طرح های سیلابی درس: توسعه میادین نفتی با استفاده از سیلاب کانتور و درون مدار

طرح

معرفی

1. بخش زمین شناسی

1.1 مختصر مشخصات زمین شناسی و میدانی میدان نفت (گاز).

1.2 اطلاعات اولیه در مورد چینه شناسی، سنگ شناسی و زمین ساخت

1.3 ویژگی های نفت، گاز و آب های سازند

2. بخش فن آوری

2.1 وضعیت فعلی توسعه و پویایی شاخص های اصلی فناوری این حوزه

2.2 تجزیه و تحلیل وضعیت سیستم کنترل فشار

3. بخش طراحی

3.1 تجهیزات و فناوری جدید برای تصفیه فاضلاب

3.2 راه های بهبود فناوری تزریق آب به مخزن

4. قسمت محاسبه

4.1 محاسبه زمان توسعه مخزن نفت

4.2 محاسبه فرآیند تزریق فنی. مایعات به چاه

5. ایمنی و سازگاری با محیط زیست پروژه

5.1 اقدامات بهداشت حرفه ای، ایمنی و پیشگیری از آتش سوزی

5.2 حفاظت از زیر خاک و محیط زیست

نتیجه

کتابشناسی - فهرست کتب

معرفی

آب‌های مخزن جدا شده از نفت در هنگام جمع‌آوری و آماده‌سازی آن، بسیار معدنی هستند و به همین دلیل نمی‌توان آن‌ها را به رودخانه‌ها و مخازن تخلیه کرد، زیرا منجر به مرگ آب‌های شیرین می‌شود. بنابراین، آب سازند به سازندهای مولد یا جاذب پمپ می شود. آب شیرین مورد استفاده در فرآیند فن آوری برای نمک زدایی نفت و همچنین آب طوفان ورودی به سیستم فاضلاب صنعتی نیز همراه با آب سازند به داخل پمپ می شود. به طور کلی به همه این آب ها فاضلاب می گویند. در حجم کل پساب، سهم آب مخزن 85-88 درصد، سهم آب شیرین 10-12 درصد و سهم آب طوفان 2-3 درصد است. استفاده از فاضلاب میدان نفتی در سیستم برای حفظ فشار مخزن در طول حالت فشار آب توسعه میدان، یک اقدام فنی و زیست محیطی مهم در فرآیند تولید نفت است که امکان چرخه بسته تامین آب در گردش را طبق این طرح فراهم می کند: چاه تزریق - مخزن - چاه تولید - سیستم جمع آوری و تصفیه نفت و گاز با واحد تصفیه آب - سیستم PPD. در حال حاضر، چندین نوع آب برای اهداف RPM استفاده می شود که با توجه به شرایط محلی تعیین می شود. این آب شیرین استخراج شده از چاه های آرتزین یا زیر کانال خاص، آب رودخانه ها یا سایر منابع آب آزاد، آب از سفره های زیرزمینی موجود در بخش زمین شناسی میدان، آب تشکیل جدا شده از نفت در نتیجه تهیه آن است. همه این آبها از نظر خواص فیزیکی و شیمیایی و در نتیجه تأثیرگذاری بر سازند نه تنها برای افزایش فشار، بلکه برای افزایش بازیافت نفت با یکدیگر متفاوت هستند. ذخایر نفتی اکثر میادین در منطقه اورال-ولگا چند لایه با ناهمگونی لایه به لایه سنگ ها از نظر نفوذپذیری و ضخامت های اشباع شده از نفت موثر اندک است. تعدادی از میدان‌ها با اتصال هیدرودینامیکی بین لایه‌های مخزن مشخص می‌شوند که ناشی از ادغام لایه‌ها یا ضخامت کمی از بخش‌های بین آنها با وجود سیستم‌های شکستگی است. مشکلات توسعه کارآمد ذخایر سخت‌بازیابی با تفکیک امکانات تولید، بهینه‌سازی الگوی چاه‌ها، بهبود سیستم‌های سیلابی، بهینه‌سازی فشار مخزن و کف چاه و استفاده از روش‌های تحریک چاه ثانویه و ثالثه هیدرودینامیکی حل می‌شود. بنابراین، یکی از شرایط اصلی برای افزایش بیشتر راندمان سیل مخزن، محدود کردن حرکت آب از طریق کانال‌هایی با مقاومت فیلتراسیون پایین است که امکان استفاده منطقی‌تر از انرژی آن را برای جابجایی نفت فراهم می‌کند. در ادبیات علمی و فنی، مطالعات مربوط به نقش کیفیت آب تزریقی به اندازه کافی پوشش داده نشده است. در شرایط سیل، کامل بودن تولید سازندهای تولیدی در درجه اول به میزان پوشش شی توسعه هم در منطقه و هم در بخش بستگی دارد که تا حد زیادی با ماهیت حرکت آب تزریقی و آب سازند تعیین می شود. بنابراین توجه عمده در تحلیل های زمین شناسی و میدانی باید به مسائل پوشش سازند تحت تاثیر آب تزریقی و ویژگی های حرکت آب از طریق سازندهای مولد معطوف شود. عوامل زمین شناسی و فیزیکی مؤثر بر فرآیند سیلابی شامل خواص فیلتراسیون سازندهای مولد، ماهیت و درجه ناهمگنی آنها، ویژگی های ویسکوزیته سازندهای اشباع و کیفیت مایعات پمپ شده به آنها و غیره است.

1. بخش زمین شناسی

1.1 مختصر مشخصات زمین شناسی و میدانی میدان نفت (گاز).

میدان آرلانسکویه از نظر ذخایر نفتی منحصر به فرد است که در شمال غربی باشقیر در استان نفت و گاز ولگا-اورال واقع شده است. این در قلمرو مناطق کراسنوکامسک و دیورتیولینسکی جمهوری و تا حدودی در قلمرو اودمورتیا واقع شده است. این میدان در سال 1955 کشف شد و در سال 1958 توسعه یافت. کانسارهای نفت‌دار تجاری، کانسارهای خاک‌زای مرحله Visean از کربونیفر پایین و نهشته‌های کربناته مرحله مسکو در مراحل میانی و تورنسی در کربونیفر پایین هستند. هدف اصلی بهره برداری، سازندهای خاک زایی کربونیفر پایین است. برای توسعه بیشتر کانسار آرلان، توسعه کانسارهای کربنیفر میانی از اهمیت بالایی برخوردار است. محتوای نفت صنعتی دومی تقریباً همزمان با کشف میدان ایجاد شد، اما به دلیل ساختار پیچیده ذخایر، برای مدت طولانی توجه زیادی را به خود جلب نکرد. طول آن بیش از 100 کیلومتر و عرض آن تا 25 کیلومتر است و به یک چین گسترده تاقدیس با بال های ملایم محدود می شود. ماسه‌سنگ‌های نفت‌دار مرحله ویزه عصر کربنیفر پایین، مخازن کربناته لایه‌های تولیدی کاشیرو-پودولسک کربنیفر میانی. ذخایر اصلی در ماسه‌سنگ‌های لایه‌های خاک‌زای کربنیفر پایین (75 درصد ذخایر اولیه) در عمق 1400-1450 متری متمرکز شده‌اند و در طول توسعه، از سیلاب‌گیری مخزن استفاده می‌شود. روش اصلی بهره برداری از چاه های تولیدی مکانیزه است. کل موجودی چاه حدود 8 هزار واحد است. روغن با محتوای آب بالا (93٪) تولید می شود.

1.2 اطلاعات اولیه در مورد چینه شناسی، سنگ شناسی و زمین ساخت

میدان نفتی آرلان یکی از بزرگترین میدان های کشور و بزرگترین میدان نفتی باشقورتستان است. طول آن در امتداد خط حامل نفت در توالی خاک زایی کربونیفر پایین (LCNS) بیش از 100 کیلومتر است، عرض - تا 30 کیلومتر. لایه‌های نفت‌دار لایه‌های ماسه‌سنگ TTNK (افق الخوفسکی، رادائوسکی، بوبریکوفسکی، تولا و الکسینسکی مرحله ویزه)، کربنات‌های مرحله تورنیز، افق‌های Vereisky، Kashira و Podolsky مرحله مسکو از کربنیفر میانی هستند. این نهشته به یک تاقدیس نامتقارن وسیع با جهت شمال غربی محدود شده است. بال جنوب غربی آن شیب دار است (تا 4 درجه)، بال شمال شرقی صاف تر است (تا 1 درجه). دامنه سازه در امتداد ایزوهیپس بسته 1190 متری 90-100 متر است.در هسته چین یک صخره سد غول پیکر با سن دونین بالایی (فامنین) وجود دارد. در امتداد سقف TTNK، سازه توسط تعداد زیادی از برآمدگی های محلی با اندازه و دامنه کوچکتر پیچیده شده است. اندازه آنها متفاوت است، اما از 1-5 کیلومتر تجاوز نمی کند. در قسمت بالا، ساختار تضاد کمتری دارد و عملاً در نهشته‌های پرمین تسطیح می‌شود. عمق TTNK 1250-1300 متر است که به صورت منطقه ای از جنوب به شمال فرو می رود. در بخش TTNK، 9 لایه ماسه سنگ متمایز و به وضوح همبستگی دارند: افق الکسینسکی - لایه C0. افق تولا - لایه های C I، C II، C III، C IV0، C IV، C V و C VI0. افق بوبریکوفسکی-رادایفسکی - لایه C VI. ضخامت لایه ها از چاهی به چاه دیگر به شدت متفاوت است. اصلی‌ترین و منسجم‌ترین لایه‌های C II، C III (در قسمت شمالی میدان) و C VI هستند. لایه های باقی مانده نازک تر و ناهمگن تر هستند. ماسه سنگ ها با خواص فیلتراسیون و ظرفیت خازنی نسبتاً بالا (FPP) مشخص می شوند. ضخامت TTNK از 33 تا 150 متر متغیر است. افزایش شدید آن به مناطق فرسایش عمیق لایه‌های کربناته مرحله Tournaisian محدود می‌شود. در برخی از چاه‌ها، سنگ‌های آهکی با سن تورنسی کاملاً فرسایش یافته و فروچاله‌های کارستی حاصل با لایه‌ای ضخیم از رسوبات خاک‌زا پر می‌شوند. مخازن کربناته کربونیفر میانی (کشیرو-پودولسک و تورنیزین) دارای خواص مخزنی بسیار بدتری هستند (نفوذپذیری و تخلخل کم، ضخامت کم). روغن های تمام اجسام دارای ویسکوزیته بالایی هستند (20-30 mPa⋅s)، چگالی آنها 0.88-0.90 t/m3 است. فشار اشباع در TTNK 8 مگاپاسکال است، اشباع گاز از 5 تا 20 متر مکعب بر تن است. محتوای نفت بخش کربنیفر میانی عمدتاً در رابطه با جستجو و اکتشاف ذخایر نفتی در لایه‌های خاک‌زای کربنیفر پایین مورد مطالعه قرار گرفت. از نظر چینه شناسی، نهشته های کربنیفر میانی شامل قسمت بالایی مرحله باشکری و کل مرحله مسکوی است. آنها از سنگ های کربناته با لایه های زیرین مارن، گل سنگ و سیلت استون تشکیل شده اند که عمدتاً در افق Vereisky یافت می شوند. بر اساس مجموعه مواد زمین شناسی و ژئوفیزیک میدانی، رسوبات مورد نظر به 11 واحد (I-XI) تقسیم می شوند که واحدهای II-VII افق کاشیرا و پودولسک از نظر تجاری نفت خیز هستند و بهره وری از دومی فقط در منطقه Vyatskaya ایجاد شده است. واحدهای شناسایی شده را می توان به وضوح نه تنها در میدان مورد بررسی، بلکه در قلمرو قابل توجهی از زین بیرسک و نواحی مجاور طاق پرمین-باشکیر و فرورفتگی Verkhnekamsk ردیابی کرد. هر یک از اعضا یک مجموعه سنگ‌شناسی با ساختار ریتمیک است که قسمت زیرین آن از سنگ‌های کربناته با محتوای بالای گونه‌های متخلخل تراوا و قسمت فوقانی آن عمدتاً از کربنات‌های متراکم غیر قابل نفوذ، رسوبات رسی و کربناته رسی تشکیل شده است. طبق گزارش استاندارد، ته هر عضو، به عنوان یک قاعده، با قرائت SP منفی، GM کم، افزایش MS مثبت، مقادیر کم و متوسط ​​GPS مشخص می شود و هنگام تقسیم بندی و همبستگی بخش کربونیفر میانی، به صورت مشروط مشخص می شوند. یک تشکیل مولد قسمت بالایی و متراکم ترین قسمت بسته های در نظر گرفته شده که به عنوان "بخش متراکم" شناخته می شود و به عنوان مقاوم در برابر روغن ارزیابی می شود، دارای ویژگی های لاگ الکتریکی و رادیویی مخالف است. لایه های تولیدی مشخص شده محدود به: B1 (عضو XI) - به مرحله باشکری، پوشاننده B1-B3 (اعضای VIII-X) - به Vereisky، K1-K4 (اعضای IV-VII) - به مرحله کاشیرا، P1 -P3 (اعضای I و III) - به افق Podolian. هنگام مقایسه این سازندهای مولد، به دلیل تغییرات مکرر در ترکیب کانی‌شناسی، ترکیب ساختاری و بافتی، ویژگی‌های خازنی و فیلتراسیون سنگ‌ها، توزیع عدسی‌شکل پیچیده لایه‌های مخزنی که در آنها وجود دارد، آشکار می‌شود. همانطور که مطالعات نشان داده است، بخش تولیدی سنگ شناسی ناهمگن کربونیفر میانی به طور جهانی با تبلور مجدد، دولومیتی شدن، سولفات شدن، سیلیسی شدن و غیره مرتبط است. در کانسار Arlanskoye، هنگام انتقال به منطقه Novokhazinskaya، تغییر کیفی قابل توجهی در بخش تولیدی مشاهده می شود. ناهمگونی سنگ شناسی (تجزیه) اعضای III-VI به شدت افزایش می یابد، درجه دولومیتی شدن و سولفات شدن آنها افزایش می یابد، شدت و تنوع اشکال تجلی دگرگونی های پس از رسوب افزایش می یابد، خواص مخزن و اشباع نفت سنگ های سازنده افزایش می یابد. به طور قابل توجهی بدتر می شود و سطح چینه شناسی مخازن نفتی کاهش می یابد. ویژگی های ذکر شده به طور طبیعی در جهت جنوب شرقی تشدید می شوند و در بخش یوسفوفسکی ذخایر آرلانسکویه، کل بخش کربونیفر میانی غیرمولد می شود. در نواحی Arlanskaya و Nikolo-Berezovskaya، واحدهای III و IV از نظر صنعتی دارای نفت هستند و به ترتیب به پایه Podolsk (P3) و بالای افق Kashira (K1) و در منطقه Novokhazinskaya و فقط محدود می شوند. در نیمه شمالی آن (منطقه شاریپوفسکی)، V زیرین و اعضای VI (K2 و K3)، در وسط بخش افق کاشیرا شناسایی شدند. در قسمت شمال غربی میدان Arlanskoye در منطقه Vyatka، محدوده محتوای نفت تجاری افزایش می یابد و واحدهای II-III افق Podolsk (P2 و P3) و اعضای IV، V و VII افق کاشیرا (K1، K2) را پوشش می دهد. و K4)، ضخامت کل آن به 110 متر می رسد (شکل 1).

عکس. 1.نمودار توزیع ذخایر نفتی در کربونیفر میانی میدان آرلانسکویه

توزیع ظرفیت نفت باربری سازندهای تولیدی: a - P 2، P 3، K 1، K 2، K 4. b - P 3، K 1; ج - K 2، K 3; مناطق عملیاتی: 1 - Vyatskaya، 2 - Arlanskaya، 3 - Nikolo-Berezovskaya، 4 - Novokhazinskaya. در روند کار اکتشاف و اکتشاف، نمایشگاه های نفتی در میدان آرلانسکویه و در چاه مورد توجه قرار گرفت. 92 و 210 در منطقه نیکولو برزوفسکایا، جریان نفت در حین باز کردن و آزمایش سازندهای B2 و B3 (واحد IX و X) واقع در قسمت پایین افق Vereisky به دست آمد. با این حال، محتوای روغن آنها هنوز کاملاً مشخص نیست. از تجزیه و تحلیل ساختاری-صورتی انجام شده، چنین بر می آید که پیش نیازهای توزیع فضایی بسیار ناهمگن (متمایز) محتوای نفت رسوبات کربنیفر میانی (به طور دقیق تر، کشیرسکو-پودولسک) میدان آرلانسکویه در طول دوره انباشتگی گذاشته شده است. و تبدیل اولیه (رسوب دیاژنتیکی) رسوبات در شرایط یک حوضه دریایی کم عمق با توپوگرافی پایین تشریح شده، رژیم های هیدرودینامیکی ناپایدار، دما و هیدروشیمیایی و آب و هوای عموما گرم. این منجر به تجمع غالب رسوبات کربناتی شد که با ناهمگونی ساختاری، کانی‌شناسی و انواع شکل‌های تجلی در مراحل بعدی تبدیل آنها (دیاژنز دیررس، اپی‌ژنز) فرآیندهای ثانویه مشخص می‌شود، که در میان آنها نقش ویژه‌ای به دولومیتی شدن و از نظر ژنتیکی تعلق داشت. سولفاتیزاسیون نزدیک.

