlochkopfarmaturen die schnelle Änderung und Aufrechterhaltung eingestellter Bohrlochdruckwerte, insbesondere bei der Untersuchung von Formationen. Die Wirksamkeit der Technologie zum gleichzeitigen getrennten Pumpen von Wasser in mehrere Schichten an Injektionsbrunnen wurde auf den folgenden mehrschichtigen Feldern getestet: Vanyeganskoye, Ai-Eganskoye, Priobskoye, Tarasovskoye, Barsukovskoye, Yuzhno-Tarasovskoye, Festivalnoye, Vostochno-Yagtinskoye, Yuzhno- Kharampurskoye und andere. Der wirtschaftliche Effekt dieser Technologie äußert sich hauptsächlich in einer zusätzlichen Ölproduktion oder einer Reduzierung der Kapitalinvestitionen für die Bohrung zusätzlicher Bohrlöcher. Im Vergleich zum getrennten Betrieb mehrerer Schichten ermöglicht die Technologie:
Reduzieren Sie die Kapitalinvestitionen für das Bohren von Brunnen (2-3 Mal);
Betriebskosten (variable Kosten) senken (um 20–40 %);
Reduzieren Sie die Entwicklungszeit eines mehrschichtigen Feldes (um 30 %);
Erhöhen Sie die kostengünstige Entwicklungszeit von bewässerten und gasgefüllten Formationen, indem Sie deren Betrieb durch den Anschluss zusätzlicher Anlagen verlängern.
Erhöhen Sie den Ölrückgewinnungsfaktor von Lagerstätten, indem Sie den Zeitraum ihrer profitablen Erschließung verlängern;
Reduzieren Sie die Wahrscheinlichkeit des Einfrierens von Weihnachtsbäumen und Durchflussverteilern von Injektionsbrunnen aufgrund der geringen Durchlässigkeit der Formation.
Erhöhen Sie die Effizienz der Nutzung von Bohrlöchern und Bohrlochgeräten;
Reduzieren Sie die Wahrscheinlichkeit von Gehäuselecks in der Produktion.
Im Vergleich zur gemeinsamen Nutzung mehrerer Schichten ermöglicht die Technologie:
Erhöhung des Ölrückgewinnungsfaktors von Formationen durch Zerlegung von Objekten unterschiedlicher Durchlässigkeit und unterschiedlicher Sättigung und Erhöhung des Grades ihrer Überflutungsabdeckung;
Steigerung der Ölproduktion um 30–40 % durch differenzierte und kontrollierte Wirkung auf jede der Formationen;
Stellen Sie sicher, dass in jede der Schichten eingespritztes Wasser (Wirkstoff) erfasst wird.
Verhindern Sie Zwischenschichtströmungen entlang des Bohrlochs zum Zeitpunkt seiner Stilllegung und bei kleinen Repressionen;
Erhöhen Sie die Effizienz verbesserter Ölgewinnungsmethoden, indem Sie ein Bohrloch gleichzeitig zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks und zur selektiven Injektion eines Wirkstoffs zur Nivellierung des Injektivitätsprofils verwenden.
Beeinflussen Sie die Formationen instabil und ändern Sie ihre Regime;
Sorgen Sie für eine stärkere Unterdrückung ölgesättigter Formationen mit geringer Permeabilität und begrenzen Sie gleichzeitig die Wasserinjektion in Formationen mit hoher Permeabilität.
Regulieren Sie die Richtungen und Geschwindigkeiten der Filtration von Formationsflüssigkeiten und steuern Sie so schnell den Bereich der Formationsdrücke.
Reduzieren Sie die Wahrscheinlichkeit von Leckagen im Produktionsstrang;
Erkunden und steuern Sie die Entwicklung einzelner Schichten. Derzeit wurde die Technologie bei 37 Injektionsbohrungen erfolgreich implementiert, davon 12 mit 3 Schichten und 25 mit 2 Schichten. Die Technologie lässt sich am effektivsten bei Gaslift- und Injektionsbrunnen einsetzen.
4. Berechnungsteil
4.1 Berechnung der Entwicklungszeit eines Ölreservoirs
In diesem Zusammenhang besteht eine der Aufgaben der Entwicklungsanalyse darin, den im Entwurfsdokument festgelegten Betriebsmodus des Feldes zu bestätigen, für den die Dynamik des durchschnittlichen Lagerstättendrucks in der Förderzone und der Zustand der aktuellen Lagerstätten- und Bohrlochdrücke und Der Gasfaktor über dem Reservoirgebiet zum Zeitpunkt der Analyse wird berücksichtigt. Wenn festgestellt wird, dass der durchschnittliche Lagerstättendruck in der Produktionszone unter dem Sättigungsdruck liegt und der Bohrlochdruck in den Produktionsbohrungen im Vergleich zum Sättigungsdruck um mehr als 25 % gesunken ist, wobei der Gasfaktor erheblich zunimmt, dann ist dies der Fall Kein Wasserdruckregime im Feld und seine Entwicklung erfolgt im gelösten Gas. Es ist zu beachten, dass eine solche Situation beim aktuellen Entwicklungsstand des Ölfeldgeschäfts äußerst selten ist. Wenn es zu einer Verzögerung bei der Umsetzung der Druckerhaltungsmethode kommt und um das Vorhandensein eines elastischen Wasserdruckregimes zu bestätigen, wird die elastische Energiereserve oder das aufgrund der elastischen Energie aus dem Reservoir entnommene Ölvolumen ermittelt Flüssigkeit und Bildung werden bestimmt
· - elastische Energiereserve des Reservoirs;
· - Elastizitätskoeffizient der Formation;
· - Formationsvolumen;
· - Druckabfall,
· - Porosität;
· - Kompressibilitätskoeffizient einer Flüssigkeit (Öl);
· - Kompressibilitätskoeffizient des Mediums (Gestein);
· - anfänglicher durchschnittlicher Reservoirdruck;
· - aktueller durchschnittlicher Reservoirdruck.
