• Dom
  •  > 
  • Povezane kompanije
  •  > 
  • Poplavljenje naftnih polja. Razvoj naftnih polja sa plavljenjem rezervoara. Sistemi plavljenja, geološki uslovi njihove primjene. Tehnologija procesa plavljenja. Kontrola i regulacija procesa plavljenja. Vrste inline vodovoda

Poplavljenje naftnih polja. Razvoj naftnih polja sa plavljenjem rezervoara. Sistemi plavljenja, geološki uslovi njihove primjene. Tehnologija procesa plavljenja. Kontrola i regulacija procesa plavljenja. Vrste inline vodovoda

Od početka razvoja ulje industrija do 40-ih godina dvadesetog veka depoziti ulje razvijene su na načinima iscrpljivanja, u kojima ne više od 25% od ulje od početnih zaliha. Rijetko ispunjen prirodni vodni režim. Selekcija zaostalih rezervi izvršena je takozvanim sekundarnim metodama proizvodnja nafte– ubrizgavanje zraka i vruće gas- mešavina vazduha, vakuumski proces, itd.

Od kraja 40-ih počelo je kvalitativno nova faza u razvoju tehnologije proizvodnje nafte - intenzivno uvođenje plavljenja kako na energetski osiromašeni (sekundarni metod plijen nafte), kao i na poljima koja se stavljaju u razradu (primarni metod).

Uvođenje metoda plavljenja imalo je prilično dugu istoriju, tokom koje je došlo do borbe između dva suprotstavljena mišljenja. Iz prakse razvoja naftnih polja Apšeronskog poluotoka poznato je da je pojava vode u bušotini nepoželjna pojava i uvijek je praćena smanjenjem proizvodnje nafte, komplikacijama normalnog stanja. eksploatacije bušotine zbog stvaranja pješčanog čepa, taloženja raznih mineralnih soli u cijevima, potrebe za podizanjem velikih količina vode na površinu itd. Zbog toga je jedan broj stručnjaka imao negativan stav prema ubrizgavanju vode u naftne rezervoare.

SAD su također pokazale znatan oprez u primjeni tehnika plavljenja za većinu naftnih polja, preferirajući korištenje ubrizgavanja vode samo kao sekundarne metode razvoja.

Od posebnog značaja su studije o naučnoj utemeljenosti metoda za održavanje ležišnog pritiska (RPM) u vezi sa projektovanjem razvoja naftnog polja Tuymazinskoye u Baškiriji (Volga-Uralska naftno-gasna provincija). Uspješna implementacija velikog industrijskog ivičnog plavljenja na ovom polju doprinijela je uvođenju metode stimulacije vode u drugim nosivost nafte i plina regionima zemlje. Zbog dostupnosti vode, relativne lakoće ubrizgavanja i visoke efikasnosti istiskivanja nafte vodom, plavljenje je postalo visoko potencijalna i glavna metoda uticaja na rezervoare tokom razvoja. ulje depoziti.

Trenutno je plavljenje najintenzivnije i najekonomičnije efikasan metod uticaj, koji omogućava značajno smanjenje broja proizvodnih bunara, povećanje njihovog protoka, smanjenje troškova po 1 toni proizvedene ulje. Uz njegovu pomoć u SSSR-u ranih 80-ih, više od 90% od ulje.

U zavisnosti od lokacije injekcionih bušotina u odnosu na ležište ulje razlikovati: konturno, blizu konturno i unutarkonturno plavljenje. Mnoga ležišta koriste kombinaciju ovih varijanti.

LOOP FLOODING


Nedovoljna promocija konturnih voda u procesu razvoja, nenadoknađivanje povlačenja ulje iz ležišta, praćeno smanjenjem ležišnog pritiska i smanjenjem protoka bušotine, dovelo je do pojave metode rubnog plavljenja. Suština ovog fenomena je u brzom obnavljanju prirodnih energetskih resursa koji se troše na promociju. ulje na lica operativni bunari. U tu svrhu, rezervoarski pritisak se održava pumpanjem vode kroz injekcione bunare koji se nalaze izvana uljni dijelovi produktivne formacije u zoni koju zauzima voda (iza vanjske konture sadržaj ulja) (Sl. 1). Istovremeno, linija ubrizgavanja je planirana na određenoj udaljenosti iza vanjske konture uljnonosnog kapaciteta. Ova udaljenost zavisi od faktora kao što su:

stepen istraženosti ležišta - stepen pouzdanosti utvrđivanja lokacije vanjske konture sadržaj ulja, što zauzvrat zavisi ne samo od broja izbušenih bušotina, već i od ugla pada produktivne formacije i od njene postojanosti;

· Procijenjena udaljenost između injekcionih bunara;

Udaljenost između vanjskih i unutrašnjih kontura sadržaj ulja i između unutrašnje naftonosne konture i prvog reda proizvodnih bušotina.

Što je bolji stepen istraženosti, pouzdanije se određuje lokacija vanjske konture sadržaj ulja, što je rezervoar strmiji i konzistentniji, to je bliže konturi moguće ocrtati liniju ubrizgavanja. Smisao ovog zahtjeva je garancija protiv polaganja injekcionih bunara u naftonosnom dijelu ležišta. Što je veća udaljenost između injekcionih bušotina, veća bi trebala biti i udaljenost od konture u kojoj se nalazi ulje do linije za ubrizgavanje. Ispunjavanje ovog zahtjeva osigurava očuvanje oblika kontura sadržaj ulja bez prodora oštrih jezika vode ulje dio rezervoara protiv injekcionih bušotina i postizanje ujednačenosti kretanja kontakta voda-nafta (OWC).

Vrijednost gore navedenih faktora opada kako se heterogenost i varijabilnost ležišta povećavaju od dionice do sekcije u smislu debljine i propusnosti. Budući da promjena ovih parametara snažno utječe na protok filtracije i, posljedično, na prirodu kretanja kontura sadržaj ulja. Stoga se injekcione bušotine obično postavljaju što bliže vanjskoj konturi. sadržaj ulja– na udaljenosti od 0 do 200–300 m u zavisnosti od nagiba formacije i lokacije operativni bunari.

Za homogene visokopropusne formacije koje sadrže svjetlost ulje niske viskoznosti i dobre hidrodinamičke povezanosti akumulacije sa akviferom, metoda rubnog plavljenja je prilično efikasna, obezbjeđujući povrat nafte blizu prirodnog režima pogona vode. Ali u praksi se rijetko nalazi prirodni sistem (depozit) koji idealno kombinuje ove faktore.

Ako se plavljenje rubova u fazi njegovog široko rasprostranjenog uvođenja smatralo najefikasnijom metodom održavanja ležišnog pritiska, onda temeljita analiza suštine metode, prije svega, s geološke točke gledišta, daje osnovu da se primijeti značajan broj of negativne strane ovaj metod, što je dovelo u sumnju prikladnost njegove primjene za veliku većinu ulje depoziti.

Nedostaci korištenja zalivanja rubova

1. Za određeni broj depozita ulje ograničeni na terigene i karbonatne rezervoare, sekundarni procesi koji su nastali nakon formiranja naslaga u zoni OWC doveli su do naglog pogoršanja propusnosti do začepljenja pora i, zapravo, do izolacije ulje naslage sa područja akvifera.

2. Neki istraživači su, uzimajući u obzir samo hidrodinamička razmatranja za izravnavanje fronta napredovanja ubrizgane vode, preporučili postavljanje injekcionih bunara na znatnoj udaljenosti od vanjske konture ležišta (2 km ili više). Ovaj pristup nije uzeo u obzir mogućnost izbijanja formacije ili oštrog pogoršanja propusnosti

zona koja se nalazi do granice nalazišta nafte. U ovom slučaju, sva ubrizgana voda, koja bi se trebala kretati duž ovog rezervoara, juri u vodonosnik, a da pritom ne radi apsolutno nikakav koristan rad.

3. Polaganje injekcionih bušotina na udaljenosti od vanjske konture, uzimajući u obzir da će svaka od nižih proizvodnih formacija imati manju površinu u odnosu na gornju, te se stoga konture u pojedinim slojevima pomiču u pravcu izdizanja. grebena, sve dalje i dalje od injekcionih bušotina. U tom smislu, efikasnost plavljenja rubova za niže slojeve istog horizonta će se pogoršati.

4. Istraživanje A.P. Krylova, P.M. Belaš i drugi na mnogim velikim naslagama Volga-Urala nosivost nafte i plina pokrajine, utvrđeno je da je pri proračunu količine vode za održavanje akumulacionog pritiska u ležištima u kojima je uspostavljena dobra veza sa akviferom potrebno uzeti proračunski koeficijent jednak 1,7, tj. od uobičajene količine ubrizgane vode, 70% se usmjerava na rubno područje. Gotovo iste ogromne gubitke, koji dostižu 70% i više, utvrdio je N.K. Pra-vednikov tokom ivičnog plavljenja polja Trekhozernoye u Zapadnom Sibiru.

