Scheme de inundare a apei. Curs: Dezvoltarea câmpurilor petroliere folosind inundații de contur și intra-circuit
Plan
Introducere
1. Partea geologică
1.1 Scurte caracteristici geologice și de câmp ale zăcământului de petrol (gaze).
1.2 Informații de bază despre stratigrafie, litologie și tectonică
1.3 Caracteristicile petrolului, gazelor și apelor de formare
2. Partea tehnologică
2.1 Starea actuală de dezvoltare și dinamica principalilor indicatori tehnologici ai domeniului
2.2 Analiza stării sistemului de control al presiunii
3. Partea de proiectare
3.1 Echipamente și tehnologii noi pentru tratarea apelor uzate
3.2 Modalități de îmbunătățire a tehnologiei de injectare a apei în rezervor
4. Partea de calcul
4.1 Calculul timpului de dezvoltare a rezervorului de petrol
4.2 Calculul procesului de injecție tehnică. fluide în puțuri
5. Siguranța și respectarea mediului înconjurător a proiectului
5.1 Măsuri de sănătate, securitate și prevenire a incendiilor în muncă
5.2 Protecția subsolului și a mediului
Concluzie
Bibliografie
Introducere
Apele de rezervor separate de petrol în timpul colectării și pregătirii acestuia sunt foarte mineralizate și, din acest motiv, nu pot fi deversate în râuri și rezervoare, deoarece aceasta duce la moartea corpurilor de apă dulce. Prin urmare, apa de formare este pompată în formațiuni productive sau absorbante. Apa proaspătă utilizată în procesul tehnologic de desalinizare a petrolului, precum și apa pluvială care intră în sistemul de canalizare industrială, sunt de asemenea pompate împreună cu apa de formare. În general, toate aceste ape se numesc ape uzate. În volumul total al apelor uzate, ponderea apei din rezervor este de 85-88%, ponderea apei dulci este de 10-12%, iar ponderea apei pluviale este de 2-3%. Utilizarea apelor uzate din câmpul petrolier în sistemul de menținere a presiunii rezervorului în timpul modului de dezvoltare a câmpului cu presiunea apei este o măsură tehnică și de mediu importantă în procesul de producție a petrolului, permițând un ciclu închis de alimentare cu apă în circulație conform schemei: puț de injecție - rezervor - puț de producție - sistem de colectare și tratare a petrolului și gazelor cu unitate de tratare a apei - sistem PPD. În prezent, mai multe tipuri de apă sunt utilizate în scopuri RPM, care sunt determinate de condițiile locale. Este vorba de apă dulce extrasă din fântâni arteziene sau subcanale speciale, apă din râuri sau alte surse de apă deschise, apă din acvifere aflate în secțiunea geologică a câmpului, apă de formare separată de petrol ca urmare a pregătirii acestuia. Toate aceste ape diferă unele de altele în proprietăți fizice și chimice și, prin urmare, în eficacitatea influențării formației nu numai pentru creșterea presiunii, ci și pentru creșterea recuperării uleiului. Zăcămintele de petrol ale majorității câmpurilor din regiunea Ural-Volga sunt multistratificate, cu o eterogenitate ridicată strat cu strat a rocilor în ceea ce privește permeabilitatea și grosimi mici efective saturate de petrol. O serie de câmpuri sunt caracterizate de o legătură hidrodinamică între straturile de rezervor, cauzată de fuziunea straturilor sau de o grosime mică a secțiunilor dintre ele cu prezența unor sisteme de fracturi. Problemele dezvoltării eficiente a rezervelor greu de recuperat sunt rezolvate prin dezagregarea instalațiilor de producție, optimizarea tiparelor puțurilor, îmbunătățirea sistemelor de inundare a apei, optimizarea presiunilor din rezervor și fundul găurii și prin utilizarea metodelor hidrodinamice secundare și terțiare de stimulare a puțurilor. Astfel, una dintre principalele condiții pentru creșterea în continuare a eficienței inundării rezervorului este limitarea mișcării apei prin canale cu rezistență scăzută la filtrare, ceea ce va permite o utilizare mai rațională a energiei sale pentru a înlocui petrolul. În literatura științifică și tehnică, studiile privind rolul calității apei injectate nu sunt acoperite suficient. În condiții de inundație, completitatea producției de formațiuni productive depinde în primul rând de gradul de acoperire a obiectului de dezvoltare atât în suprafață, cât și în secțiune, care este determinat în mare măsură de natura mișcării apei injectate și a apei de formare. Prin urmare, atenția principală în analiza geologică și de teren ar trebui acordată problemelor acoperirii formațiunilor sub influența apei injectate și particularităților mișcării apei prin formațiuni productive. Factorii geologici și fizici care influențează procesul de inundare a apei includ proprietățile de filtrare ale formațiunilor productive, natura și gradul de eterogenitate a acestora, proprietățile de vâscozitate ale formațiunilor saturate și calitatea lichidelor pompate în ele etc.
1. Partea geologică
1.1 Scurte caracteristici geologice și de câmp ale zăcământului de petrol (gaze).
Câmpul Arlanskoye este unic în ceea ce privește rezervele de petrol, situat în nord-vestul Bashkiria, în cadrul provinciei de petrol și gaze Volga-Ural. Este situat pe teritoriul districtelor Krasnokamsk și Dyurtyulinsky ale republicii și parțial pe teritoriul Udmurtia. Câmpul a fost descoperit în 1955 și pus în dezvoltare în 1958. Zăcămintele comerciale purtătoare de petrol sunt depozite terigene din stadiul Visean al Carboniferului Inferior și depozite carbonatice ale stadiului Moscova din etapele Mijlociu și Tournaisian al Carboniferului Inferior. Obiectul principal de exploatare îl constituie formațiunile terigene ale Carboniferului Inferior. Pentru dezvoltarea ulterioară a zăcământului Arlan, dezvoltarea zăcămintelor din Carboniferul Mijlociu este de mare importanță. Conținutul de petrol industrial al acestuia din urmă a fost stabilit aproape concomitent cu descoperirea câmpului, dar datorită structurii complexe a zăcămintelor, nu a atras prea multă atenție mult timp. Lungimea este de peste 100 km, cu o lățime de până la 25 km și se limitează la un pliu anticlinal extins cu aripi blânde. Gresii petroliere din stadiul Visean al epocii carboniferului inferior, rezervoare de carbonat ale straturilor productive Kashiro-Podolsk ale carboniferului mediu. Principalele rezerve sunt concentrate în gresiile straturilor terigene ale Carboniferului inferior (75% din rezervele inițiale) la o adâncime de 1400-1450 m. În timpul dezvoltării se recurge la inundarea lacului de acumulare. Principala metodă de operare a puțurilor de producție este mecanizată. Stocul total al sondei este de aproximativ 8 mii de unități. Uleiul este produs cu un conținut ridicat de apă (93%).
1.2 Informații de bază despre stratigrafie, litologie și tectonică
Câmpul petrolier Arlan este unul dintre cele mai mari din țară și cel mai mare din Bashkortostan. Lungimea sa de-a lungul conturului purtător de ulei în secvența terigenă a Carboniferului Inferior (LCNS) este mai mare de 100 km, lățime - până la 30 km. Straturile purtătoare de petrol sunt straturile de gresie TTNK (orizonturile Elkhovsky, Radaevsky, Bobrikovsky, Tula și Aleksinsky ale etapei Visean), carbonați din stadiul Tournaisian, orizonturile Vereisky, Kashira și Podolsky din stadiul Moscova din Carboniferul Mijlociu. Depozitul se limitează la un vast anticlinal asimetric cu direcție nord-vest. Aripa sa de sud-vest este abruptă (până la 4°), aripa de nord-est este mai plată (până la 1°). Amplitudinea structurii de-a lungul unei izohipse închise de 1190 m este de 90-100 m. În miezul cutei se află o barieră de recif gigant de vârstă Devonian superior (Famennian). De-a lungul acoperișului TTNK, structura este complicată de un număr mare de ridicări locale de dimensiuni și amplitudine mai mici. Dimensiunile lor variază, dar nu depășesc 1-5 km. În sus, structura este mai puțin contrastantă și este practic nivelată în depozitele permiene. Adâncimea TTNK este de 1250-1300 m, plonjând regional de la sud la nord. În secțiunea TTNK, nouă straturi de gresie sunt distinse și corelate clar: orizontul Aleksinsky - stratul C0; Orizontul Tula – straturi C I, C II, C III, C IV0, C IV, C V și C VI0; Orizontul Bobrikovsky-Radaevsky - stratul C VI. Grosimea straturilor variază brusc de la puț la godeu. Principalele și mai consistente ca suprafață sunt straturile C II, C III (în partea de nord a câmpului) și C VI. Straturile rămase sunt mai subțiri și mai eterogene. Gresiile se caracterizează prin proprietăți de filtrare și capacitate (FPP) destul de ridicate. Grosimea TTNK variază de la 33 la 150 m. Creșterea sa bruscă se limitează la zonele de eroziune profundă a straturilor carbonatice ale etapei Tournaisian. În unele fântâni, calcarele de vârstă tournaisiană sunt complet erodate, iar dolinele carstice rezultate sunt umplute cu un strat gros de sedimente terigene. Rezervoarele de carbonat din Carboniferul Mijlociu (Kashiro-Podolsk și Tournaisian) au proprietăți de rezervor mult mai proaste (permeabilitate și porozitate scăzute, grosime mică). Uleiurile tuturor obiectelor au vâscozitate mare (20-30 mPa⋅s), densitatea lor este de 0,88-0,90 t/m3. Presiunea de saturație în TTNK este de 8 MPa, saturația de gaz este de la 5 la 20 m3/t. Conținutul de petrol al secțiunii Carboniferului Mijlociu a fost studiat în principal în legătură cu căutarea și explorarea zăcămintelor de petrol din straturile terigene ale Carboniferului Inferior. Din punct de vedere stratigrafic, depozitele Carboniferului Mijlociu includ partea superioară a etapei bașkiriene și întreaga etapă moscoviană. Sunt compuse din roci carbonatice cu straturi intermediare subordonate de marne, noroi și siltstone, găsite în principal în orizontul Vereisky. Pe baza complexului de materiale geologice și geofizice de câmp, sedimentele luate în considerare sunt împărțite în 11 unități (I-XI), dintre care unitățile II-VII ale orizontului Kashira și Podolsk sunt comercial-purtători de petrol, iar productivitatea acesta din urmă a fost stabilit numai în zona Vyatskaya. Unitățile identificate pot fi urmărite destul de clar nu numai în câmpul luat în considerare, ci și pe un teritoriu semnificativ al șei Birsk și zonele adiacente ale arcului Permian-Bashkir și depresiunii Verkhnekamsk. Fiecare dintre membri este un complex litologic construit ritmic, a cărui parte inferioară este formată din roci carbonatice cu un conținut ridicat de soiuri poro-permeabile, iar partea superioară este compusă predominant din carbonați denși impermeabili, sedimente argiloase și argilo-carbonatice. Conform înregistrării standard, fundul fiecărui membru, de regulă, este caracterizat de citiri SP negative, GM scăzut, incremente MS pozitive, valori GPS scăzute și medii, iar atunci când se subdivizează și se corelează secțiunea Carboniferului mijlociu, sunt identificate condiționat ca o formatiune productiva. Partea superioară, cea mai densă a secțiunii pachetelor considerate, care este identificată ca o „secțiune densă” și este evaluată ca rezistentă la ulei, are caracteristici opuse de înregistrare electrică și radio. Straturile productive marcate sunt limitate la: B1 (membru XI) - la stadiul bașkirian, suprapus B1-B3 (membrii VIII-X) - la Vereisky, K1-K4 (membrii IV-VII) - la stadiul Kashira, P1 -P3 (membrii I și III ) - spre orizonturile podoliene. La compararea acestor formațiuni productive, se relevă o distribuție complexă în formă de lentilă a straturilor rezervor pe care le conțin, datorită modificărilor frecvente ale compoziției mineralogice, compoziției structurale și texturale, proprietăților capacitive și de filtrare ale rocilor. După cum au arătat studiile, secțiunea productivă eterogenă litologic a Carboniferului Mijlociu este universal asociată cu recristalizarea, dolomitizarea, sulfatarea, silicificarea etc. În cadrul zăcământului Arlanskoye, la mutarea în zona Novokhazinskaya, se remarcă o schimbare calitativă semnificativă în secțiunea productivă. ; eterogenitatea (disecția) litologică a membrilor III-VI crește brusc, crește gradul de dolomitizare și sulfatizare a acestora, crește intensitatea și varietatea formelor de manifestare a transformărilor post-sedimentare, proprietățile rezervorului și saturația în ulei a rocilor constitutive. se deteriorează semnificativ, iar nivelul stratigrafic al zăcămintelor purtătoare de petrol scade. Caracteristicile enumerate se intensifică în mod natural în direcția sud-est, iar în secțiunea Yusupovsky a zăcământului Arlanskoye, întreaga secțiune a Carboniferului Mijlociu devine neproductivă. În zonele Arlanskaya și Nikolo-Berezovskaya, unitățile III și IV sunt petroliere industrial, limitate, respectiv, la baza Podolsk (P3) și la vârful orizontului Kashira (K1), și în zona Novokhazinskaya și numai în jumătatea sa nordică (zona Sharipovsky), V-ul subiacent și Membrii VI (K2 și K3), identificate în mijlocul secțiunii orizontului Kashira. În partea de nord-vest a câmpului Arlanskoye din zona Vyatka, gama de conținut comercial de petrol crește, acoperind unitățile II-III ale orizontului Podolsk (P2 și P3) și membrii IV, V și VII ale orizontului Kashira (K1, K2). și K4), a căror grosime totală ajunge la 110 m ( Fig. 1).
Fig.1. Diagrama distribuției zăcămintelor de petrol în Carboniferul Mijlociu al zăcământului Arlanskoye
Distribuția capacității petroliere a formațiunilor productive: a - P 2, P 3, K 1, K 2, K 4; b-P3, K1; c-K2, K3; zone operaționale: 1 - Vyatskaya, 2 - Arlanskaya, 3 - Nikolo-Berezovskaya, 4 - Novokhazinskaya. În procesul lucrărilor de prospectare și explorare, s-au observat expoziții petroliere în câmpul Arlanskoye și în puț. 92 și 210 în zona Nikolo Berezovskaya, afluxurile de petrol au fost obținute în timpul deschiderii și testării formațiunilor B2 și B3 (unitățile IX și X), situate în partea inferioară a orizontului Vereisky. Cu toate acestea, conținutul lor de ulei nu este încă pe deplin clar. Din analiza structural-facială efectuată, rezultă că premisele pentru distribuția spațială extrem de eterogenă (diferențiată) a conținutului de petrol a sedimentelor Carboniferului mijlociu (mai precis, Kashirsko-Podolsk) din câmpul Arlanskoye au fost puse în perioada de acumulare. și transformarea primară (sedimentare-diagenetică) a sedimentelor în condițiile unui bazin maritim de raft de mică adâncime cu topografie de fund disecat brusc, regimuri hidrodinamice, de temperatură și hidrochimice instabile și un climat în general cald. Aceasta a dus la acumularea predominantă de sedimente carbonatice, caracterizate prin eterogenitate structurală, mineralogică și o varietate de forme de manifestare în fazele ulterioare ale transformării lor (diageneză tardivă, epigeneza) a proceselor secundare, printre care un rol deosebit a revenit dolomitizării și genetic. sulfatare strâns legată.