Durch den Vergleich der aktuellen kumulierten Öl- und Wasserproduktion mit kann man davon überzeugt sein, dass in der Lagerstätte noch elastische Energie vorhanden ist oder dass Methoden zur Druckhaltung eingeführt werden müssen. Um die Regime einer Öllagerstätte zu identifizieren, ist es neben Daten zu Lagerstättenparametern, dem Verhältnis von Sättigungsdruck und Lagerstättendruck erforderlich, die hydrodynamische Verbindung dieser Lagerstätte mit der Grundwasserleiterregion herzustellen. Dieser Zusammenhang kann sich auf verschiedene Weise manifestieren. Bei der Erschließung von Ölfeldern kann es zu Wechselwirkungen zwischen benachbarten Feldern kommen, die Teil eines einzigen Wasserdrucksystems sind. Der Einfluss benachbarter Felder muss bei der Analyse des Lagerstättendrucks und bei hydrodynamischen Berechnungen während der Planung berücksichtigt werden, sofern diese Felder hinsichtlich Produktion und Injektion groß sind, sie schon lange in Betrieb sind und mit der Wasserinjektion begonnen wurde Die Probenentnahme erfolgt zeitlich verzögert oder wird systematisch in kleineren Volumina durchgeführt als die Flüssigkeitsprobenahme. Bei Bedarf erfolgt diese Art der Recherche am besten bei der Erstellung eines Projektdokuments. Geschieht dies nicht, ist bei der Analyse der Entwicklung eine Abschätzung der Auswirkungen der Arbeiten benachbarter Fachgebiete auf die betrachteten Fachgebiete vorzunehmen. Der Einfluss der Entwicklung benachbarter Felder wird durch Änderungen des Lagerstättendrucks und die Verschiebung des Öl-Wasser-Kontakts festgestellt, und manchmal wird eine Bewegung von Ölvorkommen festgestellt. Dies lässt sich vor Beginn der Erschließung des betreffenden Feldes leichter anhand des im Vergleich zu benachbarten Lagerstätten ungewöhnlich niedrigen anfänglichen Lagerstättendrucks feststellen. Im Rahmen der Arbeiten wird der Einfluss benachbarter Lagerstätten rechnerisch mittels Computermodellierung ermittelt. Die hydrodynamische Verbindung dieser Lagerstätte mit dem Randgebiet äußert sich auch beim Betrieb von Rand- und konturnahen Injektionsbrunnen in Form von Leckagen von injiziertem Wasser in das Randgebiet. Wenn bei der Flutung innerhalb des Kreislaufs das gesamte injizierte Wasser in das Reservoir gelangt, gelangt in peripheren Bohrlöchern ein Teil der Injektion über die ölführende Kontur hinaus, insbesondere in den ersten Jahren der Felderschließung. Es ist auch erforderlich, das Volumen von Leckagen außerhalb der ölführenden Kontur abzuschätzen, wenn der Druck in der Injektionsleitung über dem anfänglichen Reservoirdruck liegt und die akkumulierte Injektion die seit Beginn der Entwicklung akkumulierte Flüssigkeitsentnahme deutlich übersteigt. Das Volumen der Lecks wird durch Computermodellierung oder durch elastische Regimeformeln (Methode der sequentiellen Änderung stationärer Zustände) bestimmt, vorausgesetzt, dass die Lagerstätte als vergrößertes Bohrloch dargestellt wird:
· - Austreten von eingespritztem Wasser in den Umfangsbereich;
· - durchschnittliche Durchlässigkeit der Formation;
· - Formationsdicke;
· - Wasserviskosität;
· - Korrekturfaktor, ermittelt im Probebetrieb;
· - Druck auf die Abflussleitung;
· - anfänglicher Behälterdruck;
· - dimensionslose Injektion zum Zeitpunkt t, ermittelt gemäß Tabelle 1.
· - dimensionslose Zeit, ;
· - Radius des vergrößerten Brunnens;
· - piezoelektrischer Leitfähigkeitskoeffizient.
4.2 Berechnung des technischen Injektionsprozesses. Flüssigkeiten in Brunnen
Die Gesamtinjektion durch Reihen von Injektionsbrunnen, durch das Feld und seine Anlagen wird als Summe der von einzelnen Brunnen injizierten Wassermengen bestimmt. Die Verteilung der Injektion während der Kreislaufflutung zwischen benachbarten Gebieten oder Entwicklungsblöcken erfolgt entsprechend der Flüssigkeitsentnahmerate oder gemäß der durchschnittlichen hydraulischen Leitfähigkeit benachbarter Gebiete oder Entwicklungsblöcke. Es wird empfohlen, die Volumina des injizierten Wassers in Bohrlöchern von Schneidreihen auf benachbarte Bereiche zu verteilen und dabei die Flüssigkeitsentnahmen und Änderungen des Reservoirdrucks im analysierten Zeitraum in diesen Bereichen gemäß der Formel zu berücksichtigen:
· - Injektionsvolumen für den analysierten Zeitraum (kann pro Jahr oder noch detaillierter sein);
· - Flüssigkeitsauswahl für den analysierten Zeitraum aus der Hälfte der an eine Reihe von Injektionsbrunnen angrenzenden Fläche;
· - Elastizitätskoeffizient der Formation im angrenzenden Bereich;
· - Änderung des Lagerstättendrucks im angrenzenden Gebiet im analysierten Zeitraum;
· - Reservoirvolumen im angrenzenden Bereich;
· - Injektionsverluste (Austritt in andere Formationen durch Leckage der Säule, Verluste an der Oberfläche usw.).
Wie bei der Verteilung der Öl- und Flüssigkeitsproduktion besteht die größte Schwierigkeit und Konvention darin, die Injektion zwischen den Schichten eines mehrschichtigen Feldes mithilfe von Durchflussmessdaten zu verteilen. Eine einfachere Methode besteht darin, die Injektion proportional zur akkumulierten Produktion der Reservoirflüssigkeit zu verteilen. Quantitative Bestimmung der Effizienz des hydrodynamischen Pumpens der Formation, d. h. Die Ölförderung durch Nutzung der hydrodynamischen Wirkung erfolgt im Vergleich zu den Indikatoren der Basisoption. Die Grundoption ist eine Entwicklungsoption, die an einem bestimmten hydrodynamischen Einwirkungsort umgesetzt worden wäre, wenn dort die betrachtete hydrodynamische Förderung des Reservoirs nicht eingesetzt worden wäre. Die Auswirkung hydrodynamischer Einwirkungen über einen bestimmten Zeitraum wird als Differenz zwischen der tatsächlichen Ölproduktion und der Ölproduktion im Basisszenario definiert. Die Prognose der Entwicklungsindikatoren für die Basisoption (Erdölförderung, Flüssigkeiten, Wasserschnitt, Anzahl der Bohrlöcher, Druckverluste etc.) sollte je nach eingesetzter Schlagtechnologie für einen Zeitraum von einem bis sechs Jahren erfolgen. Es empfiehlt sich, die Ölproduktion (technologische Effizienz) aufgrund hydrodynamischer Lagerstättenformationen vierteljährlich zu ermitteln. In Fällen, in denen sich herausstellt, dass der Anstieg der Ölproduktion für das Quartal im Vergleich zur gesamten Ölproduktion des betroffenen Objekts unbedeutend ist, wird die vierteljährliche Effizienz auf ein Viertel des jährlichen Effekts geschätzt. Die Wirksamkeit der hydraulischen Förderung des Reservoirs sollte insgesamt für das betroffene Objekt bestimmt werden. In Fällen, in denen die Wirkung durch einzelne Brunnen („Brunnen“-Merkmale) bestimmt wird, muss die Wirkung der gegenseitigen Beeinflussung der Brunnen berücksichtigt werden. Die Identifizierung berechneter hydrodynamischer Einflussobjekte zur Bestimmung der Wirksamkeit hydrodynamischer Pumpstationen sollte auf den Ergebnissen einer detaillierten geologischen und feldbezogenen Analyse der Entwicklung produktiver Schichten basieren. Wenn solche Gebiete noch nicht identifiziert wurden, werden ihre Grenzen auf der Grundlage von geologischen und Feldmaterialien festgelegt, die Bilanzreserven in diesen Gebieten berechnet und der Grad und die Art der Förderung von Ölreserven aus ihnen bestimmt. An hydrodynamischen Einwirkungsstellen werden meist mehrere hydrodynamische Druckpumpen gleichzeitig oder zeitversetzt eingesetzt. In diesen Fällen wird die gesamte technologische Wirksamkeit aller Einflussmethoden ermittelt. Die Isolierung der Wirkung von