5. Pri razvijanju velikih i veoma velikih nalazišta nafte dužine 25–35 km i širine 12–15 km, sa naftonosnom površinom od 200–400 km 600 m. Nakon fronta injektirana voda napreduje do prvog vanjskog red operativni bunara, četvrti i kasniji unutrašnji prstenasti nizovi bunara su izgrađeni zatvaranjem eksternih navodnjenih (često samo djelimično) redova bunara. Prenos fronta injektiranja i prisilno fazno gašenje nizova bušotina doveli su do nepotpunog povrata rezervi i velikog gubitka ulje.

6. Polja zapadnog Sibira karakterišu značajna područja nosivosti nafte, relativno slaba aktivnost rubnih voda, visoke stope povlačenja ulje. Zbog toga, plavljenje rubova karakterizira značajan gubitak ubrizgane vode. Dakle, za polja Megionskoye i Ust-Balykskoye, ovaj gubitak doseže 40% ili više. Za rezervoar BS 2-3 Ust-Balykskoye polja, gde su injekcione bušotine udaljene 1,5 - 2 km od zone povlačenja fluida, ispostavilo se da su gubici injektirane vode značajni.

7. Nedostaci ivičnog plavljenja treba da uključuju i složenost uređenja RPM objekata, izgradnju dugog sistema vodova duž perimetra polja.

Prednosti sistema za plavljenje vodonosnika

Zalivanje rubova daje značajan efekat i nema gore navedene nedostatke u razvoju malih i srednjih ležišta, kada nema više od četiri obale bunara.

Povoljni geološki uslovi za ovu vrstu poplava su:

Homogena svojstva ležišta formacije ili njihovo poboljšanje u perifernom dijelu ležišta;

Niska relativna viskoznost ulja;

Visoka propusnost rezervoara (0,4 - 0,5 µm 2 ili više);

Relativno homogena struktura rezervoara;

Mala širina ležišta (4 - 5 km).

Pod ovim uslovima operativni bušotine se nalaze duž unutrašnje konture naftonosnog kapaciteta u prstenastim redovima. Kada se voda ubrizgava, stvara se vještački napojni krug, blizu zone razvoja rezervoara.

Prilikom plavljenja rubova, prirodni tok procesa se ne narušava, već se samo intenzivira, približavajući područje hranjenja ležištu.

Industrijska primjena plavljenja ulje slojeva u SSSR-u započeta je 1948. godine tokom razvoja devonskih horizonata Tujmazinskog ulje Mjesto rođenja. U to vrijeme već su bili poznati eksperimenti za pumpanje vode u rezervoare nafte kako bi se napunila energija rezervoara, koji su se provodili u različitim zemljama.

Prilikom razvoja ulje ležišta u SSSR-u uz korištenje plavljenja, isprva je korišteno plavljenje rubova. Ova vrsta uticaja na produktivne slojeve korišćena je na poljima čije su akumulacije sastavljene uglavnom od peščara i alevrita sa propusnošću od 0,3 - 1,0 µm2. Viskoznost nafte u akumulacionim uslovima vodoplavljenih polja iznosila je 1 – 5 10 –3 Pa s.

Izlivanje se često vrši ne od samog početka razvoja polja, već nakon nekog vremena, tokom kojeg je došlo do pada akumulacionog pritiska. Ipak, injektiranje vode u vodonosno područje formacije omogućilo je da se u roku od jedne ili dvije godine popuni rezerva energije rezervoara do te mjere da se stabilizira.

Korištenje plavljenja naftnih ležišta u početku je dovelo do tehnoloških poteškoća povezanih s niskom injektivnošću injekcionih bušotina. Formacije, koje su, prema Dupuy-evoj formuli, trebale apsorbirati predviđene brzine protoka vode pod primijenjenim padovima tlaka, praktično nisu primile vodu. Široka primjena metoda utjecaja na zonu dna bušotina, kao što su hidrauličko frakturiranje i kiseli tretmani, te uglavnom primjena povećanih pritisaka injektiranja, doveli su do značajnog povećanja injektivnosti injektnih bušotina, do rješavanja problema njihovog razvoja. .

Razvojno iskustvo ulje polja koja koriste rubno plavljenje dovela su do sljedećih glavnih zaključaka:

1. Poplavljivanje rubova omogućava ne samo održavanje rezervoara

Pritisak na originalnom nivou, ali ga i premašiti.

2. Upotreba ivičnog plavljenja omogućava da se osigura da maksimalna stopa razvoja polja dostigne 5-7% početnih nadoknadivih rezervi, da se koriste razvojni sistemi sa parametrom gustine bušotine od 20-60 10 4 m2/bunaru na prilično visoko finale oporavak nafte, dostižući 0,50 - 0,55 u relativno homogenim rezervoarima i sa viskozitetom ulje u akumulacionim uslovima reda 1-5 10 -3 Pa s.

3. Prilikom izrade polja velikih površina sa više od pet redova proizvodnih bunara, ivično plavljenje slabo utiče na centralne delove, usled čega plijen ulja iz ovih krajeva je malo. To dovodi do činjenice da stopa razvoja velikih polja općenito ne može biti dovoljno visoka sa ivičnim plavljenjem.

4. Poplavljivanje rubova ne dozvoljava utjecaj na pojedine lokalne dijelove akumulacije kako bi se ubrzalo izvlačenje iz njih ulje, izjednačavanje rezervoarskog pritiska u različitim rezervoarima i međuslojevima.

5. Sa ivičnim plavljenjem, prilično značajan dio vode ubrizgane u rezervoar odlazi u vodonosni sloj koji se nalazi iza konture sadržaj ulja bez istiskivanja ulja iz rezervoara.

FLOOD FLOODING

Rubno plavljenje se koristi za formacije sa jako smanjenom propusnošću u rubnom dijelu. Uz to, injekcione bušotine izbušena u zoni voda-nafta rezervoara između unutrašnje i vanjske konture sadržaj ulja(Sl. 2).



Rice. 2. Šema postavljanja bunara za plavljenje blizu ivice

Smanjenje propusnosti u dijelu akvifera ležišta naglo smanjuje apsorpcijski kapacitet rubnih injekcionih bušotina i uzrokuje slab učinak na ležište. Ova pojava je uzrokovana naglim povećanjem sadržaja karbonata u stijenama u ovom dijelu ležišta, što može biti povezano sa sekundarnim procesima kemijske interakcije. ulje i rubnih voda u zoni VNK. Ovo poslednje zavisi od hemijski sastav formacijske vode i ulje i od složenih biohemijskih procesa koji se dešavaju u dubinama na kontaktnoj vodi - ulje. Lociranjem injekcionih bušotina u marginalnoj zoni blizu konture ležišta, postalo je moguće isključiti zonu sa naglo smanjenom propusnošću, koja predstavlja prepreku koja razdvaja ulje nanos sa rubnog područja, kao i da efikasno utiče na naslage iz rubnih zona i drastično smanji oticanje vode u rubno područje.

Prvobitno je predložena metoda marginalnog plavljenja za rezervoare u geosinklinalnim područjima sa oštro degradiranom propusnošću u zoni OWC i izolovanim od rubnog područja. Nakon toga, ispostavilo se da je plavljenje blizu ruba također vrlo efikasno za platformske naslage.

Dakle, na polju Tuymazinskoye, prilikom dugotrajnog plavljenja rubova, pojavile su se značajne poteškoće u razvoju ležišta horizonta D 1. Brojni stručnjaci su predložili prelazak na plavljenje blizu ruba. Ranije se pretpostavljalo da će plavljenje rubova obezbijediti pomjeranje ulje od rubnih zona rezervoara prema zoni unutrašnje konture sadržaj ulja, ali ova pretpostavka nije bila opravdana. Pomeranje bez klipa nastaje pod dejstvom ubrizgane vode tokom zalivanja ivica ulje od rubnih zona uljem zasićene kapacitet rezervoara, a ubrizgana voda juri duž donjeg vodonosnog sloja horizonta. Ova okolnost zahtijeva samostalan razvoj naftno-vodnih zona velikih ležišta.

Prednosti plavljenja blizu ivice su očigledne. Rubne dijelove ležišta, do vanjske konture naftonosnog kapaciteta, karakteriziraju male debljine uljni rase koje nemaju praktičan značaj za razvoj. Na velikim platformskim naslagama proizvodni bunari se ne polažu u zonama male debljine (1 - 3 m).

Metoda plavljenja blizu ruba, u poređenju sa drugim, intenzivnijim metodama, ne može osigurati postizanje maksimalnog nivoa u kratkom vremenskom periodu. plijen, ali omogućava duži vremenski period da se održi dovoljno visok stabilan nivo plijen.

INTERLOOP FLOODING

Dobijeni rezultati plavljenja rubova ulje akumulacije su dovele do daljeg unapređenja razvoja ulje polja i dovela do svrsishodnosti primjene intra-petljskog plavljenja, posebno velikih polja, uz usjecanje slojeva redovima injektnih bunara u zasebne površine ili blokove.

Prilikom plavljenja u krugu, održavanje ili uspostavljanje ravnoteže energije rezervoara vrši se pumpanjem vode direktno u naftom zasićeni dio rezervoara (Sl. 3).