1.3 ویژگی های نفت، گاز و آب های سازند

در قلمرو نیمه شمالی کانسار (مناطق Arlanskaya، Nikolo-Berezovskaya و Vyatskaya)، که به صورت هیپسومتری در زیر ناحیه Novokhazinskaya واقع شده است، انباشت و تبدیل ذخایر Kashirsko-Podolsk با مشارکت ترکیبی از فعالیت هیدرودینامیکی نسبتاً شدید دریا صورت گرفت. آب و فرآیندهای تبادل کاتیونی (متازوماتیک) که عموماً تأثیر مثبتی بر تشکیل سنگ‌های مخزن دارند. در نتیجه، بخش اصلی لایه‌های متخلخل- تراوا لایه‌های مولد K 1 و P 3 از دولومیت‌های ارگانوژنیک باقیمانده (متازوماتیک) و سنگ‌های آهکی دولومیتی بیومورفیک (عمدتا روزن‌نفر) تشکیل شده است که پیدایش فضای منافذی در آن به دلیل قرار دادن اولیه عناصر شکل (عمدتاً پوسته های موجودات) رسوب با مشارکت فعال متاسوماتیسم دولومیت. تبدیل رسوبات به فازهای بعدی عمدتاً تحت تأثیر شستشوی مناطق باقیمانده آهکی که با دولومیت جایگزین نشده‌اند صورت گرفت. یک محیط انباشت کربنات متفاوت در زمان کاشیرا-پودولسک در قلمرو منطقه نووخازینسکایا بود که یک ساحل شنی وسیع بود که تا حدودی از آبهای اصلی حوضه دریا جدا شده بود. در اینجا، تحت تأثیر قلیاییت بالا، کانی‌سازی و دمای بستر دریا، محلول‌های CaCO 3 و MgCO 3 به هم نزدیک شدند که به تبدیل این اجزا به دولومیت و تجمع شدید آن کمک کرد. علاوه بر این، شرایط بهینه برای رسوب دولومیت در لحظه اشباع بیش از حد سنگ های دریایی طبیعی تحت سولفات های کلسیم به دست می آید. بر اساس مطالعات ژئوفیزیک میدانی چاه ها، در مناطق آرلانسکایا و نیکولو-برزوفسکایا، تا شش لایه سنگ متخلخل در سازند K1 و تا دو لایه در سازند P3 متمایز می شوند. هر یک از لایه های میانی دارای ضخامت 0.5 تا 3-4 متر می باشد.بیشترین درجه ناهمگونی سنگی و عدسی برجسته مخازن که ارتباط ضعیف هیدرودینامیکی و بهره وری بسیار پایین آنها را مشخص می کند، در سازندهای مولد K 2 و K 3 مشاهده می شود. منطقه نووخازینسکایا در بخش سازندهای مولد، در میان لایه های متخلخل تراوا که به خوبی از نفت اشباع شده اند، در ارتفاعات هیپسومتریک بالا (بالاتر از OWC)، اغلب لایه هایی با سنگ های بسیار متخلخل (بیش از 15%) وجود دارد که به دلیل نفوذپذیری کم (کمتر) بیش از 0.005 میکرومتر مربع) و ظاهر عدسی شکل آنها، مشخص شد که ضعیف از روغن اشباع شده (غیر صنعتی) یا کاملاً آبخوان است. چنین لایه‌هایی در بخش‌های بیشتر چاه‌ها بر لایه‌های به خوبی اشباع شده غالب هستند. در بسیاری از آنها، طبقات فقط حاوی آب مدفون هستند. وجود لایه‌های اشباع از آب در میان لایه‌های به خوبی اشباع شده با تولید آب همراه با نفت در چاه‌های واقع در ارتفاعات هیپسومتری بالا تأیید می‌شود (شکل 2).

برنج. 2.نمایه شماتیک عضو نفتی ذخایر کاشیرا-پودولسک در ناحیه آرلان. الف - بخش متراکم بین لایه ها؛ بین لایه ها: b - دارای روغن صنعتی، ج - کمی اشباع از روغن، د - اشباع از آب؛ د - VNK؛ e - سنگ های متراکم در سازند تولیدی. 1-8 چاه

برای ارزیابی ظرفیت اشباع نفت موثر سازندهای مولد در این موارد، استفاده از روش سنتی ایجاد حد پایین تخلخل، که در آن سنگ‌ها نفوذناپذیر می‌شوند و خواص مخزنی خود را از دست می‌دهند، کافی نیست. این مرز برای ذخایر کاشیرا-پودولسک 9-11٪ است. عامل تعیین کننده در اینجا حداقل مقدار اشباع روغن است. برای تعیین ماهیت اشباع سازندها، مواد حاصل از مطالعات نفت و میعانات گازی، قبل از میلاد (ترجیحاً با آب بسیار معدنی) و خاک بر اساس روش‌های پذیرفته شده استفاده شد. بر اساس توزیع‌های مقاومت به‌دست‌آمده (rp) سازندهای واقع در بخش‌های نفتی و آبخوان شناخته شده کانسار و توزیع پارامتر پیچیده Kp 2 rp برای همان لایه‌ها، مقادیر بحرانی آنها برای سازندهای نفت‌بر است. شناسایی شدند (rp = 7 Ohm-m و Kp 2 r p r = 0.41). با استفاده از وابستگی های خاص r p = f (k p) و r p = f (Kn)، به دست آمده از مطالعه نمونه های هسته، حد پایین ضریب اشباع روغن (Kn) از 0.62 تا 0.67 تعیین می شود. این مقادیر با نتایج آزمایش چاه مطابقت خوبی دارند، به عنوان مثال. در هیچ یک از فواصل آزمایش شده که از آن جریان نفت تجاری به دست آمد، سازندهای با اشباع نفت کمتر از 67٪ شناسایی شدند. بنابراین، با توجه به روش توصیف شده، پارامترهای زیر برای هر لایه تولیدی تعیین شد: h ef، r p، Kp و Kn. در برخی موارد، برای ارزیابی ماهیت اشباع مخزن، از مواد INK استفاده شد که مقدار تعیین شده اشباع نفت را با نقطه r تایید می کند. نوسان شدیدی در محتوای روغن ایجاد می کند. مرز یک ذخایر نفتی یا خطوط نفتی در این شرایط خط جایگزینی مخازن نفت‌بر صنعتی با سنگ‌های نفوذ ناپذیر است. بر اساس ماهیت توزیع اقشار اشباع از نفت در کل منطقه میدان، مناطق نفت خیز گسترده، متوسط ​​و کوچک جدا شده از یکدیگر متمایز می شوند. ویژگی های شناسایی شده توزیع محتوای نفت و ساختار ذخایر نفتی در ذخایر کربناته کربنیفر میانی میدان آرلانسکویه امکان شناسایی اشیاء محاسباتی، مناطق با دسته های مختلف ذخایر، تعیین پارامترهای محاسبه، ایجاد بازیافت نفت مورد انتظار را فراهم می کند. فاکتورهای بخش های مختلف کانسار، مانده و ذخایر قابل استحصال نفت و گاز محلول در آن را به تفکیک دسته های صنعتی A، B و C1 محاسبه می کند. این میدان توسعه یافته است، ذخایر نفتی در کربونیفر میانی کم عمق هستند، که به آنها اجازه می دهد تا به سرعت و با هزینه کم وارد توسعه تجاری شوند.

2. بخش فن آوری

2.1 وضعیت فعلی توسعه و پویایی شاخص های اصلی فناوری این حوزه

اجازه دهید شاخص های فنی و اقتصادی آرلان UDNG ارائه شده در جدول 1 را تجزیه و تحلیل کنیم.

جدول 1 - شاخص های فنی و اقتصادی اصلی UDNG آرلان برای سال های 2006-2008.

شاخص ها	2006	2007	2008
تولید نفت هزار روبل	2168,5	2156	2181
روغن تجاری t.t	2153,043	2140,664	2170,173
تولید ناخالص هزار روبل	1627180	1504413	1618174
میانگین تولید روزانه چاه های نفت به ازای هر چاه مصرف شده از ذخایر موجود، تن در روز	2,3	2,2	2,2
استخراج مایع t.t.	12119	13325	13913
	82,1	83,8	84,3
راه اندازی چاه های نفت جدید از طریق SCR	27	30	28
از جمله از هوش	2	2	3
	0,954	0,956	0,950
انجام حجم سرمایه گذاری هزار روبل.	331856	700545	556037
شامل حفاری تولید هزار روبل	82429	119800	173315
حفاری اکتشافی	58183	124000	77706
ساخت چاه	76762	173418	124632
میانگین هزینه سالانه دارایی های ثابت صنعتی و تولیدی بر اساس فعالیت اصلی	2842535	3180431	3925996
بهره وری سرمایه (تولید ناخالص در هر 1 روبل. ارزش متوسط ​​سالانه سرمایه تولید صنعتی) روبل.	0,57	0,47	0,41

بیایید با تحلیل برنامه تولید شروع کنیم. در سال 2008، برنامه تولید نفت 3.1 درصد فراتر رفت. سطح تولید سالانه نفت در سال 2008 نسبت به سال 2007، 25 هزار تن افزایش یافته است.

در همین زمان، حجم نفت تجاری افزایش یافت و به 101.4 درصد از سطح سال 2007 رسید.

شکل 3 و 4 پویایی تولید نفت و مایع را در طول 5 سال گذشته فعالیت NGDU Krasnokholmskneft نشان می دهد.

برنج. 3 دینامیک تولید سیال

برنج. 4 دینامیک تولید نفت

در سال‌های اخیر، با توجه به افزایش حجم تولید مایع، تولید نفت به تدریج کاهش یافته است که نشان دهنده افزایش درجه قطع آب در چاه‌ها است. در سال 2008 آب بیشتری پمپاژ شد که منجر به افزایش 462.7 هزار تنی حجم تولید مایع شد.

اجازه دهید با جزئیات بیشتری تغییر در حجم تولید نفت و عواملی را که این تغییر را تحت تاثیر قرار داده است، تجزیه و تحلیل کنیم.

برای وضوح، بیایید جدول 2 از تغییرات داده های سال 2008 را در رابطه با سال های 2006 و 2007 ترسیم کنیم.

جدول 2 - تغییرات در TEP اصلی

شاخص ها	تغییر مطلق		٪ تغییر دادن
	2008- 2006	2008-2007	2008/2006	2008/ 2007
تولید نفت هزار روبل	12,5	25,0	100,6	101,2
تولید ناخالص هزار روبل	-9006,0	113761	99,5	107,6
میانگین تولید روزانه چاه های نفت به ازای هر چاه مصرف شده از ذخیره موجود تن در روز	-0,1	0	95,7	100,0
کاهش آب روغن (وزن) %	2,2	0,5	102,7	100,6
نسبت بهره برداری از ذخایر چاه نفت موجود	-0,004	-0,006	99,58071	99,37238

میانگین تولید روزانه چاه های نفت در حال کاهش است، اما در سال 2008 با اقدامات انجام شده در سطح سال قبل باقی ماند.

مشاهده می شود که قطع آب روغن تولیدی در حال افزایش است (شکل 5) که تاثیر منفی بر تولید روغن دارد. در مقایسه با سال 2000، کاهش آب نفت (بر حسب وزن) 2.2 درصد افزایش یافت.

برنج. 5 دینامیک قطع آب روغن (وزن) %

نرخ بهره برداری از ذخایر چاه موجود در حال کاهش است که این امر مستلزم کاهش تولید نفت است.

تعداد چاه های نفت به طور مساوی (شکل 6) هر سال حدود 29 مورد افزایش می یابد. به لطف این، سطح تولید نفت حفظ می شود.

برنج. 6 دینامیک تعداد چاه (چاه)

2.2 تجزیه و تحلیل وضعیت سیستم کنترل فشار

رژیم های طبیعی وقوع ذخایر نفتی کوتاه مدت هستند. فرآیند کاهش فشار مخزن با افزایش استخراج سیال از مخزن تسریع می یابد. و پس از آن، حتی با اتصال خوب ذخایر نفتی با مدار تامین، تأثیر فعال آن بر ذخایر، تخلیه انرژی مخزن ناگزیر آغاز می شود. این امر با کاهش گسترده سطح سیال دینامیکی در چاه ها و در نتیجه کاهش تولید همراه است. هنگام سازماندهی تعمیر و نگهداری فشار مخزن (RPM)، دشوارترین مسئله تئوری که هنوز به طور کامل حل نشده است، دستیابی به حداکثر جابجایی روغن از مخزن با کنترل و تنظیم مؤثر فرآیند است. باید در نظر داشت که آب و روغن از نظر خصوصیات فیزیکی و شیمیایی متفاوت هستند: چگالی، ویسکوزیته، ضریب کشش سطحی، ترشوندگی. هرچه تفاوت بین شاخص ها بیشتر باشد، روند جابجایی دشوارتر است. مکانیسم جابجایی روغن از یک محیط متخلخل را نمی توان با جابجایی ساده پیستون نشان داد. در اینجا اختلاط عوامل و گسیختگی جریان نفت و تشکیل جریان های جداگانه و متناوب نفت و آب و فیلتراسیون از طریق مویرگ ها و شکاف ها و تشکیل مناطق راکد و بن بست وجود دارد. ضریب بازیافت نفت یک میدان، که حداکثر مقداری که یک تکنسین باید برای دستیابی به آن تلاش کند، به همه عوامل فوق بستگی دارد. مواد انباشته شده تا به امروز امکان ارزیابی تأثیر هر یک از آنها را فراهم می کند. جای قابل توجهی در راندمان فرآیند نگهداری فشار مخزن توسط قرار دادن چاه ها در میدان اشغال می شود. آنها الگوی سیل را تعیین می کنند که به چندین نوع تقسیم می شود. حفظ فشار مخزن که برای اولین بار در کشور ما با نام سیلابی لبه ظاهر شد، فراگیر شده است. امروزه روش ثانویه تولید نفت است (همانطور که در ابتدا به آن گفته می شد) و شرط ضروری برای توسعه منطقی ذخایر از همان روزهای اول در پروژه های عمرانی گنجانده شده و در بسیاری از میادین کشور انجام می شود. در طول سال‌ها، آزمایش‌های گسترده‌ای در میدان آرلانسکویه برای آزمایش روش‌های افزایش بازیافت نفت انجام شده است. بزرگترین آنها تزریق طولانی مدت محلول سورفکتانت در منطقه نیکولو-برزوفسکایا بود. متاسفانه نتیجه منفی بود و آزمایش متوقف شد. یکی از بزرگترین آزمایش ها نیز آزمایشی برای مطالعه وابستگی فاکتور بازیافت نفت به تراکم شبکه چاه های تولیدی در منطقه نووخازینسکایا است. مقیاس این آثار منحصر به فرد بود. نتایج به‌دست‌آمده به وضوح ثابت کرد که تولید ذخایر به طور قابل‌توجهی با چگالی شبکه تعیین می‌شود. علاوه بر آزمایشات فوق، کار در میدان در مقیاس آزمایشی و صنعتی در مورد احتراق درجا انجام شد (امکان سازماندهی احتراق وجود داشت، اما به دلیل وجود محصولات اسیدی، نتایج منفی بود)، تشدید تولید ذخایر زهکشی نشده سازندهای نازک با کاهش فاصله بین چاه های تولیدی و تزریقی، غرقابی پلیمری، تغییر جهت فیلتراسیون، تزریق ترکیبات ژل ساز و غیره. مرحله Tournaisian تاکنون به طور تصادفی انجام شده است، زیرا شبکه چاه های اختصاصی برای این اشیاء و همچنین سیستمی برای حفظ فشار مخزن وجود ندارد (به جز منطقه Vyatka، که در آن نهشته های افق کاشیرو-پودولسک حفاری شده است. با استفاده از الگوی چاه خود با استفاده از سیلابی). توسعه این اشیاء عمدتاً با هزینه صندوق گردان برنامه ریزی شده است. در مجموع حدود 9 هزار حلقه چاه برای اهداف مختلف حفر شد. قطع آب محصول 95 درصد است. تولید نفت به 4.2 میلیون تن در سال کاهش یافت. بیش از 1000 حلقه چاه از مدار خارج شده است. برداشت مایعات نیز از 160 به 80 میلیون تن کاهش یافت و در کل دوره توسعه، 457 میلیون تن نفت تولید شد که 404.2 میلیون تن آن از TTNK بود. با این حال، با وجود برخی کاستی ها، می توان توسعه این حوزه را رضایت بخش ارزیابی کرد. ضریب بازیابی به دست آمده 0.396 است و وضعیت توسعه این امکان را به ما می دهد که امیدوار باشیم ضریب بازیابی تایید شده محقق شود. طرح فن آوری نگهداری فشار مخزن در آرلان UDNG توسط پروژه توسعه میدان نفتی و اول از همه، با تعداد و محل چاه های تزریق تعیین می شود. سیستم های PPD اصلی Arlan UDNG را می توان متمایز کرد:

الف) یک سیستم خودمختار، زمانی که تأسیسات تزریق (ایستگاه پمپاژ) به خوبی یک تزریق را انجام می دهد و در مجاورت آن قرار دارد.