jeder Art hydrodynamischer Wirkung kann unter Berücksichtigung des Ausmaßes der Wirkung und der Umsetzung bedingt erfolgen. Das Ausmaß der Steigerung der endgültigen Ölgewinnung aufgrund hydrodynamischer Stimulationsmethoden wird durch das Volumen der zusätzlichen Restölreserven bestimmt, die an der Entwicklung beteiligt sind. Der Einsatz hydrodynamischer Stimulationsmethoden der ersten Gruppe führt hauptsächlich zu einer Steigerung der aktuellen Ölförderung, kann aber in manchen Fällen auch zu einer Erhöhung des endgültigen Ölförderungsfaktors führen (sofern diese Methoden es ermöglichen, schlecht entwässerte Ölreserven in die aktive Entwicklung zu bringen). Insbesondere führt die erzwungene Flüssigkeitsentnahme zu einer Erhöhung der endgültigen Ölgewinnung aufgrund einer Erhöhung der Rentabilitätsgrenze des Bohrlochbetriebs in Bezug auf den Wasserschnitt. Methoden der zweiten Gruppe zielen hauptsächlich darauf ab, nicht entwässerte oder schlecht entwässerte Restölreserven in die aktive Entwicklung einzubeziehen und zu einer Erhöhung des Ölgewinnungsgrads aus dem Untergrund zu führen. Bei der Auswahl und Begründung hydrodynamischer Methoden zur Verbesserung der Ölförderung müssen die technischen Möglichkeiten der Oberflächen- und Untergrundausrüstung (Bohrlochdesign, Bohrlochkopfausrüstung, Oberflächenausrüstung, Methoden des Bohrlochbetriebs, Leistung der Pumpeinheiten usw.) berücksichtigt werden. Arten, Umfang der Umsetzung und erwartete Effizienz werden in technologischen Plänen, Projekten zur Erschließung und weiteren Erschließung von Ölfeldern sowie in Arbeiten zur aktuellen geologischen und Feldanalyse und -förderung begründet. Verschiebungseigenschaften können verwendet werden, um die Wirksamkeit von fast zu beurteilen alle Methoden der hydrodynamischen Stimulation produktiver Formationen, mit Ausnahme möglicherweise von Untergaszonen von Gas- und Ölentwicklungsanlagen. Es ist zu berücksichtigen, dass eine Änderung der Form der Verdrängungskennlinie sowohl mit der Beteiligung nicht entwässerter oder schlecht entwässerter Ölreserven an der aktiven Entwicklung (in Sackgassen, einzelnen Schichten, Linsen usw.) verbunden sein kann. und mit der Umverteilung von Flüssigkeitsentnahmen und Wassereinspritzungen entlang von Brunnen, d.h. Hydrodynamische Auswirkungen können sich sowohl auf die endgültige als auch auf die aktuelle Ölförderung auswirken. Daher sollten bei der Beurteilung der technologischen Wirksamkeit von Maßnahmen die Ergebnisse aktueller Geologie- und Feldanalysen herangezogen werden, um zusätzliche Ölreserven zu ermitteln, die durch sich ändernde Einwirkungssysteme, das Bohren unabhängiger Bohrungen in einzelne Schichten, Linsen, tote Öle in die Entwicklung eingebracht werden. End- und schlecht entwässerte Zonen. Da die Werte der Ölreserven in diesen Zonen im Vergleich zu den gesamten Ölreserven des Entwicklungsstandorts normalerweise gering sind, kann sich die Auswirkung ihrer Einführung in die aktive Entwicklung kaum auf die Form der Verdrängungskennlinie auswirken. In diesen Fällen müssen die Ölfördermengen, die aus den zusätzlich in die Entwicklung eingebrachten Ausgleichsölreserven gewonnen werden, separat bestimmt werden und beziehen sich ausschließlich auf die hydrodynamische Aufprallmethode. Die Verwendung von Verdrängungseigenschaften für einzelne Bohrlöcher zur Beurteilung der Wirksamkeit hydrodynamischer Methoden zur Steigerung der Ölförderung ist aufgrund erheblicher Änderungen im Betriebsmodus jedes einzelnen Bohrlochs während der Betriebszeit und der gegenseitigen Beeinflussung des Betriebs umliegender Bohrlöcher sehr bedingt. In diesem Zusammenhang wird die Verwendung von Bohrlochverdrängungseigenschaften zur Beurteilung der technologischen Effizienz der hydrodynamischen Stimulation nicht empfohlen. Für hydrodynamische Stimulationsmethoden, die die aktive Erschließung nicht entwässerter Ölreserven beinhalten, wird aufgrund des geringen Wasseranteils des Produkts in der Anfangsphase der Objektentwicklung die Verwendung differenzieller Verdrängungseigenschaften empfohlen. Um die quantitative Wirksamkeit hydrodynamischer Methoden zur Erhöhung des Stroms und der endgültigen Ölgewinnung zu bestimmen, können Verdrängungskennlinien verschiedener Art verwendet werden, von denen die wichtigsten die folgenden sind:
1. (vorgeschlagen von Nazarov S.N. und Sipachev N.V.)
2. (vorgeschlagen von G.S. Kambarov et al.)
3. (vorgeschlagen von A.M. Pirverdyan et al.)
4. 
(empfohlen von A.A. Kazakov)
5. (vorgeschlagen von N.A. Cherepakhin und G.T. Movmyga)
6. 
(empfohlen von Sazonov B.F.)
7. 
(empfohlen von M.I. Maksimov)
8. 
(empfohlen von Garb F.A. und Zimmerman E.H.)
9. 
(vom französischen Institut vorgeschlagen)
10. 
13. 
14. 
,
· - Öl-, Wasser- und Flüssigkeitsproduktion seit Beginn der Entwicklung;
· - Produktion von Öl, Wasser und Flüssigkeit nach Entwicklungsjahr;
· - Koeffizienten, die durch statistische Verarbeitung tatsächlicher Daten ermittelt werden;
· - durchschnittlicher jährlicher Ölanteil in der produzierten Flüssigkeit;
· - jährliche Ölproduktion für das erste Jahr des Berichtszeitraums;
· - Zeit, Jahre;
· - Ölreserven unter Lagerstättenbedingungen ausgleichen;
· - Ölrückgewinnungsfaktor.
Integrale Merkmale der Artenverdrängung (2), (3), (6), (13) und differenzielle Merkmale der Artenverdrängung (10), (11), (12) und (14) sind für „manuell“ am einfachsten und bequemsten „Datenverarbeitung zur Bestimmung der Wirksamkeit hydrodynamischer Auswirkungen. Andere Arten von Verschiebungsmerkmalen während der „manuellen“ Verarbeitung tatsächlicher Daten zur Quantifizierung der Wirkung von GMPN erfordern viel größere Berechnungsmengen oder den Einsatz von Methoden zur Auswahl verschiedener Größen und Koeffizienten.
In diesen Fällen empfiehlt sich die „maschinelle“ Verarbeitung der Quelldaten mittels Computer, wofür die Erstellung eines Programms erforderlich ist, damit der Computer die beste Art der Verschiebungskennlinie auswählt. Es wird empfohlen, Differenzverdrängungskennlinien der Form (11) und (12) zu verwenden, um den Basisfall zu konstruieren und die Wirksamkeit der hydrodynamischen Wirkung während des Zeitraums der wasserfreien Ölförderung zu bestimmen. Es empfiehlt sich, die Koeffizienten und für diese Verdrängungskennlinien unter Berücksichtigung des für das betrachtete Objekt vor Einsetzen der hydrodynamischen Einwirkung bestehenden Abfallkoeffizienten der Öldurchflussmengen zu ermitteln. In einigen Fällen wird der Koeffizient für die Verdrängungseigenschaft vom Typ (11) als das Verhältnis der durchschnittlichen anfänglichen jährlichen Ölproduktion einer Bohrung zu den förderbaren Ölreserven pro Bohrung definiert. Ein physikalisch bedeutsames mathematisches Modell (geologisch-technologisches Modell) des Reservoirentwicklungsprozesses ist ein System von Differentialgleichungen, das die Grundgesetze der Erhaltung von Masse, Impuls und Energie widerspiegelt, die heute den untersuchten Prozess am vollständigsten beschreiben. Das Gleichungssystem wird durch Anfangs- und Randbedingungen einschließlich Steuereingriffen auf die Bohrlöcher ergänzt. Besonders hervorzuheben ist, dass das Gleichungssystem mit Zusatzbedingungen den Filtrationsprozess im Gebiet beschreibt, das wiederum ein Modell eines realen geologischen Objekts ist, das in der Regel eine komplexe Struktur aufweist. Dieses Modell wird als geologisches und mathematisches Modell des Entwicklungsobjekts bezeichnet.