U Rusiji se koriste sljedeće vrste plavljenja u krugu:

sečenje naslaga ulje redovi injekcionih bunara na odvojenim lokacijama;

barijera plavljenja;

sečenje u zasebne blokove samorazvoja;

· plavljenje luka;

spot flooding;

poplava područja.


Rice. 3. Šema postavljanja bunara prilikom plavljenja u krugu

Na velikim poljima platformskog tipa sa širokim naftno-vodnim zonama koristi se sistem plavljenja sa izrezivanjem ležišta na odvojene površine. Ove zone su odsječene od glavnog dijela ležišta i razvijene prema nezavisnom sistemu. Na srednjim i malim ležištima, oni su poprečno presječeni nizovima injekcionih bunara u blokove (blok flooding). Širina površina i blokova se odabire uzimajući u obzir omjer viskoziteta i diskontinuiteta slojeva (litološka zamjena) u granicama od 3-4 km, unutra se postavlja neparan broj redova proizvodnih bunara (ne više od 5-7 ).

Rezanje na odvojene oblasti i blokove našlo je primenu u Romaškinskom (23 sloja horizonta D1, Tatarstan), Arlanskom (Baškirija), Muhanovskom (regija Kuibišev), Osinskom (regija Perm), Pokrovskom (regija Orenburg), Uzenskom (Kazahstan), Pravdinskom , Mamontovsky, Zapadno-Surgutsky, Samotlorsky (Zapadni Sibir) i druga ležišta.

Na ležištima Sovetskoye (strata AV 1), Samotlor, Mamontovskoye, itd. Od početka 60-ih godina. sistemi za navodnjavanje blokova počeli su se široko koristiti,

Takozvani "aktivni" (intenzivni) sistemi sa ne više od 3-5 redova proizvodnih bunara postavljenih između dva reda injektiranja. Sa niskim viskozitetom ulje(do 3 - 5 MPa s) za objekte sa relativno homogenom strukturom akumulacija, sistemi plavljenja mogu biti manje aktivni, blokovi širine do 3,5 - 4 km. Za pogoršane uslove, aktivnost sistema treba da se poveća, a širina blokova treba da se smanji na 2-3 km ili manje. Kod homogenih formacija sa produktivnošću iznad 500 t/(dan MPa), opravdali su se peteroredni sistemi, sa produktivnošću od 10 - 50 t/(dan MPa), troredni.

Kao rezultat daljnjih istraživanja, na osnovu iskustva razvoja, utvrđeno je da je najcjelishodnije primijeniti sečenje razvijenih ležišta redovima injekcionih bušotina u bloku (traku) nije bilo više od pet redova proizvodnih bušotina. . Tako je nastala moderna vrsta in-line sistema - blok razvojni sistemi. ulje depoziti: jednoredni, troredni i peteroredni.

Upotreba razvojnih sistema sa intrakonturnim rezanjem omogućila je povećanje stope razvoja za 2-2,5 puta u odnosu na konturno plavljenje i značajno poboljšanje tehničkih i ekonomskih pokazatelja razvoja. Blok in-line sistemi našli su široku primenu u razvoju naftnih polja u mnogim proizvodnja nafte područja, posebno u zapadnom Sibiru.

Kasnije, u cilju lociranja rezervnih bušotina, intenziviranja i regulisanja razvoja polja, počele su da se koriste fokalne i selektivne šeme plavljenja, pri čijoj se upotrebi injekcione i proizvodne bušotine ne nalaze u skladu sa prihvaćenim dobro uređenim razvojnim sistemom, već u posebnim deonicama. rezervoara.

Trenutno je ovo najintenzivniji i najekonomičniji način utjecaja na proizvodne formacije. Prema prirodi relativnog položaja proizvodnja nafte i bunara za ubrizgavanje vode, postoji nekoliko tipova plavljenja u krugu.

Pivot flooding. Sa njim se na krov konstrukcije ili blizu nje postavlja niz injekcionih bunara. Ako veličina rezervoara prelazi optimalnu, tada se ovo plavljenje kombinira s vodonosnikom. Naplavljivanje krova se dijeli na: aksijalno, prstenasto i centralno.

Aksijalno plavljenje uključuje održavanje pritiska ležišta lociranjem injekcionih bušotina duž duge ose konstrukcije. Vjeruje se da se takva metoda plavljenja može odabrati zbog značajnog pogoršanja propusnosti u perifernom dijelu akumulacije ili zbog naglo smanjene propusnosti u vodonosniku.

Aksijalno plavljenje je izvršeno u SAD na Wisson poljima

(1948) i Kelly-Snyder (1954), u Rusiji - tokom razvoja Novodmitrijevskog, Jakuškinskog, Ust-Balikskog (slojevi grupe A).

Prsten poplava. Prstenast niz injekcionih bušotina sa radijusom približno jednakim 0,4 radijusa rezervoara preseca rezervoar na centralno i prstenasto područje. (Romashkinskoye depozit).

Centralno plavljenje kao vrsta prstenastog plavljenja (4-6 injekcionih bunara postavljeno je duž kruga poluprečnika 200-300 m, a unutar njega se nalazi jedna ili više proizvodnih bunara).

Tačkasto plavljenje se trenutno primjenjuje kao dodatna mjera za glavni sistem plavljenja. Izvodi se na područjima ležišta, iz kojih se, zbog heterogene strukture ležišta, lentikularne prirode pojave pješčanih tijela i drugih razloga, ne razvijaju rezerve nafte. Položaj injekcionih i proizvodnih bušotina je određen na način da doprinese potpunijem pokrivanju uticaja ulje depoziti. Broj centara plavljenja određen je veličinom uljni području. Također se koristi u kombinaciji s plavljenjem u krugu, a posebno sa plavljenjem u krugu za iscrpljivanje rezervi ulje iz područja koja nisu obuhvaćena glavnim sistemima.

Efikasniji je u kasnijoj fazi razvoja. Implementirano u oblastima Tatarije, Baškirije, Perma, Orenburga itd.

Selektivno plavljenje se koristi u slučaju ležišta sa izraženom heterogenošću ležišta. Posebnost ove vrste plavljenja je da se nalazi na početku bunara Buryat na jednoličnoj kvadratnoj mreži bez podjele na operativni i injekcione bušotine, a nakon istraživanja i određenog perioda razvoja, među njima se biraju najefikasnije injekcione bušotine. Zbog toga se sa manjim brojem njih implementira najintenzivniji sistem plavljenja i postiže potpunija pokrivenost plavljenja.

Poplavljenje područja karakteriše se disperznim ubrizgavanjem vode u ležište na cijeloj površini njegovog sadržaj ulja. Sistemi površinskog plavljenja prema broju tačaka bunara svakog elementa ležišta sa jednom proizvodnom bušotinom koja se nalazi u centru mogu biti četvoro-, peto-, sedmo- i devetostepeni, takođe linearni (Sl. 4).

Rice. 4 Areal četiri-(a), pet-(b), sedam-(C), devet tačaka (d) i linearni (e, f) sistemi plavljenja (sa odabranim elementima)

Linearni sistem je jednoredni blok sistem plavljenja, sa bunarima postavljenim u šahovskom rasporedu. Omjer ubrizgavanja i

proizvodni bunari je 1:1. Element ovog sistema može biti pravougaonik sa stranicama 2L i 2s n = 2s d = 2s. Ako je 2L = 2s, tada linearni sistem postaje sistem sa pet tačaka sa istim omjerom bunara (1:1). Sistem od pet tačaka je simetričan, a kao element se može izabrati i obrnuto postavljanje bunara sa injekcionom bušotinom u centru (obrnuti sistem od pet tačaka). U sistemu od devet tačaka postoje tri injekcione bušotine po proizvodnoj bušotini (odnos bunara je 3:1), budući da od osam injekcionih bušotina četiri bunara padaju na dva i četiri susedna elementa. U obrnutom sistemu od devet tačaka (sa injekcionom bušotinom u centru kvadrata), odnos injekcionih i proizvodnih bunara je 1:3. Sa trouglastom mrežom za postavljanje bušotina imamo sisteme sa četiri tačke (obrnute sedam tačaka) i sedam tačaka (ili obrnute četiri tačke) sa odnosom injekcionih i proizvodnih bušotina, respektivno, 1:2 i 2:1.

Poplavljivanje područja je efikasno u razvoju uskih akumulacija. Njegova efikasnost raste sa povećanjem uniformnosti, debljine formacije, a takođe i sa smanjenjem viskoznosti. ulje i dubinu ležišta.

Poplavljivanje naftnih rezervoara sa svojim varijetetima trenutno je glavna metoda utjecaja ulje slojeva kako bi se iz njih izvukli ulje.