ب) یک سیستم متمرکز، زمانی که یک ایستگاه پمپاژ تزریق یک عامل را به گروهی از چاه های واقع در فاصله قابل توجهی از ایستگاه پمپاژ تضمین می کند.

به نوبه خود، سیستم متمرکز PPD به گروهی و شعاعی تقسیم می شود. با یک سیستم گروهی، چندین چاه با یک خط لوله تزریق عرضه می شود: یکی از تغییرات سیستم گروه استفاده از نقاط توزیع (DP) است، در این مورد گروهی از چاه ها مستقیماً به DP متصل می شوند. با یک سیستم شعاعی، یک خط لوله آب تزریق جداگانه از ایستگاه پمپاژ به هر چاه تزریقی عرضه می شود. سیستم خودمختار شامل یک ساختار آبگیر، یک ایستگاه بالابر، یک ایستگاه پمپاژ تزریق و یک چاه تزریق است. ساختار ورودی آب منبع تامین آب است: آب در اینجا به منظور تزریق به مخزن استخراج می شود. آب ورودی به زیر تقسیم می شود: الف) زیر کانال. ب) باز کردن در آبگیرهای زیر کانالی در امتداد بستر رودخانه ها، چاه های زیر کانال با عمق 12...15 متر و قطر 300 میلی متر به سمت آبخوان حفر می شوند. آب توسط یک پمپ آرتزینی یا الکتریکی که به داخل چاه پایین می آید بالا می رود. در آبخورهای سیفونی، آب تحت تأثیر خلاء ایجاد شده توسط پمپ های خلاء مخصوص در دیگ خلاء از چاه ها خارج می شود و آب ورودی به آنها توسط پمپ ها به ایستگاه پمپاژ P آسانسور و تأسیسات تزریق پمپ می شود. در آبگیرهای آزاد، یک واحد پمپاژ در نزدیکی منبع آب نصب می شود و آب را از آن به محل تزریق پمپ می کند. می توان از ایستگاه های پمپاژ درون زمینی با پمپ های واقع در زیر سطح رودخانه استفاده کرد. در سال‌های اخیر، سهم فزاینده‌ای از آب تزریقی به مخزن توسط فاضلاب اشغال می‌شود که در تأسیسات ویژه تصفیه شده و به تأسیسات تزریق پمپاژ می‌شود. سیستم تزریق متمرکز شامل یک ورودی آب، یک ایستگاه بالابر دوم، یک ایستگاه پمپاژ تزریق خوشه ای و چاه های تزریق است. ایستگاه پمپاژ خوشه ای (PSS) یک سازه ویژه ساخته شده از بتن یا آجر است که تجهیزات پمپاژ و نیرو، لوله کشی فرآیند، تجهیزات راه اندازی و کنترل را در خود جای داده است. در سال های اخیر، ایستگاه های پمپ از نوع بلوک در Arlansky UDNG گسترش یافته است، که در کارخانه ها به شکل بلوک های جداگانه تولید می شوند و به صورت مونتاژ شده به محل نصب تحویل می شوند.

3. بخش طراحی

3.1 تجهیزات و فناوری جدید برای تصفیه فاضلاب

فاضلاب میدان نفتی یک سیستم پراکنده رقیق شده با چگالی 1040-1180 کیلوگرم بر متر مکعب است که محیط پراکندگی آن آب نمک های بسیار معدنی از نوع کلر-کلسیم (کلرید سدیم، کلرید کلسیم) است. فازهای پراکنده فاضلاب عبارتند از قطرات روغن و سوسپانسیون جامد. هنگام استخراج تولید چاه از زیر خاک، آب سازند که در حالت امولسیون است، عملاً حاوی هیچ گونه آلاینده ای نیست: ناخالصی ها از 10-20 میلی گرم در لیتر تجاوز نمی کنند، اما پس از جدا شدن امولسیون به روغن و آب، محتوای ذرات پراکنده در آب جدا شده به شدت افزایش می یابد: روغن - تا 4-5 گرم در لیتر، ناخالصی های مکانیکی - تا 0.2 گرم در لیتر. این با این واقعیت توضیح داده می شود که در نتیجه کاهش کشش سطحی در سطح مشترک روغن و آب به دلیل وارد شدن یک معرف دمولسیفایر به سیستم و آشفتگی جریان طبقه بندی شده، پراکندگی روغن در آب و همچنین شستشو و پپتیزاسیون رسوبات مختلف لجن (محصولات خوردگی، ذرات رس) با سطوح خط لوله صبحگاهی. علاوه بر این، یک لایه میانی متشکل از قطرات آب با پوسته های زرهی تخریب نشده در جداکننده های آب جمع می شود. آگلومره هاذرات جامد، ناخالصی‌های مکانیکی، مواد آسفالت-رزین و پارافین‌های با ذوب بالا، میکروکریستال‌های نمک و سایر آلاینده‌ها. با تجمع، بخشی از لایه میانی با آب تخلیه می شود و مقدار قابل توجهی از آلاینده ها وارد محیط آبی می شود. در نتیجه اختلاط آبهایی با ترکیبات شیمیایی مختلف، تعادل سولفات مختل می شود که منجر به افزایش رسوب جامد نیز می شود. فاضلاب حاوی گازهای محلول: اکسیژن، سولفید هیدروژن، دی اکسید کربن است که فعالیت خورندگی آنها را تشدید می کند که منجر به سایش سریع تجهیزات و خطوط لوله نفتی و در نتیجه آلودگی ثانویه فاضلاب با محصولات خوردگی می شود. فاضلاب حاوی آهن آهن - تا 0.2 گرم در لیتر است که اکسیداسیون آن منجر به تشکیل رسوب و دی اکسید کربن می شود. فاضلاب میدان نفتی را می توان با باکتری های کاهنده سولفات که در آب طوفان حمل می شود، آلوده کرد که به رسوب کربنات کلسیم و سولفید آهن کمک می کند. وجود قطرات روغن و ناخالصی های مکانیکی در فاضلاب منجر به کاهش شدید قابلیت تزریق سازندهای مولد و جاذب می شود. بنابراین، قبل از پمپاژ فاضلاب به سازندهای مولد یا جاذب، باید آن را تصفیه کرد. شاخص های اصلی کیفیت آب که امکان استفاده از آنها را فراهم می کند عبارتند از:

4) غلظت یون هیدروژن (pH) – 8.5...9.5;

این داده ها بر اساس تجربه استفاده از تعمیر و نگهداری فشار در میدان Tuymazinskoye است و باید هنگام سازماندهی نگهداری فشار در مناطق دیگر مورد بررسی قرار گیرند. در میدان Tuymazinskoye، تصفیه شیمیایی آب شیرین برای حذف نمک ها و ذرات معلق از آن آزمایش شد. متعاقباً، بسیاری از فرآیندهای تصفیه آب رها شدند و آنها را غیرموجه دانستند. اما اگر برای این میدان که دارای تخلخل و نفوذپذیری بالای سازندها است، امتناع از تهیه آب با استفاده از فناوری فوق عوارض قابل توجهی در عملکرد سیستم ایجاد نمی کرد، برای سایر مناطق می تواند غیر قابل قبول باشد. سپس تزریق آب سازند آغاز شد که نیازمند رویکرد خاص خود بود. آب مخازن با محتوای بالای نمک، ناخالصی های مکانیکی، روغن پراکنده و اسیدیته بالا مشخص می شود. بنابراین، آب سازند D 1 میدان نفتی Tuymazinsky متعلق به شورهای بسیار معدنی از نوع کلرید کلسیم با چگالی 1040 ... 1190 کیلوگرم بر مکعب است. با محتوای نمک تا 300 کیلوگرم در مکعب. (300 گرم در لیتر). کشش سطحی آب در سطح مشترک با روغن 5.5 ... 19.4 dynes/cm است، محتوای ذرات معلق تا 100 میلی گرم در لیتر است، ترکیب گرانولومتری مواد معلق با محتوای غالب ذرات تا 2 مشخص می شود. میکرون (بیش از 50 درصد وزنی). در طی فرآیند جداسازی از نفت، آب های سازند با آب شیرین، با دمولسیفایرها و همچنین با آب فرآیندی از تصفیه خانه های نفت مخلوط می شوند. این آب است که به آن فاضلاب می گویند که به مخزن پمپ می شود. یکی از ویژگی های فاضلاب محتوای فرآورده های نفتی (تا 100 گرم در لیتر)، گازهای هیدروکربنی تا 110 لیتر در مکعب، ذرات معلق - تا 100 میلی گرم در لیتر است. تزریق چنین آبی به مخزن بدون تصفیه با استانداردهای لازم که بر اساس نتایج تزریق آزمایشی ایجاد شده است، امکان پذیر نیست. در حال حاضر به منظور کاهش مصرف آب شیرین و استفاده از آب سازند تولیدی، استفاده از پساب برای مقاصد نگهداری تحت فشار بسیار مورد استفاده قرار می گیرد. آب باید برای حذف ناخالصی های مکانیکی (تا 3 میلی گرم در لیتر) و فرآورده های نفتی (تا 25 میلی گرم در لیتر) از قبل تصفیه شود. پرکاربردترین روش تمیز کردن، جداسازی ثقلی اجزا در مخازن است. در این مورد، از یک طرح بسته استفاده می شود. پساب های حاوی فرآورده های نفتی تا 500 هزار میلی گرم در لیتر و مواد جامد تا 1000 میلی گرم در لیتر از بالا وارد مخازن ته نشینی می شوند. لایه روغن واقع در بالا به عنوان نوعی فیلتر عمل می کند و کیفیت تصفیه آب از روغن را بهبود می بخشد. ناخالصی های مکانیکی ته نشین می شوند و با تجمع آنها از مخزن خارج می شوند. از مخزن، آب به فیلتر فشار جریان می یابد. سپس یک بازدارنده خوردگی به خط لوله عرضه می شود و آب به ایستگاه پمپاژ پمپ می شود. از مخازن فولادی عمودی برای جمع آوری و ته نشینی آب استفاده می شود. پوشش‌های ضد خوردگی روی سطح داخلی مخازن اعمال می‌شوند تا از اثرات آب سازند محافظت کنند. انتخاب طرح فن آوری برای تصفیه فاضلاب به عوامل زیادی بستگی دارد: نوع تولید، مواد اولیه، الزامات کیفیت و حجم فاضلاب تصفیه شده. انتخاب تاسیسات تصفیه شامل ارزیابی جامع شرایط تولید است: در دسترس بودن تجهیزات تصفیه موجود، در دسترس بودن مناطق تولید برای ارتقاء تجهیزات موجود و قرار دادن تجهیزات جدید، غلظت آلاینده های ورودی و خروجی مورد نیاز و موارد دیگر. تاسیسات برای تهیه فاضلاب برای سیل مخازن نفت به باز و بسته تقسیم می شود. فاضلاب I در تصفیه خانه فاضلاب باز، که از تصفیه خانه نفت می آید، به تله ماسه 1 فرستاده می شود. , جایی که ناخالصی های مکانیکی زیادی رسوب می کنند. از تله شن و ماسه، فاضلاب با نیروی جاذبه به داخل تله نفت جریان می یابد 3, که برای جدا کردن بخش عمده ای از روغن و ناخالصی های مکانیکی از آب استفاده می کند. اصل عملکرد آن بر اساس جداسازی گرانشی در سرعت پایین فاضلاب (کمتر از 0.03 متر بر ثانیه) است. در این سرعت حرکت فاضلاب، قطرات روغن با قطر بیش از 0.5 میلی متر زمان دارند تا به سطح شناور شوند. روغن انباشته شده در تله III از طریق لوله جمع آوری روغن و پمپ خارج می شود 2 برای فرآوری مجدد به تصفیه خانه نفت عرضه می شود. پس از تله نفت، فاضلاب برای تصفیه بیشتر از نفت و ناخالصی های مکانیکی به حوضچه های ته نشینی عرضه می شود. 4, که در آن مدت ته نشین شدن می تواند از چند ساعت تا دو روز باشد. گاهی اوقات برای تسریع فرآیند ته نشینی ذرات معلق جامد یا خنثی سازی فاضلاب قبل از ته نشین شدن حوضچه ها، مواد شیمیایی به آب اضافه می کنند: آهک، سولفات آلومینیوم، آمونیاک و ... پس از ته نشین شدن حوضچه ها، میزان روغن موجود در فاضلاب 30-40 است. میلی گرم در لیتر، و ناخالصی های مکانیکی - 20-30 میلی گرم در لیتر. این عمق تصفیه فاضلاب IVمعمولاً برای پمپاژ آن به سازندهای جاذب و در این مورد آب از طریق محفظه ها کافی است 5 و 6 توسط پمپ های 7 دریافت می شود که آن را به چاه های جذبی پمپ می کنند. تزریق آب به چاه های تزریقی نیاز به تصفیه عمیق تری دارد. در این مورد، فاضلاب از محفظه 6 پمپ 8 ارسال به فیلترهای متناوب 9 و 10. ماسه کوارتز (کسری 0.5-1.5 میلی متر)، تراشه های آنتراسیت، ماسه رسی منبسط شده، گرافیت و غیره به عنوان مواد فیلتر استفاده می شود. فاضلاب ورودی به فیلتر نباید بیش از 40 میلی گرم در لیتر روغن و بیش از 40 میلی گرم در لیتر داشته باشد. لیتر ناخالصی های مکانیکی 50 میلی گرم در لیتر. مقدار باقیمانده روغن و ناخالصی های مکانیکی پس از فیلتر 2-10 میلی گرم در لیتر است. آب تصفیه شده از فیلتر Vوارد مخزن 11 می شود که از آنجا توسط یک پمپ فشار قوی پمپ می شود 14 به چاه تزریق پمپ می شود. پس از 12-16 ساعت کارکرد، فیلتر کثیف می شود و جریان به فیلتر دیگری تغییر می کند و فیلتر کثیف به شستشو تبدیل می شود. فیلتر با آب تصفیه شده از پمپ شسته می شود. 13 از ظرف 11 و از طریق فیلتر در جهت مخالف پمپ می شود. مدت زمان شستشو 15 تا 18 دقیقه است. آب حاوی گل شسته شده به مخزن لجن تخلیه می شود 12. تصفیه خانه های بسته فاضلاب تماس آب با اکسیژن اتمسفر را برای جلوگیری از واکنش های اکسیداتیو حذف می کنند. با توجه به اصل عملکرد، تاسیسات نوع بسته به ته نشینی، فیلتراسیون، فلوتاسیون و الکتروفلوتاسیون تقسیم می شوند.