1.3 Caracteristicile petrolului, gazelor și apelor de formare
Pe teritoriul jumătății de nord a zăcămintelor (zonele Arlanskaya, Nikolo-Berezovskaya și Vyatskaya), situat hipsometric sub zona Novokhazinskaya, acumularea și transformarea zăcămintelor Kashirsko-Podolsk a avut loc cu participarea combinată a activității hidrodinamice destul de intense a mării. ape și procese de schimb cationic (metasomatic), care au în general un efect pozitiv asupra formării rocilor rezervor. Ca urmare, cea mai mare parte a straturilor poroase-permeabile ale straturilor productive K 1 și P 3 este formată din dolomite organogenic-relicte (metasomatice) și calcare biomorfe (în principal foraminifere), dolomitizate, apariția spațiului porilor în care se datorează plasarea primară a elementelor modelate (în principal cochilii de organisme) ale sedimentului cu participarea activă a metasomatismului dolomit. Transformarea sedimentelor în faze ulterioare a avut loc în principal sub influența leșierii zonelor relicte calcaroase neînlocuite cu dolomit. Un mediu semnificativ diferit de acumulare de carbonat în timpul Kashira-Podolsk a fost pe teritoriul zonei Novokhazinskaya, care era un vast banc de nisip, oarecum izolat de principalele apele ale bazinului mării. Aici, sub influența alcalinității ridicate, a mineralizării și a temperaturii fundului mării, au convergit solubilitățile CaCO 3 și MgCO 3, ceea ce a contribuit la transformarea acestor componente în dolomit și la acumularea intensivă a acesteia. Mai mult, condițiile optime pentru sedimentarea dolomitei sunt realizate în momentul suprasaturarii rocilor marine naturale sub sulfați de calciu. Conform studiilor geofizice de teren ale puțurilor, în zonele Arlanskaya și Nikolo-Berezovskaya, se disting până la șase straturi de roci poroase-permeabile în formațiunea productivă K 1 și până la două în formațiunea P 3. Fiecare dintre straturile intermediare are o grosime de la 0,5 la 3-4 m. Cel mai înalt grad de eterogenitate litologică și rezervoare pronunțate în formă de lentilă, care determină legătura lor hidrodinamică slabă și productivitatea extrem de scăzută, se observă în formațiunile productive K 2 și K 3. din zona Novokhazinskaya. În secțiunea formațiunilor productive, printre straturile poros-permeabile bine saturate cu petrol, la cote hipsometrice ridicate (peste OWC), se găsesc adesea straturi cu roci foarte poroase (mai mult de 15%), care, datorită permeabilității scăzute (mai puține). peste 0,005 μm 2) și apariția lor în formă de lentilă, s-au dovedit a fi slab saturate de ulei (neindustriale) sau complet acvifere. Astfel de straturi prevalează asupra celor bine saturate în secțiunile majorității puțurilor. În multe dintre ele, straturile conțin doar apă îngropată. Prezența straturilor saturate de apă printre straturile bine saturate este confirmată de producția de apă împreună cu petrol în puțuri situate la cote hipsometrice mari (Fig. 2).
Orez. 2. Profilul schematic al membrului purtător de petrol al zăcămintelor Kashira-Podolsk din zona Arlan. a - secțiune densă între straturi; straturile intermediare: b - purtătoare de ulei industrial, c - ușor saturate de ulei, d - saturate de apă; d - VNK; e - roci dese în formațiunea productivă; 1-8 godeuri
Pentru a evalua capacitatea efectivă saturată de petrol a formațiunilor productive în aceste cazuri, nu este suficientă utilizarea metodei tradiționale de stabilire a limitei inferioare de porozitate, la care rocile devin impermeabile și își pierd proprietățile de rezervor. Această limită pentru depozitele Kashira-Podolsk este de 9-11%. Factorul determinant aici este valoarea minimă de saturație a uleiului. Pentru a determina natura saturației formațiunilor, s-au folosit materiale din studiile de condensat de petrol și gaze, BC (de preferință cu apă foarte mineralizată) și soluri conform metodelor general acceptate. Pe baza distribuțiilor obținute ale rezistivității (rp) a formațiunilor situate în părțile cunoscute de petrol și acvifer ale zăcământului și distribuțiile parametrului complex Kp 2 rp pentru aceleași straturi, valorile lor critice pentru formațiunile purtătoare de petrol. au fost identificate (rp = 7 Ohm-m și Kp 2 r p r p = 0,41). Folosind dependențe specifice r p = f (k p) și r p = f (Kn), obținute din studiul probelor de miez, limita inferioară a coeficientului de saturație cu ulei (Kn) este stabilită de la 0,62 la 0,67. Aceste valori sunt în acord cu rezultatele testării puțurilor, adică. În niciunul dintre intervalele testate din care s-au obținut debite petroliere comerciale, se identifică formațiuni cu o saturație în ulei mai mică de 67%. Astfel, conform metodologiei descrise, pentru fiecare strat productiv s-au determinat următorii parametri: h ef, r p, Kp și Kn. În unele cazuri, pentru a evalua natura saturației rezervorului, s-au folosit materiale INK, confirmând valoarea stabilită a saturației cu ulei prin punctul r. Tabloul complex al distribuției hipsometrice a conținutului de ulei în secțiune în prezența straturilor saturate de apă adesea creează aspectul unei fluctuații accentuate a conținutului de ulei. Limita unui zăcământ de petrol sau conturul purtător de ulei în aceste condiții este linia de înlocuire a zăcămintelor petroliere industriale cu roci impermeabile. Pe baza naturii distribuției straturilor saturate cu petrol în întreaga zonă a câmpului, se disting zonele cu petrol extinse, mijlocii și mici izolate unele de altele. Caracteristicile identificate ale distribuției conținutului de petrol și structura zăcămintelor de petrol în zăcămintele de carbonat din Carboniferul Mijlociu al câmpului Arlanskoye au făcut posibilă identificarea obiectelor de calcul, a zonelor cu diferite categorii de rezerve, determinarea parametrilor de calcul, stabilirea recuperării preconizate de petrol. factori pentru diferite secțiuni ale zăcământului, se calculează soldul și rezervele recuperabile de petrol și gaze dizolvate în acesta pe categoriile industriale A, B și C 1. Câmpul a fost dezvoltat, zăcămintele de petrol din Carboniferul Mijlociu sunt puțin adânci, ceea ce le permite să fie aduse în dezvoltare comercială rapid și la costuri reduse.
2. Partea tehnologică
2.1 Starea actuală de dezvoltare și dinamica principalilor indicatori tehnologici ai domeniului
Să analizăm indicatorii tehnici și economici ai UDNG Arlan prezentați în Tabelul 1.
Tabelul 1 - Principalii indicatori tehnici și economici ai UDNG Arlan pentru 2006-2008.
| Indicatori | 2006 | 2007 | 2008 |
| Producția de petrol mii de ruble | 2168,5 | 2156 | 2181 |
| Ulei comercial t.t | 2153,043 | 2140,664 | 2170,173 |
| Producția brută mii de ruble | 1627180 | 1504413 | 1618174 |
| Producția medie zilnică de sonde de petrol per sondă uzată din stocul existent, tone/zi | 2,3 | 2,2 | 2,2 |
| Extracția lichidului t.t. | 12119 | 13325 | 13913 |
| 82,1 | 83,8 | 84,3 | |
| Punerea în funcțiune de noi sonde de petrol prin SCR | 27 | 30 | 28 |
| inclusiv din inteligenţă | 2 | 2 | 3 |
| 0,954 | 0,956 | 0,950 | |
| Realizarea volumului de investiții de capital mii de ruble. | 331856 | 700545 | 556037 |
| incl. producție de foraj mii de ruble | 82429 | 119800 | 173315 |
| foraj exploratoriu | 58183 | 124000 | 77706 |
| Construcție de puțuri | 76762 | 173418 | 124632 |
| Costul mediu anual al activelor fixe industriale și de producție pe activități de bază | 2842535 | 3180431 | 3925996 |
| Productivitatea capitalului (producția brută la 1 rub. valoarea medie anuală a capitalului de producție industrială) rub. | 0,57 | 0,47 | 0,41 |
Să începem cu o analiză a programului de producție. În 2008, planul de producție de petrol a fost depășit cu 3,1%. Nivelul anual al producției de petrol în 2008, comparativ cu 2007, a crescut cu 25 mii tone.
În același timp, volumul petrolului comercial a crescut și a constituit 101,4% față de nivelul din 2007.
Figurile 3 și 4 arată dinamica producției de petrol și lichide în ultimii 5 ani de funcționare a NGDU Krasnokholmskneft.
Orez. 3 Dinamica producției de fluide
Orez. 4 Dinamica producției de petrol
În ultimii ani, pe fondul creșterii volumelor de producție lichide, producția de petrol a scăzut treptat, ceea ce indică o creștere a gradului de tăiere a apei în puțuri. În 2008, a fost pompată mai multă apă, ceea ce a dus la o creștere a volumelor de producție de lichide cu 462,7 mii tone.
Să analizăm mai detaliat modificarea volumului producției de petrol și factorii care au influențat această schimbare.
Pentru claritate, să întocmim tabelul 2 cu modificările datelor pentru 2008 în raport cu 2006 și 2007.
Tabelul 2 - Modificări în TEP principal
| Indicatori | schimbare absolută | % Schimbare | ||
| 2008- 2006 | 2008-2007 | 2008/2006 | 2008/ 2007 | |
| Producția de petrol mii de ruble | 12,5 | 25,0 | 100,6 | 101,2 |
| Producția brută mii de ruble | -9006,0 | 113761 | 99,5 | 107,6 |
| Producția medie zilnică de sonde de petrol per sondă uzată din stocul existent tn/zi | -0,1 | 0 | 95,7 | 100,0 |
| Ulei apă tăiată (greutate) % | 2,2 | 0,5 | 102,7 | 100,6 |
| Rata de exploatare a stocului de sonde petroliere existente | -0,004 | -0,006 | 99,58071 | 99,37238 |
Producția medie zilnică de sonde de petrol este în scădere, dar în 2008, datorită măsurilor luate, s-a menținut la nivelul anului precedent.
Se poate observa că tăierea de apă a uleiului produs este în creștere (Fig. 5), ceea ce are un impact negativ asupra producției de petrol. Comparativ cu anul 2000, uleiul de apă tăiat (în greutate) a crescut cu 2,2%.
Orez. 5 Dinamica tăierii apei uleiului (greutate) %
Rata de utilizare a stocului de sonde existente este în scădere, ceea ce presupune o scădere a producției de petrol.
Numărul puțurilor de petrol crește uniform (Fig. 6) în fiecare an cu aproximativ 29. Datorită acesteia, nivelul producției de petrol este menținut.
Orez. 6 Dinamica numărului de puțuri (puțuri)
2.2 Analiza stării sistemului de control al presiunii
Regimurile naturale de apariție a zăcămintelor de petrol sunt de scurtă durată. Procesul de reducere a presiunii din rezervor se accelerează pe măsură ce extracția fluidului din rezervor crește. Și apoi, chiar și cu o bună conexiune a zăcămintelor de petrol cu circuitul de alimentare, influența sa activă asupra zăcământului, începe inevitabil epuizarea energiei rezervorului. Aceasta este însoțită de o scădere pe scară largă a nivelurilor fluidelor dinamice din puțuri și, în consecință, de o scădere a producției. Atunci când se organizează întreținerea presiunii din rezervor (RPM), cea mai dificilă problemă teoretică, care nu a fost încă rezolvată pe deplin, este obținerea deplasării maxime a uleiului din rezervor cu control și reglare eficientă a procesului. Trebuie avut în vedere faptul că apa și uleiul diferă prin caracteristicile lor fizice și chimice: densitate, vâscozitate, coeficient de tensiune superficială, umectare. Cu cât diferența dintre indicatori este mai mare, cu atât procesul de deplasare este mai dificil. Mecanismul de deplasare a uleiului dintr-un mediu poros nu poate fi reprezentat de simpla deplasare a pistonului. Aici există o amestecare a agenților și o ruptură a fluxului de petrol și formarea de fluxuri separate, alternative de ulei și apă, și filtrare prin capilare și fisuri, și formarea de zone stagnante și de fund. Factorul de recuperare a petrolului a unui câmp, a cărui valoare maximă ar trebui să se străduiască să o atingă un tehnolog, depinde de toți factorii de mai sus. Materialele acumulate până în prezent fac posibilă evaluarea impactului fiecăruia dintre ele. Un loc semnificativ în eficiența procesului de menținere a presiunii din rezervor îl ocupă amplasarea puțurilor în câmp. Ele determină modelul de inundații, care este împărțit în mai multe tipuri. Menținerea presiunii rezervorului, care a apărut pentru prima dată în țara noastră sub denumirea de inundare a marginilor, a devenit larg răspândită. Astăzi este o metodă secundară de producere a petrolului (cum era numită la început), iar o condiție indispensabilă pentru dezvoltarea rațională a zăcămintelor din primele zile este inclusă în proiectele de dezvoltare și se desfășoară pe multe câmpuri din țară. De-a lungul anilor, la câmpul Arlanskoye au fost efectuate experimente la scară largă pentru a testa metode de creștere a recuperării petrolului. Cea mai mare dintre ele a fost injectarea pe termen lung a unei soluții de surfactant în zona Nikolo-Berezovskaya. Din păcate, rezultatul a fost negativ și experimentul a fost oprit. Unul dintre cele mai mari este, de asemenea, un experiment pentru a studia dependența factorului de recuperare a petrolului de densitatea rețelei de puțuri de producție din zona Novokhazinskaya. Dimensiunea acestor lucrări a fost unică. Rezultatele obţinute au demonstrat clar că producţia de rezerve este determinată semnificativ de densitatea reţelei. Pe lângă experimentele de mai sus, pe teren s-au lucrat la scară pilot și industrială asupra arderii in situ (a fost posibilă organizarea arderii, dar datorită prezenței produselor acide, rezultatele au fost negative), intensificarea producerea de rezerve nedrenate de formațiuni subțiri prin reducerea distanței dintre puțurile de producție și de injectare, inundarea polimerilor, schimbarea direcției de filtrare, injectarea compozițiilor formatoare de gel etc. Se poate observa că dezvoltarea zăcămintelor din Carboniferul Mijlociu și Etapa turneziană a fost efectuată până acum la întâmplare, deoarece nu există o rețea proprie de puțuri pentru aceste obiecte, precum și un sistem de menținere a presiunii rezervorului (cu excepția zonei Vyatka, în care au fost forate zăcămintele orizontului Kashiro-Podolsk). folosind propriul model de fântână folosind inundarea cu apă). Dezvoltarea acestor obiecte este planificată în principal pe cheltuiala fondului rotativ. În total, au fost forate circa 9 mii de puțuri în diverse scopuri. Reducerea de apă a produsului este de 95%. Productia de petrol a scazut la 4,2 milioane de tone/an. Peste 1.000 de sonde au fost scoase din funcțiune. Retragerea de lichide a scăzut, de asemenea, de la 160 la 80 de milioane de tone.Pe toată perioada de dezvoltare au fost produse 457 milioane de tone de petrol, inclusiv 404,2 milioane de tone de la TTNK. Cu toate acestea, în ciuda unor neajunsuri, dezvoltarea domeniului poate fi apreciată ca fiind satisfăcătoare. Factorul de recuperare realizat este de 0,396, iar starea de dezvoltare ne permite să sperăm că se va atinge factorul de recuperare aprobat. Schema tehnologică de menținere a presiunii rezervorului la UDNG Arlan este determinată de proiectul de dezvoltare a câmpului petrolier și, în primul rând, de numărul și amplasarea puțurilor de injecție. Următoarele sisteme PPD principale ale Arlan UDNG pot fi distinse:
a) un sistem autonom, atunci când instalația de injecție (stația de pompare) deservește un puț de injecție și este situată în imediata apropiere a acesteia;
b) un sistem centralizat, când o staţie de pompare asigură injectarea unui agent într-un grup de puţuri situate la o distanţă considerabilă de staţia de pompare.