5. Sicherheit und Umweltfreundlichkeit des Projekts
5.1 Arbeitsschutz-, Sicherheits- und Brandschutzmaßnahmen
Unternehmen, die Erdölprodukte liefern, führen Tätigkeiten zur Lagerung, Abgabe und Entgegennahme von Erdölprodukten durch, von denen viele giftig sind, leicht verdunsten, unter Strom stehen können und feuer- und explosiv sind. Bei der Arbeit in Industriebetrieben sind folgende Hauptgefahren möglich: Entstehung von Bränden und Explosionen bei drucklosem Betrieb von Prozessanlagen oder Rohrleitungen sowie bei Verstößen gegen die Regeln für deren sicheren Betrieb und Reparatur; Vergiftung von Arbeitern aufgrund der Giftigkeit vieler Erdölprodukte und ihrer Dämpfe, insbesondere von bleihaltigem Benzin; Verletzungen von Arbeitern durch rotierende und bewegliche Teile von Pumpen, Kompressoren und anderen Mechanismen bei fehlenden oder fehlerhaften Schutzvorrichtungen; Stromschlag bei Verletzung der Isolierung spannungsführender Teile elektrischer Geräte, fehlerhafter Erdung oder Nichtbenutzung persönlicher Schutzausrüstung; erhöhte oder verringerte Temperatur der Geräteoberfläche oder der Luft im Arbeitsbereich; erhöhte Vibration; unzureichende Ausleuchtung des Arbeitsbereichs; Sturzgefahr bei der Wartung von in der Höhe befindlichen Geräten. Bei der Wartung von Geräten und deren Reparatur ist Folgendes verboten: die Verwendung von offenem Feuer zum Erhitzen von Ölprodukten, zum Erwärmen von Armaturen usw.; Betrieb fehlerhafter Geräte; Betrieb und Reparatur von Geräten, Rohrleitungen und Armaturen unter Verstoß gegen Sicherheitsvorschriften, bei Austritt von Erdölprodukten durch Undichtigkeiten an Anschlüssen und Dichtungen oder infolge von Metallverschleiß; die Verwendung von Hebeln (Brecheisen, Rohre usw.) zum Öffnen und Schließen von Absperrventilen; Reparatur von elektrischen Geräten, die nicht vom Stromnetz getrennt sind; Reinigungsgeräte und Maschinenteile mit brennbaren Flüssigkeiten; Arbeiten ohne entsprechende persönliche Schutzausrüstung und Schutzkleidung. Wenn ein Ölprodukt verschüttet wird, sollte die Verschüttungsstelle mit Sand bedeckt und dann an einen sicheren Ort gebracht werden. Entfernen Sie bei Bedarf mit Ölprodukten verunreinigte Erde. In Bereichen, in denen eine Verschüttung aufgetreten ist, erfolgt die Entgasung mit Dichloramin (3 %ige Lösung in Wasser) oder Bleichmittel in Form einer Aufschlämmung (ein Teil Trockenbleiche auf zwei bis fünf Teile Wasser). Um eine Entzündung zu vermeiden, ist das Entgasen mit Trockenbleiche verboten. Das Rauchen auf dem Gelände und in den Produktionsräumen des Unternehmens ist verboten, mit Ausnahme speziell ausgewiesener Orte (in Absprache mit der Feuerwehr), an denen die Schilder „Raucherzone“ angebracht sind. Zugänge zu Hydranten und anderen Wasserversorgungsquellen müssen für die ungehinderte Durchfahrt von Feuerwehrfahrzeugen stets frei sein. Im Winter ist es notwendig: Schnee und Eis zu räumen, mit Sand zu bestreuen, um ein Ausrutschen zu verhindern: Terrassendielen, Treppen, Durchgänge, Gehwege, Fußgängerwege und Straßen; Entfernen Sie umgehend Eiszapfen und Eiskrusten, die sich auf Geräten, Gebäudedächern und Metallkonstruktionen bilden.
5.2 Schutz von Untergrund und Umwelt
Zunächst dachte man nicht darüber nach, was eine intensive Öl- und Gasförderung mit sich bringt. Die Hauptsache war, sie so weit wie möglich auszupumpen. Das haben sie getan. In Tataria, wo im April 1989 ein Erdbeben mit einer Stärke von bis zu 6 Punkten registriert wurde (Mendelejewsk), kam es zu jüngsten Echos einer intensiven Ölförderung. Nach Angaben lokaler Experten besteht ein direkter Zusammenhang zwischen der verstärkten Förderung von Öl aus dem Untergrund und der Intensivierung kleinerer Erdbeben. Es wurden Fälle von Bohrlochbrüchen und Säuleneinstürzen registriert. Die Erschütterungen in dieser Gegend sind besonders alarmierend, da hier das Kernkraftwerk Tatar gebaut wird. In all diesen Fällen ist eine der wirksamen Maßnahmen auch die Injektion von Wasser in die produktive Formation, um die Ölförderung auszugleichen. Nachdem der Mensch mit der Ausbeutung von Öl- und Gasfeldern begonnen hatte, ließ er, ohne es zu wissen, den Geist aus der Flasche. Zunächst schien es, dass Öl den Menschen nur Vorteile brachte, doch nach und nach wurde klar, dass seine Verwendung auch eine Kehrseite hatte. Durch die Ölverschmutzung entsteht eine neue ökologische Situation, die zu einer tiefgreifenden Veränderung aller Teile natürlicher Biozönosen oder zu deren völliger Umwandlung führt. Ein gemeinsames Merkmal aller ölverseuchten Böden ist eine Veränderung der Anzahl und Einschränkung der Artenvielfalt von Pedobionten (Bodenmeso- und Mikrofauna und Mikroflora). Es kommt zu einem massiven Absterben der Boden-Mesofauna: Drei Tage nach dem Unfall verschwinden die meisten Arten von Bodentieren vollständig oder machen nicht mehr als 1 % der Kontrolle aus. Leichte Ölanteile sind für sie am giftigsten. Der Komplex der Bodenmikroorganismen reagiert nach kurzfristiger Hemmung auf Ölverschmutzung mit einer Erhöhung seiner Gesamtzahl und einer Steigerung der Aktivität. Dies gilt zunächst für kohlenwasserstoffoxidierende Bakterien, deren Zahl im Vergleich zu unbelasteten Böden stark zunimmt. Es entwickeln sich „spezialisierte“ Gruppen, die in verschiedenen Phasen der Nutzung von Kohlenwasserstoffen beteiligt sind. Die maximale Anzahl an Mikroorganismen entspricht den Fermentationshorizonten und nimmt in diesen entlang des Bodenprofils mit abnehmender Kohlenwasserstoffkonzentration ab. Die größte „Explosion“ der mikrobiologischen Aktivität findet in der zweiten Stufe des natürlichen Ölabbaus statt. Während des Prozesses der Ölzersetzung in Böden nähert sich die Gesamtzahl der Mikroorganismen den Hintergrundwerten, die Zahl der öloxidierenden Bakterien übersteigt jedoch lange Zeit die gleichen Gruppen in nicht kontaminierten Böden (südliche Taiga 10 - 20 Jahre). Veränderungen der Umweltsituation führen zur Unterdrückung der photosynthetischen Aktivität pflanzlicher Organismen. Dies wirkt sich zunächst auf die Entwicklung der Bodenalgen aus: von der teilweisen Hemmung und Ersetzung einiger Gruppen durch andere bis hin zum Verlust einzelner Gruppen oder dem vollständigen Absterben der gesamten Algenflora. Vor allem Erdöl und Mineralwässer hemmen die Algenentwicklung deutlich. Die photosynthetischen Funktionen höherer Pflanzen, insbesondere Getreide, verändern sich. Experimente haben gezeigt, dass sich Pflanzen unter den Bedingungen der südlichen Taiga mit hohen Verschmutzungsdosen – mehr als 20 l/m2 – nach einem Jahr auf kontaminierten Böden nicht normal entwickeln können. Studien haben gezeigt, dass in kontaminierten Böden die Aktivität der meisten Bodenenzyme abnimmt (N. M. Ismailov, Yu. I. Pikovsky 2008). Bei jedem Verschmutzungsgrad werden Hydrolasen, Proteasen, Nitratreduktasen und Bodendehydrogenasen gehemmt und die Urease- und Katalaseaktivität der Böden steigt leicht an. Auch die Bodenatmung reagiert empfindlich auf Ölverschmutzung. Eine der vielversprechendsten Möglichkeiten, die Umwelt vor Verschmutzung zu schützen, ist die Schaffung einer umfassenden Automatisierung der Prozesse der Ölförderung, des Transports und der Lagerung. In unserem Land wurde ein solches System erstmals in den 70er Jahren geschaffen. und in den Regionen Westsibiriens angewendet. Es war notwendig, eine neue einheitliche Ölproduktionstechnologie zu schaffen. Bisher war es den Feldern beispielsweise nicht möglich, Öl und Begleitgas gemeinsam über ein Pipelinesystem zu transportieren. Zu diesem Zweck wurden spezielle Öl- und Gasverbindungen mit einer großen Anzahl von Einrichtungen gebaut, die über weite Gebiete verteilt waren. Die Felder bestanden aus Hunderten von Anlagen und waren in jeder Ölregion unterschiedlich gebaut, so dass sie nicht durch ein einziges Fernwirksystem verbunden werden konnten. Natürlich ging bei einer solchen Extraktions- und Transporttechnologie viel Produkt durch Verdunstung und Leckage verloren. Den Spezialisten gelang es, mithilfe der Energie des Untergrunds und der Tiefbrunnenpumpen die Ölversorgung vom Bohrloch zu den zentralen Ölsammelstellen ohne zwischengeschaltete technologische Eingriffe sicherzustellen. Die Zahl der Angelmöglichkeiten ist um das 12- bis 15-fache zurückgegangen. Auch andere große Ölförderländer rund um den Globus verfolgen den Weg der Versiegelung von Ölsammel-, Transport- und Aufbereitungssystemen.