امولسیون آب-روغن I در یک تصفیه خانه فاضلاب نوع بسته، که از مزرعه می آید، با آب تشکیل گرم VII مخلوط می شود، از مخازن ته نشینی یا بخاری های دمولسیفایر تصفیه خانه خارج می شود و حاوی یک معرف دمولسیفایر است، از یک قطره انداز 1 عبور می کند. و وارد مخزن ته نشینی با فیلتر هیدروفیل مایع 2 می شود , که در آن تخلیه اولیه آب انجام می شود. مخزن ته نشینی با فیلتر آبدوست مایع بر اساس یک مخزن عمودی استاندارد ساخته شده است و دارای یک دستگاه سیفون است که نگهداری یک لایه معین از آب را در زیر لایه روغن تضمین می کند. امولسیون آب-روغن که در اثر اختلاط با آب گرم با معرف دمولسیفایر و اختلاط متلاطم در قطره ساز از معکوس به مستقیم تغییر نوع داده است، وارد مخزن ته نشینی می شود. 2 زیر لایه آب از طریق توزیع کننده. قطرات روغن از طریق فیلتر آبدوست مایع (لایه آب) از آب امولسیون خارج می شوند. به این ترتیب آبگیری اولیه روغن رخ می دهد و روغن از پیش آبگیری شده II از قسمت بالایی مخزن ته نشینی خارج می شود. 2. فاضلاب III جدا شده در این مرحله به یک مخزن ته نشینی با فیلتر مایع آبگریز جریان می یابد 3. این مخزن ته نشینی نیز بر اساس یک مخزن عمودی استاندارد ساخته شده است و دارای یک دستگاه سیفون است که حفظ یک لایه روغن معین را در بالای لایه آب تضمین می کند. فاضلاب از طریق یک توزیع کننده سوراخ شعاعی به لایه روغن (فیلتر آبگریز مایع) وارد می شود و با سقوط از قطرات روغن آزاد می شود. روغن جذب شده V (روغن تله) در یک محفظه جمع آوری شده، از بالای مخزن ته نشینی خارج شده و به تصفیه خانه نفت فرستاده می شود. لایه ای از امولسیون غیرقابل تخریب IV می تواند در فصل مشترک روغن و آب تشکیل شود , که به صورت دوره ای حذف و به واحد تصفیه روغن نیز ارسال می شود. آبی که از لایه روغن عبور کرده و از قسمت اصلی روغن قطره ای آزاد می شود نیز در معرض رسوب در لایه آب قرار می گیرد. تمام این عملیات تصفیه عمیق آب سازند را از روغن چکه‌کن و آب تصفیه شده VI را که از ظرف 4 عبور کرده است، فراهم می‌کند. , پمپ 5 به چاه های جذب یا تزریق پمپ می شود. دستگاه اصلی تصفیه خانه های فاضلاب نوع بسته بر اساس اصل فیلتراسیون یک فیلتر ته نشین کننده ترکیبی از نوع FZh-2973 است که توسط موسسه BashNIPIneft توسعه یافته است. فاضلاب ابتدا در یک مخزن ته نشینی افقی و سپس از طریق لوله ورودی در معرض رسوب قرار می گیرد. 6 وارد محفظه دریافت می شود که درفیلتر ته نشینی واقع در قسمت میانی محفظه 3. فاضلاب از محفظه دریافت از طریق پارتیشن های سوراخ دار 10 وارد محفظه های فیلتراسیون می شود ب.محفظه های فیلتراسیون با یک فیلتر ادغام کننده پر می شوند 5, که به عنوان پلی اتیلن دانه بندی شده با اندازه گرانول 4-5 میلی متر استفاده می شود. پلی اتیلن خاصیت آبگریز دارد: روغن آن را خیس می کند، اما آب نه. بنابراین، قطرات روغن، که روی سطح گرانول‌ها باقی می‌مانند، ادغام می‌شوند (ادغام می‌شوند) و محفظه‌های فیلتراسیون را ترک می‌کنند. ببه محفظه های ته نشینی آبه شکل بزرگ شده به همین دلیل لایه بندی سریع قطرات آب و روغن در محفظه های ته نشینی رخ می دهد و روغن از بالا از طریق لوله های خروجی روغن 1 و آب تصفیه شده از طریق لوله های 7 خارج می شود. ناخالصی های مکانیکی رسوب شده در محفظه های ته نشینی از طریق لوله ها حذف می شوند. 8. محفظه های ته نشینی مجهز به دریچه های منهول هستند 2. بارگیری و تخلیه پلی اتیلن دانه ای در محفظه های فیلتراسیون از طریق دریچه ها انجام می شود. 4 و 9. اگر پلی اتیلن گرانول گرفتگی داشته باشد، با تغذیه 15-10 درصد نفت سفید در آب تصفیه شده به مدت 30 دقیقه شسته می شود.

نمودار تکنولوژیکی تصفیه خانه فاضلاب نوع بسته بر اساس اصل ته نشینی

تصفیه فاضلاب بر اساس اصل فلوتاسیون در یک مخزن شناور انجام می شود. فلوتاسیون فرآیند استخراج کوچکترین ذرات پراکنده از یک مایع با استفاده از حباب های گاز شناور در مایع است. در یک مخزن فلوتاسیون، حباب های گاز در منطقه شناور تشکیل می شود 5 به دلیل آزاد شدن گاز محلول از فاضلاب اشباع شده با گاز در نتیجه کاهش فشار هنگام ورود به این منطقه. فشار اشباع گاز آب - 0.3-0.6 مگاپاسکال؛ مقدار گاز آزاد شده از آب 25 لیتر در متر مکعب است. آب اشباع شده با گاز از طریق لوله ورودی 1 با استفاده از یک توزیع کننده سوراخ دار به قسمت پایینی منطقه شناور وارد می شود. پساب در ناحیه شناورسازی با سرعتی بالا می‌آید که تضمین می‌کند آب در منطقه شناور حدود 20 دقیقه باقی بماند. حباب های گاز ساطع شده، در حال افزایش، با ذرات پراکنده توزیع شده در آب در راه خود ملاقات می کنند. ذرات پراکنده که به خوبی توسط آب خیس می شوند (قطرات روغن) توسط حباب ها گرفته شده و روی سطح شناور می شوند و لایه ای از کف را در آنجا تشکیل می دهند. روغن گرفته شده در سنگر یولتس جمع آوری می شود 4 برای جمع آوری روغن و از طریق لوله تخلیه می شود 2. آب از منطقه شناورسازی 5 به منطقه ته نشینی جریان می یابد 6, در فضای حلقوی بین محفظه قرار دارد 3 مخزن و منطقه شناور، جایی که به آرامی سقوط می کند. ذرات پراکنده که به خوبی توسط آب خیس می شوند، توسط حباب های گاز در ناحیه شناورسازی جذب نمی شوند، بلکه تحت تأثیر گرانش، در مناطق شناور و ته نشینی ته نشین می شوند و از آنجا رسوب از طریق لوله ها و لوله های سوراخ دار مناسب تخلیه می شود. 9 و 10. آب تصفیه شده از طریق یک کلکتور و لوله سوراخ دار حلقوی تخلیه می شود 8. مخزن فلوتاسیون آب بندی شده است، بنابراین گاز آزاد شده از آب از طریق لوله 7 از بالای مخزن خارج می شود. محتوای ناخالصی (mg/l) در فاضلاب ورودی به مخزن شناور برای تمیز کردن باید: روغن - 300، ناخالصی های مکانیکی - تا 300. باقیمانده محتوای آب تصفیه شده خروجی از مخزن شناور (mg/l): روغن - 4-30، ناخالصی های مکانیکی - 10-30.

الکتروفلوتاسیون فلوتاسیون با گازی است که در نتیجه الکترولیز ایجاد می شود. هنگامی که آب الکترولیز می شود، حباب های اکسیژن و هیدروژن تشکیل می شود. مزیت الکتروفلوتاسیون نسبت به فلوتاسیون گازی امکان به دست آوردن حباب های گاز پراکنده ریز تا 16 * 10 7 pcs / (m 2 * min) در طول الکترولیز است که منجر به شفاف شدن سریع آب حاوی روغن می شود. ماهیت روش الکتروفلوتاسیون تصفیه فاضلاب به شرح زیر است. الکترودها در ظرف تکنولوژی نصب می شوند و جریان الکتریکی ثابتی از آن عبور می کند. در نتیجه الکترولیز، حباب‌های گاز روی الکترودها آزاد می‌شوند که به سمت بالا بالا می‌روند و به لایه آب حاوی روغن در حال تصفیه نفوذ می‌کنند. هنگام حرکت در فاضلاب، حباب ها با ذرات پراکنده معلق در آب برخورد می کنند، به آنها می چسبند و آنها را شناور می کنند. بدین ترتیب ذرات پراکنده به صورت فوم در قسمت بالایی ظرف جمع آوری می شوند که با استفاده از نوار نقاله خراشنده حذف می شود. آب تصفیه شده از طریق لوله ای که در پایین دستگاه قرار دارد تخلیه می شود. فرآیند تصفیه فاضلاب توسط الکتروفلوتاسیون به طور قابل توجهی تحت تأثیر محل قرارگیری الکترودها است. توصیه می شود یک الکترود در پایین دستگاه قرار دهید تا در صورت امکان تمام قسمت پایینی دستگاه را بپوشاند. این امر ضروری است تا حباب های آزاد شده در طول الکترولیز روی این الکترود به کل حجم آب تصفیه شده نفوذ کند و از شناور شدن ذرات پراکنده اطمینان حاصل کند. الکترود دوم در حالت عمودی ثابت می شود تا با شناور شدن ذرات پراکنده تداخل نداشته باشد. الکترودها به شکل صفحات، توری ساخته می شوند؛ از الکترودهای متحرک می توان برای تنظیم فاصله استفاده کرد. بین آنها. برای افزایش کارایی فرآیندهای فلوتاسیون و الکتروفلوتاسیون، معرف های شیمیایی به فاضلاب تصفیه شده وارد می شوند که با توجه به مکانیسم اثر بر روی ذرات پراکنده، به دو گروه منعقد کننده و لخته ساز تقسیم می شوند. منعقد کننده ها الکترولیت هایی هستند که افزودن آنها به فاضلاب منجر به ترکیب ذرات ریز پراکنده به ترکیبات نسبتاً بزرگ و به دنبال آن ته نشین شدن آنها می شود. مکانیسم اثر منعقد کننده مانند سولفات آلومینیوم به شرح زیر است. هنگامی که سولفات آلومینیوم حل می شود، هیدرولیز آن اتفاق می افتد:

Al 2 (SO 4) 3 « 2AI 3+ + 3SO 4 2- ,

Al 3+ + ZN 2 O “Al (OH)3 + ZN+.

هیدروکسید آلومینیوم به دست آمده یک رسوب ژلاتینی پوسته پوسته است که با ته نشین شدن، ذرات پراکنده (نفت و ناخالصی های مکانیکی) را با خود حمل می کند. از آنجایی که این فرآیند به طور فعال در یک محیط قلیایی انجام می شود، آب آمونیاک یا شیر آهک (به دست آمده از آهک خاموش) به طور همزمان با منعقد کننده اضافه می شود. علاوه بر سولفات آلومینیوم، منعقد کننده ها نیز کلرید آهن و سولفات آهن هستند. فلوکولانت ها پلی الکترولیت های محلول در آب با وزن مولکولی بالا هستند. مکانیسم عمل آنها به این صورت است که زنجیره های بلند مولکول های پلی الکترولیت توسط مراکز فعال آنها (گروه های آب دوست) روی سطح ذرات پراکنده جذب می شوند که منجر به لخته سازی می شود. برخلاف انعقاد، در حین لخته سازی، ذرات پراکنده با یکدیگر تماس ندارند، بلکه توسط یک پل از زنجیره مولکولی لخته جدا می شوند. مانند لخته سازپلیمر محلول در آب استفاده می شود پلی آکریل آمید(PAA). راندمان منعقد کننده ها و لخته سازها زمانی که با هم در فرآیند تصفیه فاضلاب استفاده می شوند به میزان قابل توجهی افزایش می یابد. علاوه بر این، دوز فلوکولانت ها ده ها یا حتی صدها برابر کمتر از منعقد کننده ها است.

3.2 راه های بهبود فناوری تزریق آب به مخزن

در بسیاری از زمینه های چندلایه آرلان UDNG و یک چاه تزریقی بیش از دو شی تولیدی از قبل باز شده (سوراخ شده) وجود دارد. این کار برای حفظ فشار مخزن (حجم تزریق آب) و در عین حال محدود کردن سرمایه‌گذاری برای ساخت چاه‌های تزریقی جدید انجام شد. مشخص است که تزریق مشترک آب به چندین لایه، ناهمگن از نظر نفوذپذیری، منجر به آبیاری سریع رسوبات، پوشش کم نفوذ آنها و تشکیل محاصره آب مناطق توسعه نیافته منفرد می شود. در عین حال، پیشروی شتابان جلوی جابجایی نفت توسط آب از طریق سازندهای بسیار نفوذپذیر منجر به نفوذ آب به کف چاه‌های تولیدی و در نتیجه افزایش حجم آب تولیدی و هزینه‌های تزریق آن می‌شود. این در بهترین حالت منجر به افزایش هزینه تولید نفت و در بدترین حالت منجر به از کار افتادن چاه غرقابی و از بین رفتن ذخایر نفتی بکر باقی مانده در سازندهای کم نفوذ می شود. عمل تزریق مشترک آب به چندین لایه نیز منجر به از دست رفتن اطلاعات مربوط به تزریق واقعی آب به هر یک از لایه ها می شود. تضاد بین "ملاحظات اقتصادی" و حفاظت از خاک در هنگام انتخاب تأسیسات تولید می تواند از قبل حل شود اگر از فناوری به طور همزمان استفاده کنیم - تزریق جداگانه آب به چندین تأسیسات تولید از طریق یک چاه. این فناوری بخشی از فناوری توسعه مجزای همزمان چندین تاسیسات تولیدی است که توسط موسسه تحقیقاتی UralGeoTech و موسسه تحقیقاتی باشنفت پیشنهاد شده است. ویژگی های متمایز اصلی این فناوری عبارتند از: کاهش متناوب بخش های سازنده، بررسی سفتی بسته بندی (از پایین و از بالا) برای هر بخش بعدی مربوط به فاصله زمانی که ایجاد سرکوب متمایز برای آن ضروری و امکان پذیر است. این امر هم بین فواصل انتخاب شده - لایه ها از طریق پکر در زمان تزریق (در توازن های مختلف برای فواصل مختلف) و هم از طریق رشته لوله در زمان خاموش شدن، با وجود تفاوت قابل توجه در فشار مخزن، جلوگیری می کند و همچنین تضمین قابل اعتمادی را تضمین می کند. استخراج نصب مولتی پکر از چاه برای بازرسی یا تعمیر. این فناوری به شما این امکان را می دهد که هر یک از بازه های انتخاب شده را به طور جداگانه مطالعه کنید و با در نظر گرفتن محدودیت های موجود، مقدار سرکوب بهینه را برای آنها تعیین کنید. برای پیاده سازی این فناوری، از نصب چاهی استفاده می شود که شامل یک رشته لوله با چند بسته کننده است که تعداد آنها با تعداد مقاطع منطبق است و هر بخش شامل حداقل یک محفظه چاه با دریچه تنظیم کننده جریان است. در این حالت، یک یا چند پکر در بالا مجهز به جداکننده رشته لوله بدون یا با جبران کننده حرارتی یا با اتصال تلسکوپی جداگانه برای پایین آوردن و استخراج جداگانه هر بخش از چاه و همچنین کاهش تنش رشته لوله شکل 1 نمودار طرح بندی تزریق آب در سه تاسیسات تولیدی (سازمان های جدا شده) را نشان می دهد. در قوانین توسعه میادین نفت و گاز و نفت، یک شی عملیاتی به عنوان "سازمان مولد، بخشی از یک سازند یا گروهی از سازندهای اختصاص داده شده برای توسعه توسط یک شبکه مستقل از چاه ها" درک می شود، که آن را مستثنی نمی کند. ترکیب با اشیاء دیگر، اما دارای یک سیستم ضربه فردی است که کنترل متمایز جریان های فیلتراسیون (میدان مخازن). فشار) را فراهم می کند. اگر از طریق یک چاه تزریقی، دو سازند ناهمگن و ایزوله هیدرولیکی تحت تأثیر دو فرورفتگی متفاوت قرار گیرند و مقادیر کاملاً مستقل فرورفتگی ها نیز از چاه های تولیدی روی همان سازندها ایجاد شود، این سازندها باید به عنوان اهداف توسعه تولید جداگانه در نظر گرفته شوند. .