Opsežni činjenični podaci o razvoju naftnih polja korištenjem plavljenja u mnogim slučajevima potvrđuju, s različitim stupnjevima točnosti, teorijske rezultate dobijene na osnovu klipnih i neklipnih modela pomaka. ulje voda iz homogenih, slojevito-heterogenih, kao i napuknutih i pukotinsko-poroznih rezervoara, ako model odgovara stvarnom rezervoaru. Stvarna promjena pritiska u rezervoaru, plijen nafte i tečnosti, zavisnost trenutnog rezanja vode o povratu nafte je u skladu sa izračunatim. V trenutno postoji problem izbora pravog modela koji najpreciznije odražava glavne karakteristike razvoja ležišta. Model razvoja za konkretnu akumulaciju može se izgraditi samo na osnovu detaljnog proučavanja i razmatranja svojstava ležišta i poređenja rezultata proračuna procesa razvoja sa stvarnim podacima. U vezi sa rastom mogućnosti kompjuterske tehnologije, deterministički modeli rezervoara i razvojnih procesa dobili su veliki razvoj. Njihova upotreba dovodi do potrebe rješavanja dvodimenzionalnih i trodimenzionalnih problema višefazne višekomponentne filtracije.

Bogato i raznovrsno iskustvo plavljenja u Rusiji omogućava ne samo da se identifikuju njene tehnološke mogućnosti, već i da se formulišu problemi povezani sa ovom metodom stimulacije rezervoara.

Prvi problem plavljenja nastao je u fazi njegovih laboratorijskih eksperimentalnih studija. Zatim su teorijske studije i analize razvoja naftnih polja različitih viskoziteta nafte pokazale da je povećanjem omjera viskoziteta nafte i vode u uslovima ležišta, µ0 = µn /µw, struja oporavak nafte sa istim odnosom zapremine vode ubrizgane u rezervoar Q prema zapremini pora rezervoara Vp se smanjuje. Ako, na primjer, za uslovno finale oporavak nafte prihvatiti oporavak nafte prilikom pumpanja kroz rezervoar tri

zapremine pora formiranja, tj. zapremina vode jednaka 3 Vp, tada je u prosjeku pri µ0 = 1-5 moguće dobiti konačni koeficijent pomaka reda veličine 0,6 - 0,7 za stijene ležišta ulje sa propusnošću od 0,3 - 1,0 µm2.

Ako se navodnjavanje primjenjuje na naftnom polju s viskoznošću ulje u uslovima ležišta reda veličine 20-50 10 -3 Pa s, konačna efikasnost istiskivanja opada na 0,35 - 0,4 kao rezultat povećane nestabilnosti procesa istiskivanja nafte vodom.

Laboratorijske eksperimentalne studije pomaka ulje vode, izvedene na modelima rezervoara, pokazuju da je pri µ 0 = 1 - 5 kontaktna linija ulje- voda se relativno malo savija (slika 5), ​​ali je pri µ 0 = 20 - 30 jako deformisana (slika 6). Istovremeno, voda koja istiskuje ulje, kreće se jezicima, ostavljajući za sobom kontakt ulje– vodene površine koje voda zaobilazi ulje.

Ako je m 0 >100, poplava ulje depoziti, izvedeni pumpanjem obične vode, ispostavlja se neefikasnim, od konačnog oporavak nafte je nizak (oko 0,1).

Rice. 5 Šema kretanja kontakta ulje-voda u ležištu

pri m = 1 – 5 10 Pa s

1 - površina koju zauzima voda i ostatak ulje; 2 - kontakt voda-ulje;

3 - površina zauzeta ulje

Slična slika se javlja kada se plavljenje koristi za istiskivanje visoko parafinske nafte iz rezervoara. Ako je dozvoljeno snažno otplinjavanje ulje prilikom razvoja polja u prirodnom režimu ili smanjenja temperature ležišta ispod temperature kristalizacije parafina usled ubrizgavanja vode u ležište na nižoj temperaturi od ležišta, tada parafina koji je prvobitno bio u rezervoaru. ulje u otopljenom stanju, izdvajaju se iz njega, viskoznost uljeće se povećati i poprimiti nenjutnova svojstva, što će na kraju dovesti do smanjenja oporavak nafte.

ulje polja koja koriste plavljenje je da se eliminiše negativan uticaj visokog omjera viskoziteta ulje i vodu, kao i nenjutnova svojstva ulje za tekuće i konačne oporavak nafte.


Rice. 6 Šema kretanja kontakta ulje-voda u ležištu

pri m = 20 – 30 10 Pa s

1-područje zauzeto vodom i ostacima ulje; 2 - kontakt voda-ulje;

3 - površina zauzeta ulje; 4 - klaster ulje, ostavio kontakt ulje-voda

Na osnovu navedenog, prvi razvojni problem ulje polja koja koriste plavljenje je da se eliminiše negativan uticaj visokog omjera viskoziteta nafte i vode, kao i nenjutnovskih svojstava ulje za tekuće i konačne oporavak nafte.

Trenutno postoje sljedeći pravci za rješavanje ovog problema.

Drugi problem plavljenja vezan je za suštinsku nemogućnost postizanja potpunog istiskivanja nafte vodom čak i pod povoljnim uslovima značajne propusnosti ležišta i malih vrednosti parametra m 0.

Glavni razlog nemogućnosti potpunog pomjeranja ulje voda iz poplavljenih područja akumulacija leži u nemešljivosti ulje i vodu.

Treći problem - nastao je kao rezultat analize i generalizacije razvojnog iskustva na mnoge ulje polja - osiguravanje potpunije pokrivenosti akumulacija procesom plavljenja. Iz više razloga, pojedinačni međuslojevi uključeni u razvojne objekte ne upijaju vodu, pa se iz njih ne istiskuje voda. ulje; navodnjavanje pojedinih bunara odvija se vrlo neravnomjerno, što dovodi do napuštanja rezervoara koji nisu pokriveni poplavama uljem zasićene zone (slika 7).

Rice. 8 Šema presjeka formacije koja se sastoji od tri međusloja,

razvijena sa trorednim rasporedom bunara

1 - injekciona bušotina; 2 - međusloj 1; 3 – proizvodni bunar; 4 - međusloj 2, uklesan između prvog i drugog reda proizvodnih bunara; 5 – proizvodni bunar drugog reda; 6 - međusloj 3

Poplavljivanje naftnih ležišta nije počelo da se koristi od samog početka razvoja proizvodnje nafte. Od 40-ih godina prošlog vijeka razrada naftnih polja vrši se samo do 25% iscrpljenosti. Tek povremeno je postojao prirodni pritisak vode, koji je omogućavao dobijanje malo više ugljikovodične sirovine. Preostale rezerve su uzete sekundarnim metodama - ubrizgavanjem zraka i zagrijane mješavine plina i zraka u bušotinu.

Zalivanje naftnih polja vodom, karakteristike procesa

Injektiranje vode u naftno polje je najpopularniji proces za razvoj ležišta ugljovodonika. Uz pomoć tehnologije moguće je postići visok koeficijent selekcije sirovina. Glavni cilj plavljenja je pomjeranje rezervoara nafte. Popularnost tehnologije opravdana je sljedećim:

  • dostupnost i dostupnost vode;
  • jednostavnost izgradnje inženjerskih komunikacija i jednostavnost procesa ubrizgavanja fluida;
  • sposobnost vode da prodre u slojeve zasićene sirovinama;
  • dovoljan oporavak nafte tokom odvajanja minerala iz vode.

Tehnika omogućava visok izbor sirovina po dva kriterija odjednom. Prvi je održavanje konstantno visokog pritiska u ležištu, drugi je fizički prodor vode u debljinu rezervoara nafte. Postoji nekoliko vrsta tehnologije. Svaki od njih uključuje korištenje raznih tekućina, suspenzija i drugih kemikalija koje ne reagiraju s fosilom. Ali sve takve metode se smatraju tercijarnim razvojnim tehnologijama.

Treba shvatiti da je prelijevanje nafte visokopotencijalni način vađenja nafte, koji će u bliskoj budućnosti ostati napredna tehnologija. A pronalaženje načina za poboljšanje ove tehnike glavni je zadatak industrije.

Outline tehnologija

Ova vrsta plavljenja nastala je kao rezultat nedovoljnog napredovanja konturnih voda. Smisao ove tehnologije je da se količine prirodnih sirovina brzo nadopunjuju zahvaljujući ubrizgavanju vode. Sami bunari za dovod tečnosti nalaze se izvan teritorije (konture) rezervoara nafte i gasa. U ovom slučaju, vod za ubrizgavanje se uvijek nalazi iza vanjskog prstena za uljni ležaj. Udaljenost se uzima u zavisnosti od sljedećeg:

  • približna udaljenost između mjesta za vodosnabdijevanje;
  • indikator istraženosti teritorije proizvodnje nafte;
  • uvlačenje vanjske konture uljne nosivosti od unutrašnjeg.

Ako se ranije ova metoda smatrala najefikasnijom, onda su duge analize, geološke studije pokazale da postoji razlog za pretpostavku da ima puno negativnih aspekata.

Prvo - dugotrajna upotreba tehnologija dovodi do otežane propusnosti naftnih ležišta. U ovom slučaju može doći i do izolacije naslaga sirovina. Drugo, preporučuje se izgradnja injekcionih stanica na udaljenosti od 2 km od polja. To otežava opskrbu vodom. Osim toga, stručnjaci također primjećuju slabu aktivnost vode izvan konture proizvodnje nafte.