La rândul său, sistemul centralizat PPD este împărțit în grup și radial. Cu un sistem de grup, mai multe puțuri sunt alimentate cu o conductă de injecție: o variație a sistemului de grup este utilizarea punctelor de distribuție (DP), în acest caz un grup de puțuri este conectat direct la DP. Cu un sistem radial, o conductă separată de apă de injecție este furnizată de la stația de pompare la fiecare puț de injecție. Sistemul autonom include o structură de admisie a apei, o stație de ridicare, o stație de pompare de injecție și un puț de injecție. Structura de captare a apei este o sursă de alimentare cu apă: apa este extrasă aici în scopul injectării în rezervor. Prizele de apă se împart în: a) subcanal; b) deschis. În capturile de apă sub canal de-a lungul albiilor râurilor, în acvifer sunt forate puțuri sub canal cu adâncimea de 12...15 m și diametrul de 300 mm. Apa este ridicată de o pompă arteziană sau electrică coborâtă în fântână. În prizele de apă cu sifon, apa este pompată din puțuri sub influența unui vid creat de pompe speciale de vid într-un cazan cu vid, iar apa care intră în ele este pompată de către pompe către stația de pompare P a instalației de ridicare și injecție. În prizele de apă deschise, o unitate de pompare este instalată în apropierea unei surse de apă și pompează apa din aceasta către locul de injecție. Pot fi utilizate stații de pompare subterane cu pompe situate sub nivelul râului. În ultimii ani, o pondere din ce în ce mai mare a apei injectate în rezervor este ocupată de ape uzate, care sunt tratate în instalații speciale și pompate în instalațiile de injecție. Sistemul centralizat de injecție include o priză de apă, o a doua stație de ridicare, o stație de pompare cu injecție în cluster și puțuri de injecție. O stație de pompare în cluster (PSS) este o structură specială din beton sau cărămidă, care găzduiește echipamente de pompare și de alimentare, conducte de proces, echipamente de pornire și control. În ultimii ani, stațiile de pompare de tip bloc au devenit larg răspândite la Arlansky UDNG, care sunt fabricate în fabrici sub formă de blocuri separate și livrate la locul de instalare în formă asamblată.
3. Partea de proiectare
3.1 Echipamente și tehnologii noi pentru tratarea apelor uzate
Apa uzată petrolieră este un sistem dispersat diluat cu o densitate de 1040-1180 kg/m 3, mediile de dispersie ale cărora sunt sarauri foarte mineralizate de tip clor-calciu (clorură de sodiu, clorură de calciu). Fazele dispersate ale apei uzate sunt picăturile de ulei și suspensiile solide. La extragerea producției de puțuri din subsol, apa de formare, care se află în stare emulsionată, practic nu conține niciun contaminant: impuritățile nu depășesc 10-20 mg/l, dar după ce emulsia se separă în ulei și apă, conținutul de particulele dispersate în apa separată cresc foarte mult: ulei - până la 4-5 g/l, impurități mecanice - până la 0,2 g/l. Acest lucru se explică prin faptul că, ca urmare a scăderii tensiunii interfeței la interfața ulei-apă, datorită introducerii unui reactiv demulgator în sistem și turbulizării fluxului stratificat, dispersarea uleiului în apă, precum și spălarea și peptizarea diferitelor depuneri de nămol (produse de coroziune, particule de argilă) cu suprafețele conductelor de dimineață. În plus, în separatoarele de apă se acumulează un strat intermediar format din picături de apă cu carcase de armură nedistruse, aglomerate particule solide, impurități mecanice, substanțe asfalt-rășinoase și parafine cu punct de topire ridicat, microcristale de săruri și alți poluanți. Pe măsură ce se acumulează, o parte din stratul intermediar este descărcată cu apă, iar o cantitate semnificativă de poluanți trece în mediul acvatic. Ca urmare a amestecării apelor cu diferite compoziții chimice, echilibrul sulfatului este perturbat, ceea ce duce, de asemenea, la o creștere a sedimentului solid. Apele uzate conțin gaze dizolvate: oxigen, hidrogen sulfurat, dioxid de carbon, care le intensifică activitatea corozivă, ceea ce duce la uzura rapidă a echipamentelor petroliere și a conductelor și, în consecință, la poluarea secundară a apelor uzate cu produse de coroziune. Apele uzate conțin fier feros - până la 0,2 g/l, a cărui oxidare duce la formarea de sedimente și dioxid de carbon. Apele uzate petroliere pot fi contaminate cu bacterii reducătoare de sulfat transportate în apele pluviale, ceea ce contribuie la precipitarea carbonatului de calciu și a sulfurei de fier. Prezența picăturilor de ulei și a impurităților mecanice în apele uzate duce la o scădere bruscă a injectivității formațiunilor productive și absorbante. Prin urmare, înainte de pomparea apei uzate în formațiuni productive sau absorbante, este necesară purificarea acesteia. Principalii indicatori de calitate ai apei care fac posibilă utilizarea acestora sunt:
4) concentrația ionilor de hidrogen (pH) – 8,5...9,5;
Aceste date se bazează pe experiența utilizării menținerii presiunii în câmpul Tuymazinskoye și ar trebui revizuite atunci când se organizează menținerea presiunii în alte zone. La câmpul Tuymazinskoye, tratamentul chimic al apei proaspete a fost testat pentru a îndepărta sărurile și particulele în suspensie din aceasta. Ulterior, multe procese de tratare a apei au fost abandonate, considerându-le nejustificate. Totuși, dacă pentru acest domeniu, care are porozitate și permeabilitate ridicată a formațiunilor, refuzul de a prepara apă folosind tehnologia de mai sus nu a provocat complicații semnificative în funcționarea sistemului, pentru alte zone ar putea fi inacceptabil. Apoi a început injectarea apei de formare, care a necesitat propria abordare. Apele de rezervor se caracterizează printr-un conținut ridicat de săruri, impurități mecanice, ulei dispersat și aciditate ridicată. Astfel, apa din formațiunea D 1 a zăcământului petrolier Tuymazinsky aparține unor saramuri foarte mineralizate de tip clorură de calciu cu o densitate de 1040...1190 kg/cub. cu continut de sare pana la 300 kg/cub.m. (300 g/l). Tensiunea superficială a apei la interfața cu uleiul este de 5,5...19,4 din/cm, conținutul de particule în suspensie este de până la 100 mg/l, compoziția granulometrică a substanțelor în suspensie se caracterizează printr-un conținut predominant de particule de până la 2 microni (mai mult de 50% din greutate). In timpul procesului de separare din ulei, apele de formare sunt amestecate cu apa dulce, cu demulgatori, precum si cu apa de proces de la statiile de tratare a uleiului. Această apă, numită apă uzată, este pompată în rezervor. O trăsătură caracteristică a apelor uzate este conținutul de produse petroliere (până la 100 g/l), gaze de hidrocarburi până la 110 l/cub.m., particule în suspensie - până la 100 mg/l. Injectarea unei astfel de ape într-un rezervor nu poate fi efectuată fără purificare la standardele cerute, care sunt stabilite pe baza rezultatelor injecției pilot. În prezent, pentru a reduce consumul de apă dulce și a utiliza apa de formare produsă, utilizarea apei uzate în scopuri de menținere a presiunii este utilizată pe scară largă. Apa trebuie pretratată pentru a elimina impuritățile mecanice (până la 3 mg/l) și produsele petroliere (până la 25 mg/l). Cea mai utilizată metodă de curățare este separarea gravitațională a componentelor din rezervoare. În acest caz, se utilizează o schemă închisă. Apele reziduale care conțin produse petroliere până la 500 mii mg/l și solide până la 1000 mg/l intră de sus în rezervoarele de decantare. Stratul de ulei situat în partea de sus servește ca un fel de filtru și îmbunătățește calitatea epurării apei din ulei. Impuritățile mecanice se depun și, pe măsură ce se acumulează, sunt îndepărtate din rezervor. Din rezervor, apa curge în filtrul de presiune. Apoi, un inhibitor de coroziune este furnizat conductei, iar apa este pompată către stația de pompare. Rezervoarele verticale din oțel sunt folosite pentru acumularea și decantarea apei. Pe suprafața interioară a rezervoarelor se aplică acoperiri anticorozive pentru a le proteja de efectele apelor de formare. Alegerea schemei tehnologice pentru tratarea apelor uzate depinde de mulți factori: tipul de producție, materia primă, cerințele de calitate și volumele de apă uzată tratată. Alegerea instalațiilor de tratare implică o evaluare cuprinzătoare a condițiilor de producție: disponibilitatea echipamentelor de tratare existente, disponibilitatea zonelor de producție pentru modernizarea echipamentelor existente și amplasarea de noi, concentrațiile de poluanți de intrare și de ieșire necesare și multe altele. Instalațiile pentru prepararea apelor uzate pentru inundarea rezervoarelor de petrol sunt împărțite în deschise și închise. Apa uzată I din stația de epurare deschisă, provenită din stația de epurare a uleiului, este trimisă la sifonul 1. , unde se depun impurităţi mecanice mari. Din capcana de nisip, apa uzată curge gravitațional în capcana de petrol 3, care servește la separarea majorității uleiului și a impurităților mecanice din apă II. Principiul său de funcționare se bazează pe separarea gravitațională la viteză mică a apelor uzate (mai puțin de 0,03 m/s). La această viteză de mișcare a apei uzate, picăturile de ulei cu un diametru mai mare de 0,5 mm au timp să plutească la suprafață. Uleiul acumulat în sifonul III este îndepărtat printr-o conductă de colectare a uleiului și o pompă 2 furnizate stației de tratare a uleiului pentru reprocesare. După capcana de ulei, apa uzată este furnizată la iazurile de decantare pentru purificare ulterioară de ulei și impurități mecanice. 4, unde durata aşezării poate fi de la câteva ore până la două zile. Uneori, pentru a accelera procesul de sedimentare a particulelor solide în suspensie sau de neutralizare a apelor uzate înainte de decantarea iazurilor, în apă se adaugă substanțe chimice: var, sulfat de aluminiu, amoniac etc. După decantarea iazurilor, conținutul de ulei din apele uzate este de 30-40 mg/l, iar impurități mecanice - 20-30 mg/l. Această adâncime de tratare a apelor uzate IV este de obicei suficientă pentru pomparea acestuia în formațiuni absorbante și în acest caz apă prin camere 5 Și 6 este primit de pompele 7, care îl pompează în puțuri de absorbție. Injectarea apei în puțurile de injecție necesită o purificare mai profundă. În acest caz, apele uzate din cameră 6 pompa 8 trimis la filtre care funcționează alternativ 9 Și 10. Ca material de filtrare se folosesc nisip de cuarț (fracție 0,5-1,5 mm), așchii de antracit, nisip de argilă expandată, grafit etc.. Apa reziduală care intră în filtru trebuie să conțină cel mult 40 mg/l ulei și cel mult 40 mg/ l de impurități mecanice 50 mg/l. Conținutul rezidual de ulei și impurități mecanice după filtru este de 2-10 mg/l. Apa purificata din filtru V intră în rezervorul 11, de unde este pompat de o pompă de înaltă presiune 14 este pompat în puțul de injecție. După 12-16 ore de funcționare, filtrul se murdărește și debitul este comutat pe alt filtru, iar filtrul murdar este trecut la spălare. Filtrul se spala cu apa purificata preluata de la pompa. 13 din recipientul 11 și pompat prin filtru în direcția opusă. Durata de spălare este de 15 - 18 minute. Apa care conține nămol spălat este evacuată într-un rezervor de nămol 12. Stațiile de tratare a apelor uzate închise elimină contactul apei cu oxigenul atmosferic pentru a preveni reacțiile oxidative. Conform principiului de funcționare, instalațiile de tip închis se împart în decantare, filtrare, flotație și electroflotație.