برنج. 7 طرح طرح زیرزمینی چاه تزریق ORZ

و بالعکس، اگر در حین بهره برداری مشترک از چند سازنده، برخی از این سازندها مثلاً به دلیل نفوذپذیری کم یا به دلیل عدم امکان ایجاد گرادیان فشار حداکثر بر روی آنها، اصلاً تحت تأثیر قرار نگیرند، به سختی می توان آنها را تحت تأثیر قرار داد. به عنوان اشیاء تولید طبقه بندی می شوند، زیرا در این مورد، آنها هیچ تفاوتی با سازندهای بدون سوراخ ندارند. یک شبکه چاه مستقل در سطح هر شی فقط برای اطمینان از یک میدان فشار مخزن بهینه، سازگار با شرایط زمین‌شناسی و تکنولوژی خاص شی انتخاب شده، مورد نیاز است. با فناوری توسعه همزمان چندین شیء، می توان با استفاده از یک الگوی چاه ترکیبی برای آنها به این امر دست یافت. در حال حاضر کار برای چاه های تزریقی با چهار بازه مخزن ایزوله انجام شده است، اما یک فرصت اساسی و فنی برای افزایش چشمگیر تعداد این بازه ها (اشیاء) وجود دارد. اجرای موفقیت آمیز این فناوری بر روی چاه های تزریقی که دارای سوراخ باز به سازندهای مولد هستند امکان پذیر است که به شما امکان می دهد با تغییر دریچه های کنترل یا اتصالات با استفاده از فناوری طناب و ابزارهای خاص، حالت های تزریق آب را در هر بازه (سازمان) تغییر دهید. هنگام استفاده از این فناوری، می توان تزریق آب به هر شی را کنترل کرد و فرآیندهای توسعه را به طور بهینه تنظیم کرد - به دلیل عملیاتی بودن (با تغییر تنظیم کننده های سر چاه یا رگولاتورهای چاه در بخش های مربوطه) تغییر رژیم های هر یک از آنها را تحت تأثیر متفاوت قرار داد. لایه های چاه در محدوده وسیعی قرار می گیرد که در نهایت ضریب بازیافت نفت را افزایش می دهد. این فناوری امکان بهینه سازی سرکوب، تغییر جهت فیلتراسیون و انجام سیلابی غیر ثابت را حتی در زمستان فراهم می کند. بنابراین، در زمینه‌های چند لایه، پیاده‌سازی در مقیاس بزرگ فناوری ORRNEO به منظور اطمینان از تأثیر متمایز بر اشیاء تولیدی مختلف (فواصل و/یا بخش‌های مخزن) ضروری است. در حال حاضر کار برای چاه های تزریقی با چهار بازه مخزن ایزوله انجام شده است، اما یک فرصت اساسی و فنی برای افزایش چشمگیر تعداد این بازه ها (اشیاء) وجود دارد. قطر رشته لوله و ابعاد استاندارد شیر کنترل برای هر بخش با استفاده از بسته نرم افزاری SANDOR شعبه اورال پژوهشکده باشقیرگز بسته به ویژگی های زمین شناسی و میدانی تاسیسات عملیاتی مربوطه انتخاب می شود. هر بخش بعدی روی ستونی از لوله های فرآیند پایین می آید و بخش بالایی روی ستونی از لوله های انبار پایین می آید. تجهیزات تخصصی برای اجرای فناوری ORRNEO توسط NTP Neftegaztekhnika LLC، Ufa در حال توسعه است. بیایید نگاهی دقیق تر به تحولات فردی بیندازیم. جداکننده ستون نوع RKG, RKM, RKSh. قطع کننده رشته برای قطع (با عمل هیدرولیکی - RKG یا مکانیکی RKM, RKSh) و اتصال بعدی (به طور خودکار - با عمل هیدرولیک یا مکانیکی) رشته لوله با یک بسته بندی نصب شده در چاه و همچنین برای جبران تغییرات طراحی شده است. در طول رشته لوله تحت شرایط ترموباریک (شکل 8) بسته‌کننده نوع PDSh. مزیت اصلی این پکر افزایش سفتی آن و همچنین قابلیت اطمینان استخراج از چاه است. در عین حال، تعداد عملیات بالا بردن و حوادث در حین کار یک نصب مولتی پکر کاهش می یابد. پکر شامل یک لنگر در بالای آن است که هم با فشار لوله و هم فشار سوراخ پایین راه اندازی می شود که باعث افزایش قابلیت اطمینان پکر در هنگام تنظیم و در حین کار می شود. پکر همچنین دارای یک دستگاه لنگر "مخروط رم" در پایین است که هم از کشش (8 تا 12 تن) رشته لوله و هم بدون کشش با حرکت دادن (مکانیکی یا هیدرولیکی) آستین لغزنده در لوله آزاد می شود. بشکه، بدون بریدن پیچ های برشی نگهدارنده قوچ.

شکل 8 جداکننده ستون RKSh

رگولاتور داون هول نوع 5 RD. این تنظیم کننده، بسته به پارامترهای مخزن، اجازه می دهد تا فشار حفره پایین یا نرخ جریان آب معین را در طول فرآیند تزریق، حتی زمانی که فشار مخزن و ضریب تزریق تغییر می کند، حفظ کند. رگولاتور سرچاهی نوع 5 PP. این تنظیم کننده، بر خلاف اتصالات سرچاهی که به طور سنتی مورد استفاده قرار می گیرد، به شما اجازه می دهد تا به سرعت مقادیر فشار سرچاه را تغییر داده و حفظ کنید، به ویژه هنگام مطالعه سازندها. اثربخشی فناوری پمپاژ همزمان آب به چندین لایه در چاه های تزریقی در میدان های چند لایه زیر آزمایش شد: Vanyeganskoye، Ai-Eganskoye، Priobskoye، Tarasovskoye، Barsukovskoye، Yuzhno-Tarasovskoye، Festivalnoye، Vostochno-Yagtinskoye، خارامپورسکویه و دیگران. اثر اقتصادی این فناوری عمدتاً در تولید نفت اضافی یا کاهش سرمایه‌گذاری برای حفر چاه‌های اضافی بیان می‌شود. در مقایسه با عملکرد جداگانه چندین لایه، این فناوری اجازه می دهد:

کاهش سرمایه گذاری برای حفاری چاه (2-3 برابر).

کاهش هزینه های عملیاتی (هزینه های متغیر) (20-40٪).

کاهش دوره توسعه یک میدان چند لایه (30٪)؛

افزایش دوره توسعه مقرون به صرفه سازندهای آبدار و پر گاز با گسترش عملیات آنها با اتصال امکانات اضافی.

افزایش ضریب بازیافت نفت مخازن با افزایش دوره توسعه سودآور آنها.

کاهش احتمال یخ زدگی درختان کریسمس و منیفولدهای جریان چاه های تزریقی به دلیل نفوذپذیری کم سازند.

افزایش بهره وری از چاه ها و تجهیزات چاه.

کاهش احتمال نشت پوشش تولید.

در مقایسه با بهره برداری مشترک از چندین لایه، این فناوری اجازه می دهد:

افزایش ضریب بازیافت نفت سازندها با جداسازی اجسام با نفوذپذیری متفاوت و اشباع متفاوت و افزایش درجه پوشش سیلابی آنها.

افزایش تولید نفت 30-40٪ به دلیل تأثیر متفاوت و کنترل شده بر هر یک از سازندها.

اطمینان از محاسبه آب تزریقی (عامل) به هر یک از لایه ها.

جلوگیری از جریان های بین لایه ای در امتداد چاه در زمان خاموش شدن آن و در هنگام سرکوب های کوچک.

با استفاده از یک چاه به طور همزمان برای نگهداری فشار مخزن و تزریق انتخابی یک عامل برای تراز کردن مشخصات تزریق، کارایی روش های بهبود یافته بازیافت نفت را افزایش دهید.

نفوذ ناپایدار بر تشکیلات، تغییر رژیم آنها.

از افزایش سرکوب سازندهای اشباع شده از روغن با نفوذپذیری پایین اطمینان حاصل کنید و همزمان تزریق آب را به سازندهای با نفوذپذیری بالا محدود کنید.

تنظیم جهت ها و نرخ های فیلتراسیون سیالات سازند، مدیریت سریع میدان فشار سازند.

کاهش احتمال نشت در رشته تولید؛

کاوش و کنترل توسعه لایه های فردی. در حال حاضر این فناوری در 37 حلقه چاه تزریقی شامل 12 حلقه چاه 3 لایه و 25 حلقه چاه 2 لایه با موفقیت اجرا شده است. این فناوری به طور موثر در چاه های بالابر گاز و تزریق پیاده سازی می شود.

4. قسمت محاسبه

4.1 محاسبه زمان توسعه مخزن نفت

در این راستا، یکی از وظایف تجزیه و تحلیل توسعه، تایید حالت عملیات میدان مشخص شده در سند طراحی است که برای آن دینامیک میانگین فشار مخزن در منطقه استخراج و وضعیت فشارهای مخزن و چاله فعلی و فاکتور گاز در منطقه مخزن از تاریخ تجزیه و تحلیل در نظر گرفته شده است. اگر مشخص شود که فشار متوسط ​​مخزن در منطقه تولید زیر فشار اشباع است و فشار کف چاه در چاه های تولیدی نسبت به فشار اشباع بیش از 25 درصد با افزایش قابل توجه ضریب گاز کاهش یافته است، آنگاه وجود دارد. رژیم فشار آب در میدان وجود ندارد و توسعه آن در گاز محلول انجام می شود. لازم به ذکر است که در سطح فعلی توسعه تجارت میدان نفتی، چنین وضعیتی بسیار نادر است. در صورت تأخیر در اجرای روش نگهداری فشار و همچنین تأیید وجود رژیم الاستیک-فشار آب، ذخیره انرژی الاستیک یا حجم روغن استخراج شده از مخزن به دلیل انرژی کشسانی مایع و تشکیل مشخص می شود

· - ذخیره انرژی الاستیک مخزن.

· - ضریب ظرفیت الاستیک سازند.

· - حجم سازند.

· - کاهش فشار،

· - تخلخل.

· - ضریب تراکم پذیری مایع (روغن).

· - ضریب تراکم پذیری محیط (سنگ).

· - فشار متوسط ​​اولیه مخزن.

· - فشار متوسط ​​فعلی مخزن.

با مقایسه تولید نفت و آب انباشته شده فعلی با , می توان متقاعد شد که هنوز انرژی الاستیک در مخزن وجود دارد یا اینکه باید روش های نگهداری فشار را معرفی کرد. برای شناسایی رژیم های یک ذخیره نفتی، علاوه بر داده های مربوط به پارامترهای مخزن، نسبت فشار اشباع و فشار مخزن، لازم است ارتباط هیدرودینامیکی این مخزن با منطقه آبخوان برقرار شود. این ارتباط می تواند خود را به اشکال مختلف نشان دهد. در عمل توسعه میادین نفتی، ممکن است مواردی از تعامل بین میادین مجاور که بخشی از یک سیستم فشار آب واحد هستند، وجود داشته باشد. تأثیر میدان های مجاور باید در هنگام تجزیه و تحلیل فشار مخزن و در محاسبات هیدرودینامیکی در حین طراحی در نظر گرفته شود، مشروط بر اینکه این میادین از نظر تولید و تزریق بزرگ باشند، در صورتی که برای مدت طولانی کار کرده باشند و اگر تزریق آب با شروع به کار رفته باشد. یک تاخیر در رابطه با استخراج یا به طور سیستماتیک در حجم های کوچکتر از نمونه برداری مایع انجام می شود. در صورت لزوم، این نوع تحقیقات به بهترین وجه هنگام تنظیم یک سند پروژه انجام می شود. اگر این کار انجام نشود، هنگام تجزیه و تحلیل توسعه، باید ارزیابی از تأثیر کار میادین همسایه بر میدان های مورد نظر انجام شود. تأثیر توسعه میادین مجاور با تغییر فشار مخزن و جابجایی تماس نفت و آب ایجاد می شود و گاهی اوقات حرکت ذخایر نفتی مشاهده می شود. برقراری این امر قبل از شروع توسعه میدان مورد نظر بر اساس فشار اولیه غیرعادی پایین مخزن در مقایسه با نهشته‌های همسایه آسان‌تر است. در طول کار، تأثیر ذخایر همسایه با محاسبه با استفاده از مدل سازی رایانه ای تعیین می شود. ارتباط هیدرودینامیکی این نهشته با محدوده مرزی نیز در حین بهره برداری از چاه های تزریقی مرزی و نزدیک به صورت نشت آب تزریق شده به محدوده مرزی خود را نشان می دهد. اگر در حین سیل درون مدار، تمام آب تزریق شده به داخل مخزن برود، در چاه های محیطی بخشی از تزریق فراتر از خطوط حامل نفت، به ویژه در سال های اول توسعه میدان می رود. همچنین زمانی که فشار روی خط تزریق بالاتر از فشار مخزن اولیه قرار می گیرد و تزریق انباشته شده به طور قابل توجهی از برداشت مایع انباشته شده از ابتدای توسعه به طور قابل توجهی فراتر می رود، لازم است حجم نشتی ها فراتر از کانتور حامل روغن تخمین زده شود. حجم نشت ها با مدل سازی کامپیوتری یا با فرمول های رژیم الاستیک (روش تغییر متوالی حالت های ثابت) تعیین می شود، مشروط بر اینکه رسوب به صورت یک چاه بزرگ نشان داده شود:

· - نشت آب تزریق شده به ناحیه محیطی.

· - نفوذپذیری متوسط ​​سازند.

· - ضخامت سازند.

· - ویسکوزیته آب؛

· - ضریب تصحیح، تعیین شده در طول عملیات آزمایشی.

· - فشار بر روی خط تخلیه.

· - فشار اولیه مخزن.

· - تزریق بدون بعد در زمان t که مطابق جدول 1 تعیین می شود.

· - زمان بدون بعد، ;

· - شعاع چاه بزرگ شده.

· - ضریب هدایت پیزوالکتریک.

4.2 محاسبه فرآیند تزریق فنی. مایعات به چاه

مجموع تزریق توسط ردیف چاه های تزریقی، توسط مزرعه و تأسیسات آن به عنوان مجموع مقادیر آب تزریق شده توسط چاه های جداگانه تعیین می شود. توزیع تزریق در طول سیلاب درون مدار بین مناطق مجاور یا بلوک های توسعه مطابق با میزان خروج سیال یا مطابق با میانگین هدایت هیدرولیکی مناطق مجاور یا بلوک های توسعه انجام می شود. توصیه می شود حجم آب تزریق شده در چاه های ردیف های برش بین مناطق مجاور با در نظر گرفتن برداشت سیال و تغییرات فشار مخزن در طول دوره تجزیه و تحلیل در این مناطق طبق فرمول توزیع شود:

· - حجم تزریق برای دوره مورد تجزیه و تحلیل (می تواند بر اساس سال یا حتی بیشتر دانه ای باشد).

· انتخاب سیال برای دوره مورد تجزیه و تحلیل از نیمی از مساحت مجاور تعدادی چاه تزریق.

· - ضریب ظرفیت الاستیک سازند در ناحیه مجاور.

· - تغییر در فشار مخزن در منطقه مجاور در طول دوره تجزیه و تحلیل.

· - حجم مخزن در منطقه مجاور.

· - تلفات تزریق (نشت به سازندهای دیگر به دلیل نشت ستون، تلفات روی سطح و غیره).