Poplavljivanje ivica


Ova opcija je prikladna za rezervoare sa vrlo niskom propusnošću izvan konture u kojoj se nalazi ulje. Ovaj faktor utiče na smanjenje apsorpcionih karakteristika stanica za ubrizgavanje. Dakle, postoji slab uticaj na depozite. Osim toga, postoji nagli skok sadržaja karbonata. Sa čime je to povezano? Jednostavno je - prisustvo hemijske reakcije ulja nakon kontakta s vodom u datoj zoni. Naravno, to u velikoj mjeri ovisi o sastavu vode u ovom rezervoaru.

Koristeći ovu tehnologiju, moguće je isključiti pojavu teritorije sa slabom propusnošću. Osim toga, pozitivno se utječe na rezervoare nafte u rubnom naftonosnom području, što omogućava smanjenje količine vode koja izlazi izvan konture.

U početku se metoda koristila vrlo usko - samo na mjestima s niskom propusnošću. Kasnije se ispostavilo da je efikasnost plavljenja blizu konture za proizvodnju nafte u platformskim formacijama također prilično visoka. Nedostatak tehnike je u tome što nije preporučljivo graditi injekcione bušotine na mjestima sa šavovima male debljine.

Bitan! Ova metoda ne može osigurati brzu opskrbu vodom u uljnom području. To je zbog niskog intenziteta. Istovremeno se primjećuje visoka efikasnost i stabilne performanse na velikoj udaljenosti.

In-loop flooding

Gore opisana metoda u početku je izazvala mnogo kontroverzi, ali je na kraju dovela do intenzivnog razvoja naprednijih tehnologija. Jedna od njih je plavljenje naftnih polja u krugu. Ova tehnologija se koristi u oblasti ležišta prirodnih resursa. Visoka efikasnost tehnike uočena je u posebno velikim naslagama. Suština metode sastoji se u rezanju slojeva na sektore, blokove i pojedinačne površine u redovima bunara za vodosnabdijevanje.

Na teritoriji Ruske Federacije koriste se sljedeće podvrste ove tehnologije:

  • barijera plavljenja;
  • fokalna tehnologija;
  • vodosnabdijevanje na cijelom području;
  • rezanje uljnog kruga u zasebne blokove, gdje se proizvodnja odvija odvojeno od ostatka sistema;
  • plavljenje grebena;
  • sečenje ležišta prirodnih resursa na male površine.

Svaka tehnologija ima svoje jedinstvene karakteristike. O svakom od njih će biti riječi u nastavku. Treba napomenuti da je ovaj način razvoja usmjeren na visoko efikasno održavanje i uspostavljanje ravnoteže u međuslojnom prostoru. Ubrizgavanje tečnosti se vrši direktno u deo polja zasićen naftom.

Vrste procesa

Poplavljivanje se smatra najefikasnijim i najisplativijim načinom razvoja naftnih polja. Na osnovu lokacije preduzeća za proizvodnju nafte i stanica za ubrizgavanje vode, moguće je podijeliti in-loop tehnologiju na nekoliko tipova:

  1. Konsolidovani. Ova metoda podrazumijeva izgradnju bunara u neposrednoj blizini luka sistema ili direktno na njemu. Ova tehnologija se može kombinirati s konturiranjem. Zauzvrat, ova metoda je podijeljena na:
    • aksijalno plavljenje - sistemi injektiranja se postavljaju duž ose tehnološke konstrukcije;
    • prstenasto - određeni broj kompresora je smješten tako da je naftno polje podijeljeno na središnju i prstenastu ravan;
    • centralni - podrazumeva postavljanje 4-6 bunara za vodosnabdevanje i jednog centralnog duž prstena.
  2. Fokalno plavljenje naftnih polja. Koristi se kao pomoćni događaj. Takva se operacija izvodi u onim područjima gdje postoji nehomogena struktura ležišta ili se uočavaju naslage pješčenjaka u obliku sočiva.
  3. Selektivno. Koristi se kada ležišta imaju izraženu heterogenost ležišta nafte. U početku se lokacije bunara buše duž mreže, a zatim se odabiru najoptimalnije opcije za njihovo postavljanje.
  4. Areal. Ovu vrstu plavljenja odlikuje rasprostranjenost mjesta ubrizgavanja vode u ležišta sirovina.

Sve ovo ukazuje na popularnost ove tehnologije u naftna industrija. Efikasnost metodologije je prilično visoka, ali se još uvijek poduzimaju brojne mjere za poboljšanje učinka eksploatacije prirodnih resursa.

poplave

naftna polja, ubrizgavanje vode u naftne rezervoare u cilju održavanja i obnavljanja ležišnog pritiska (pogledajte Pritisak u bušotini) i energetskog bilansa ležišta. Z. osigurava visoke stope proizvodnje nafte i relativno visok stepen vađenje nafte iz podzemlja, budući da se razvoj odvija na najefikasnijem vodenom režimu formacije (nafta sadržana u porama ili pukotinama stijena zamjenjuje se vodom). U većini naftnih regiona postoje izvori vode, pogodni nakon jednostavnog tretmana za ubrizgavanje u rezervoar. Efikasnost Z. (uključujući i ekonomsku) doprinijela je širokom uvođenju ove metode u proizvodnju nafte u SSSR-u (kasnih 1960-ih, oko 1/4 proizvedene nafte). Z. vam omogućava da značajno smanjite broj naftne bušotine i naglo povećati njihov protok (dnevnu produktivnost), što značajno smanjuje troškove po toni proizvedene nafte. Sistem vodosnabdijevanja se obično sastoji od vodozahvatnih objekata, rezervoara, postrojenja za prečišćavanje, crpnih stanica, vodovodnih mreža i injekcionih bunara. Ubrizgavanje vode u naftne rezervoare vrši se kroz sistem injekcionih bušotina, obično izbušenih za tu svrhu. U zavisnosti od lokacije injekcionih bušotina u odnosu na nalazište nafte i relativnog položaja ubrizgavanja i proizvodne (proizvodne) bušotine, postoje vrste bušotina: intraloop, u kojem se injekcione bušotine nalaze na području ležišta nafte, a voda se pumpa u naftom zasićeni dio ležišta; područje, u kojem se naftne i injekcione bušotine koje se nalaze na posebnoj mreži izmjenjuju jedna s drugom na određeni način.

U razvoju vodonosne zone, razvoj je po prirodi blizak prirodnom vodenom načinu rada formacije sa aktivnim rubnim (ivičnim) vodama. Udubljeno zoniranje samo intenzivira ovaj proces, približavajući područje ishrane rezervoara blizu ležišta. Za mnoga ležišta nafte takva stimulacija ima odlučujuče, jer se samo u tom slučaju nalazište može razviti u traženom vremenskom okviru uz najefikasniji način istiskivanja nafte vodom. Ponekad razlikuju tzv. crpljenje blizu konture, u kojem se injekcione bušotine nalaze na naftonosnoj konturi (koristi se na poljima gdje je propusnost ležišta iza konture ili na naftonosnoj konturi značajno pogoršana). Tipičan primjer zoniranja uporišta je eksploatacija ležišta Bavlinskoye u Tatarskoj Autonomnoj Sovjetskoj Socijalističkoj Republici, gdje je ovaj proces u potpunosti proveden. Kao rezultat toga, broj naftnih bušotina je smanjen za faktor četiri i postignuta je dugoročna stabilna proizvodnja nafte.

Kod in-loop pumpanja voda se pumpa direktno u rezervoar nafte, najčešće u injekcione bunare raspoređene u redove (lančane), usled čega se rezervoar, takoreći, „preseca“ vodom na zasebne, manje naslage koje mogu se samostalno eksploatisati. Povećava se broj proizvodnih bušotina koje se nalaze u zoni visokog pritiska u formaciji (u blizini injekcionih bušotina), što naglo povećava stopu proizvodnje nafte i skraćuje vreme razvoja polja. Klasičan primjer zoniranja u krugu je razvoj nalazišta devonske nafte Romashkino u Tatarskoj Autonomnoj Sovjetskoj Socijalističkoj Republici. Podjela ogromnog ležišta lancima injekcionih bušotina, koja se vrši od 1954. godine, omogućila je da se period vađenja glavnih rezervi nafte skrati za nekoliko puta. Za manje naslage koristi se uzdužna i poprečna in-konturna karotaža, ovisno o smjeru "rezanja" redova u odnosu na konstrukciju.

Površinska karotaža je najintenzivnija metoda, u kojoj je pojava interferencije bušotina iste namjene svedena na minimum, a protok bušotina maksimiziran, pri svim ostalim jednakim uvjetima. Površinska karotaža se obično koristi ili od početka razvoja u ležištima sa vrlo niskom propusnošću ležišta, gdje druge vrste karoče nisu dovoljno efikasne, ili nakon razvoja ležišta bez održavanja ležišnog pritiska kao tzv. sekundarni način ekstrakcije ulja.

U mnogim nalazištima nafte koriste se kombinacije opisanih sorti nafte.U procesu razvoja često je potrebno modificirati naftni sistem kako bi se dodatno intenzivirala proizvodnja nafte.