Emulsia apă-ulei I într-o stație de epurare de tip închis, provenită din câmp, se amestecă cu apa fierbinte de formare VII, scoasă din rezervoarele de decantare sau din încălzitoarele de demulgatoriu ale stației de epurare a uleiului și care conține un reactiv de demulgație, trece printr-un picurator 1 și intră într-un rezervor de decantare cu filtru hidrofil lichid 2 , în care se efectuează evacuarea prealabilă a apei. Rezervorul de decantare cu filtru hidrofil lichid este realizat pe baza unui rezervor vertical standard si dispune de un dispozitiv de sifon care asigura mentinerea unui anumit strat de apa sub stratul de ulei. Emulsia apă-ulei, care și-a schimbat tipul de la invers la direct, ca urmare a amestecării cu apă fierbinte cu un reactiv de demulsionare și amestecării turbulente în formatorul de picături, intră în rezervorul de decantare. 2 sub stratul de apă prin distribuitor. Urcând printr-un filtru hidrofil lichid (strat de apă), picăturile de ulei sunt eliberate din apa emulsie. În acest fel, are loc deshidratarea preliminară a uleiului și uleiul predeshidratat II este îndepărtat din partea superioară a rezervorului de decantare. 2. Apa uzată III separată în această etapă curge într-un rezervor de decantare cu un filtru de lichid hidrofob 3. Acest decantator este realizat si pe baza unui rezervor vertical standard si dispune de un dispozitiv de sifon care asigura mentinerea unui anumit strat de ulei deasupra stratului de apa. Apa uzată este introdusă printr-un distribuitor perforat radial în stratul de ulei (filtru lichid hidrofob) și, căzând, este eliberată de picăturile de ulei. Uleiul V captat (ulei capcană) este colectat într-o cameră, scos din partea superioară a rezervorului de decantare și trimis la stația de tratare a uleiului. La interfața ulei-apă se poate forma un strat de emulsie IV indestructibilă , care este îndepărtat periodic și de asemenea trimis la unitatea de tratare a uleiului. Apa care a trecut prin stratul de ulei și este eliberată din partea principală a picăturilor de ulei este, de asemenea, supusă sedimentării în stratul de apă. Toate aceste operațiuni asigură o purificare suficient de adâncă a apei de formare din uleiul care picură și a apei purificate VI, care a trecut prin recipientul 4 , pompa 5 este pompată în puțuri de absorbție sau injecție. Aparatul principal al stațiilor de tratare a apelor uzate de tip închis bazat pe principiul filtrării este un filtru-decantator coalescent tip FZh-2973, dezvoltat de Institutul BashNIPIneft. Apa uzată este mai întâi supusă sedimentării într-un rezervor de decantare orizontal, iar apoi prin conducta de admisie 6 intră în compartimentul de primire ÎN filtru de decantare situat în partea de mijloc a carcasei 3. Apa uzată din compartimentul de primire prin pereți despărțitori perforați 10 intră în compartimentele de filtrare B. Compartimentele de filtrare sunt umplute cu un filtru coalescent 5, care se folosește ca polietilenă granulată cu dimensiunea granulelor de 4-5 mm. Polietilena are o proprietate hidrofobă: uleiul îl udă, dar apa nu. Prin urmare, picăturile de ulei, care persistă pe suprafața granulelor, se îmbină (se unesc) și părăsesc compartimentele de filtrare. Bîn compartimente de depunere Aîn formă mărită. Din acest motiv, în compartimentele de decantare are loc o stratificare rapidă a picăturilor de apă și ulei, iar uleiul este îndepărtat de sus prin conductele de evacuare a uleiului 1, iar apa purificată prin conductele 7. Impuritățile mecanice depuse în compartimentele de decantare sunt îndepărtate prin conducte. 8. Compartimentele de decantare sunt echipate cu trape de canal 2. Încărcarea și descărcarea polietilenei granulare în compartimentele de filtrare se realizează prin trape 4 Și 9. Dacă polietilena granulară este înfundată, aceasta este spălată prin alimentarea cu dispersie de kerosen 10-15% în apă purificată timp de 30 de minute.
Schema tehnologică a unei stații de tratare a apelor uzate de tip închis bazată pe principiul sedimentării
Tratarea apelor uzate pe principiul flotației se realizează într-un rezervor de flotație. Flotația este procesul de extragere a celor mai mici particule dispersate dintr-un lichid folosind bule de gaz care plutesc în lichid. Într-un rezervor de flotație, în zona de flotație se formează bule de gaz 5 datorită eliberării gazului dizolvat din apele uzate saturate cu gaz ca urmare a scăderii presiunii la intrarea în această zonă. Presiunea de saturație cu gaz a apei - 0,3-0,6 MPa; cantitatea de gaz eliberată din apă este de 25 l/m3. Apa saturată cu gaz este introdusă prin conducta de admisie 1 în partea inferioară a zonei de flotație folosind un distribuitor perforat. Apele uzate urcă în zona de flotație cu o viteză care asigură că apa rămâne în zona de flotație timp de aproximativ 20 de minute. Bulele de gaz emise, în creștere, întâlnesc particule dispersate distribuite în apă pe drum. Particulele dispersate care sunt slab umezite de apă (picături de ulei) sunt captate de bule și plutesc pe suprafață, formând acolo un strat de spumă. Uleiul capturat este colectat în șanțul Yults 4 pentru a colecta ulei si este evacuat printr-o conducta 2. Apa din zona de flotație 5 se varsă în zona de decantare 6, situat în spațiul inelar dintre carcasă 3 rezervor și zona de flotație, unde cade încet. Particulele dispersate, care sunt bine umezite de apă, nu sunt captate de bulele de gaz în zona de flotație, ci, sub influența gravitației, se așează în zonele de flotație și decantare, de unde sedimentele sunt evacuate prin țevi și țevi perforate corespunzătoare. 9 Și 10. Apa purificată este evacuată printr-un colector perforat inel și o conductă 8. Rezervorul de flotație este etanș, astfel încât gazul eliberat din apă este îndepărtat din partea superioară a rezervorului prin conducta 7. Conținutul de impurități (mg/l) din apa uzată care intră în rezervorul de flotație pentru curățare ar trebui să fie: ulei - 300, impurități mecanice - până la 300. Reziduu Conținutul în apă purificată care iese din rezervorul de flotație este (mg/l): ulei - 4-30, impurități mecanice - 10-30.
Electroflotația este flotația cu gazul format ca urmare a electrolizei. Când apa este electrolizată, se formează bule de oxigen și hidrogen. Avantajul electroflotației față de flotarea cu gaz este posibilitatea de a obține bule de gaz fin dispersate de până la 16 * 10 7 buc/(m 2 * min) în timpul electrolizei, ceea ce duce la limpezirea rapidă a apei care conține ulei. Esența metodei electroflotației de tratare a apelor uzate este următoarea. Electrozii sunt instalați în recipientul tehnologic și trece un curent electric constant. Ca urmare a electrolizei, pe electrozi sunt eliberate bule de gaz, care se ridică în sus, pătrunzând în stratul de apă care conține ulei care este tratat. Când se deplasează în apele uzate, bulele se ciocnesc cu particulele dispersate suspendate în apă, se lipesc de ele și le plutesc. Astfel, particulele dispersate sunt colectate în partea superioară a vasului sub formă de spumă, care este îndepărtată cu ajutorul unui transportor cu racletă. Apa purificată este evacuată printr-o conductă situată în partea de jos a dispozitivului. Procesul de tratare a apelor uzate prin electroflotație este influențat semnificativ de amplasarea electrozilor. Se recomandă plasarea unui electrod în partea inferioară a dispozitivului, astfel încât să acopere întregul fund dacă este posibil. Acest lucru este necesar pentru ca bulele eliberate în timpul electrolizei pe acest electrod să pătrundă în întreg volumul de apă tratat și să asigure flotarea particulelor dispersate. Al doilea electrod este fixat într-o poziție verticală, astfel încât să nu interfereze cu flotarea particulelor dispersate. Electrozii sunt fabricați sub formă de plăci, grătare; electrozii mobili pot fi utilizați pentru a regla distanța. între ele. Pentru a crește eficiența proceselor de flotație și electroflotație, în apa uzată tratată se introduc reactivi chimici care, conform mecanismului de acțiune asupra particulelor dispersate, sunt împărțiți în două grupe: coagulanți și floculanti. Coagulantele sunt electroliți, a căror adăugare în apele uzate duce la combinarea particulelor mici dispersate în compuși destul de mari, urmate de sedimentarea lor. Mecanismul de acțiune al unui coagulant, cum ar fi sulfatul de aluminiu, este următorul. Când sulfatul de aluminiu este dizolvat, are loc hidroliza acestuia:
Al 2 (SO 4) 3 « 2AI 3+ + 3SO 4 2- ,
Al3+ + ZN2O „Al (OH)3 + ZN+.
Hidroxidul de aluminiu rezultat este un sediment gelatinos fulminant, care, pe măsură ce se depune, poartă cu el particule dispersate (ulei și impurități mecanice). Deoarece acest proces are loc activ într-un mediu alcalin, se adaugă simultan cu coagulant apă amoniacală sau lapte de var (obținut prin stingerea varului). Pe lângă sulfatul de aluminiu, coagulanții sunt, de asemenea, clorura ferică și sulfatul feros. Floculanții sunt polielectroliți solubili în apă cu greutate moleculară mare. Mecanismul acțiunii lor este că lanțurile lungi de molecule de polielectroliți sunt adsorbite de centrii lor activi (grupări hidrofile) pe suprafața particulelor dispersate, ceea ce duce la floculare. Spre deosebire de coagulare, în timpul floculării, particulele dispersate nu intră în contact între ele, ci sunt separate printr-o punte de lanțul molecular al floculantului. La fel de floculant se utilizează polimer solubil în apă poliacrilamidă(PAA). Eficiența coagulanților și a floculanților crește semnificativ atunci când sunt utilizați împreună în procesul de tratare a apelor uzate. Mai mult decât atât, doza de floculante este de zeci sau chiar de sute de ori mai mică decât coagulanții.
3.2 Modalități de îmbunătățire a tehnologiei de injectare a apei în rezervor
În multe câmpuri multistrat ale Arlan UDNG și un puț de injecție există mai mult de două obiecte de producție deja deschise (perforate). Acest lucru a fost realizat pentru a menține presiunea rezervorului (volumele de injecție de apă), limitând în același timp investițiile de capital pentru construcția de noi puțuri de injecție. Se știe că injectarea comună a apei în mai multe straturi, eterogene ca permeabilitate, duce la udarea rapidă a depozitelor, acoperirea scăzută a influenței acestora și formarea de blocaje de apă ale zonelor individuale nedezvoltate. În același timp, avansul accelerat al frontului de deplasare a petrolului de către apă prin formațiuni foarte permeabile duce la străpungeri de apă la fundul puțurilor de producție și, ca urmare, crește volumul de apă produsă și costurile injectării acesteia. Acest lucru, în cel mai bun caz, duce la o creștere a costului producției de petrol și, în cel mai rău caz, la dezafectarea unui puț îmbibat cu apă, împreună cu pierderea rezervelor de petrol neexploatate rămase în formațiuni cu permeabilitate scăzută. Practica injectării în comun a apei în mai multe straturi duce și la pierderea informațiilor despre injectarea efectivă a apei în fiecare dintre straturi. Contradicția dintre „considerațiile economice” și protecția subsolului la alegerea instalațiilor de producție poate fi deja rezolvată dacă folosim simultan tehnologia - injectarea separată a apei în mai multe unități de producție printr-un singur puț. Această tehnologie face parte din tehnologia de dezvoltare separată simultană a mai multor unități de producție, propusă de Institutul de Cercetare UralGeoTech și Institutul de Cercetare Bashneft. Principalele caracteristici distinctive ale acestei tehnologii sunt: coborârea alternativă a secțiunilor de formațiuni, verificarea etanșeității packerului (de jos și de sus) pentru fiecare secțiune ulterioară corespunzătoare intervalului pentru care este necesară și posibilă crearea unei represiuni diferențiate. Acest lucru va preveni curgerea atât între intervalele selectate - straturi prin packer în momentul injectării (la diferite supraechilibrari pentru diferite intervale), cât și prin șirul de țevi în momentul opririi, în ciuda unei diferențe semnificative de presiuni din rezervor și, de asemenea, va garanta fiabilitatea. extragerea instalaţiei multi-packer din puţuri pentru inspecţie sau reparare. Această tehnologie vă permite să studiați fiecare dintre intervalele selectate separat și să setați valoarea optimă de reprimare pentru ele, ținând cont de restricțiile existente. Pentru implementarea tehnologiei se folosește o instalație de puț, constând dintr-un șir de conducte cu mai multe packere, al căror număr coincide cu numărul de secțiuni, iar fiecare secțiune include cel puțin o cameră de puț cu o supapă care reglează debitul. În acest caz, unul sau mai multe packere de deasupra sunt echipate cu un deconectator șir de țevi fără sau cu un compensator termic, sau cu o conexiune telescopică separată pentru coborârea și extragerea separată a fiecărei secțiuni din puț, precum și pentru ameliorarea tensiunii sfoară de țeavă. Figura 1 prezintă o diagramă de amplasare pentru injectarea apei la trei unități de producție (formațiuni izolate). În regulile de dezvoltare a zăcămintelor de petrol și gaze-petrol, un obiect operațional este înțeles ca „o formațiune productivă, parte a unei formațiuni sau a unui grup de formațiuni alocate pentru dezvoltare de către o rețea independentă de puțuri”, ceea ce nu exclude aceasta. combinație cu alte obiecte, dar are un sistem de impact individual care asigură controlul diferențiat al debitelor de filtrare (câmpul rezervoarelor). presiune)”. Dacă, printr-un puț de injecție, două formațiuni eterogene și izolate hidraulic sunt afectate de două depresiuni diferite și se creează și valori complet independente ale depresiunilor din puțuri de producție pe aceleași formațiuni, atunci aceste formațiuni trebuie considerate ca obiecte separate de dezvoltare a producției. .