همانند توزیع تولید نفت و مایع، بزرگترین مشکل و معمول، توزیع تزریق بین لایه‌های یک میدان چند لایه با استفاده از داده‌های اندازه‌گیری جریان است. یک روش ساده تر، توزیع تزریق متناسب با تولید انباشته سیال مخزن است. تعیین کمی راندمان پمپاژ هیدرودینامیکی سازند، به عنوان مثال. تولید روغن با استفاده از تأثیر هیدرودینامیکی با مقایسه با شاخص های گزینه پایه انجام می شود. گزینه اصلی یک گزینه توسعه است که اگر پمپ هیدرودینامیکی مخزن در نظر گرفته شده در آنجا استفاده نمی شد، در یک سایت ضربه هیدرودینامیکی معین اجرا می شد. اثر ضربه هیدرودینامیکی در یک بازه زمانی معین به عنوان تفاوت بین تولید واقعی نفت و تولید نفت در حالت پایه تعریف می شود. پیش‌بینی شاخص‌های توسعه برای گزینه پایه (تولید نفت، مایعات، قطع آب، تعداد چاه‌ها، افت فشار و غیره) بسته به فناوری ضربه‌ای مورد استفاده باید برای یک دوره یک تا شش ساله انجام شود. توصیه می شود تولید نفت (بازده تکنولوژیک) ناشی از تشکیل مخازن هیدرودینامیکی به صورت فصلی تعیین شود. در مواردی که افزایش تولید نفت در سه ماهه نسبت به کل تولید نفت از شیء آسیب دیده ناچیز باشد، بازده فصلی به عنوان یک چهارم اثر سالانه برآورد می شود. اثربخشی پمپاژ هیدرولیک مخزن باید به طور کلی برای جسم آسیب دیده تعیین شود. در مواردی که اثر توسط چاه‌های منفرد تعیین می‌شود (ویژگی‌های "چاه")، تأثیر تأثیر متقابل چاه‌ها باید در نظر گرفته شود. شناسایی اشیاء محاسبه شده تأثیر هیدرودینامیکی برای تعیین اثربخشی ایستگاه های پمپاژ هیدرودینامیکی باید بر اساس نتایج تجزیه و تحلیل دقیق زمین شناسی و میدانی توسعه اقشار تولیدی باشد. اگر چنین مناطقی قبلاً شناسایی نشده باشد، محدوده آنها بر اساس مواد زمین شناسی و میدانی تعیین و ذخایر تعادلی در این مناطق محاسبه و میزان و ماهیت تولید ذخایر نفتی از آنها تعیین می شود. در سایت های ضربه هیدرودینامیکی، معمولاً از چندین پمپ فشار هیدرودینامیکی به طور همزمان یا با تغییر زمان استفاده می شود. در این موارد، اثربخشی کلی فن آوری تمام روش های نفوذ تعیین می شود. جداسازی اثر از هر نوع ضربه هیدرودینامیکی را می توان به صورت مشروط با در نظر گرفتن درجه تاثیر و اجرا انجام داد. میزان افزایش بازیافت نهایی نفت به دلیل روش‌های تحریک هیدرودینامیکی با توجه به حجم ذخایر اضافی نفت موجود در توسعه تعیین می‌شود. استفاده از روش‌های تحریک هیدرودینامیکی متعلق به گروه اول عمدتاً منجر به افزایش بازیافت فعلی نفت می‌شود، اما در برخی موارد می‌تواند ضریب بازیافت نهایی نفت را نیز افزایش دهد (اگر این روش‌ها اجازه می‌دهند تا ذخایر نفت با زه‌کشی ضعیف وارد توسعه فعال شوند). به طور خاص، برداشت اجباری سیال منجر به افزایش بازیافت نهایی نفت به دلیل افزایش حد سوددهی بهره برداری چاه از نظر قطع آب می شود. روش‌های گروه دوم عمدتاً به منظور درگیر کردن ذخایر نفت متعادل زه‌کشی نشده یا ضعیف در توسعه فعال است و منجر به افزایش درجه بازیافت نفت از زیرزمین می‌شود. هنگام انتخاب و توجیه روش های هیدرودینامیکی برای افزایش بازیافت نفت، قابلیت های فنی تجهیزات سطحی و زیرزمینی (طراحی چاه، تجهیزات سر چاه، تجهیزات سطحی، روش های بهره برداری چاه، عملکرد واحدهای پمپاژ و غیره) باید در نظر گرفته شود. انواع، حجم اجرا و کارایی مورد انتظار در طرح‌های فن‌آوری، پروژه‌های توسعه و توسعه بیشتر میادین نفتی، و همچنین در کارهای مربوط به تجزیه و تحلیل و برش زمین‌شناسی و میدانی فعلی توجیه می‌شوند. ویژگی‌های جابجایی را می‌توان برای ارزیابی اثربخشی تقریباً مورد استفاده قرار داد. کلیه روشهای تحریک هیدرودینامیکی سازندهای تولیدی، به استثنای، احتمالاً مناطق فرعی گازی تأسیسات توسعه گاز و نفت. باید در نظر داشت که تغییر در شکل مشخصه جابجایی می تواند هم با دخالت ذخایر نفت تخلیه نشده یا ضعیف در توسعه فعال (در مناطق بن بست، لایه های فردی، لنزها و غیره) همراه باشد. و با توزیع مجدد برداشت مایعات و تزریق آب در امتداد چاه ها، یعنی. تأثیر هیدرودینامیکی می تواند بر بازیافت نهایی و فعلی نفت تأثیر بگذارد. بنابراین، هنگام ارزیابی اثربخشی فناوری اقدامات، باید از نتایج تحلیل‌های زمین‌شناسی و میدانی فعلی برای تعیین ذخایر نفت اضافی وارد شده به توسعه در نتیجه تغییر سیستم‌های ضربه، حفر چاه‌های مستقل در لایه‌های جداگانه، عدسی‌ها، بن‌بست و مناطق با زهکشی ضعیف از آنجایی که مقادیر ذخایر نفت در این مناطق معمولاً در مقایسه با کل ذخایر نفتی سایت توسعه ناچیز است، تأثیر ورود آنها به توسعه فعال ممکن است بر شکل مشخصه جابجایی چندان قابل توجه نباشد. در این موارد، حجم تولید نفت به‌دست‌آمده از ذخایر نفت تعادل اضافی وارد شده به توسعه باید به طور جداگانه تعیین شود و به طور کامل به روش ضربه هیدرودینامیکی مربوط باشد. استفاده از ویژگی های جابجایی برای چاه های منفرد برای ارزیابی اثربخشی روش های هیدرودینامیکی برای افزایش بازیافت نفت به دلیل تغییرات قابل توجه در حالت عملکرد هر یک از آنها در طول دوره بهره برداری و تأثیر متقابل عملکرد چاه های اطراف بسیار مشروط است. در این راستا، استفاده از ویژگی های جابجایی چاه برای ارزیابی کارایی تکنولوژیکی تحریک هیدرودینامیکی توصیه نمی شود. برای روش‌های تحریک هیدرودینامیکی که شامل توسعه فعال ذخایر نفت زه‌کشی نشده است، استفاده از ویژگی‌های جابجایی دیفرانسیل در دوره اولیه توسعه جسم به دلیل قطع آب کم محصول توصیه می‌شود. برای تعیین اثربخشی کمی روش‌های هیدرودینامیکی برای افزایش جریان و بازیافت نهایی روغن، می‌توان از ویژگی‌های جابجایی انواع مختلفی استفاده کرد که عمده‌ترین آنها به شرح زیر است:

1. (پیشنهاد شده توسط Nazarov S.N. و Sipachev N.V.)

2. (پیشنهاد شده توسط G.S. Kambarov و همکاران)

3. (پیشنهاد شده توسط A.M. پیروردیان و همکاران)

4. (پیشنهاد شده توسط A.A. Kazakov)

5. (پیشنهاد شده توسط N.A. Cherepakhin و G.T. Movmyga)

6. (پیشنهاد شده توسط Sazonov B.F.)

7. (پیشنهاد شده توسط M.I. Maksimov)

8. (پیشنهاد شده توسط Garb F.A. و Zimmerman E.H.)

9. (پیشنهاد شده توسط موسسه فرانسوی)

10.

13.

14. ,

· - تولید نفت، آب، مایعات انباشته شده از ابتدای توسعه به ترتیب.

· - تولید نفت، آب، مایع به ترتیب بر اساس سال توسعه.

· - ضرایب تعیین شده توسط پردازش آماری داده های واقعی.

· - میانگین سهم سالانه نفت در مایع تولیدی.

· - تولید سالانه نفت برای سال اول دوره مورد بررسی.

· - زمان، سال.

· تعادل ذخایر نفت در شرایط مخزن.

· - فاکتور بازیافت روغن.

ویژگی های یکپارچه جابجایی گونه ها (2)، (3)، (6)، (13) و ویژگی های دیفرانسیل جابجایی گونه ها (10)، (11)، (12) و (14) ساده ترین و راحت ترین برای "دستی" هستند. پردازش داده ها برای تعیین اثربخشی تاثیر هیدرودینامیکی. انواع دیگر ویژگی‌های جابجایی در طول پردازش «دستی» داده‌های واقعی برای تعیین کمیت اثر GMPN به مقادیر بسیار بیشتری از محاسبات یا استفاده از روش‌هایی برای انتخاب مقادیر و ضرایب مختلف نیاز دارند.

در این موارد، پردازش «ماشین» داده‌های منبع با استفاده از رایانه توصیه می‌شود که برای آن لازم است برنامه‌ای برای رایانه ایجاد شود تا بهترین نوع مشخصه جابجایی را انتخاب کند. توصیه می شود از ویژگی های جابجایی دیفرانسیل فرم (11) و (12) برای ساخت کیس پایه و تعیین اثربخشی ضربه هیدرودینامیکی در طول دوره تولید روغن بدون آب استفاده شود. توصیه می شود ضرایب و برای این ویژگی های جابجایی با در نظر گرفتن ضریب کاهش موجود در نرخ جریان روغن برای جسم مورد بررسی قبل از شروع ضربه هیدرودینامیکی تعیین شود. در برخی موارد، ضریب مشخصه جابجایی نوع (11) به عنوان نسبت متوسط ​​تولید اولیه نفت سالانه یک چاه به ذخایر نفت قابل بازیافت در هر چاه تعریف می شود. یک مدل ریاضی معنادار فیزیکی (مدل زمین‌شناسی-فناوری) فرآیند توسعه مخزن، سیستمی از معادلات دیفرانسیل است که قوانین بنیادی بقای جرم، تکانه و انرژی را منعکس می‌کند، که امروزه به طور کامل فرآیند مورد مطالعه را توصیف می‌کند. سیستم معادلات با شرایط اولیه و مرزی از جمله اقدامات کنترلی بر روی چاه ها تکمیل می شود. به ویژه باید توجه داشت که سیستم معادلات با شرایط اضافی فرآیند فیلتراسیون در منطقه را توصیف می کند که به نوبه خود مدلی از یک شی زمین شناسی واقعی است که به عنوان یک قاعده دارای ساختار پیچیده ای است. این مدل، مدل زمین شناسی و ریاضی شی توسعه نامیده می شود.

5. ایمنی و سازگاری با محیط زیست پروژه

5.1 اقدامات بهداشت حرفه ای، ایمنی و پیشگیری از آتش سوزی

شرکت‌های عرضه فرآورده‌های نفتی عملیات ذخیره‌سازی، توزیع و دریافت فرآورده‌های نفتی را انجام می‌دهند که بسیاری از آنها سمی هستند، به راحتی تبخیر می‌شوند، می‌توانند الکتریکی شوند و آتش‌زا و انفجاری هستند. هنگام کار در شرکت های صنعتی، خطرات اصلی زیر ممکن است: وقوع آتش سوزی و انفجار هنگام کاهش فشار تجهیزات فرآیند یا خطوط لوله، و همچنین هنگامی که قوانین مربوط به عملکرد ایمن و تعمیر آنها نقض می شود. مسمومیت کارگران به دلیل سمی بودن بسیاری از فرآورده های نفتی و بخارات آنها به ویژه بنزین سرب دار. آسیب به کارگران توسط چرخش و حرکت قطعات پمپ ها، کمپرسورها و سایر مکانیسم ها در صورت مفقود شدن یا معیوب بودن محافظ ها. شوک الکتریکی در صورت نقض عایق قطعات برقی تجهیزات الکتریکی، اتصال زمین معیوب یا عدم استفاده از تجهیزات محافظ شخصی. افزایش یا کاهش دمای سطح تجهیزات یا هوا در منطقه کار؛ افزایش سطح ارتعاش؛ روشنایی ناکافی محل کار؛ امکان سقوط در هنگام سرویس تجهیزات واقع در ارتفاع. هنگام سرویس تجهیزات و انجام تعمیرات آن، ممنوع است: استفاده از آتش باز برای گرم کردن محصولات نفتی، اتصالات گرم و غیره؛ بهره برداری از تجهیزات معیوب؛ بهره برداری و تعمیر تجهیزات، خطوط لوله و اتصالات با نقض مقررات ایمنی، در صورت وجود نشت فرآورده های نفتی از طریق نشت در اتصالات و مهر و موم یا در نتیجه سایش فلز. استفاده از هر گونه اهرم (کلاگ، لوله و غیره) برای باز و بسته کردن شیرهای خاموش. تعمیر تجهیزات الکتریکی که از شبکه برق جدا نشده اند. تمیز کردن تجهیزات و قطعات ماشین آلات با مایعات قابل اشتعال؛ بدون تجهیزات حفاظت فردی مناسب و لباس محافظ کار کنید. هنگامی که نشت فرآورده نفتی رخ می دهد، محل نشت باید با ماسه پوشانده شود و سپس به مکانی امن منتقل شود. در صورت لزوم، خاک آلوده به محصولات نفتی را حذف کنید. در مناطقی که نشت رخ داده است، گاز زدایی با دی کلرامین (محلول 3 درصد در آب) یا سفید کننده به شکل دوغاب (یک قسمت سفید کننده خشک به دو تا پنج قسمت آب) انجام می شود. برای جلوگیری از اشتعال، گاز زدایی با سفید کننده خشک ممنوع است. استعمال دخانیات در قلمرو و در محل تولید شرکت ممنوع است، به استثنای مکان های ویژه (با توافق با آتش نشانی)، که در آن علائم "منطقه سیگار کشیدن" نصب شده است. ورودی شیرهای آتش نشانی و سایر منابع تامین آب باید همیشه برای عبور بدون مانع ماشین های آتش نشانی آزاد باشد. در زمستان، لازم است: برف و یخ را پاک کنید، برای جلوگیری از لیز خوردن با ماسه بپاشید: عرشه ها، پله ها، معابر، پیاده روها، مسیرهای عابر پیاده و جاده ها. یخ‌ها و پوسته‌های یخی را که روی تجهیزات، سقف ساختمان‌ها و سازه‌های فلزی تشکیل می‌شوند، به سرعت حذف کنید.

5.2 حفاظت از زیر خاک و محیط زیست

در ابتدا مردم به این فکر نکردند که تولید نفت و گاز فشرده چه چیزی را در پی دارد. نکته اصلی این بود که آنها را تا حد امکان پمپاژ کنیم. همین کار را کردند. پژواک های اخیر توسعه نفت فشرده در تاتاریا رخ داد، جایی که در آوریل 1989 زمین لرزه ای با بزرگی تا 6 درجه ثبت شد (Mendeleevsk). به گفته کارشناسان داخلی، بین افزایش پمپاژ نفت از زیر خاک و تشدید زلزله های کوچک رابطه مستقیم وجود دارد. موارد شکستن چاه و ریزش ستون ثبت شده است. لرزش ها در این منطقه به ویژه نگران کننده است، زیرا نیروگاه هسته ای تاتار در اینجا ساخته می شود. در تمامی این موارد یکی از اقدامات موثر نیز تزریق آب به سازند تولیدی برای جبران استخراج نفت است. انسان با شروع بهره برداری از میادین نفت و گاز، بدون اینکه بداند، جن را از بطری بیرون آورد. در ابتدا به نظر می رسید که روغن فقط برای مردم مفید است، اما به تدریج مشخص شد که استفاده از آن جنبه منفی نیز دارد. آلودگی نفتی وضعیت اکولوژیکی جدیدی را ایجاد می کند که منجر به تغییر عمیق در تمام بخش های بیوسنوزهای طبیعی یا تبدیل کامل آنها می شود. ویژگی مشترک همه خاک‌های آلوده به نفت، تغییر در تعداد و محدودیت تنوع گونه‌ای پدوبیونت‌ها (مزوو میکروفون و میکرو فلور خاک) است. مرگ انبوهی از مزوفونای خاک وجود دارد: سه روز پس از حادثه، بیشتر گونه‌های جانوران خاک به طور کامل ناپدید می‌شوند یا بیش از 1 درصد از کنترل را تشکیل نمی‌دهند. بخش های سبک روغن برای آنها سمی ترین هستند. مجموعه میکروارگانیسم های خاک پس از مهار کوتاه مدت، با افزایش تعداد کل و افزایش فعالیت به آلودگی نفتی پاسخ می دهند. اول از همه، این در مورد باکتری های اکسید کننده هیدروکربن صدق می کند که تعداد آنها نسبت به خاک های غیر آلوده به شدت افزایش می یابد. گروه های "تخصصی" در حال توسعه هستند و در مراحل مختلف در استفاده از هیدروکربن ها شرکت می کنند. حداکثر تعداد میکروارگانیسم ها مربوط به افق های تخمیر است و با کاهش غلظت هیدروکربن ها در آنها در طول نیمرخ خاک کاهش می یابد. "انفجار" اصلی فعالیت میکروبیولوژیکی در مرحله دوم تخریب طبیعی نفت رخ می دهد. در طول فرآیند تجزیه روغن در خاک، تعداد کل میکروارگانیسم ها به مقادیر پس زمینه نزدیک می شود، اما تعداد باکتری های اکسید کننده نفت برای مدت طولانی از همان گروه ها در خاک های غیر آلوده (تایگا جنوبی 10 - 20 سال) فراتر می رود. تغییرات در وضعیت محیطی منجر به سرکوب فعالیت فتوسنتزی موجودات گیاهی می شود. اول از همه، این بر رشد جلبک های خاک تأثیر می گذارد: از مهار جزئی آنها و جایگزینی برخی از گروه ها توسط گروه های دیگر تا از بین رفتن گروه های فردی یا مرگ کامل کل فلور جلبکی. نفت خام و آب های معدنی به ویژه به طور قابل توجهی از رشد جلبک ها جلوگیری می کنند. عملکرد فتوسنتزی گیاهان عالی، به ویژه غلات، تغییر می کند. آزمایشات نشان داده است که در شرایط تایگا جنوبی، با دوزهای بالای آلودگی - بیش از 20 لیتر در متر مربع، گیاهان پس از یک سال نمی توانند به طور معمول در خاک های آلوده رشد کنند. مطالعات نشان داده است که در خاک های آلوده فعالیت اکثر آنزیم های خاک کاهش می یابد (N. M. Ismailov, Yu. I. Pikovsky 2008). در هر سطحی از آلودگی، هیدرولازها، پروتئازها، نیترات ردوکتازها و دهیدروژنازهای خاک مهار می شوند و فعالیت اوره آز و کاتالاز خاک کمی افزایش می یابد. تنفس خاک نیز نسبت به آلودگی نفتی واکنش حساسی نشان می دهد. یکی از امیدوارکننده ترین راه ها برای محافظت از محیط زیست در برابر آلودگی، ایجاد اتوماسیون جامع فرآیندهای تولید، حمل و نقل و ذخیره سازی نفت است. در کشور ما چنین سیستمی برای اولین بار در دهه 70 ایجاد شد. و در مناطق سیبری غربی اعمال می شود. ایجاد یک فناوری واحد جدید تولید نفت ضروری بود. برای مثال، پیش از این، میادین قادر به انتقال نفت و گاز همراه با هم از طریق یک سیستم خط لوله نبودند. برای این منظور ارتباطات ویژه نفت و گاز با تعداد زیادی تأسیسات پراکنده در سرزمین های وسیع ساخته شد. میادین متشکل از صدها تأسیسات بودند و در هر منطقه نفتی به گونه‌ای متفاوت ساخته می‌شدند؛ این اجازه نمی‌داد با یک سیستم کنترل از راه دور به آن‌ها متصل شوند. طبیعتاً با چنین فناوری استخراج و حمل و نقل، مقدار زیادی از محصول به دلیل تبخیر و نشت از بین می رفت. متخصصان موفق شدند با استفاده از انرژی زیرزمینی و پمپ های چاه عمیق، از تامین نفت از چاه به نقاط جمع آوری نفت مرکزی بدون عملیات فناوری میانی اطمینان حاصل کنند. تعداد تأسیسات ماهیگیری 12 تا 15 برابر کاهش یافته است. سایر کشورهای عمده تولید کننده نفت در سراسر جهان نیز مسیر آب بندی سیستم های جمع آوری، حمل و نقل و تصفیه نفت را دنبال می کنند.