Lit.: Priručnik o proizvodnji nafte, ur. I. M. Muravjova, tom 1, M., 1958; Projektovanje razvoja naftnih polja, M., 1962.

Yu. P. Borisov.


Velika sovjetska enciklopedija. - M.: Sovjetska enciklopedija. 1969-1978 .

Sinonimi:

Pogledajte šta je "Poplava" u drugim rječnicima:

    - (a. plavljenje; n. Fluten, Wasserfluten; f. inondation artificielle, injection d eau; i. inundacion) metoda uticaja na ležište tokom razvoja nafte. mišljenja, uz održavanje i obnavljanje rezervoarskog pritiska i energetskog bilansa ... ... Geološka enciklopedija

    Metoda održavanja i obnavljanja pritiska za istiskivanje nafte iz rezervoara pumpanjem vode. Plavljenje se koristi za konturno, unutarkonturno, površinsko itd. Plavljenjem se postižu visoke stope povlačenja fluida iz rezervoara i povećanje ... ... Veliki enciklopedijski rječnik

    Postojeći, broj sinonima: 1 termalno plavljenje (1) ASIS sinonimski rječnik. V.N. Trishin. 2013 ... Rečnik sinonima

    poplave- — Teme Industrija nafte i gasa EN plavljenje … Priručnik tehničkog prevodioca

Izbor sistema za oporavak nafte i razvoj naftnih polja zavisi od desetina faktora: od dubine i kvaliteta proizvodnih formacija: količine nadoknadivih rezervi, njihove strukture prema stepenu istraženosti (): karakteristike ležišta; sastav i svojstva nafte: faktor gasa i sastav pratećih gasova: pritisak zasićenja nafte gasom: svojstva i uslovi nastanka formacijskih voda; pozicije kontakta voda-ulje.

Pored navedenih glavnih pokazatelja razvoja, prilikom izrade polja u obzir se uzimaju i prirodno-klimatske karakteristike, inženjersko-geološki uslovi.

Jedan od osnovnih zahtjeva za razvoj je racionalizacija: osiguranje specificiranih stopa proizvodnje uz minimalna kapitalna ulaganja i minimalan uticaj na životnu sredinu. najvažniji sastavni dio Projekt razvoja terena je raspodjela operativnih objekata. Dio nalazišta nafte koji je namijenjen za rad nezavisnom mrežom proizvodnih i injekcionih bušotina naziva se proizvodni pogon.

Istražena ležišta smatraju se pripremljenima za industrijski razvoj pod sledećim uslovima:

Zahtjevi master plana

Šema generalnog plana polja predviđa postavljanje ušća nafte, gasa, injekcionih pojedinačnih bušotina i klastera, GZU, BPS. instalacije za prethodnu formaciju vode (UPS), klaster pumpne stanice (CPS), kompresorske stanice, inženjerske komunikacije (putevi, naftovodi i plinovodi, vodovodi, dalekovodi, vodovi komunikacije, katodna zaštita, itd.), obezbjeđivanje procesa za prikupljanje i transport bunarskih proizvoda, kao i snabdevanje električnom energijom, toplotom, vodom i vazduhom.

Postavljanje industrijskih i pomoćnih zgrada i objekata mora se vršiti prema njihovoj funkcionalnoj i tehnološkoj namjeni, vodeći računa o opasnosti od eksplozije i požara. Prilikom postavljanja postrojenja za proizvodnju nafte u priobalnim područjima akumulacija, planske oznake lokacija uzimaju se 0,5 m iznad najvišeg vodostaja sa vjerovatnoćom prekoračenja jednom u 25 godina (učelja, GZU) i jednom u 50 godina (CS, CPS, BPS, UPS).

Mjere zaštite okoliša i elementi EIA uključeni su u regulatorne dokumente za razvoj ležišta. Međutim, sa ustaljenom praksom interakcije učesnika u razvoju ležišta, tipični ekološki problemi se ne rješavaju preventivno, već kako nastaju. Postoji obrazac - što je ležište udaljenije, to su mu manje stroga ekološka ograničenja i veća je ekološka šteta nanesena okolišu.

Kako bi se izbjegli društveni i ekološki problemi u kasnijim fazama proizvodnje nafte, konsultacije sa svim zainteresovanim organizacijama i pojedincima trebalo bi da se sprovedu već tokom projektovanja razvoja polja. Rad naftnih polja šteti okolišu, bez obzira na konstrukcijske karakteristike konstrukcija i količine proizvedenih ugljikovodika. Sprovođenje skupih mjera zaštite okoliša treba provoditi na vrijeme (likvidacija bunara, skladišnih jama, melioracija), a ne odlagati se na neodređeno vrijeme.

Tehnološka sigurnost rada objekata u lancu „vađenje – prikupljanje – priprema – transport“ je u velikoj mjeri osigurana ravnomjernošću razvoja rezervi nafte. Da biste to učinili, potrebno je imati pouzdane informacije o distribuciji energetskog potencijala rezervoara, što se odražava pomoću izobarskih karata. Ovdje je izbor sheme grupiranja bušotina fundamentalno važan. Poznato je da što su jastučići bunara veći, to je bušenje bušotine skuplje, jer je potreban veliki otpad iz dna bušotine iz vertikale (do 2-4 km ili više). Međutim, to smanjuje troškove komunikacionih koridora i povećava stepen ekološke sigurnosti ribarstva u cjelini.

klaster bunara

Za klastere bušotina dodijeljeno je mjesto prirodnog ili vještačkog područja teritorije sa izvorima bunara, tehnološkom opremom, inženjerskim komunikacijama i kancelarijskim prostorima koji se nalaze na njemu. Uvećani klaster može uključivati ​​nekoliko desetina usmjerenih bunara. Ukupni protok nafte jedne bušotine uzima se do 4000, a faktor plina - do 200.

Tehnološke strukture bušotina obično uključuju:

  • izvorišta bušotina proizvodnih i injekcionih bušotina;
  • mjerne instalacije;
  • jedinice za dovod reagensa-demulgatora i inhibitora;
  • blokovi za distribuciju plina i vode;
  • jedinice za pumpanje vode u injekcione bunare;
  • ESP i SRP pumpne kontrolne stanice;
  • Temelji za pumpne jedinice;
  • transformatorske stanice;
  • mjesta za popravku;
  • sabirni rezervoar i tehnološki cjevovodi.

Objekti bunara mogu uključivati ​​jedinicu za tretman otpadnih voda (SWSU) sa lokalnim ubrizgavanjem vode u rezervoar. U ovom slučaju nema energetski intenzivnog pumpanja formacijskih voda do mjesta odvajanja nafte i nazad, a u transportnim koridorima nema agresivnih formacijskih fluida, što povećava ekološku sigurnost polja.

Izgradnja bušotina s velikim otpadom iz donjeg otvora ograničava upotrebu pumpi na nišanu zbog komplikacija povezanih s abrazijom cijevi. Kako bi se izbjegle nezgode, pri odabiru pumpne opreme prednost se daje ESP i pumpnim sistemima na hidraulični pogon u zatvorenom sistemu za prikupljanje nafte i gasa. Ovakvi sistemi omogućavaju snabdevanje inhibitorima za sprečavanje korozije i stvaranja voska.

Sistem postrojenja za obradu nafte, ispuštanje i injektiranje vode gradi se u zavisnosti od rasporeda rezervi po površini ležišta, obima proizvodnje, stepena zalijevanja i zasićenosti naftom gasom, pritiska na ušću bušotine, lokacije nalazišta. klasteri bunara (slika 5.1). Ovi objekti moraju obezbijediti:

  • sakupljanje pod pritiskom i transport proizvoda iz bunara do CPS-a;
  • odvajanje gasa od nafte i bezkompresorski transport gasa prve faze separacije do sabirnih mesta, postrojenja za preradu gasa i za sopstvene potrebe;
  • mjerenje troškova proizvodnje pojedinačnih bunara i klastera, računajući ukupnu proizvodnju proizvoda iz svih bunara;
  • preliminarna dehidracija ulja.


Rice. 5.1.

Grupne mjerne stanice

Smjesa plina i tekućine iz proizvodnih bunara ulazi u GZU, u kojoj se automatski vrši periodično mjerenje u mjernom separatoru protoka tečnosti i gasa svake bušotine. Broj instalacija određuje se proračunima. Blokovi za ubrizgavanje demulgatora i inhibitora korozije nalaze se na lokacijama GZU.

Booster pumpna stanica

U slučajevima kada je udaljenost od jastučića bunara do CPS-a velika, a pritisak na ušću bunara nije dovoljan za pumpanje fluida, gradi se BPS. Smjesa ulazi u BPS kroz cjevovode za prikupljanje nafte nakon GZU.

DNS uključuje sljedeće blok strukture:

  • prva faza separacije sa preliminarnom ekstrakcijom gasa;
  • prethodna dehidracija i prečišćavanje formacijske vode;
  • mjerenje nafte, plina i vode;
  • jedinica za pumpanje i kompresor zraka;
  • ubrizgavanje reagensa prije prve faze odvajanja;
  • ubrizgavanje inhibitora u gasovode i naftovode;
  • kontejneri za hitne slučajeve.