Orez. 7 Schema amenajării subterane a puțului de injecție ORZ
Și invers, dacă, în timpul exploatării în comun a mai multor formațiuni, unele dintre aceste formațiuni nu sunt deloc afectate, de exemplu, din cauza permeabilității scăzute sau din cauza imposibilității de a crea un gradient de presiune maximă asupra lor, atunci cu greu pot fi clasificate ca obiecte de producție, deoarece în acest În acest caz, ele nu sunt diferite de formațiunile neperforate. O rețea de puțuri independentă la nivelul fiecărui obiect este necesară numai pentru a asigura un câmp de presiune optim al rezervorului, adaptat condițiilor geologice și tehnologice specifice ale obiectului selectat. Cu tehnologia dezvoltării separate simultane a mai multor obiecte, acest lucru poate fi realizat folosind un model de bine combinat pentru ele. În prezent, s-au efectuat lucrări pentru puțuri de injecție cu patru intervale izolate rezervor, dar există o oportunitate fundamentală și tehnică de a crește semnificativ numărul de astfel de intervale (obiecte). Implementarea cu succes a acestei tehnologii este posibilă pe puțurile de injecție care au o gaură deschisă către formațiuni productive, ceea ce vă permite să schimbați modurile de injecție a apei în fiecare interval (formație) prin schimbarea supapelor de control sau a fitingurilor folosind tehnologia frânghiei și unelte speciale. Atunci când se utilizează această tehnologie, este posibil să se controleze injecția de apă în fiecare obiect și să se regleze optim procesele de dezvoltare - influențează diferențial formațiunile individuale datorită modificării operaționale (prin schimbarea regulatoarelor capului de puț sau a regulatoarelor de fund în secțiunile corespunzătoare) a regimurilor fiecăreia dintre ele. straturile de sondă într-o gamă largă, ceea ce în cele din urmă va crește factorul de recuperare a petrolului. Această tehnologie face posibilă optimizarea represiunii, schimbarea direcțiilor de filtrare și efectuarea de inundații nestaționare cu apă chiar și iarna. Astfel, în câmpurile multistrat este necesară realizarea implementării pe scară largă a tehnologiei ORRNEO pentru a asigura un impact diferențiat asupra diferitelor obiecte de producție (intervale și/sau secțiuni ale rezervorului). În prezent, s-au efectuat lucrări pentru puțuri de injecție cu patru intervale izolate rezervor, dar există o oportunitate fundamentală și tehnică de a crește semnificativ numărul de astfel de intervale (obiecte). Diametrul șirului de țevi și dimensiunile standard ale supapei de control pentru fiecare secțiune sunt selectate folosind pachetul software SANDOR al filialei Ural a Institutului de Cercetare Bashkirgaz, în funcție de caracteristicile geologice și de câmp ale instalațiilor operaționale corespunzătoare. Fiecare secțiune ulterioară este coborâtă pe o coloană de țevi de proces, iar secțiunea superioară este coborâtă pe o coloană de țevi de stoc. Echipamente specializate pentru implementarea tehnologiei ORRNEO sunt dezvoltate de NTP Neftegaztekhnika LLC, Ufa. Să aruncăm o privire mai atentă asupra evoluțiilor individuale. Separator coloană tip RKG, RKM, RKSh. Separatorul șirului este conceput pentru a deconecta (prin acțiune hidraulică - RKG sau mecanic RKM, RKSh) și conectarea ulterioară (automat - prin acțiune hidraulică sau mecanică) a șirului de tuburi cu un packer instalat în puț, precum și pentru a compensa modificările pe lungimea șirului de tuburi în condiții termobarice (Fig. 8 ) Ambalator tip PDSh. Principalul avantaj al acestui ambalator este creșterea etanșeității sale, precum și fiabilitatea extracției din puț. În același timp, se reduce numărul de operațiuni de ridicare și accidente în timpul funcționării unei instalații multi-packer. Ambalatorul include o ancoră în partea superioară care este declanșată atât de presiunea țevii, cât și de cea din fundul găurii, ceea ce crește fiabilitatea dispozitivului de ambalare atât în timpul setării, cât și în timpul funcționării acestuia. Ambalatorul are la bază și un dispozitiv de ancorare „con-berbec”, care se eliberează atât de tensiunea (8 - 12 tone) a șirului de țevi, cât și fără tensiune, prin deplasarea (mecanică sau hidraulică) a manșonului de alunecare în țeava, fără a tăia șuruburile de forfecare ale suportului berbecului .
Fig.8 Separator coloană RKSh
Regulator de fund tip 5 RD. Acest regulator permite, în funcție de parametrii rezervorului, să se mențină o anumită presiune în fundul găurii sau un anumit debit de apă în timpul procesului de injecție, chiar și atunci când presiunea rezervorului și coeficientul de injecție se modifică. Regulator cap de puț tip 5 PP. Acest regulator, spre deosebire de fitingurile utilizate în mod tradițional, vă permite să schimbați și să mențineți rapid valorile stabilite ale presiunii din puțul de sondă, în special atunci când studiați formațiunile. Eficacitatea tehnologiei pentru pomparea simultană a apei în mai multe straturi la puțurile de injecție a fost testată în următoarele câmpuri multistrat: Vanyeganskoye, Ai-Eganskoye, Priobskoye, Tarasovskoye, Barsukovskoye, Yuzhno-Tarasovskoye, Festivalnoye, Vostochno-Yagtins-Yagtins-Yagtins Kharampurskoye și alții. Efectul economic al acestei tehnologii este exprimat în principal în producția suplimentară de petrol sau reducerea investițiilor de capital pentru forarea puțurilor suplimentare. În comparație cu funcționarea separată a mai multor straturi, tehnologia permite:
Reducerea investițiilor de capital pentru forarea puțurilor (de 2-3 ori);
Reducerea costurilor de operare (costuri variabile) (cu 20-40%);
Reduceți perioada de dezvoltare a unui câmp multistrat (cu 30%);
Creșterea perioadei de dezvoltare rentabilă a formațiunilor udate și umplute cu gaz prin extinderea funcționării acestora prin conectarea unor instalații suplimentare;
Creșterea factorului de recuperare a petrolului din rezervoare prin creșterea perioadei de dezvoltare profitabilă a acestora;
Reduceți probabilitatea de înghețare a pomilor de Crăciun și a colectoarelor de curgere ale puțurilor de injecție datorită permeabilității scăzute a formațiunii;
Creșterea eficienței utilizării puțurilor și a echipamentelor de fund;
Reduceți probabilitatea de scurgeri ale carcasei de producție.
În comparație cu exploatarea în comun a mai multor straturi, tehnologia permite:
Creșterea factorului de recuperare a petrolului al formațiunilor prin dezagregarea obiectelor cu permeabilitate diferită și saturație diferită și creșterea gradului de acoperire a inundațiilor acestora;
Creșterea producției de petrol cu 30-40% datorită impactului diferențiat și controlat asupra fiecărei formațiuni;
Asigurați evidența apei injectate (agent) în fiecare dintre straturi;
Preveniți fluxurile interstraturilor de-a lungul sondei în momentul închiderii acestuia și în timpul micilor represiuni;
Creșterea eficienței metodelor îmbunătățite de recuperare a petrolului prin utilizarea simultană a unui puț pentru menținerea presiunii din rezervor și injectarea selectivă a unui agent pentru a nivela profilul de injectivitate;
Influențați instabil formațiunile, schimbându-le regimurile;
Asigurați o reprimare crescută a formațiunilor saturate cu ulei cu permeabilitate scăzută, limitând simultan injecția de apă în formațiunile cu permeabilitate ridicată;
Reglați direcțiile și ratele de filtrare a fluidelor de formare, gestionând rapid câmpul presiunilor de formare;
Reduceți probabilitatea de scurgere în șirul de producție;
Explorează și controlează dezvoltarea straturilor individuale. În prezent, tehnologia a fost implementată cu succes la 37 de puțuri de injecție, dintre care 12 cu 3 straturi și 25 cu 2 straturi. Tehnologia este implementată cel mai eficient pe puțurile de ridicare a gazului și de injecție.
4. Partea de calcul
4.1 Calculul timpului de dezvoltare a rezervorului de petrol
În acest sens, una dintre sarcinile analizei dezvoltării este de a confirma modul de funcționare al câmpului specificat în documentul de proiectare, pentru care dinamica presiunii medii a rezervorului în zona de extracție și starea rezervorului actual și a presiunilor de fund și se iau în considerare factorul gazos peste zona rezervorului de la data analizei. Dacă se descoperă că presiunea medie a rezervorului în zona de producție este sub presiunea de saturație, iar presiunea din fundul puțurilor de producție a scăzut în raport cu presiunea de saturație cu mai mult de 25%, cu o creștere semnificativă a factorului de gaz, atunci există fara regim de presiune a apei in camp si dezvoltarea lui se realizeaza in gazul dizolvat. Trebuie remarcat faptul că la nivelul actual de dezvoltare a afacerii câmpului petrolier, o astfel de situație este extrem de rară. Dacă există o întârziere în implementarea metodei de menținere a presiunii, precum și pentru a confirma existența unui regim elastic-apă-presiune, rezerva de energie elastică sau volumul de ulei extras din rezervor datorită energiei elastice a lichid și se determină formarea
· - rezerva de energie elastica a rezervorului;
· - coeficientul capacităţii elastice a formaţiunii;
· - volumul de formare;
· - scăderea presiunii,
· - porozitate;
· - coeficientul de compresibilitate al lichidului (ulei);
· - coeficientul de compresibilitate al mediului (roca);
· - presiunea medie inițială a rezervorului;
· - presiunea medie curentă a rezervorului.
Comparând producția actuală de petrol și apă acumulată cu , se poate convinge că încă mai există energie elastică în rezervor sau că este necesară introducerea unor metode de menținere a presiunii. Pentru a identifica regimurile unui zăcământ de petrol, pe lângă datele privind parametrii rezervorului, raportul dintre presiunea de saturație și presiunea rezervorului, este necesar să se stabilească legătura hidrodinamică a acestui rezervor cu regiunea acviferului. Această legătură se poate manifesta în diferite moduri. În practica dezvoltării câmpurilor petroliere, pot exista cazuri de interacțiune între câmpurile învecinate care fac parte dintr-un singur sistem de presiune a apei. Influența câmpurilor învecinate trebuie luată în considerare la analiza presiunilor din rezervor și în calculele hidrodinamice în timpul proiectării, cu condiția ca aceste câmpuri să fie mari din punct de vedere al producției și injectării, dacă sunt în funcțiune de mult timp și dacă injectarea apei a început cu un decalaj în raport cu extracția sau se efectuează sistematic în volume mai mici decât prelevarea de probe lichide. Dacă este necesar, acest tip de cercetare este cel mai bine efectuat atunci când se elaborează un document de proiect. Dacă acest lucru nu se face, atunci când se analizează dezvoltarea ar trebui făcută o evaluare a impactului lucrărilor câmpurilor învecinate asupra celor luate în considerare. Influența dezvoltării câmpurilor învecinate se stabilește prin modificări ale presiunii din rezervor și deplasarea contactului ulei-apă, iar uneori se remarcă o mișcare a zăcămintelor de petrol. Este mai ușor să se stabilească acest lucru înainte de a începe dezvoltarea câmpului în cauză pe baza presiunii inițiale anormal de scăzute din rezervor în comparație cu depozitele învecinate. În timpul lucrărilor, influența zăcămintelor învecinate este determinată prin calcul folosind modelarea computerizată. Legătura hidrodinamică a acestui zăcământ cu zona limită se manifestă și în timpul exploatării puțurilor de injecție limită și apropiată de contur sub formă de scurgeri de apă injectată în zona limită. Dacă în timpul inundării intra-circuit toată apa injectată intră în interiorul rezervorului, atunci în puțurile periferice o parte a injecției depășește conturul uleiului, mai ales în primii ani de dezvoltare a câmpului. De asemenea, este necesar să se estimeze volumul scurgerilor dincolo de conturul lagărului de ulei atunci când presiunea pe linia de injecție este setată peste presiunea inițială a rezervorului și injecția acumulată depășește semnificativ evacuarea fluidului acumulată de la începutul dezvoltării. Volumul scurgerilor se determină prin modelare computerizată sau prin formule de regim elastic (metoda schimbării secvențiale a stărilor staționare) cu condiția ca zăcământul să fie reprezentat ca un puț mărit:
· - scurgerea apei injectate în zona perimetrală;
· - permeabilitatea medie a formaţiunii;
· - grosimea formațiunii;
· - vâscozitatea apei;
· - factor de corecție, determinat în timpul funcționării de probă;
· - presiunea pe conducta de refulare;
· - presiunea inițială a rezervorului;
· - injecție adimensională la timpul t, determinată conform Tabelului 1.
· - timp adimensional, ;
· - raza puţului mărit;
· - coeficientul de conductivitate piezoelectric.
4.2 Calculul procesului de injecție tehnică. fluide în puțuri
Injecția totală pe rânduri de puțuri de injecție, pe câmp și instalațiile acestuia se determină ca suma cantităților de apă injectate de puțuri individuale. Distribuția injecției în timpul inundațiilor intra-circuit între zonele adiacente sau blocurile de dezvoltare se realizează în conformitate cu rata de extragere a fluidului sau în conformitate cu conductibilitatea hidraulică medie a zonelor adiacente sau a blocurilor de dezvoltare. Se recomandă distribuirea volumelor de apă injectată în puțurile rândurilor de tăiere între zonele adiacente, ținând cont de prelevarea fluidelor și modificările presiunii din rezervor pe perioada analizată în aceste zone după formula:
· - volumul de injectare pentru perioada analizată (poate fi pe an sau chiar mai granular);
· - selectarea fluidului pentru perioada analizată din jumătatea zonei adiacente unui număr de puţuri de injecţie;
· - coeficientul capacităţii elastice a formaţiunii din zona adiacentă;
· - modificarea presiunii rezervorului în zona adiacentă în perioada analizată;
· - volumul rezervorului în zona adiacentă;
· - pierderi de injectie (scurgeri in alte formatii din cauza scurgerii coloanei, pierderi la suprafata etc.).