Abschluss
Das Kursprojekt untersucht aktuelle Probleme bei der Erschließung von Ölfeldern mithilfe von Kontur- und Intra-Circuit-Flutungen. In das Reservoir eingespritztes Wasser kann nicht in Form einer virtuellen Flüssigkeit betrachtet werden, die beispielsweise die Durchlässigkeit des Reservoirs nicht wesentlich verändern kann und dient nur zur Aufrechterhaltung des Behälterdrucks (U/min). Wasser ist das wichtigste Verdrängungsmittel und ersetzt Öl. In diesem Zusammenhang werden die Fragen der Qualität des injizierten Wassers und seiner Übereinstimmung mit den Reservoireigenschaften der Formation aus einer neuen Perspektive betrachtet. Letzteres ist besonders wichtig bei der Erschließung von Feldern und Formationen mit verschlechterten Lagerstättenparametern, die erhebliche Ölreserven enthalten, die noch nicht durch allgemein genutztes Wasser verdrängt werden können. Berücksichtigt werden die Gründe für die Selbstkolmatation poröser Medien, moderne Anforderungen an das Druckhaltesystem, Methoden und neue Technologien zur Reinigung von eingespritztem Wasser. Es wird die Machbarkeit der Wasserreinigung mithilfe der Kaskadentechnologie gezeigt, die maximale Wirkung bei minimalen Kosten bietet.
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Wasserüberschwemmung Ölfelder, Injektion von Wasser in Öllagerstätten, um den Lagerstättendruck (siehe Bohrlochdruck) und das Energiegleichgewicht der Lagerstätten aufrechtzuerhalten und wiederherzustellen. Durch den Schutz werden hohe Ölförderraten und ein relativ hoher Grad der Ölförderung aus dem Untergrund gewährleistet, da die Entwicklung unter dem effizientesten Wasserdruckregime der Formation erfolgt (in den Poren oder Rissen des Gesteins enthaltenes Öl wird durch ersetzt). Wasser). In den meisten Ölregionen gibt es Wasserquellen, die nach einfacher Aufbereitung in die Lagerstätte eingespritzt werden können. Die Effizienz des Schmelzens (auch wirtschaftlich) trug zur weit verbreiteten Einführung dieser Methode in der Ölförderung in der UdSSR bei (in den späten 1960er Jahren etwa 1/4 des geförderten Öls). Mit Z. können Sie die Anzahl der Ölquellen deutlich reduzieren und deren Durchflussraten (Tagesproduktivität) deutlich steigern, was die Kosten pro geförderter Tonne Öl deutlich senkt. Ein Wasserversorgungssystem besteht normalerweise aus Wassereinlassanlagen, Tanks, Aufbereitungsanlagen, Pumpstationen, Wasserverteilungsnetzen und Injektionsbrunnen. Durch ein System von Injektionsbohrungen, die üblicherweise zu diesem Zweck gebohrt werden, wird Wasser in Öllagerstätten gepumpt. Abhängig von der Lage der Injektionsbohrungen im Verhältnis zur Öllagerstätte und der relativen Lage der Injektions- und Förderbohrungen (Produktionsbohrungen) werden Injektionsarten unterschieden: Kontur, bei der sich alle Injektionsbohrungen in reinen Wasserzonen der befinden Bildung außerhalb der Öllagerstätte; im Kreislauf, bei dem sich Injektionsbrunnen im Bereich der Öllagerstätte befinden und Wasser in den ölgesättigten Teil der Formation gepumpt wird; Areal, bei dem sich auf einem speziellen Raster angeordnete Öl- und Injektionsbohrungen in gewisser Weise abwechseln. Bei Grenzgewässern ähnelt die Entwicklung naturgemäß dem natürlichen Wasserdruckregime der Formation mit aktiven Randgewässern. Der Konturschutz verstärkt diesen Prozess nur und bringt den Einspeisebereich des Reservoirs näher an die Lagerstätte. Für viele Ölvorkommen ist eine solche Intensivierung von entscheidender Bedeutung, da nur in diesem Fall die Lagerstätte im erforderlichen Zeitrahmen mit dem effektivsten Regime der Ölverdrängung durch Wasser erschlossen werden kann. Manchmal zeichnen sie sich durch die sogenannten aus. konturnaher Schutz, bei dem sich Injektionsbrunnen auf der ölführenden Kontur befinden (wird in Feldern verwendet, in denen sich die Durchlässigkeit der Formation hinter der Kontur oder auf der ölführenden Kontur erheblich verschlechtert). Ein typisches Beispiel für Grenzbergbau ist die Ausbeutung der Lagerstätte Bawlinskoje in der Autonomen Sozialistischen Sowjetrepublik Tataren, wo dieser Prozess vollständig durchgeführt wurde. Dadurch wurde die Zahl der Ölquellen um das Vierfache reduziert und eine langfristig stabile Ölproduktion erreicht. Bei der In-Circuit-Injektion wird Wasser direkt in ein Ölreservoir gepumpt, meist in in Reihen (Ketten) angeordnete Injektionsbrunnen, wodurch das Reservoir durch Wasser sozusagen in einzelne, kleinere Lagerstätten „zerschnitten“ wird unabhängig ausgenutzt. Die Zahl der Produktionsbohrungen, die sich in der Hochdruckzone des Reservoirs (in der Nähe von Injektionsbohrungen) befinden, nimmt zu, wodurch die Ölförderrate stark ansteigt und die Erschließungszeit von Feldern verkürzt wird. Ein klassisches Beispiel für eine In-Circuit-Recovery ist die Erschließung des Ölfeldes Romashkinskoye Devon in der Autonomen Sozialistischen Sowjetrepublik Tataren. Die seit 1954 durchgeführte Aufteilung der riesigen Lagerstätten durch Ketten von Injektionsbohrungen hat es ermöglicht, die Förderzeit der wichtigsten Ölreserven um ein Vielfaches zu verkürzen. Bei kleineren Lagerstätten wird abhängig von der Richtung der „Schneidreihen“ im Verhältnis zur Struktur ein Längs- und Querschutz innerhalb des Stromkreises verwendet. Die Flächenvermessung ist die intensivste Methode, bei der das Phänomen der Interferenz von Brunnen (siehe Interferenz von Brunnen) mit demselben Zweck minimiert und die Durchflussrate von Brunnen maximiert wird, wenn alle anderen Bedingungen gleich bleiben. Die flächige Versiegelung wird in der Regel entweder von Beginn der Erschließung an in Lagerstätten mit sehr geringer Formationsdurchlässigkeit eingesetzt, wo andere Versiegelungsarten nicht wirksam genug sind, oder nach der Erschließung einer Lagerstätte ohne Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks als sogenanntes Flächenversiegelungsverfahren. sekundäre Methode der Ölgewinnung. In vielen Öllagerstätten kommen Kombinationen der beschriebenen Dichtungsarten zum Einsatz. Im Laufe des Entwicklungsprozesses ist es häufig erforderlich, das Dichtungssystem zu modifizieren, um die Ölförderung weiter zu intensivieren. Zündete.: Handbuch der Ölproduktion, hrsg. I. M. Muravyova, Bd. 1, M., 1958; Design der Ölfeldentwicklung, M., 1962. Yu. P. Borisov.