نتیجه

پروژه دوره به بررسی مشکلات فعلی در توسعه میادین نفتی با استفاده از سیلابی کانتوری و درون مداری می پردازد.آب تزریق شده به مخزن را نمی توان به صورت یک سیال مجازی در نظر گرفت که قادر به تغییر قابل توجهی برای مثال نفوذپذیری مخزن نیست. و تنها به عنوان وسیله ای برای حفظ فشار مخزن (RPM) استفاده می شود. آب مهمترین عامل جابجایی است که جایگزین روغن می شود. در این راستا مسائل کیفیت آب تزریقی و تطابق آن با خواص مخزن سازند از منظری جدید مورد توجه قرار می گیرد. مورد دوم به ویژه هنگام توسعه میادین و سازندهایی با پارامترهای مخزن رو به وخامت، که حاوی ذخایر نفتی قابل توجهی هستند که هنوز با آب معمولی قابل استفاده نیستند، مهم است. دلایل خود کلماتاسیون محیط متخلخل، الزامات مدرن برای سیستم نگهداری فشار، روش ها و فناوری های جدید برای تصفیه آب تزریقی در نظر گرفته شده است. امکان سنجی تصفیه آب با استفاده از فناوری آبشار، که حداکثر اثر را با حداقل هزینه ارائه می دهد، نشان داده شده است.

کتابشناسی - فهرست کتب

1. A.A.Gazizov، A.Sh.Gazizov (OJSC "NIIneftepromkhim")، A.I.Nikiforov (مؤسسه مکانیک و مهندسی مکانیک KSC RAS) در مورد یک معیار برای بهره وری توسعه مخزن نفت با سیل

2. الف.خ. شاخوردیف (JSC "VNIIneft") روش یکپارچه برای محاسبه اثربخشی اقدامات زمین شناسی و فنی

3. V.G.Panteleev، V.P. رودیونوف (BashNIPIneft) وابستگی ضریب بازیافت روغن به سرعت حرکت سیال در فضای منافذ کربناتهای مرحله باشقیری

4. V.I.Grayfer, V.D.Lysenko (RITEK JSC) در مورد افزایش راندمان توسعه میدان هنگام استفاده از معرف های شیمیایی

5. E.V. لوزین، ای.ام. تیماشف، ر.ن. انیکیف، V.M. Sidorovich (BashNIPIneft) تنظیم مطالعات زمین شناسی، میدانی، هیدرودینامیکی و ژئوفیزیک برای کنترل توسعه میدان

6. E.N. سافونوف، I.A. اسخاکوف، ک.خ. Gainullin (ANK Bashneft)، E.V. لوزین، ر.خ. Almaev (BashNIPIneft) روش های موثر برای افزایش بازیافت نفت در میادین باشقورتستان

7. E.S. Makarova, G.G. Sarkisov (Roxar Software Solutions, مسکو) مراحل اصلی مدلسازی هیدرودینامیکی سه بعدی فرآیندهای توسعه میدان هیدروکربن طبیعی

8. ز.م. Khusainov (NGDU Nizhnesortymskneft)، R.Kh. خازیپوف (NPP Biotsid LLC)، A.I. Sheshukov (SurgutNIPIneft) فناوری موثر برای افزایش بازیافت نفت

9. L.N. واسیلیوا، یو.ن. کراشینینیکوف، ای.وی. لوزین (BashNIPIneft) ارزیابی تأثیر تراکم الگوی چاه در مناطق آزمایشی منطقه نووخازینسکایا

10. L.S. Kaplan (شعبه Oktyabrsky USPTU) بهبود فناوری تزریق آب به مخزن

11. N.I. Khisamutdinov (NPO Neftegaztekhnologiya) بهبود روش‌ها برای حل مشکلات مهندسی در تولید نفت برای مرحله آخر توسعه

12. N.I. خیساموتدینوف، I.V. ولادیمیروف (NPO "Neftegaztekhnologiya")، R.S. نورموخامتوف، ر.ک. Ishkaev (JSC Tatneft) مدل سازی فیلتراسیون سیال در سازند با آخال های بسیار نفوذپذیر

13. R.G. Sarvaretdinov R.Kh. گیلمانوا، R.S. خیساموف، ن.ز. آخمتوف، اس.ا. یاکولف (NPO Neftegaztekhnologiya، OJSC Tatneft) تشکیل پایگاه داده برای توسعه اقدامات زمین شناسی و فنی برای بهینه سازی تولید نفت

14. Yu.P.Konoplev, B.A.Tyunkin (PechorNIPIneft) روش جدید توسعه معدن حرارتی میادین نفتی

15. یو.خ. شیرایف، G.G. دانیلنکو، N.S. Galitsina (KAMA-NEFT LLC)، A.V. راسپوپوف، تی.پی. Mikheeva (PermNIPIneft LLC) افزایش کارایی توسعه میدان در مرحله نهایی با حفاری شفت های اضافی

طغیان آب

میادین نفتی، تزریق آب به مخازن نفت به منظور حفظ و بازیابی فشار مخزن (به فشار ته چاله مراجعه کنید) و تعادل انرژی مخزن. با حفاظت، نرخ بالای تولید نفت و میزان نسبتاً بالایی استخراج نفت از زیرزمین تضمین می شود، زیرا توسعه تحت کارآمدترین رژیم فشار آب سازند انجام می شود (نفت موجود در منافذ یا شکاف سنگ ها جایگزین می شود. اب). در اکثر مناطق نفتی منابع آب مناسب پس از تصفیه ساده برای تزریق به مخزن وجود دارد. کارایی ذوب (از جمله اقتصادی) به معرفی گسترده این روش در تولید نفت در اتحاد جماهیر شوروی کمک کرد (در اواخر دهه 1960 حدود 1/4 نفت تولید شده). Z. به شما امکان می دهد تعداد چاه های نفت را به میزان قابل توجهی کاهش دهید و نرخ جریان آنها را به شدت افزایش دهید (بهره وری روزانه) که به طور قابل توجهی هزینه هر تن نفت تولید شده را کاهش می دهد. یک سیستم آبرسانی معمولاً از سازه های آبگیر، مخازن، تصفیه خانه ها، ایستگاه های پمپاژ، شبکه های توزیع آب و چاه های تزریق تشکیل شده است. آب از طریق سیستم گمانه های تزریقی که معمولاً برای این منظور حفاری می شوند به مخازن نفت پمپاژ می شود. بسته به محل چاه های تزریقی در رابطه با ذخایر نفت و موقعیت نسبی چاه های تزریقی و تولیدی (تولیدی)، انواع تزریق متمایز می شوند: کانتور، که در آن همه چاه های تزریقی در مناطق کاملاً آبی قرار دارند. تشکیل خارج از ذخایر نفت؛ در مدار، که در آن چاه های تزریق در منطقه ذخیره نفت قرار دارند و آب به قسمت اشباع شده از نفت سازند پمپ می شود. منطقه ای، که در آن چاه های نفت و تزریق واقع در شبکه ای خاص به شیوه ای خاص با یکدیگر متناوب می شوند.

در مورد آب های مرزی، توسعه در طبیعت نزدیک به رژیم فشار آب طبیعی سازند با آب های حاشیه ای (کانتور) فعال است. حفاظت از کانتور فقط این فرآیند را تشدید می کند و منطقه تغذیه مخزن را به رسوب نزدیک می کند. برای بسیاری از ذخایر نفتی، چنین تشدید اهمیتی تعیین کننده دارد، زیرا تنها در این مورد می توان ذخایر را در بازه زمانی مورد نیاز با موثرترین رژیم جابجایی نفت توسط آب توسعه داد. گاهی اوقات آنها با به اصطلاح متمایز می شوند. حفاظت نزدیک به کانتور، که در آن چاه های تزریق بر روی کانتور حامل نفت قرار دارند (در زمینه هایی استفاده می شود که نفوذپذیری سازند در پشت کانتور یا روی کانتور حامل نفت به طور قابل توجهی بدتر می شود). یک نمونه معمولی از استخراج مرزی، بهره برداری از ذخایر باولینسکی در جمهوری سوسیالیستی خودمختار شوروی تاتار است، جایی که این فرآیند به طور کامل انجام شد. در نتیجه، تعداد چاه های نفت چهار برابر کاهش یافت و تولید نفت پایدار در بلندمدت حاصل شد.

با تزریق در مدار، آب به طور مستقیم به یک مخزن نفت پمپ می شود، معمولاً به چاه های تزریقی که در ردیف ها (زنجیری) قرار دارند، به همین دلیل مخزن، همانطور که بود، توسط آب به رسوبات جداگانه و کوچکتر «بریده می شود» که می تواند مستقل مورد بهره برداری قرار می گیرد. تعداد چاه های تولیدی واقع در منطقه پرفشار در مخزن (نزدیک به چاه های تزریقی) در حال افزایش است که به همین دلیل میزان تولید نفت به شدت افزایش می یابد و زمان توسعه میادین کاهش می یابد. یک نمونه کلاسیک از بازیابی در مدار، توسعه میدان نفتی رومشکینسکویه دونین در جمهوری خودمختار شوروی سوسیالیستی تاتار است. تقسیم ذخایر عظیم توسط زنجیره‌ای از چاه‌های تزریقی، که از سال 1954 انجام شد، امکان کاهش چندین برابر دوره استخراج ذخایر اصلی نفت را فراهم کرد. برای رسوبات کوچکتر، بسته به جهت ردیف های "برش" نسبت به سازه، از حفاظت درون مدار طولی و عرضی استفاده می شود.

نقشه برداری منطقه ای فشرده ترین روشی است که در آن پدیده تداخل چاه ها (نگاه کنید به تداخل چاه ها) با همان هدف به حداقل می رسد و سرعت جریان چاه ها به حداکثر می رسد، همه چیزهای دیگر برابر هستند. آب‌بندی منطقه‌ای معمولاً یا از ابتدای توسعه در نهشته‌های با نفوذپذیری سازندی بسیار کم که سایر انواع آب‌بندی به اندازه کافی مؤثر نیستند و یا پس از توسعه یک رسوب بدون حفظ فشار مخزن به اصطلاح استفاده می‌شود. روش ثانویه استخراج نفت

در بسیاری از ذخایر نفتی، ترکیبی از انواع آب بندی توصیف شده استفاده می شود.در طول فرآیند توسعه، اغلب لازم است که سیستم آب بندی برای تشدید بیشتر تولید نفت اصلاح شود.

روشن:کتاب راهنمای تولید نفت، ویرایش. I. M. Muravyova، ج 1، م.، 1958; طراحی توسعه میدان نفتی، م.، 1962.

یو. پی. بوریسوف.

دایره المعارف بزرگ شوروی. - م.: دایره المعارف شوروی. 1969-1978 .

مترادف ها:

ببینید "سیل" در فرهنگ های دیگر چیست:

- (a. سیل؛ n. Fluten، Wasserfluten؛ f. inondation artificielle، injection d eau; i. inundacion) روشی برای تأثیرگذاری بر تشکیل در طول توسعه نفت. m niy که در آن نگهداری و بازیابی فشار و تعادل انرژی مخزن... ... دایره المعارف زمین شناسی

روشی برای حفظ و بازیابی فشار برای جابجایی روغن از مخزن با تزریق آب. سیلابی کانتوری، درون مداری، منطقه ای و غیره استفاده می شود. سیلاب باعث افزایش سرعت خروج سیال از سازندها و افزایش... ... فرهنگ لغت دایره المعارفی بزرگ

اسم، تعداد مترادف ها: 1 سیل حرارتی (1) ASIS Dictionary of Synonyms. V.N. تریشین. 2013 … فرهنگ لغت مترادف

جاری شدن سیل- - موضوعات صنعت نفت و گاز EN سیلابی ... راهنمای مترجم فنی

پرکاربردترین روش تأثیرگذاری بر سازند مولد به منظور حفظ فشار مخزن و افزایش بازیافت نهایی روغن، روش تزریق آب به سازند است (در ادبیات صنعتی به این روش سیلابی گفته می شود). در روسیه، بیش از 80 درصد ذخایر نفتی با استفاده از سیلاب ایجاد می شود.

آب از طریق چاه های مخصوص تزریق پمپ می شود. محل و شبکه چاه های تزریق در طرح فناوری توسعه میدان تعیین می شود. توصیه می شود از همان ابتدای توسعه میدان نفتی پمپاژ آب به سازند تولیدی را شروع کنید.

در این حالت می توان از کاهش فشار مخزن به دلیل خروج سیال از سازند تولیدی جلوگیری کرد، آن را در سطح اولیه حفظ کرد، نرخ بالای جریان نفت از چاه ها را حفظ کرد، توسعه میدان را تشدید کرد و عوامل بازیابی نفت بالا را تضمین کرد. همانطور که اشاره شد، سیلاب به محیطی، محیطی و درون مداری تقسیم می شود.

با سیلابی کانتور (شکل 24)، آب از طریق چاه های تزریقی که فراتر از خطوط بیرونی حفر نفت در امتداد محیط رسوب حفر شده اند، به مخزن پمپ می شود. فاصله بین چاه های تزریق در طرح تکنولوژیکی برای توسعه یک میدان مشخص تعیین می شود. خط چاه های تزریق تقریباً 400 تا 800 متر از خط بیرونی حامل نفت توزیع می شود تا تأثیر یکنواختی بر رسوب ایجاد کند، از تشکیل زبانه های سیل زودرس و نفوذ آب به چاه های تولیدی جلوگیری کند.