Ca și în cazul distribuției producției de petrol și lichid, cea mai mare dificultate și convenție este distribuția injecției între straturile unui câmp multistrat folosind datele de măsurare a debitului. O metodă mai simplă este de a distribui injecția proporțional cu producția acumulată de lichid din rezervor. Determinarea cantitativă a eficienței de pompare hidrodinamică a formațiunii, i.e. producția de petrol prin utilizarea impactului hidrodinamic se realizează prin comparație cu indicatorii opțiunii de bază. Opțiunea de bază este o opțiune de dezvoltare care ar fi fost implementată la un anumit loc de impact hidrodinamic dacă pomparea hidrodinamică a rezervorului considerat nu ar fi fost utilizată acolo. Efectul impactului hidrodinamic pe un interval de timp dat este definit ca diferența dintre producția reală de petrol și producția de petrol în cazul de bază. Prognoza indicatorilor de dezvoltare pentru opțiunea de bază (producție de petrol, lichide, tăiere de apă, număr de puțuri, căderi de presiune etc.) ar trebui făcută pe o perioadă de la unu până la șase ani, în funcție de tehnologia de impact utilizată. Este recomandabil să se determine producția de petrol (eficiența tehnologică) datorită formărilor hidrodinamice de rezervor trimestrial. În cazurile în care creșterea producției de petrol pentru trimestrul se dovedește a fi nesemnificativă față de producția totală de petrol din obiectul afectat, eficiența trimestrială este estimată ca un sfert din efectul anual. Eficacitatea pompei hidraulice a rezervorului trebuie determinată în ansamblu pentru obiectul afectat. În cazurile în care efectul este determinat de puțurile individuale (caracteristicile „puțului”), trebuie luat în considerare efectul influenței reciproce a puțurilor. Identificarea obiectelor calculate cu impact hidrodinamic pentru a determina eficacitatea stațiilor de pompare hidrodinamică ar trebui să se bazeze pe rezultatele unei analize geologice și de teren detaliate a dezvoltării straturilor productive. Dacă astfel de zone nu au fost identificate anterior, limitele acestora se stabilesc pe baza materialelor geologice și de câmp, se calculează rezervele de bilanţ din aceste zone, se determină gradul şi natura producţiei de rezerve de petrol din acestea. La locurile de impact hidrodinamic, mai multe pompe de presiune hidrodinamică sunt de obicei utilizate simultan sau cu o schimbare de timp. În aceste cazuri, este determinată eficiența tehnologică generală a tuturor metodelor de influență. Izolarea efectului de fiecare tip de impact hidrodinamic se poate face condiționat, ținând cont de gradul de impact și de implementare. Cantitatea de creștere a recuperării finale a petrolului datorată metodelor de stimulare hidrodinamică este determinată de volumul rezervelor suplimentare de petrol de echilibru implicate în dezvoltare. Utilizarea metodelor de stimulare hidrodinamică aparținând primei grupe duce în principal la o creștere a recuperării curente de petrol, dar în unele cazuri poate crește și factorul final de recuperare a petrolului (dacă aceste metode permit aducerea în dezvoltare activă a rezervelor de petrol slab drenate). În special, retragerea forțată a fluidului duce la o creștere a recuperării finale a petrolului datorită creșterii limitei de rentabilitate a exploatării sondei în ceea ce privește tăierea apei. Metodele din a doua grupă vizează în principal implicarea rezervelor de petrol echilibrate nedrenate sau slab drenate în dezvoltarea activă și să conducă la creșterea gradului de recuperare a petrolului din subsol. Atunci când se selectează și se justifică metodele hidrodinamice de îmbunătățire a valorificării petrolului, trebuie să se țină seama de capacitățile tehnice ale echipamentelor de suprafață și subterane (proiectarea sondei, echipamentele capului sondei, echipamentele de suprafață, metodele de funcționare a sondei, performanța unităților de pompare etc.). Tipurile, volumele de implementare și eficiența așteptată sunt justificate în scheme tehnologice, proiecte de dezvoltare și dezvoltare suplimentară a zăcămintelor petroliere, precum și în lucrările de analiză și tăiere geologică și de câmp curent.Caracteristicile de deplasare pot fi folosite pentru a evalua eficacitatea aproape toate metodele de stimulare hidrodinamică a formațiunilor productive, cu excepția, eventual, a zonelor sub-gaze ale instalațiilor de dezvoltare a gazelor și petrolului. Trebuie avut în vedere faptul că o modificare a formei caracteristicii de deplasare poate fi asociată atât cu implicarea rezervelor de petrol nedrenate sau slab drenate în dezvoltarea activă (în zonele de fund, straturi individuale, lentile etc.), și cu redistribuirea prelevarilor de fluide și injectarea apei de-a lungul puțurilor, i.e. impactul hidrodinamic poate afecta atât recuperarea finală, cât și cea actuală. Prin urmare, atunci când se evaluează eficacitatea tehnologică a măsurilor, rezultatele analizelor geologice și de teren curente ar trebui utilizate pentru a determina rezervele suplimentare de petrol introduse în dezvoltare ca urmare a schimbării sistemelor de impact, forarea puțurilor independente în straturi individuale, lentile, morți. zone de capăt și slab drenate. Deoarece valorile rezervelor de petrol din aceste zone sunt de obicei mici în comparație cu rezervele totale de petrol ale sitului de dezvoltare, efectul introducerii lor în dezvoltarea activă poate fi puțin vizibil asupra formei caracteristicii de deplasare. În aceste cazuri, volumele de producție de petrol obținute din soldul suplimentar al rezervelor de petrol introduse în dezvoltare trebuie determinate separat și se referă în întregime la metoda impactului hidrodinamic. Utilizarea caracteristicilor de deplasare pentru sondele individuale pentru a evalua eficacitatea metodelor hidrodinamice pentru creșterea recuperării petrolului este foarte condiționată din cauza modificărilor semnificative ale modului de funcționare al fiecăruia dintre ele în timpul perioadei de funcționare și a influenței reciproce a funcționării puțurilor din jur. În acest sens, nu se recomandă utilizarea caracteristicilor de deplasare a puțurilor pentru a evalua eficiența tehnologică a stimulării hidrodinamice. Pentru metodele de stimulare hidrodinamică care implică dezvoltarea activă a rezervelor de petrol nedrenate, se recomandă utilizarea caracteristicilor de deplasare diferențială în perioada inițială de dezvoltare a obiectului datorită tăieturii scăzute de apă a produsului. Pentru a determina eficacitatea cantitativă a metodelor hidrodinamice pentru creșterea recuperării curente și finale a uleiului, pot fi utilizate caracteristici de deplasare de diferite tipuri, dintre care principalele sunt următoarele:
1. (propus de Nazarov S.N. și Sipachev N.V.)
2. (propus de G.S. Kambarov et al.)
3. (propus de A.M. Pirverdyan et al.)
4. 
(sugerat de A.A. Kazakov)
5. (propus de N.A. Cherepakhin și G.T. Movmyga)
6. 
(sugerat de Sazonov B.F.)
7. 
(sugerat de M.I. Maksimov)
8. 
(sugerat de Garb F.A. și Zimmerman E.H.)
9. 
(propus de Institutul Francez)
10. 
13. 
14. 
,
· - producția de petrol, apă, lichid acumulată de la începutul dezvoltării, respectiv;
· - producția de ulei, apă, lichid pe an de dezvoltare, respectiv;
· - coeficienţi determinaţi prin prelucrarea statistică a datelor efective;
· - ponderea medie anuală a petrolului în lichidul produs;
· - producția anuală de petrol pentru primul an al perioadei analizate;
· - timp, ani;
· - echilibrarea rezervelor de petrol în condiții de zăcământ;
· - factor de recuperare a uleiului.
Caracteristicile integrale ale deplasării speciilor (2), (3), (6), (13) și caracteristicile diferențiale ale deplasării speciilor (10), (11), (12) și (14) sunt cele mai simple și mai convenabile pentru „manual”. ” prelucrarea datelor pentru a determina eficacitatea impactului hidrodinamic. Alte tipuri de caracteristici de deplasare în timpul prelucrării „manuale” a datelor reale pentru a cuantifica efectul GMPN necesită cantități mult mai mari de calcule sau utilizarea unor metode de selectare a diferitelor cantități și coeficienți.
În aceste cazuri, se recomandă prelucrarea „mașină” a datelor sursă folosind un computer, pentru care este necesar să se creeze un program pentru computer pentru a selecta cel mai bun tip de caracteristică de deplasare. Se recomandă utilizarea caracteristicilor de deplasare diferențială ale formei (11) și (12) pentru a construi cazul de bază și a determina eficiența impactului hidrodinamic în perioada producției de ulei fără apă. Este recomandabil să se determine coeficienții și pentru aceste caracteristici de deplasare ținând cont de coeficientul existent de scădere a debitelor de ulei pentru obiectul luat în considerare înainte de apariția impactului hidrodinamic. În unele cazuri, coeficientul pentru caracteristica de deplasare a tipului (11) este definit ca raportul dintre producția medie anuală inițială de petrol a unei sonde și rezervele recuperabile de petrol pe sondă. Un model matematic semnificativ din punct de vedere fizic (model geologic-tehnologic) al procesului de dezvoltare a rezervorului este un sistem de ecuații diferențiale care reflectă legile fundamentale ale conservării masei, impulsului și energiei, care descriu astăzi cel mai pe deplin procesul studiat. Sistemul de ecuații este completat cu condiții inițiale și limită, inclusiv acțiuni de control asupra puțurilor. Trebuie remarcat în special că sistemul de ecuații cu condiții suplimentare descrie procesul de filtrare din zonă, care, la rândul său, este un model al unui obiect geologic real, care, de regulă, are o structură complexă. Acest model se numește model geologic și matematic al obiectului de dezvoltare.
5. Siguranța și respectarea mediului înconjurător a proiectului
5.1 Măsuri de sănătate, securitate și prevenire a incendiilor în muncă
Întreprinderile furnizoare de produse petroliere desfășoară operațiuni de depozitare, distribuire și primire a produselor petroliere, dintre care multe sunt toxice, se evaporă ușor, se pot electrifica și sunt incendiare și explozive. Atunci când lucrați la întreprinderile industriale, sunt posibile următoarele pericole principale: apariția unui incendiu și explozie atunci când echipamentele de proces sau conductele sunt depresurizate, precum și atunci când sunt încălcate regulile pentru funcționarea și repararea lor în siguranță; otrăvirea lucrătorilor din cauza toxicității multor produse petroliere și a vaporilor acestora, în special a benzinei cu plumb; rănirea lucrătorilor prin piesele rotative și în mișcare ale pompelor, compresoarelor și altor mecanisme în cazul lipsei sau apărărilor defecte; șoc electric în cazul încălcării izolației părților sub tensiune ale echipamentelor electrice, împământare defectuoasă sau neutilizarea echipamentului individual de protecție; creșterea sau scăderea temperaturii suprafeței echipamentului sau a aerului din zona de lucru; nivel crescut de vibrație; iluminare insuficientă a zonei de lucru; posibilitatea de cădere la întreținerea echipamentelor aflate la înălțime. La întreținerea echipamentelor și la efectuarea reparațiilor acestuia, este interzisă: utilizarea focului deschis pentru încălzirea produselor petroliere, a fitingurilor calde etc.; funcționarea echipamentelor defecte; operarea și repararea echipamentelor, conductelor și fitingurilor cu încălcarea reglementărilor de siguranță, în prezența scurgerilor de produse petroliere prin scurgeri în conexiuni și etanșări sau ca urmare a uzurii metalelor; utilizarea oricăror pârghii (rangi, țevi etc.) pentru deschiderea și închiderea supapelor de închidere; repararea echipamentelor electrice nedeconectate de la rețeaua electrică; curățarea echipamentelor și a pieselor mașinii cu lichide inflamabile inflamabile; lucrați fără echipament individual de protecție și îmbrăcăminte de protecție adecvată. Când are loc o scurgere de produs petrolier, locul deversarii trebuie acoperit cu nisip și apoi îndepărtat într-un loc sigur. Dacă este necesar, îndepărtați solul contaminat cu produse petroliere. În zonele în care a avut loc o scurgere, degazarea se face cu dicloramină (soluție 3% în apă) sau cu înălbitor sub formă de suspensie (o parte de înălbitor uscat la două până la cinci părți de apă). Pentru a evita aprinderea, degazarea cu înălbitor uscat este interzisă. Fumatul pe teritoriul și în spațiile de producție ale întreprinderii este interzis, cu excepția locurilor special amenajate (în acord cu pompierii), unde sunt afișate indicatoarele „Zona de fumat”. Intrările la hidranții de incendiu și la alte surse de alimentare cu apă trebuie să fie întotdeauna libere pentru trecerea nestingherită a autospecialelor de pompieri. Iarna, este necesar să: curățați zăpada și gheața, stropiți cu nisip pentru a preveni alunecarea: podele, scări, pasaje, trotuare, poteci și drumuri pietonale; îndepărtați prompt țurțurile și crustele de gheață care se formează pe echipamente, acoperișurile clădirilor și structurile metalice.
5.2 Protecția subsolului și a mediului
La început, oamenii nu s-au gândit la ce presupune producția intensivă de petrol și gaze. Principalul lucru a fost să le pompați cât mai mult posibil. Asta au făcut. Ecouri foarte recente ale dezvoltării intensive a petrolului au avut loc în Tataria, unde în aprilie 1989 a fost înregistrat un cutremur cu o magnitudine de până la 6 puncte (Mendeleevsk). Potrivit experților locali, există o relație directă între pomparea crescută a petrolului din subsol și intensificarea cutremurelor mici. Au fost înregistrate cazuri de rupere a sondei și prăbușire a coloanei. Cutremurele în această zonă sunt deosebit de alarmante, deoarece aici se construiește Centrala Nucleară Tătară. În toate aceste cazuri, una dintre măsurile eficiente este și injectarea de apă în formațiunea productivă, compensând extragerea petrolului. După ce a început exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze, omul, fără să știe, a scos geniul din sticlă. La început părea că uleiul aduce numai beneficii oamenilor, dar treptat a devenit clar că utilizarea lui are și un dezavantaj. Poluarea cu petrol creează o nouă situație ecologică, care duce la o schimbare profundă a tuturor părților biocenozelor naturale sau la transformarea lor completă. O caracteristică comună a tuturor solurilor contaminate cu ulei este modificarea numărului și limitarea diversității speciilor de pedobionți (mezo- și microfauna și microflora solului). Există o moarte masivă a mezofaunei din sol: la trei zile după accident, majoritatea speciilor de animale din sol dispar complet sau nu reprezintă mai mult de 1% din control. Fracțiunile ușoare de ulei sunt cele mai toxice pentru ei. Complexul de microorganisme din sol, după inhibiție pe termen scurt, răspunde la poluarea cu petrol prin creșterea numărului lor total și creșterea activității. În primul rând, acest lucru se aplică bacteriilor de oxidare a hidrocarburilor, al căror număr crește brusc în raport cu solurile necontaminate. Se dezvoltă grupuri „specializate”, care participă în diferite etape la utilizarea hidrocarburilor. Numărul maxim de microorganisme corespunde orizonturilor de fermentație și scade în ele de-a lungul profilului solului pe măsură ce concentrația de hidrocarburi scade. Principala „explozie” a activității microbiologice are loc în a doua etapă a degradării uleiului natural. În timpul procesului de descompunere a uleiului în sol, numărul total de microorganisme se apropie de valorile de fond, dar numărul de bacterii oxidante de ulei depășește mult timp aceleași grupe în solurile necontaminate (taiga de sud 10 - 20 de ani). Schimbările în situația mediului duc la suprimarea activității fotosintetice a organismelor vegetale. În primul rând, acest lucru afectează dezvoltarea algelor din sol: de la inhibarea lor parțială și înlocuirea unor grupuri cu altele până la pierderea grupurilor individuale sau moartea completă a întregii flore algelor. Petrolul brut și apele minerale inhibă în mod semnificativ dezvoltarea algelor. Funcțiile fotosintetice ale plantelor superioare, în special ale cerealelor, se schimbă. Experimentele au arătat că în condițiile taiga de sud, cu doze mari de poluare - mai mult de 20 l/m2, plantele nu se pot dezvolta normal pe soluri contaminate după un an. Studiile au arătat că în solurile contaminate activitatea majorității enzimelor solului scade (N. M. Ismailov, Yu. I. Pikovsky 2008). La orice nivel de poluare, hidrolazele, proteazele, nitrat reductazele și dehidrogenazele solului sunt inhibate, iar activitatea ureazei și catalazei solurilor crește ușor. Respirația solului reacționează, de asemenea, sensibil la poluarea cu petrol. Una dintre cele mai promițătoare modalități de a proteja mediul împotriva poluării este crearea unei automatizări complete a proceselor de producție, transport și depozitare a petrolului. La noi, un astfel de sistem a fost creat pentru prima dată în anii '70. și aplicat în regiunile din Siberia de Vest. A fost necesar să se creeze o nouă tehnologie unificată de producție a petrolului. Anterior, de exemplu, zăcămintele nu erau capabile să transporte petrol și gaze asociate împreună printr-un singur sistem de conducte. În acest scop, au fost construite comunicații speciale de petrol și gaze cu un număr mare de instalații dispersate pe teritorii vaste. Câmpurile constau din sute de instalații, iar în fiecare regiune petrolieră au fost construite diferit; acest lucru nu le permitea să fie conectate printr-un singur sistem de telecontrol. Desigur, cu o astfel de tehnologie de extracție și transport, s-a pierdut mult produs din cauza evaporării și scurgerilor. Specialiștii au reușit, folosind energia subsolului și a pompelor de sondă adâncă, să asigure alimentarea cu petrol de la sondă către punctele centrale de colectare a petrolului fără operațiuni tehnologice intermediare. Numărul unităților de pescuit a scăzut de 12-15 ori. Alte țări mari producătoare de petrol din întreaga lume urmează, de asemenea, calea sigilării sistemelor de colectare, transport și tratare a uleiului.