Große sowjetische Enzyklopädie. - M.: Sowjetische Enzyklopädie. 1969-1978 .
Synonyme:Sehen Sie in anderen Wörterbüchern, was „Überschwemmung“ ist:
- (a. Fluten; n. Fluten, Wasserfluten; f. inondation artificielle, Injektion d eau; i. inundacion) eine Methode zur Beeinflussung der Bildung bei der Ölförderung. m niy, in dem die Aufrechterhaltung und Wiederherstellung des Reservoirdrucks und des Energiegleichgewichts... ... Geologische Enzyklopädie
Eine Methode zur Aufrechterhaltung und Wiederherstellung des Drucks, um Öl aus einem Reservoir durch Einspritzen von Wasser zu verdrängen. Es kommt Kontur-, Intra-Circuit-, Flächen- usw. Wasserflutung zum Einsatz. Durch Wasserflutung werden hohe Flüssigkeitsentzugsraten aus Formationen erreicht und erhöht... ... Großes enzyklopädisches Wörterbuch
Substantiv, Anzahl der Synonyme: 1 thermische Überschwemmung (1) ASIS-Wörterbuch der Synonyme. V.N. Trishin. 2013… Synonymwörterbuch
Überschwemmung- - Themen Öl- und Gasindustrie DE Wasserflutung ... Leitfaden für technische Übersetzer
Die am weitesten verbreitete Methode zur Beeinflussung einer produktiven Formation, um den Lagerstättendruck aufrechtzuerhalten und die endgültige Ölförderung zu erhöhen, ist die Methode der Injektion von Wasser in die Formation (in der Industrieliteratur wird diese Methode als Wasserflutung bezeichnet). In Russland werden mehr als 80 % der Ölvorkommen durch Wasserflutung erschlossen.
Wasser wird durch spezielle Injektionsbrunnen gepumpt. Der Standort und das Raster der Injektionsbrunnen werden im technologischen Schema der Feldentwicklung festgelegt. Es ist ratsam, gleich zu Beginn der Ölfeldentwicklung mit dem Pumpen von Wasser in die produktive Formation zu beginnen.
In diesem Fall ist es möglich, einen Abfall des Lagerstättendrucks aufgrund der Entnahme von Flüssigkeit aus der produktiven Formation zu verhindern, ihn auf dem ursprünglichen Niveau zu halten, hohe Ölflussraten aus Bohrlöchern aufrechtzuerhalten, die Feldentwicklung zu intensivieren und hohe Ölgewinnungsfaktoren sicherzustellen. Wie bereits erwähnt, wird die Wasserflutung in periphere, periphere und intrazirkuläre Wasserflutung unterteilt.
Bei der Konturflutung (Abb. 24) wird Wasser durch Injektionsbrunnen, die über die äußere ölführende Kontur hinaus entlang des Umfangs der Lagerstätte gebohrt werden, in das Reservoir gepumpt. Der Abstand zwischen Injektionsbrunnen wird im technologischen Schema für die Erschließung eines bestimmten Feldes festgelegt. Die Reihe der Injektionsbohrungen ist etwa 400–800 m von der äußeren ölführenden Kontur entfernt, um eine gleichmäßige Wirkung auf die Lagerstätte zu erzielen und die Bildung vorzeitiger Überschwemmungszungen und Wasserdurchbrüche zu Produktionsbohrungen zu verhindern.
Konturflutung wird üblicherweise in Ölfeldern mit geringer Größe und geringen Reserven sowie in Lagerstätten mit guten Lagerstätteneigenschaften sowohl hinsichtlich der Formationsdicke als auch der Fläche eingesetzt. Unter solchen Bedingungen sorgt die Randwasserflutung für eine umfassendere Entwicklung der Reserven und verdrängt das Öl in die sich verjüngenden Reihen der Produktionsbohrungen. Zu den Nachteilen der Konturflutung gehört ein erhöhter Verbrauch an eingespritztem Wasser aufgrund der teilweisen Abweichung von der Einspritzleitung; langsame Reaktion auf die Lagerstätte aufgrund der Entfernung der Injektionsleitung von Produktionsbohrungen usw.
Reis. 24 Konturüberflutung
Eine effektivere Wirkung auf eine Öllagerstätte wird erreicht, wenn Injektionsbohrungen innerhalb der ölführenden Kontur, in der Öl-Wasser-Zone der Formation, in durchlässigeren Bereichen der Lagerstätte platziert (gebohrt) werden. Diese Art der Überschwemmung wird Randflutung genannt.
Perimeterflutung wird eingesetzt:
– bei kleinen Einlagen;
– bei unzureichender hydrodynamischer Verbindung der produktiven Formation mit der Außenregion;
– um den Ölförderungsprozess zu intensivieren
Ein wirksameres System zur Beeinflussung von Ölvorkommen, das eine schnellere Steigerung der Ölproduktion, eine Verkürzung der Zeit bis zur Erschöpfung der Reserven und eine Steigerung der endgültigen Ölgewinnung ermöglicht, ist die Wasserflutung im Kreislauf (Abb. 25).
Bei der Intra-Circuit-Flutung werden Injektionsbrunnen innerhalb der ölführenden Kontur angeordnet (gebohrt). Die Wahl der Anordnung und des Rasters der Injektionsbohrungen wird durch spezifische geologische Bedingungen, physikalische und chemische Eigenschaften des Öls usw. bestimmt.
Reis. 25 Überschwemmung im Kreislauf
Um die Erschließung von Ölfeldern zu intensivieren, hat sich in den letzten Jahren eine weit verbreitete Methode entwickelt, die Lagerstätte künstlich in separate Bereiche oder Blöcke zu „schneiden“, indem Wasser in Reihen von Injektionsbrunnen gepumpt wird, die sich entlang der vorgesehenen Schnittlinien innerhalb des natürlichen Ölvorkommens befinden. Lagerkontur. In diesem Fall werden künstliche Versorgungskreisläufe in der Nähe der Produktionsbohrungen angelegt und jeder Bereich wird unabhängig erschlossen. In der Anfangsphase, während der Flutung innerhalb des Kreislaufs, wird Wasser in die Öllagerstätte injiziert. Darüber hinaus wird beim Einspritzen von Wasser in die Lagerstätten entlang der Linie der Injektionsbrunnen ein Wasserschacht gebildet, der die Lagerstätte in Teile teilt. Um den Prozess der In-Circuit-Flutung schneller bewältigen zu können, wird das Wasser nicht in alle Injektionsbrunnen der Schneidreihe, sondern durch einen Brunnen injiziert und die Zwischenbrunnen der Reihe vorübergehend als Ölbrunnen mit Zwangsölentnahme betrieben.