Izgradnja boster pumpne stanice je neophodna jer pumpna oprema ne dozvoljava pumpanje mješavina s visokim sadržajem plina zbog pojave kavitacijskih procesa. Gas izdvojen kao rezultat smanjenja pritiska u prvoj fazi separacije najčešće se dovodi u baklju ili za lokalnu upotrebu. Nafta i voda sa otopljenim preostalim gasom ulaze u separatore drugog stepena na CPS i OTU.

Centralno sabirno mesto

U CPS-u, sirova nafta prolazi kroz puni ciklus prerade, koji uključuje dvo- ili trostepeno otplinjavanje nafte pomoću separatora i dovođenje nafte u potrebne uslove u smislu pritiska zasićene pare. Nakon odvajanja, plin se čisti od kapljujućih tekućina i stavlja na recikliranje ili preradu. Gas prvog i drugog stepena separacije transportuje se pod sopstvenim pritiskom. Završni plin treba komprimirati za dalju upotrebu.

Ovdje, u CPS-u, nafta se dehidrira i desaljuje prema tržišnim standardima. Povezane proizvedene vode se odvajaju od sirove nafte u jedinici za obradu nafte (OTP) kao dio CPF-a. U posebnom rezervoaru se taloži ulje, uljna emulzija se zagrijava u cijevnim pećima i odsolja. Nakon toga, komercijalna nafta ulazi u rezervoar sa naknadnim pumpanjem u MN.

tank farmi

Prisustvo rezervne flote tenkova je obavezan atribut svih tehnološke šeme prikupljanje, priprema i transport nafte i gasa. Standardni rezervoari tipa RVS koriste se za stvaranje rezervi:

  • sirovine koje se isporučuju u OTU, potrebne u iznosu dnevnog obima proizvodnje bunara;
  • komercijalno ulje u obimu dnevne produktivnosti OTU.

Osim toga, potrebni su rezervoari različitih zapremina za primanje formiranih i otpadnih voda, kao i za hitne ispuštanja.

Za ispuštanje parafinskih naslaga od čišćenja (parenja) rezervoara uređuju se zemljane jame za skladištenje. Osim toga, rezervoari su izvor zagađenja atmosfere zbog isparavanja ugljovodonika pohranjenih u njima.

Kompresorske stanice

CS mogu biti samostalni terenski razvojni objekti ili biti dio kompleksa tehnoloških objekata CPF-a. CS su dizajnirani za snabdevanje naftnog gasa u GPP, za komprimovanje gasa u proizvodnom sistemu gas lifta i pripremu za transport.

Za uklanjanje plina iz šupljine klipnog kompresora, na ulaznom plinovodu svakog stupnja kompresije kompresora predviđena je svijeća za ispuštanje plina s ugrađenim zapornim ventilima. Visina svijeće je najmanje 5 m i određena je proračunom disperzije plina.

Sistem baklji

Naftni gas koji se ne može prihvatiti za transport, kao i gas iz opreme za pročišćavanje i cjevovoda, šalje se u sistem hitne baklje BPS-a.

Prečnik i visina baklje određuju se proračunom, uzimajući u obzir dozvoljenu koncentraciju štetnih materija u površinskom sloju vazduha, kao i dozvoljene toplotne efekte na ljude i predmete. Visina cijevi mora biti najmanje 10 m, a za plinove koji sadrže vodonik sulfid ne manja od 30 m. Brzina plina na ušću baklje uzima se u obzir uz isključenje odvajanja plamena, ali ne više od 80 m/s.

  • blokovi za doziranje i opskrbu inhibitorima i kemikalijama;
  • skladište za hemikalije.

    • Naftovodi i gasovodi

    Sistem za sakupljanje i transport proizvoda iz proizvodnih bunara uključuje:

    • dovodni vodovi od glave bunara do benzinske pumpe;
    • sakupljači koji obezbeđuju prikupljanje proizvoda od GZU do mesta prve faze odvajanja BPS ili CPS;
    • naftovode za snabdijevanje gasom zasićenim ili degaziranim natopljenim uljem ili suvim uljem od sabirnih mjesta i BPS do CPS;
    • naftovodi za transport tržišne nafte od CPS do glavne PS magistralnog cjevovoda:
    • gasovodi za snabdevanje naftnim gasom iz separacionih jedinica do GTU, CS, CPS, GPP i za sopstvene potrebe:
    • gasovode za snabdevanje gasom od CPS do glavne kompresorske stanice magistralnog cjevovoda.

    Istorija razvoja poplava n 1846 – izbušena je prva naftna (istražna) bušotina, polje Bibi Aibat kod Bakua n 1864 – izbušena je prva proizvodna bušotina u dolini reke Kudako na Kubanu (rođenje ruske naftne industrije). n 1880 – prvi pomen mogućnosti istiskivanja nafte vodom u uslovima ležišta. n 1940-ih 50-ih – Široko rasprostranjeno plavljenje na naftnim poljima širom svijeta, uvođenje niza novih sistema za plavljenje. n 1946. - prva primjena plavljenja rubnih voda u SSSR-u na Tuymazinskom polju. n 1954 – uvođenje plavljenja u krugu devonskog ležišta Romaškinskog polja. n 1957 - primjena plavljenja na naftnom polju Leonidovskoye

    Glavni koeficijenti koji karakterišu plavljenje § Koeficijent drenaže akumulacija § Koeficijent zalivanja akumulacija plavljenjem § Koeficijent istiskivanja nafte vodom iz poroznog medija Koeficijent zalivanja od poplava određuje udio zapremine drenirane formacije zasićene naftom koja je pokrivena vodom (oc. i izražava se omjerom

    Faktori efikasnosti plavljenja Sljedeći faktori utiču na indikatore efikasnosti plavljenja: 1) koeficijent drenaže rezervoara – n Disekcija, diskontinuitet (čvrstoća), greške šava. n Uslovi pojave nafte, gasa i vode u rezervoarima. n Postavljanje proizvodnih i injekcionih bušotina u odnosu na granice izbijanja formacije. n Stanje zona formiranja na dnu rupe kao rezultat kvaliteta bušenja i promjena u toku rada. 2) o efikasnosti čišćenja rezervoara plavljenjem - n Makroheterogenost akumulacija (slojevitost, zonalna varijabilnost svojstava). n Frakturiranje, vugginess (tip rezervoara). n Odnos viskoziteta ulja i potisnog radnog sredstva. 3) o koeficijentu istiskivanja nafte vodom - n Mikroheterogenost poroznog medija u pogledu veličine pora i kanala (prosječna permeabilnost). n Vlaženje površine pora, stepen hidrofilnosti i hidrofobnosti medija. n Međufazna napetost između ulja i istisnute vode.

    Sistemi razvoja polja koji koriste plavljenje n Sistemi za razvoj rezervoara se klasifikuju u zavisnosti od lokacije bunara i vrste energije koja se koristi za kretanje nafte n Razmak bunara: ujednačen, neravnomeran. n Razvojni sistemi sa postavljanjem bunara na ujednačenu mrežu razlikuju se: po obliku mreže; po gustini mreže; po stopi puštanja bunara u rad; u cilju puštanja u rad bunara u odnosu jedan na drugi i strukturne elemente ležišta. n Gustoća mreže bušotina je omjer površine koja sadrži naftu i broja proizvodnih bušotina. n Prema stopi puštanja bušotina u rad, razlikuje se simultani (takođe zvani “kontinuirani”) i sistemi odloženog razvoja rezervoara (zadebljanje i puzanje). n Po vrsti energije koja se koristi: prirodna, vještačka.

    Vrste krivulja plavljenja Primjenjuje se na malim (do 5 km) ležištima Injektiranje vode se vrši u više injekcionih bušotina smještenih iza vanjske konture naftonosnog (100 1000 m). Periferno Koristi se na malim naslagama sa značajno smanjenom propusnošću ležišta u području vodonosnika ili kada je teško povezati rubnu vodu sa naftom zasićenim dijelom ležišta (na primjer, kada se oksidirane frakcije teške nafte talože u području OWC) . Voda se ubrizgava direktno u područje kontakta ulje-voda. Intracontour Koristi se na velikim naslagama kako bi se isključila skrining i konzervacija centralnog dijela ležišta. Dijeli se na blok (red), arealnu, selektivnu, fokalnu.

    Šema ivičnog plavljenja Šema je prilično efikasna sa malom širinom naslaga (do 5-6 km), niskom relativnom viskoznošću formacijske nafte, visokom propusnošću ležišta (0,4-0,5 µm 2 i više), relativno homogenom strukturom produktivnog formiranje, dobra povezanost ležišta sa konturnim područjem.

    Rubno plavljenje n U slučaju rubnog plavljenja, voda se pumpa u veći broj injekcionih bunara koji se nalaze iza vanjske konture naftonosnog kapaciteta na udaljenosti od 100-1000 m.5 km, i sa najpovoljnijom strukturom slojeva. i više). Primjer je Tuymazinskoe polje (Baškirija), gdje je plavljenje prvi put korišteno u SSSR-u (1948.). Nije dobio široku distribuciju. n Sa više od pet redova proizvodnih bušotina, centralni dio polja je slabo zahvaćen ivičnim plavljenjem, ležišni pritisak ovdje opada, a ovaj dio se razvija u režimu otopljenog gasa, a zatim nakon formiranja ranije nepostojeće (sekundarni) gas cap - pod pritiskom gasa.