Concluzie
Proiectul de curs examinează problemele actuale în dezvoltarea câmpurilor petroliere folosind inundații de contur și intra-circuit Apa injectată în rezervor nu poate fi considerată sub forma unui fluid virtual care nu poate schimba semnificativ, de exemplu, permeabilitatea rezervorului. și este folosit doar ca mijloc de menținere a presiunii din rezervor (RPM). Apa este cel mai important agent de înlocuire, înlocuind uleiul. În acest sens, aspectele legate de calitatea apei injectate și conformitatea acesteia cu proprietățile de rezervor ale formațiunii sunt luate în considerare dintr-o nouă perspectivă. Acesta din urmă este deosebit de important atunci când se dezvoltă câmpuri și formațiuni cu parametrii de rezervor deteriorați, care conțin rezerve semnificative de petrol care nu pot fi încă deplasate de apa folosită în mod obișnuit. Sunt luate în considerare motivele autocolmației mediilor poroase, cerințele moderne pentru sistemul de menținere a presiunii, metodele și noile tehnologii de purificare a apei injectate. Este prezentată fezabilitatea purificării apei folosind tehnologia în cascadă, care oferă efect maxim la costuri minime.
Bibliografie
1. A.A.Gazizov, A.Sh.Gazizov (OJSC „NIIneftepromkhim”), A.I.Nikiforov (Institutul de Mecanică și Inginerie Mecanică KSC RAS) Pe un criteriu pentru eficiența dezvoltării rezervoarelor de petrol prin inundații cu apă
2. A.Kh. Shakhverdiev (JSC „VNIIneft”) Metodologie unificată pentru calcularea eficacității măsurilor geologice și tehnice
3. V.G.Panteleev, V.P. Rodionov (BashNIPIneft) Dependența factorului de recuperare a petrolului de viteza de mișcare a fluidului în spațiul poros al carbonaților din stadiul Bashkirian
4. V.I.Grayfer, V.D.Lysenko (RITEK JSC) Despre creșterea eficienței dezvoltării pe teren atunci când se utilizează reactivi chimici
5. E.V. Lozin, E.M. Timashev, R.N. Enikeev, V.M. Sidorovich (BashNIPIneft) Reglementarea studiilor geologice, de teren, hidrodinamice și geofizice pentru a controla dezvoltarea câmpului
6. E.N. Safonov, I.A. Iskhakov, K.Kh. Gainullin (ANK Bashneft), E.V. Lozin, R.Kh. Almaev (BashNIPIneft) Metode eficiente pentru creșterea recuperării petrolului în câmpurile din Bashkortostan
7. E.S. Makarova, G.G. Sarkisov (Roxar Software Solutions, Moscova) Principalele etape ale modelării hidrodinamice tridimensionale a proceselor de dezvoltare a câmpului de hidrocarburi naturale
8. Z.M. Khusainov (NGDU Nizhnesortymskneft), R.Kh. Khazipov (NPP Biotsid LLC), A.I. Sheshukov (SurgutNIPIneft) Tehnologie eficientă pentru recuperarea îmbunătățită a uleiului
9. L.N. Vasilyeva, Yu.N. Krasheninnikov, E.V. Lozin (BashNIPIneft) Evaluarea impactului compactării modelului puțurilor în zonele pilot din zona Novokhazinskaya
10. L.S. Kaplan (filiala Oktyabrsky a USPTU) Îmbunătățirea tehnologiei de injectare a apei în rezervor
11. N.I. Khisamutdinov (NPO Neftegaztekhnologiya) Îmbunătățirea metodelor de rezolvare a problemelor de inginerie în producția de petrol pentru etapa târzie de dezvoltare
12. N.I. Khisamutdinov, I.V. Vladimirov (NPO „Neftegaztekhnologiya”), R.S. Nurmukhametov, R.K. Ishkaev (JSC Tatneft) Modelarea filtrării fluidelor într-o formațiune cu incluziuni foarte permeabile
13. R.G. Sarvaretdinov R.Kh. Gilmanova, R.S. Khisamov, N.Z. Akhmetov, S.A. Yakovlev (NPO Neftegaztekhnologiya, OJSC Tatneft) Formarea unei baze de date pentru dezvoltarea măsurilor geologice și tehnice pentru optimizarea producției de petrol
14. Yu.P.Konoplev, B.A.Tyunkin (PechorNIPIneft) Nouă metodă de dezvoltare a minelor termice a câmpurilor petroliere
15. Yu.Kh. Shiryaev, G.G. Danilenko, N.S. Galitsina (KAMA-NEFT SRL), A.V. Raspopov, T.P. Mikheeva (PermNIPIneft LLC) Creșterea eficienței dezvoltării câmpului în etapa finală prin forarea puțurilor suplimentare
Inundație zăcămintele petroliere, injectarea apei în rezervoarele de petrol pentru a menține și a restabili presiunea din rezervor (vezi presiunea în fundul găurii) și echilibrul energetic al rezervorului. Cu protecție se asigură ritmuri ridicate de producție de petrol și un grad relativ ridicat de extracție a petrolului din subsol, deoarece dezvoltarea are loc în cel mai eficient regim de apă-presiune al formațiunii (uleiul conținut în porii sau fisurile rocilor este înlocuit cu apă). În majoritatea regiunilor petroliere există surse de apă potrivite, după tratament simplu, pentru injectare în rezervor. Eficiența topirii (inclusiv economică) a contribuit la introducerea pe scară largă a acestei metode în producția de petrol din URSS (la sfârșitul anilor 1960, aproximativ 1/4 din petrolul produs). Z. vă permite să reduceți semnificativ numărul de sonde de petrol și să creșteți brusc debitele acestora (productivitate zilnică), ceea ce reduce semnificativ costul fiecărei tone de petrol produsă. Un sistem de alimentare cu apă constă de obicei din structuri de captare a apei, rezervoare, stații de tratare, stații de pompare, rețele de distribuție a apei și puțuri de injecție. Apa este pompată în rezervoarele de petrol printr-un sistem de foraje de injecție, de obicei forate în acest scop. În funcție de locația puțurilor de injecție în raport cu zăcământul de petrol și de poziția relativă a puțurilor de injecție și producție (producție), se disting tipuri de injecție: contur, în care toate puțurile de injecție sunt situate în zone pur de apă ale formarea în afara zăcământului de petrol; în circuit, în care puțurile de injecție sunt situate în zona zăcământului de petrol, iar apa este pompată în partea saturată cu petrol a formațiunii; areal, în care puțurile de petrol și de injecție situate pe o rețea specială alternează între ele într-un anumit fel. În cazul apei de limită, dezvoltarea este apropiată în natură de regimul natural de apă-presiune al formațiunii cu ape marginale (contur) active. Protecția conturului nu face decât să intensifice acest proces, aducând zona de alimentare a rezervorului mai aproape de depozit. Pentru multe zăcăminte de petrol, o astfel de intensificare este de o importanță decisivă, deoarece numai în acest caz zăcământul poate fi dezvoltat în intervalul de timp necesar cu cel mai eficient regim de deplasare a uleiului prin apă. Uneori se disting prin așa-numitele. protecția aproape de contur, în care puțurile de injecție sunt amplasate pe conturul purtător de petrol (utilizate în câmpurile în care permeabilitatea formațiunii din spatele conturului sau pe conturul purtător de petrol se deteriorează semnificativ). Un exemplu tipic de exploatare la graniță este exploatarea zăcământului Bavlinskoye din Republica Autonomă Sovietică Socialistă Tătară, unde acest proces a fost complet realizat. Ca urmare, numărul puțurilor de petrol a fost redus de patru ori și s-a obținut o producție stabilă de petrol pe termen lung. Cu injecția în circuit, apa este pompată direct într-un rezervor de petrol, de obicei în puțuri de injecție situate în rânduri (lanțuri), datorită cărora rezervorul este, așa cum ar fi, „tăiat” de apă în depozite separate, mai mici, care pot fi exploatat independent. Numărul puțurilor de producție situate în zona de înaltă presiune din rezervor (aproape de puțurile de injecție) este în creștere, datorită faptului că ritmul producției de petrol este în creștere bruscă și se reduce timpul de dezvoltare a câmpurilor. Un exemplu clasic de recuperare în circuit este dezvoltarea zăcământului petrolier Devonian Romashkinskoye din Republica Socialistă Sovietică Autonomă Tătară. Împărțirea zăcămintelor uriașe pe lanțuri de puțuri de injecție, realizată din 1954, a făcut posibilă reducerea de mai multe ori a perioadei de extracție a principalelor rezerve de petrol. Pentru depozitele mai mici, se folosește protecția intra-circuit longitudinală și transversală, în funcție de direcția rândurilor de „tăiere” în raport cu structura. Suprafața areală este cea mai intensivă metodă, în care fenomenul de interferență a puțurilor (Vezi Interferența puțurilor) cu același scop este minimizat și debitul puțurilor este maximizat, toate celelalte lucruri fiind egale. Etanșarea suprafețelor este utilizată de obicei fie de la începutul dezvoltării în depozite cu permeabilitate la formare foarte scăzută, unde alte tipuri de etanșare nu sunt suficient de eficiente, fie după dezvoltarea unui depozit fără menținerea presiunii din rezervor așa-numita. metoda secundara de extragere a uleiului. În multe zăcăminte de ulei se folosesc combinații ale tipurilor de etanșare descrise.În timpul procesului de dezvoltare, este adesea necesară modificarea sistemului de etanșare pentru a intensifica și mai mult producția de ulei. Lit.: Manual de producție de petrol, ed. I. M. Muravyova, vol. 1, M., 1958; Design of oil field development, M., 1962. Iu. P. Borisov.
Marea Enciclopedie Sovietică. - M.: Enciclopedia Sovietică. 1969-1978 .
Sinonime:Vedeți ce înseamnă „Inundații” în alte dicționare:
- (a. flooding; n. Fluten, Wasserfluten; f. inondation artificielle, injection d eau; i. inundacion) o metodă de influențare a formării în timpul dezvoltării petrolului. m niy, în care întreținerea și restabilirea presiunii rezervorului și a echilibrului energetic... ... Enciclopedie geologică
O metodă de menținere și restabilire a presiunii pentru a îndepărta uleiul dintr-un rezervor prin injectarea apei. Se folosește inundarea de contur, intra-circuit, areală etc.. Inundarea cu apă realizează rate mari de retragere a fluidului din formațiuni și creșterea... ... Dicţionar enciclopedic mare
Substantiv, număr de sinonime: 1 inundare termică (1) Dicționar de sinonime ASIS. V.N. Trishin. 2013… Dicţionar de sinonime
inundare- - Subiecte industria petrolului și gazelor RO inundații cu apă ... Ghidul tehnic al traducătorului
Cea mai utilizată metodă de influențare a unei formațiuni productive pentru a menține presiunea rezervorului și a crește recuperarea finală a petrolului este metoda de injectare a apei în formațiune (în literatura industrială această metodă se numește waterflooding). În Rusia, peste 80% din zăcămintele de petrol sunt dezvoltate prin inundații cu apă.
Apa este pompată prin puțuri speciale de injecție. Amplasarea și grila puțurilor de injecție sunt determinate în schema tehnologică de dezvoltare a câmpului. Este recomandabil să începeți pomparea apei în formațiunea productivă încă de la începutul dezvoltării câmpului petrolier.
În acest caz, este posibil să se prevină scăderea presiunii din rezervor din cauza retragerii fluidului din formațiunea productivă, să se mențină la nivelul inițial, să se mențină debite mari de petrol din puțuri, să se intensifice dezvoltarea câmpului și să se asigure factori mari de recuperare a petrolului. După cum sa menționat, inundarea cu apă este împărțită în periferice, periferice și intracircuit.
Cu inundarea conturului (Fig. 24), apa este pompată în rezervor prin puțuri de injecție forate dincolo de conturul exterior al uleiului de-a lungul perimetrului zăcământului. Distanța dintre puțurile de injecție este determinată în schema tehnologică de dezvoltare a unui domeniu dat. Linia puțurilor de injecție este distribuită la aproximativ 400–800 m de conturul exterior al uleiului pentru a crea un impact uniform asupra depozitului, a preveni formarea de limbi de inundații premature și străpungerile de apă în puțurile de producție.
Inundarea conturului este utilizată de obicei în câmpurile petroliere de dimensiuni și rezerve reduse, în zăcăminte cu proprietăți bune de rezervor, atât din punct de vedere al grosimii formațiunii, cât și al suprafeței. În astfel de condiții, inundarea pe marginea apei asigură o dezvoltare mai completă a rezervelor, deplasând petrolul către rândurile contractante ale puțurilor de producție. Dezavantajele inundarii conturului includ consumul crescut de apa injectata datorita plecarii partiale de la linia de injectie; răspuns lent la depozit datorită distanței liniei de injecție față de puțurile de producție etc.
Orez. 24 Inundarea conturului
Un impact mai eficient asupra unui zăcământ de petrol se realizează atunci când puțurile de injecție sunt amplasate (forate) în interiorul conturului purtător de petrol, în zona petrol-apă a formațiunii, în zonele mai permeabile ale zăcământului. Acest tip de inundare se numește inundare de margine.