Bei fließendem Wasser werden diese Brunnen ausgebaut und in Injektionsbrunnen umgewandelt. Zum ersten Mal in unserem Land wurde eine Inline-Wasserflutung auf dem größten Ölfeld in Tatarstan durchgeführt – dem Romashkinskoye-Feld, das durch Reihen von Injektionsbohrungen in 26 separate Produktionsbereiche unterteilt wurde.
Die Inline-Wasserflutung ermöglicht es, die Ölförderungsrate zu erhöhen und die Erschließungszeit großer Ölfelder zu verkürzen. In manchen Fällen wird zur Intensivierung der Erschließung eines Ölfeldes eine kombinierte Wirkung genutzt, d.h. Kontur-(Kontur-)Flutung mit kreisinterner Zentralflutung.
Derzeit werden mehrere In-Circuit-Flutsysteme eingesetzt, die sich in der Lage der Injektionsbrunnen, der Reihenfolge ihrer Inbetriebnahme, der Wasserinjektionsrate in die Formation sowie der Ölförderung aus Ölförderbrunnen unterscheiden.
Für die Kreislaufflutung wird auch die fokale Flutung eingesetzt. Die fokale Wasserflutung wird in Fällen eingesetzt, in denen in bestimmten Bereichen der Lagerstätte kein Einfluss der Wasserflutung besteht, wodurch der Lagerstättendruck in diesem Bereich sinkt und dementsprechend die Öldurchflussraten in Produktionsbohrungen sinken. Bei der fokalen Flutung wird ein Ölförderbrunnen in der Mitte des Standorts ausgewählt, in einen Injektionsbrunnen verlegt und die Wasserinjektion beginnt, was zu einer Wirkung des injizierten Wassers auf die umliegenden Ölförderbrunnen führt.
Außerdem kommt ein selektives In-Circuit-Flutsystem zum Einsatz. Als intensivstes Einwirkungssystem auf die Formation gilt die Flächenüberschwemmung. Bei diesem System werden Produktions- und Injektionsbohrungen in regelmäßigen geometrischen Blöcken in Form von Fünf-, Sieben- oder Neun-Punkt-Rastern angeordnet, in denen sich Injektions- und Produktionsbohrungen abwechseln. Um die Ölförderung zu intensivieren und die endgültige Ölgewinnung zu erhöhen, wird Gas oder Luft in die produktive Formation injiziert, außerdem werden abwechselnd Wasser und Gas in die Formation injiziert.
Ein verbessertes System zur Beeinflussung einer Öllagerstätte mit komplexer Struktur ist die abwechselnde Injektion von Wasser und Gas in die Lagerstätte. Ende 1971 wurde auf der Grundlage einer Analyse der Entwicklung des Feldes Zhuravlevsko-Stepanovskoye in der Region Orenburg eine Methode zur abwechselnden Injektion von Wasser und Gas in ein Ölreservoir begründet und industriell getestet, um die Effizienz der Verdrängung zu erhöhen Prozess und erhöhen die endgültige Ölrückgewinnung. Der Kern dieser Methode ist wie folgt. Wenn Gas in die produktive Formation injiziert wird, dringt es zunächst in hochpermeable Zwischenschichten ein, verringert deren Phasenpermeabilität für Wasser, wodurch bei der anschließenden Injektion von Wasser in die produktive Formation die Verdrängungsfront eingeebnet wird.
neniya und erhöht dadurch die Abdeckung der Formation durch den Einfluss. Wasser, das nach dem Einspritzen des Gases eingespritzt wird, drückt es aufgrund seiner geringeren Viskosität in dichte Zwischenschichten mit geringer Permeabilität, aus denen Öl aufgrund der Kolben- und Mitnahmeverdrängung des Gases verdrängt wird. Die Methode der abwechselnden Injektion von Wasser und Gas in die Formation ist eine Variante der gepulsten Stimulation der Formation, da in diesem Fall durch eine Verdoppelung der Oberflächenspannung des Wassers an der Grenzfläche mit günstigere Bedingungen für die Manifestation von Kapillarkräften geschaffen werden Öl. Die teilweise Auflösung von Gas im Öl, wodurch dessen Viskosität verringert wird, trägt ebenfalls dazu bei, die Effizienz des Prozesses des Ölaustauschs durch Wasser zu erhöhen. Unter den Bedingungen einer gebrochenen Lagerstätte laufen diese Prozesse effizienter ab, da die Gaslöslichkeit und die gravitative Umverteilung des Verdrängungsmittels im Öl verbessert werden: Löslichkeit aufgrund einer Vergrößerung der Kontaktoberfläche und gravitative Umverteilung aufgrund freier Strömungen in offenen Rissen . Die gravitative Umverteilung von Öl und injiziertem Gas entlang der Mächtigkeit des Reservoirs schafft einen Zustand, der in Lagerstätten mit hoher Ölviskosität eine fortgeschrittene Bewässerung des Reservoirs entlang der Basis verhindert. Darüber hinaus löst die Nutzung von Begleitgas in einem frühen Entwicklungsstadium mangels Verbrauchern eines der wichtigen Probleme des Umwelt- und Untergrundschutzes. Pilotarbeiten mit dieser Methode wurden 1971–1974 auf dem Feld Zhuravlevsko-Stepanovskoye in Orenburg durchgeführt (Autoren V. I. Kudinov, I. A. Povorov) und lieferten gute Ergebnisse. Untersuchungen und Pilotarbeiten zufolge erhöht sich die endgültige Ölförderung durch abwechselnde Injektion von Wasser und Gas in die Lagerstätte um 8–10 %. Eine weitere industrielle Umsetzung dieser Methode wird durch den Mangel an kleinformatigen Hochdruck- und Hochleistungskompressoren erschwert.
Das intensivste System zur Formationsstimulation, das die höchsten Feldentwicklungsraten gewährleistet. Wird bei der Entwicklung von Formationen mit sehr geringer Durchlässigkeit verwendet.
Mit diesem System werden Produktions- und Injektionsbohrungen nach regelmäßigen Mustern von Vier-, Fünf-, Sieben- und Neun-Punkt-Systemen platziert.
So beträgt bei einem Vier-Punkte-System (Abb. 7.5) das Verhältnis zwischen Förder- und Injektionsbrunnen 2:1, bei einem Fünf-Punkte-System -1:1, bei einem Sieben-Punkte-System -1:2, bei einer Neun -Punktesystem - 1:3. Am intensivsten unter den betrachteten Systemen sind daher das Sieben- und das Neun-Punkte-System.
Abbildung 2.5 Grundschemata der Flächenüberschwemmung.
a - Vierpunkt; b - fünf Punkte; c - sieben Punkte; g - Neunpunkt;
1 - Produktionsbrunnen; 2 - Injektionsbrunnen.
Die Effizienz der Flächenflutung wird maßgeblich von der Homogenität der Formation und der Menge der Ölreserven pro Bohrloch sowie der Tiefe des Entwicklungsobjekts beeinflusst.
Unter Bedingungen einer heterogenen Formation, sowohl im Abschnitt als auch in der Fläche, kommt es im durchlässigeren Teil der Formation zu vorzeitigen Wasserdurchbrüchen zu Produktionsbrunnen, was die Ölproduktion während der Trockenperiode stark reduziert und den Wasser-Öl-Faktor erhöht, daher ist dies ratsam die Flächenüberschwemmung zu nutzen, wenn in den späteren Phasen der Feldentwicklung homogenere Formationen entwickelt werden.