سیلاب کانتوری معمولاً در میادین نفتی که از نظر اندازه و ذخایر کوچک هستند، در نهشته هایی با خواص مخزنی خوب، هم از نظر ضخامت سازند و هم از نظر مساحت، استفاده می شود. در چنین شرایطی، سیلاب لبه توسعه کامل‌تر ذخایر را تضمین می‌کند و نفت را به ردیف‌های منقبض چاه‌های تولیدی منتقل می‌کند. معایب سیلاب کانتور شامل افزایش مصرف آب تزریقی به دلیل خروج جزئی از خط تزریق است. پاسخ کند به رسوب به دلیل دوری خط تزریق از چاه های تولید و غیره.

برنج. 24 سیل کانتور

تاثیر موثرتری بر روی یک ذخیره نفتی زمانی حاصل می شود که چاه های تزریقی در داخل کانتور حامل نفت، در ناحیه نفت-آب سازند، در مناطق نفوذپذیرتر از ذخایر قرار داده شوند (حفر شوند). به این نوع سیل سیلابی لبه ای می گویند.

از سیلاب محیطی استفاده می شود:

- در سپرده های کوچک؛

- در صورت عدم اتصال هیدرودینامیکی سازند تولیدی با منطقه خارجی؛

- به منظور تشدید فرآیند تولید نفت

یک سیستم مؤثرتر برای تأثیرگذاری بر ذخایر نفت، که امکان افزایش سریعتر تولید نفت، کاهش زمان تخلیه ذخایر و افزایش بازیافت نهایی نفت را فراهم می کند، سیلابی در مدار است (شکل 25).

با سیلاب درون مداری، چاه های تزریق در داخل کانتور حامل نفت قرار می گیرند (حفاری می شوند). انتخاب طرح و شبکه چاه های تزریقی با توجه به شرایط خاص زمین شناسی، خواص فیزیکی و شیمیایی نفت و غیره تعیین می شود.

برنج. 25 سیل در مدار

در سال های اخیر، برای تشدید توسعه میادین نفتی، یک روش گسترده به روش "برش" مصنوعی ذخایر به مناطق یا بلوک های جداگانه با پمپاژ آب به ردیف چاه های تزریق واقع در امتداد خطوط برش مورد نظر در داخل نفت طبیعی تبدیل شده است. کانتور بلبرینگ در این حالت مدارهای تامین مصنوعی نزدیک به چاه های تولیدی ایجاد می شود و هر منطقه به طور مستقل توسعه می یابد و در دوره اولیه در هنگام سیلاب درون مداری، آب به ذخایر نفت تزریق می شود. علاوه بر این، در فرآیند تزریق آب به رسوبات، یک شفت آب در امتداد خط چاه های تزریق تشکیل می شود و رسوب را به قطعات تقسیم می کند. برای تسلط بیشتر بر فرآیند غرقابی درون مدار، آب نه به همه چاه های تزریقی ردیف برش، بلکه از طریق یک چاه تزریق می شود و چاه های میانی ردیف به طور موقت به عنوان چاه های نفت با استخراج نفت اجباری کار می کنند.

با جریان آب، این چاه ها توسعه یافته و به چاه های تزریقی تبدیل می شوند. برای اولین بار در کشور ما، سیلابی درون خطی در بزرگترین میدان نفتی تاتارستان - میدان رومشکینسکویه، انجام شد که توسط ردیف چاه های تزریقی به 26 منطقه تولید جداگانه بریده شد.

غرقابی درون خطی امکان افزایش سرعت استخراج نفت و کاهش زمان توسعه میادین بزرگ نفتی را فراهم می کند. در برخی موارد، برای تشدید توسعه یک میدان نفتی، از یک اثر ترکیبی استفاده می شود، یعنی. سیل (کانتور) با سیل مرکزی درون مدار.

در حال حاضر از چندین سیستم سیلابی درون مدار استفاده می شود که در محل چاه های تزریقی، ترتیب راه اندازی آنها، سرعت تزریق آب به سازند و همچنین استخراج نفت از چاه های تولید نفت با یکدیگر تفاوت دارند.

برای سیلاب درون مداری نیز از سیل کانونی استفاده می شود. سیلابی کانونی در مواردی استفاده می شود که در نواحی خاصی از مخزن تأثیر سیلابی وجود نداشته باشد، در نتیجه فشار مخزن در این منطقه کاهش می یابد و بر این اساس، دبی نفت در چاه های تولیدی کاهش می یابد. در سیل کانونی، یک چاه تولید کننده نفت در مرکز سایت انتخاب می شود، به چاه تزریقی منتقل می شود و تزریق آب آغاز می شود و در نتیجه اثر آب تزریق شده بر چاه های نفت ساز اطراف ایجاد می شود.

یک سیستم سیلاب درون مدار انتخابی نیز استفاده می شود. شدیدترین سیستم تأثیر بر سازند، سیلاب منطقه ای در نظر گرفته می شود. با این سیستم، چاه های تولیدی و تزریقی در بلوک های هندسی منظم به صورت شبکه های پنج، هفت یا نه نقطه ای قرار می گیرند که در آن چاه های تزریق و تولید به صورت متناوب قرار می گیرند. به منظور تشدید تولید نفت و افزایش بازیافت نهایی نفت، گاز یا هوا به سازند مولد تزریق می شود و آب و گاز نیز به تناوب به سازند تزریق می شود.

یک سیستم بهبود یافته برای تأثیرگذاری بر مخزن نفت با ساختار پیچیده، تزریق متناوب آب و گاز به مخزن است. در پایان سال 1971، بر اساس تجزیه و تحلیل توسعه میدان Zhuravlevsko-Stepanovskoye در منطقه اورنبورگ، روشی برای تزریق متناوب آب و گاز به یک مخزن نفت توجیه شد و به منظور افزایش کارایی جابجایی مورد آزمایش صنعتی قرار گرفت. پردازش و افزایش بازیافت نهایی نفت. ماهیت این روش به شرح زیر است. وقتی گاز به سازند مولد تزریق می شود، اول از همه به درون لایه های بسیار نفوذپذیر نفوذ می کند، نفوذپذیری فاز آنها را به آب کاهش می دهد، در نتیجه، با تزریق بعدی آب به سازند مولد، جبهه جابجایی تراز می شود.

neniya و در نتیجه افزایش پوشش سازند توسط نفوذ. آب تزریق شده پس از گاز، به دلیل ویسکوزیته کمتر، آن را به داخل لایه های متراکم با نفوذپذیری کم فشار می دهد، جایی که روغن در نتیجه جابجایی پیستون و حباب گاز جابجا می شود. روش تزریق متناوب آب و گاز به سازند نوعی تحریک پالسی سازند است، زیرا در این حالت به دلیل دو برابر شدن کشش سطحی آب در سطح مشترک، شرایط مطلوب تری برای تظاهر نیروهای مویرگی ایجاد می شود. روغن انحلال جزئی گاز در نفت و کاهش ویسکوزیته آن نیز به افزایش راندمان فرآیند جایگزینی نفت با آب کمک می کند. در شرایط یک مخزن شکسته، این فرآیندها کارآمدتر پیش می روند، زیرا حلالیت گاز و توزیع مجدد گرانشی عامل جابجایی در نفت افزایش می یابد: حلالیت به دلیل افزایش سطح تماس، و توزیع مجدد گرانشی به دلیل جریان آزاد در ترک های باز. . توزیع مجدد گرانشی نفت و گاز تزریق شده در امتداد ضخامت مخزن شرایطی را ایجاد می کند که از آبیاری پیشرفته مخزن در امتداد پایه در رسوبات با ویسکوزیته روغن بالا جلوگیری می کند. علاوه بر این، استفاده از گاز همراه در مراحل اولیه توسعه، به دلیل کمبود مصرف کننده، یکی از مشکلات مهم حفاظت از محیط زیست و زیر خاک را حل می کند. کار آزمایشی با استفاده از این روش در میدان Zhuravlevsko-Stepanovskoye در اورنبورگ در سال های 1971-1974 (نویسندگان V.I. Kudinov، I.A. Povorov) انجام شد و نتایج خوبی به همراه داشت. طبق تحقیقات و آزمایشی، بازیافت نهایی نفت با تزریق متناوب آب و گاز به مخزن 8 تا 10 درصد افزایش می یابد. اجرای صنعتی بیشتر این روش به دلیل فقدان کمپرسورهای با اندازه کوچک، فشار بالا و کارایی بالا با مشکل مواجه می شود.

فشرده ترین سیستم تحریک سازند، تضمین بالاترین نرخ توسعه میدان. هنگام ایجاد سازندهایی با نفوذپذیری بسیار کم استفاده می شود.

با این سیستم، چاه های تولید و تزریق بر اساس الگوهای منظم سیستم های چهار، پنج، هفت و نه نقطه ای قرار می گیرند.

بنابراین، در یک سیستم چهار نقطه ای (شکل 7.5) نسبت بین چاه های تولید و تزریق 2: 1 است، با سیستم پنج نقطه -1:1، با سیستم هفت نقطه -1:2، با نه. سیستم امتیاز - 1:3. بنابراین، شدیدترین در میان موارد در نظر گرفته شده، سیستم های هفت و نه نقطه ای هستند.

شکل 2.5 طرح های اساسی سیلاب منطقه.

الف - چهار نقطه؛ ب - پنج نقطه؛ ج - هفت نقطه; g - نه نقطه ای؛

1 - چاه های تولیدی; 2 - چاه های تزریق.

کارایی سیلاب منطقه به شدت تحت تأثیر یکنواختی سازند و میزان ذخایر نفت در هر چاه و همچنین عمق شی توسعه است.

در شرایط یک سازند ناهمگن چه از نظر مقطع و چه از نظر مساحت، نفوذ آب زودرس به چاه‌های تولیدی در قسمت نفوذپذیرتر سازند اتفاق می‌افتد که باعث کاهش تولید نفت در دوره خشکی و افزایش فاکتور آب-نفت می‌شود، بنابراین توصیه می‌شود. برای استفاده از سیلاب منطقه هنگام توسعه سازندهای همگن تر در مراحل آخر توسعه میدان.

سیستم سیلابی انتخابی نوعی سیلابی منطقه ای است و در مخازن نفتی با ناهمگونی قابل توجهی استفاده می شود.

با سیستم سیلابی انتخابی، توسعه مخزن به ترتیب زیر انجام می شود. این نهشته در امتداد شبکه یکنواخت مثلثی و چهار گوش حفر می شود و سپس تمامی چاه ها به عنوان چاه تولیدی به بهره برداری می رسند. طراحی چاه به گونه ای انتخاب می شود که هر یک از آنها شرایط لازم برای چاه های تولید و تزریق را داشته باشد. منطقه کانسار نفتی مجهز به تأسیسات جمع‌آوری نفت و گاز و تأسیسات نگهداری فشار مخزن است تا هر چاهی نه تنها به‌عنوان چاه تولیدی، بلکه به‌عنوان چاه تزریقی نیز قابل توسعه باشد.

تزریق آب به مخزن نفت محبوب ترین روش توسعه میادین نفتی است. این روش حفظ نرخ جریان بالای چاه های نفت و در نهایت دستیابی به درصد بالایی از بازیابی ذخایر نفت قابل بازیافت را ممکن می سازد.

هدف اصلی از تزریق آب به مخزن، جابجایی موثر نفت به چاه های تولیدی و افزایش بازده اقتصادی توسعه میدان با افزایش ضریب بازیافت نفت از مخزن است.

محبوبیت این روش برای توسعه ذخایر نفتی به شرح زیر است:

• دسترسی عمومی به آب
• سادگی نسبی فرآیند تزریق به دلیل وجود فشار هیدرولیک ستون مایع در چاه
• توانایی آب برای انتشار از طریق سازندهای اشباع شده از روغن
• بازیابی روغن بالا هنگام جابجایی روغن

سیلاب به دلیل دو عامل، نرخ بازیافت نفت بالایی را فراهم می کند:

• حفظ فشار مخزن در سطحی موثر برای توسعه میدان
• جایگزینی فیزیکی روغن با آب در منافذ مخزن

انواع روش سیلابی شامل تزریق حلال ها، سوسپانسیون ها و معرف های مختلف است. در برخی موارد، آب با افزودن پلیمرها و محلول های میسلی به آن غلیظ می شود. اما همه این روش ها در حال حاضر به اصطلاح تعلق دارند روش های بهبود یافته بازیافت نفت (EOR)یا روش های سوم توسعه میدان نفتی.

در چه مواردی استفاده از روش سیلابی و سازماندهی سیستم نگهداری فشار مخزن (RPM) در مزرعه منطقی است؟

برای پاسخ به این سوال، بیایید به یاد بیاوریم که چه حالت های عملیاتی طبیعی سپرده ها وجود دارد. و امکان ساماندهی سیلاب را در شرایط خاص زمین شناسی در نظر خواهیم گرفت.

حالت فشار آب

چگونه کار می کند:

• آبخوان (آبخوان) فشار مخزن را حفظ می کند
• برداشت مایع برابر با حجم آب ورودی از سفره است
• روغن به دلیل فشار خوب آب به صورت عمودی جابجا می شود. در این حالت، افزایش یکنواخت تماس روغن و آب (OWC) رخ می دهد.

مشکلات احتمالی:

• ناهمگونی مخزن ممکن است توانایی آبخوان را برای جابجایی نفت در برخی مناطق مخزن محدود کند.

ضریب بازیافت روغن:

بالا با مدیریت ماهرانه توسعه مخزن (60-70%)

آبخوان پر فشار و قدرتمند می تواند انرژی کافی برای جابجایی نفت را فراهم کند

یک آبخوان ضعیف نیاز به پشتیبانی از فشار مخزن با تزریق آب دارد. در این مورد:

• امکان سازماندهی سیلاب کانتور (نزدیک به کانتور) وجود دارد
• در برخی موارد، سیلاب منطقه امکان پذیر است

حالت گاز محلول

چگونه کار می کند

• نفت با مقدار زیادی گاز محلول تحت فشار زیاد است
• اگر فشار مخزن بیشتر از فشار اشباع باشد، انبساط سنگ و سیالات اشباع شده از آن انرژی برای جابجایی نفت فراهم می کند.
• اگر فشار مخزن کمتر از فشار اشباع باشد، در نتیجه جابجایی روغن به دلیل آزاد شدن و انبساط گاز رخ می دهد.

مشکلات احتمالی

• وقتی فشار مخزن زیر فشار اشباع باشد، تحرک بسیار بالای گاز مشکل ساز می شود
• گاز از دور زدن نفت خارج می شود
• محتوای گاز بالا در تولید چاه
• کاهش شدید فشار مخزن

فاکتور بازیافت نفت

بسیار کم (10-30%)

آیا طغیان آب منطقی است؟

کاندیدای خوبی برای سیل

سیلابی بهتر است در فشار مخزن نزدیک به فشار اشباع انجام شود، به طوری که انتشار گاز از نفت زیر سطح بحرانی باشد.

حالت جاذبه

چگونه کار می کند

• فرآیند استخراج به دلیل گرانش و تفاوت در چگالی سیالات اشباع سنگ رخ می دهد
• برای اجرای رژیم، سازند باید ضخیم با نفوذپذیری عمودی بالا باشد یا ضربه سازند باید با شیب زیاد باشد.

مشکلات احتمالی

• روند آهسته مهاجرت نفت نرخ بازیابی پایین را تعیین می کند
• گاز باید به سمت بالای مخزن حرکت کند تا جریان نفت را جبران کند
• مخزن ممکن است حاوی نفت سنگین باشد

فاکتور بازیافت نفت

بسیار زیاد (50-70%)

آیا طغیان آب منطقی است؟

با در نظر گرفتن نرخ پایین برداشت طبیعی، ممکن است کاندید خوبی برای سیلابی باشد

رژیم کلاهک گاز

چگونه کار می کند

• حجم زیادی گاز فشرده وجود دارد که تحت تأثیر گرانش به اصطلاح کلاهک گازی را تشکیل می دهد.
• انبساط گاز باعث جابجایی نفت می شود

مشکلات احتمالی

• نفوذ روغن به داخل درپوش گاز باعث خسارات جبران ناپذیری برای تولید می شود
• مخروطی شدن گاز و نسبت گاز/نفت بالا فرصت های تولید نفت را محدود می کند

فاکتور بازیافت نفت

آیا طغیان آب منطقی است؟

نامزد مناسبی برای سیلابی نیست

ارزیابی اثربخشی روش سیلابی

بازده اقتصادی روش سیلابی به افزایش ضریب بازیافت نفت بستگی دارد.

هزینه های پمپاژ آب، احداث چاه های تزریقی و تاسیسات ویژه تصفیه آب باید کمتر از درآمد حاصل از فروش نفت تولیدی اضافی باشد.