Inundarea perimetrală este utilizată:
– pe depozite de dimensiuni mici;
– în cazul legăturii hidrodinamice insuficiente a formaţiunii productive cu regiunea exterioară;
– în vederea intensificării procesului de producere a uleiului
Un sistem mai eficient pentru influențarea zăcămintelor de petrol, care permite o creștere mai rapidă a producției de petrol, o reducere a timpului de epuizare a rezervelor și o creștere a recuperării finale a petrolului, este inundarea în circuit (Fig. 25).
În cazul inundațiilor intra-circuit, puțurile de injecție sunt amplasate (forate) în interiorul conturului purtător de petrol. Alegerea configurației și a rețelei puțurilor de injecție este determinată de condițiile geologice specifice, proprietățile fizice și chimice ale petrolului etc.
Orez. 25 Inundații în circuit
În ultimii ani, pentru a intensifica dezvoltarea câmpurilor petroliere, o metodă răspândită a devenit metoda de „tăiere” artificială a depozitului în zone sau blocuri separate prin pomparea apei în rânduri de puțuri de injecție situate de-a lungul liniilor de tăiere prevăzute în interiorul petrolului natural. conturul rulmentului. În acest caz, în apropierea puțurilor de producție se creează circuite artificiale de alimentare, iar fiecare zonă este dezvoltată independent.În perioada inițială, în timpul inundațiilor intra-circuite, apă este injectată în zăcământul de petrol. În plus, în procesul de injectare a apei în depozite, se formează un puț de apă de-a lungul liniei puțurilor de injecție, împărțind depozitul în părți. Pentru a stăpâni mai rapid procesul de inundare a apei în circuit, apa este injectată nu în toate puțurile de injecție ale rândului de tăiere, ci printr-un singur puț, iar puțurile intermediare ale rândului sunt operate temporar ca puțuri de petrol cu retragere forțată a petrolului.
Pe măsură ce apa curge, aceste puțuri sunt dezvoltate și transformate în puțuri de injecție. Pentru prima dată în țara noastră, inundarea în linie de apă a fost efectuată la cel mai mare câmp petrolier din Tatarstan - câmpul Romashkinskoye, care a fost tăiat de șiruri de puțuri de injecție în 26 de zone de producție separate.
Inundarea în linie face posibilă creșterea ratei de extracție a petrolului și reducerea timpului de dezvoltare a câmpurilor petroliere mari. În unele cazuri, pentru a intensifica dezvoltarea unui câmp petrolier, se folosește un efect combinat, adică. contour (contour) inundare cu inundare centrală intra-circuit.
În prezent, sunt utilizate mai multe sisteme de inundare în circuit, care diferă unele de altele în ceea ce privește locația puțurilor de injecție, succesiunea punerii în funcțiune a acestora, viteza de injectare a apei în formațiune, precum și extracția petrolului din puțurile producătoare de petrol.
Pentru inundarea intracircuit, se folosește și inundarea focală. Inundarea focală a apei este utilizată în cazurile în care în anumite zone ale rezervorului nu există nicio influență a inundării apei, în urma căreia presiunea rezervorului scade în această zonă și, în consecință, debitul de petrol din puțurile de producție scad. În cazul inundațiilor focale, o sondă producătoare de petrol este selectată în centrul site-ului, transferată într-un puț de injecție și începe injectarea apei, rezultând efectul apei injectate asupra puțurilor producătoare de petrol din jur.
Se folosește și un sistem selectiv de inundare în circuit. Cel mai intens sistem de impact asupra formațiunii este considerat a fi inundarea zonei. Cu acest sistem, puțurile de producție și injecție sunt plasate în blocuri geometrice regulate sub formă de grile în cinci, șapte sau nouă puncte, în care puțurile de injecție și producție alternează. Pentru a intensifica producția de petrol și a crește recuperarea finală a petrolului, în formațiunea productivă se injectează gaz sau aer, iar apă și gaz sunt, de asemenea, injectate alternativ în formațiune.
Un sistem îmbunătățit pentru influențarea unui rezervor de petrol cu o structură complexă este injectarea alternativă de apă și gaz în rezervor. La sfârșitul anului 1971, pe baza unei analize a dezvoltării câmpului Zhuravlevsko-Stepanovskoye din regiunea Orenburg, a fost justificată și testată industrial o metodă de injectare alternativă a apei și gazului într-un rezervor de petrol pentru a crește eficiența deplasării. proces și crește recuperarea finală a uleiului. Esența acestei metode este următoarea. Gazul, atunci când este injectat în formațiunea productivă, pătrunde, în primul rând, în straturile intermediare foarte permeabile, le reduce permeabilitatea fazelor la apă, drept urmare, odată cu injectarea ulterioară a apei în formațiunea productivă, frontul de deplasare este nivelat.
neniya și, prin urmare, crește acoperirea formațiunii prin influență. Apa injectată după ce gazul îl împinge, datorită vâscozității sale mai mici, în straturile intermediare dense cu permeabilitate scăzută, de unde uleiul va fi deplasat ca urmare a deplasării pistonului și antrenării gazului. Metoda de injectare alternativă a apei și gazului în formațiune este o variantă de stimulare pulsată a formațiunii, deoarece în acest caz se creează condiții mai favorabile pentru manifestarea forțelor capilare datorită dublării tensiunii superficiale a apei la interfața cu ulei. Dizolvarea parțială a gazului în petrol, reducând vâscozitatea acestuia, ajută, de asemenea, la creșterea eficienței procesului de înlocuire a uleiului cu apă. În condițiile unui rezervor fracturat, aceste procese se vor desfășura mai eficient, deoarece solubilitatea în gaz și redistribuirea gravitațională a agentului de deplasare în petrol sunt îmbunătățite: solubilitatea datorită creșterii suprafeței de contact și redistribuirea gravitațională datorită fluxurilor libere în fisurile deschise. . Redistribuirea gravitațională a petrolului și a gazului injectat de-a lungul grosimii rezervorului creează o condiție care împiedică udarea avansată a rezervorului de-a lungul bazei în depozitele cu vâscozitate mare a uleiului. În plus, utilizarea gazelor asociate într-un stadiu incipient de dezvoltare, din cauza lipsei consumatorilor, rezolvă una dintre problemele importante de protecție a mediului și a subsolului. Lucrările pilot folosind această metodă au fost efectuate pe câmpul Zhuravlevsko-Stepanovskoye din Orenburg în 1971–1974 (autori V.I. Kudinov, I.A. Povorov) și au dat rezultate bune. Conform cercetărilor și lucrărilor pilot, recuperarea finală a petrolului cu injecție alternativă de apă și gaz în rezervor crește cu 8-10%. Implementarea industrială ulterioară a acestei metode este împiedicată de lipsa compresoarelor de dimensiuni mici, de înaltă presiune și de înaltă performanță.
Cel mai intens sistem de stimulare a formațiunii, asigurând cele mai mari rate de dezvoltare a câmpului. Folosit la dezvoltarea formațiunilor cu permeabilitate foarte scăzută.
Cu acest sistem, puțurile de producție și injecție sunt plasate conform modelelor regulate de sisteme cu patru, cinci, șapte și nouă puncte.
Astfel, într-un sistem în patru puncte (Fig. 7.5) raportul dintre puțurile de producție și de injecție este de 2:1, cu un sistem cu cinci puncte -1:1, cu un sistem cu șapte puncte -1:2, cu un sistem de nouă puncte. -sistem de puncte - 1:3. Astfel, cele mai intense dintre cele considerate sunt sistemele cu șapte și nouă puncte.
Figura 2.5 Scheme de bază ale inundațiilor zonei.
a - patru puncte; b - cinci puncte; c - șapte puncte; g - nouă puncte;
1 - puţuri de producţie; 2 - godeuri de injectare.
Eficiența inundațiilor zonei este influențată în mare măsură de omogenitatea formării și de cantitatea de rezerve de petrol per sondă, precum și de adâncimea obiectului de dezvoltare.
În condițiile unei formațiuni eterogene, atât în secțiune, cât și în zonă, în partea mai permeabilă a formațiunii au loc străpungeri premature de apă în puțurile de producție, ceea ce reduce foarte mult producția de petrol în perioada secetoasă și crește factorul apă-ulei, de aceea este recomandabil. să folosească inundarea zonei atunci când se dezvoltă formațiuni mai omogene în ultimele etape de dezvoltare a câmpului.
Sistemul de inundare selectivă a apei este un tip de inundare suprafață și este utilizat în rezervoarele de petrol cu eterogenitate semnificativă.
Cu sistemul de inundare selectivă cu apă, dezvoltarea rezervorului se realizează în următoarea ordine. Depozitul este forat de-a lungul unei rețele triunghiulare și pătraunghiulare uniforme, iar apoi toate puțurile sunt puse în funcțiune ca cele de producție. Designul puțului este selectat astfel încât oricare dintre ele să îndeplinească cerințele pentru puțurile de producție și injecție. Zona zăcământului de petrol este dotată cu instalații de colectare a petrolului și gazelor și instalațiilor de menținere a presiunii rezervorului, astfel încât orice sondă să poată fi dezvoltată nu numai ca sondă de producție, ci și ca una de injecție.
Injectarea apei într-un rezervor de petrol este cea mai populară metodă de dezvoltare a câmpurilor petroliere. Această metodă face posibilă menținerea debitelor de curent ridicate ale sondelor de petrol și, în cele din urmă, obținerea unui procent ridicat de recuperare a rezervelor de petrol recuperabile.
Scopul principal al injectării apei în rezervor este de a deplasa eficient petrolul în puțurile de producție și de a crește eficiența economică a dezvoltării câmpului prin creșterea factorului de recuperare a petrolului din rezervor.
Popularitatea acestei metode de dezvoltare a zăcămintelor de petrol se explică prin:
- Disponibilitatea publică a apei
- Simplitatea relativă a procesului de injecție datorită prezenței presiunii hidraulice a coloanei de lichid în puț
- Capacitatea apei de a se răspândi prin formațiuni saturate cu ulei
- Recuperare ridicată a uleiului la înlocuirea uleiului
Inundarea cu apă asigură o rată mare de recuperare a petrolului datorită a doi factori:
- Menținerea presiunii din rezervor la un nivel eficient pentru dezvoltarea câmpului
- Înlocuirea fizică a uleiului cu apă în porii rezervorului
Varietățile metodei de inundare includ injectarea de solvenți, suspensii și diverși reactivi. În unele cazuri, apa este îngroșată prin adăugarea de polimeri și soluții micelare. Dar toate aceste metode aparțin deja așa-numitelor metode de recuperare îmbunătățită a uleiului (EOR). sau metode terțiare de dezvoltare a câmpurilor petroliere.
În ce cazuri are sens să se folosească metoda de inundare a apei și să se organizeze un sistem de menținere a presiunii din rezervor (RPM) pe teren?
Pentru a răspunde la această întrebare, să ne amintim ce moduri naturale de funcționare ale depozitelor există. Și vom lua în considerare fezabilitatea organizării inundațiilor cu apă în anumite condiții geologice.
Modul de presiune a apei
Cum functioneaza:
- Acviferul (acviferul) menține presiunea rezervorului
- Retragerile de lichide sunt egale cu volumele de apă de intrare din acvifer
- Uleiul este deplasat pe verticală datorită presiunii bune a apei. În acest caz, are loc o creștere uniformă a contactului ulei-apă (OWC).
Probleme posibile:
- Eterogenitatea rezervorului poate limita capacitatea acviferului de a înlocui petrolul în unele zone ale rezervorului.
Factorul de recuperare a uleiului:
Înalt, cu management abil al dezvoltării rezervorului (60-70%)
Acviferul puternic de înaltă presiune poate furniza suficientă energie pentru a înlocui petrolul
Un acvifer slab necesită susținerea presiunii rezervorului prin injecția de apă. În acest caz:
- Este posibil să se organizeze inundații de contur (aproape de contur).
- În unele cazuri, este posibilă inundarea zonei
Modul gaz dizolvat
Cum functioneaza
- Uleiul cu mult gaz dizolvat este sub presiune ridicată
- Dacă presiunea rezervorului este mai mare decât presiunea de saturație, expansiunea rocii și fluidele care o saturează furnizează energie pentru a înlocui uleiul.
- Dacă presiunea rezervorului este sub presiunea de saturație, atunci deplasarea uleiului are loc datorită eliberării și expansiunii gazului.
Probleme posibile
- Când presiunea din rezervor este sub presiunea de saturație, mobilitatea foarte mare a gazului devine o problemă
- Gazul iese ocolind uleiul
- Conținut ridicat de gaz în producția de puțuri
- O scădere bruscă a presiunii din rezervor
Factorul de recuperare a uleiului
Foarte scăzut (10-30%)
Are sens inundarea cu apă?
Candidat bun pentru inundarea cu apă
Inundarea cu apă se realizează cel mai bine la presiunea rezervorului aproape de presiunea de saturație, astfel încât eliberarea de gaz din petrol să fie sub nivelul critic
Modul gravitațional
Cum functioneaza
- Procesul de extracție are loc datorită gravitației și diferenței de densități a fluidelor care saturează roca
- Pentru a implementa regimul, formațiunea trebuie să fie groasă, cu permeabilitate verticală ridicată, sau lovitura formațiunii trebuie să fie cu o pantă mare
Probleme posibile
- Procesul lent de migrare a petrolului determină rate scăzute de recuperare
- Gazul trebuie să se deplaseze în partea de sus a rezervorului pentru a compensa curgerea uleiului
- Rezervorul poate conține ulei greu
Factorul de recuperare a uleiului
Foarte mare (50-70%)
Are sens inundarea cu apă?
Poate fi un bun candidat pentru inundarea apei, ținând cont de ratele scăzute ale retragerilor naturale
Regimul de limitare a gazelor
Cum functioneaza
- Există un volum mare de gaz comprimat, care sub influența gravitației formează un așa-numit capac de gaz
- Gazul în expansiune înlocuiește petrolul
Probleme posibile
- Uleiul care pătrunde în capacul de gaz provoacă pierderi ireparabile pentru producție
- Coningul de gaz și raportul ridicat gaz/ulei limitează oportunitățile de producție de petrol
Factorul de recuperare a uleiului
Are sens inundarea cu apă?
Nu este un candidat potrivit pentru inundarea cu apă
Evaluarea eficacității metodei de inundare a apei
Eficiența economică a metodei de inundare a apei depinde de creșterea factorului de recuperare a petrolului.
Costurile de pompare a apei, construirea puțurilor de injecție și a instalațiilor speciale de tratare a apei ar trebui să fie mai mici decât veniturile din vânzarea petrolului produs suplimentar.