    Šema plavljenja blizu konture Kod ovog tipa plavljenja injekcione bušotine se nalaze na određenoj udaljenosti od vanjske konture naftonosnog kapaciteta unutar naftno-vodene zone ležišta. Koristi se uglavnom za iste karakteristike ležišta kao i rubno plavljenje, ali sa značajnom širinom vodonaftne zone, kao i sa lošom hidrodinamičkom vezom ležišta sa rubnom zonom.

    Šema blokovskog plavljenja Kod blokovskog plavljenja ležište nafte se reže redovima injekcionih bušotina u trake (blokove), unutar kojih se u istom pravcu postavljaju redovi proizvodnih bunara.

    Inline i blok plavljenje n Inline razvojni sistem se koristi u velikim naftnim poljima platformskog tipa sa širokim zonama nafte i vode. Široke vodeno-naftne zone su odsječene od glavnog dijela ležišta i razvijaju se prema nezavisnim sistemima. Na srednjim i malim ležištima, oni su poprečno presječeni nizovima injekcionih bunara u blokove (blok flooding). Širina površina i blokova se bira uzimajući u obzir omjer viskoziteta i diskontinuiteta slojeva (litološka zamjena) u rasponu do 3-4 km, unutar kojih se postavlja neparan broj redova proizvodnih bunara. n U praksi se koriste rasporedi bušotina od jednog, tri, pet reda, koji predstavljaju, redom, izmjenu jednog reda proizvodnih bunara i većeg broja injekcionih bunara, tri reda proizvodnih bunara i više injekcionih bunara, pet redova. proizvodnih bunara i niza injekcionih bušotina. Više od pet redova proizvodnih bunara se obično ne koristi iz istog razloga kao kod ivičnog plavljenja.

    Obrasci plavljenja krovova Poplavljivanje krova se bira u zavisnosti od oblika i veličine rezervoara i relativne veličine BOR-a.

    Poplavljivanje krova n Poplavljivanje krova postavlja niz injekcionih bunara na ili blizu vrha konstrukcije. Ako veličina rezervoara prelazi optimalnu, ovo plavljenje se kombinira s konturom. Poplavljenje luka se dijeli na: n a) aksijalno (injekcione bušotine su postavljene duž ose strukture - horizont Kuma Novodmitrijevskog polja na Krasnodarskom teritoriju, slojevi grupe A polja Ust Balykskoye u Zapadnom Sibiru); n b) prstenasti (prstenasti red injekcionih bušotina poluprečnika približno 0,4 radijusa depozita preseca ležište u centralno i prstenasto područje - Minnibaevskaya oblast Romashkinskog polja); n c) centralno plavljenje kao vrsta prstenastog plavljenja (4-6 injekcionih bunara se postavljaju duž kruga poluprečnika 200-300 m, a unutar jedne ili više proizvodnih bušotina).

    Šeme plavljenja područja Varijacija plavljenja unutar petlje, u kojoj se, pod uslovima zajedničkog uniformnog obrasca bunara, injekcione i proizvodne bušotine izmjenjuju po strogom obrascu utvrđenom projektnim dokumentom za razvoj.

    Površinsko plavljenje n Karakteriše se disperziranim ubrizgavanjem radnog sredstva u rezervoar po cijeloj površini njegove naftonosne sposobnosti. Sistemi plavljenja područja prema broju tačaka bušotina svakog elementa rezervoara sa jednom proizvodnom bušotinom koja se nalazi u njenom centru mogu biti četvorostruki, pet sedmotočki i devetostepeni i linearni sistemi. Odnos injekcionih i proizvodnih bušotina je 1:1; F=2 a 2; S=a2; n Sistem od pet tačaka. Element sistema je kvadrat, u čijim uglovima se nalaze proizvodne bušotine, au centru - injekcione bušotine. Za ovaj sistem, odnos injekcionih i proizvodnih bunara je 1:1, =1. n Sistem od sedam tačaka. Element sistema je šestougao sa proizvodnim bunarima na vrhu i injekcionim bunarima u sredini. Proizvodne bušotine se nalaze na uglovima heksagona, dok su injekcione bušotine locirane u centru. Parametri =1/2, tj. postoje dvije proizvodne bušotine po injekcionoj bušotini. n Sistem od devet tačaka. Odnos injekcionih i proizvodnih bunara je 1:3, dakle = 1/3. Najintenzivniji od razmatranih sistema sa površinskim rasporedom bunara je petotačkasti, a najmanje intenzivni devetotački.

    Karakteristike sistema plavljenja područja n 1 - pravolinijski sistem: m=1:1; F=2a^2; S=a^2; n 2 - sistem od pet tačaka: m=1: 1; F=2a^2; S=a^2; n 3 - sistem od devet tačaka: m=1: 3; F=4a^2; S=a^2; n 4 - obrnuti sistem od devet tačaka: m=3: 1; F=1, 33a^2; S=a^2; n 5 - kvadratni sistem od sedam tačaka: m=1: 2; F=3a^2; S=a^2; itd. * m – omjer injekcionih bušotina i proizvodnih bunara F – površina po jednoj injekcionoj bušotini S – površina po jednoj bušotini općenito

    Anizotropija formiranja. n Anizotropija, ili usmjerena permeabilnost, može uvelike poboljšati efikasnost čišćenja Slika pokazuje kako izbor sistema za plavljenje utiče na efikasnost čišćenja pri različitim omjerima propustljivosti x i y. n Tabela je data da demonstrira ovaj efekat. Tip sistema Ea u ovom trenutku Vrijeme do proboja Ea na WOR=10 Ubrizgavanje u jedinicama FDR proboja na WOR=10 52,5 625 88 2,0 Linearni linijski 67,5 804 98 1,4

    Materijalna ravnoteža n Materijalna ravnoteža je jednostavan koncept koji poštuje zakon održanja mase, prema kojem je dodana masa jednaka ekstrahiranoj plus onoj koja se nakupila ili preostala (na primjer u rezervoaru). n Vextracted = ΔVinitial + Vintroduced - najviše opšti oblik ur i mat. balans = + za pritisak iznad pritiska zasićenja za pritisak ispod pritiska zasićenja za linearno plavljenje pri početnom zasićenju pokretne vode

    Neke oznake za n B – koeficijent zapreminske ekspanzije n Bobp – koeficijent zapreminske ekspanzije ulja ispod pritiska zasićenja n Boi – početni koeficijent zapreminske ekspanzije ulja n Box – koeficijent zapreminske ekspanzije ulja u određenom trenutku n Bw – koeficijent zapreminske ekspanzije od voda n Bt - koeficijent ekspanzije zapremine ulja tokom vremena n Bti - koeficijent zapreminske ekspanzije ulja tokom vremena, početni n Bg - koeficijent zapreminske ekspanzije gasa n Bgi - početni koeficijent ekspanzije zapremine gasa n C - kompresibilnost n Ct - ukupna kompresibilnost n Ce - efektivna kompresivost n N – rezerve nafte na mestu n Nr – kumulativna proizvodnja n Rp – kumulativni sadržaj gasa n Rsoi – početni sadržaj rastvorenog gasa u nafti n We – dotok vode izvan konture n Winj – protok injekcione bušotine n Wp – kumulativno ubrizgavanje n ΔP – promjena pritiska iz početnog rezervoara (atm) n Vo, Vw, Vf zapremine nafte, vode, pora

    Kompenzacija povlačenja tečnosti. Kompenzacijski faktor n Kompenzacija povlačenja fluida je skup mjera usmjerenih na održavanje energije rezervoara zamjenom ekstrahovane zapremine ugljovodonika istom zapreminom vode. Ako je akumulirana kompenzacija za iskorištavanje fluida ubrizgavanjem vode u objektu (odsjeku) manja od 100%, tada se za pokriće deficita injektiranja vode brzina injektiranja određuje tehnološkim načinom rada injektnih bušotina na veću od trenutna stopa povlačenja fluida za 30-50% ili više, na osnovu performansi opreme koja se koristi za injektiranje vode i injektivnosti postojećih injekcionih bunara. n Za procjenu stepena kompenzacije za povlačenje fluida iz rezervoara ubrizgavanjem, uvodi se koncept koeficijenta kompenzacije. n Za određivanje kompenzacije povlačenja tečnosti u %, potrebno je podijeliti zapreminu ubrizgavanja sa zapreminom povlačenja fluida u uslovima rezervoara i pomnožiti sa 100. (bez množenja sa 100 dobijamo koeficijent kompenzacije).

    Kompenzacija povlačenja fluida Da bi se odredila kompenzacija povlačenja fluida u %, zapreminu ubrizgavanja treba podeliti sa zapreminom povlačenja fluida u uslovima rezervoara i pomnožiti sa 100. (bez množenja sa 100 dobijamo koeficijent kompenzacije). Grafikon promjene kompenzacije tekućine