Das selektive Wasserflutungssystem ist eine Art Flächenflutung und wird in Öllagerstätten mit erheblicher Heterogenität eingesetzt.
Mit dem selektiven Wasserflutungssystem erfolgt die Reservoirerschließung in der folgenden Reihenfolge. Die Lagerstätte wird entlang eines einheitlichen Dreiecks- und Viereckrasters gebohrt und anschließend werden alle Bohrungen als Produktionsbohrungen in Betrieb genommen. Das Bohrlochdesign wird so ausgewählt, dass jedes davon den Anforderungen für Produktions- und Injektionsbohrlöcher entspricht. Das Gebiet der Öllagerstätte ist mit Öl- und Gassammelanlagen und Anlagen zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks ausgestattet, sodass jede Bohrung nicht nur als Produktionsbohrung, sondern auch als Injektionsbohrung entwickelt werden kann.
Das Einspritzen von Wasser in ein Ölreservoir ist die beliebteste Methode zur Erschließung von Ölfeldern. Mit dieser Methode ist es möglich, hohe aktuelle Durchflussraten von Ölquellen aufrechtzuerhalten und letztendlich einen hohen Prozentsatz der Gewinnung förderbarer Ölreserven zu erreichen.
Der Hauptzweck der Wassereinspritzung in die Lagerstätte besteht darin, Öl effektiv zu Produktionsbohrungen zu verdrängen und die Wirtschaftlichkeit der Feldentwicklung durch Erhöhung des Ölgewinnungsfaktors aus der Lagerstätte zu steigern.
Die Popularität dieser Methode zur Erschließung von Ölvorkommen erklärt sich aus:
- Öffentliche Verfügbarkeit von Wasser
- Die relative Einfachheit des Injektionsprozesses ist auf den hydraulischen Druck der Flüssigkeitssäule im Bohrloch zurückzuführen
- Die Fähigkeit von Wasser, sich durch ölgesättigte Formationen auszubreiten
- Hohe Ölrückgewinnung bei der Ölverdrängung
Wasserflutung sorgt aufgrund zweier Faktoren für eine hohe Ölrückgewinnungsrate:
- Halten des Lagerstättendrucks auf einem für die Feldentwicklung wirksamen Niveau
- Physikalischer Ersatz von Öl durch Wasser in den Poren des Reservoirs
Zu den Varianten der Flutungsmethode gehört die Injektion von Lösungsmitteln, Suspensionen und verschiedenen Reagenzien. In einigen Fällen wird Wasser durch Zugabe von Polymeren und mizellaren Lösungen eingedickt. Aber alle diese Methoden gehören bereits zu den sogenannten Enhanced Oil Recovery (EOR)-Methoden oder tertiäre Methoden der Ölfeldentwicklung.
In welchen Fällen ist es sinnvoll, die Wasserflutungsmethode zu verwenden und vor Ort ein Reservoir-Druckerhaltungssystem (RPM) zu organisieren?
Um diese Frage zu beantworten, erinnern wir uns daran, welche natürlichen Funktionsweisen von Lagerstätten es gibt. Und wir werden die Machbarkeit der Organisation einer Wasserflut unter bestimmten geologischen Bedingungen prüfen.
Wasserdruckmodus
Wie es funktioniert:
- Grundwasserleiter (Aquifer) hält den Reservoirdruck aufrecht
- Die Flüssigkeitsentnahmen entsprechen den Wasserzuflüssen aus dem Grundwasserleiter
- Durch den guten Wasserdruck wird das Öl vertikal verdrängt. In diesem Fall kommt es zu einem gleichmäßigen Anstieg des Öl-Wasser-Kontakts (OWC).
Mögliche Probleme:
- Die Heterogenität des Reservoirs kann die Fähigkeit des Grundwasserleiters, Öl in einigen Bereichen des Reservoirs zu verdrängen, einschränken
Ölrückgewinnungsfaktor:
Hoch mit geschicktem Management der Reservoirentwicklung (60-70 %)
Ein leistungsstarker Grundwasserleiter mit hohem Druck kann genug Energie liefern, um Öl zu verdrängen
Ein schwacher Grundwasserleiter erfordert die Unterstützung des Reservoirdrucks durch Wasserinjektion. In diesem Fall:
- Es ist möglich, eine Konturflutung (nahe der Kontur) zu organisieren
- In manchen Fällen ist eine Flächenüberschwemmung möglich
Modus für gelöstes Gas
Wie es funktioniert
- Öl mit viel gelöstem Gas steht unter hohem Druck
- Wenn der Lagerstättendruck höher als der Sättigungsdruck ist, liefert die Ausdehnung des Gesteins und der es sättigenden Flüssigkeiten Energie, um Öl zu verdrängen
- Liegt der Lagerstättendruck unter dem Sättigungsdruck, kommt es durch die Freisetzung und Ausdehnung von Gas zu einer Ölverdrängung
Mögliche Probleme
- Wenn der Lagerstättendruck unter dem Sättigungsdruck liegt, wird eine sehr hohe Gasmobilität zum Problem
- Das Gas tritt unter Umgehung des Öls aus
- Hoher Gasgehalt bei der Bohrlochförderung
- Ein starker Abfall des Reservoirdrucks
Ölrückgewinnungsfaktor
Sehr niedrig (10–30 %)
Ist eine Wasserflutung sinnvoll?
Guter Kandidat für Überflutung
Die Wasserflutung wird am besten bei einem Lagerstättendruck nahe dem Sättigungsdruck durchgeführt, sodass die Gasfreisetzung aus dem Öl unter dem kritischen Wert liegt
Schwerkraftmodus
Wie es funktioniert
- Der Extraktionsprozess erfolgt aufgrund der Schwerkraft und der unterschiedlichen Dichte der das Gestein sättigenden Flüssigkeiten
- Um das Regime umzusetzen, muss die Formation dick sein und eine hohe vertikale Durchlässigkeit aufweisen, oder der Streichen der Formation muss eine große Neigung aufweisen
Mögliche Probleme
- Der langsame Prozess der Ölmigration führt zu niedrigen Förderraten
- Gas muss an die Oberseite des Reservoirs strömen, um das fließende Öl auszugleichen
- Das Reservoir kann Schweröl enthalten
Ölrückgewinnungsfaktor
Sehr hoch (50-70%)
Ist eine Wasserflutung sinnvoll?
Könnte angesichts der geringen natürlichen Entnahmeraten ein guter Kandidat für eine Wasserflutung sein
Tankdeckelregelung
Wie es funktioniert
- Es liegt ein großes Volumen an komprimiertem Gas vor, das unter dem Einfluss der Schwerkraft einen sogenannten Tankdeckel bildet
- Expandierendes Gas verdrängt Öl
Mögliche Probleme
- Eindringendes Öl in den Tankdeckel führt zu irreparablen Produktionsausfällen
- Gaskegel und hohe Gas/Öl-Verhältnisse schränken die Möglichkeiten der Ölförderung ein
Ölrückgewinnungsfaktor
Ist eine Wasserflutung sinnvoll?
Kein geeigneter Kandidat für eine Überschwemmung
Bewertung der Wirksamkeit der Wasserflutungsmethode
Die Wirtschaftlichkeit des Wasserflutverfahrens hängt von der Erhöhung des Ölrückgewinnungsfaktors ab.
Die Kosten für das Pumpen von Wasser, den Bau von Injektionsbrunnen und speziellen Wasseraufbereitungsanlagen sollten geringer sein als die Einnahmen aus dem Verkauf zusätzlich geförderten Öls.
