• Dom
  •  > 
  • Partneri
  •  > 
  • Zatapanje naftnih polja. Razvoj naftnih polja s plavljenjem. Sustavi plavljenja, geološki uvjeti njihove primjene. Tehnologija procesa plavljenja. Kontrola i regulacija procesa plavljenja. Vrste unutarnjih poplava

Zatapanje naftnih polja. Razvoj naftnih polja s plavljenjem. Sustavi plavljenja, geološki uvjeti njihove primjene. Tehnologija procesa plavljenja. Kontrola i regulacija procesa plavljenja. Vrste unutarnjih poplava

Od početka razvoja ulje industrija prije 40-ih godina dvadesetog stoljeća depoziti ulje razvijeni su u načinima iscrpljivanja, u kojima se ekstrahira ne više od 25%. ulje od početnih zaliha. Prirodni režim tlaka vode bio je rijedak. Odabir preostalih rezervi proveden je tzv. sekundarnim metodama. proizvodnja nafte- ubrizgavanje zraka i vruće plin-smjesa zraka, vakuumski proces itd.

Od kraja 40-ih počelo je kvalitativno nova pozornica u razvoju tehnologije proizvodnje nafte - intenzivno uvođenje plavljenja kako na energetski osiromašenim (sekundarnim rudarstvo nafte), te na poljima koja su u razradi (primarna metoda).

Uvođenje metoda plavljenja imalo je prilično dugu povijest, tijekom koje je došlo do borbe između dva suprotstavljena mišljenja. Iz prakse razvoja naftnih polja na poluotoku Abšeron poznato je da je pojava vode u bušotini nepoželjna pojava i uvijek je popraćena smanjenjem proizvodnje nafte, komplikacijama normalnog eksploatacije bušotine zbog stvaranja pješčanog čepa, taloženja raznih mineralnih soli u cijevima, potrebe podizanja velikih količina vode na površinu itd. Stoga je niz stručnjaka imao negativan stav prema ubrizgavanju vode u naftna ležišta.

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

Istraživanja o znanstvenoj utemeljenosti metoda održavanja ležišnog tlaka (RPM) u vezi s projektiranjem razvoja naftnog polja Tuimazinskoye u Baškiriji (Volga-Uralska naftno-plinska provincija) stekla su posebnu važnost. Uspješna implementacija obodnog plavljenja u velikim industrijskim razmjerima na ovom području pridonijela je uvođenju metode utjecaja vode u druge nafte i plina regijama zemlje. Zbog dostupnosti vode, relativne lakoće injektiranja i visoke učinkovitosti istiskivanja nafte vodom, plavljenje je postalo vrlo potencijalna i glavna metoda utjecaja na ležišta tijekom razvoja. ulje depoziti.

Poplavljenje je trenutno najintenzivnije i najekonomičnije učinkovita metoda utjecaj, koji omogućuje značajno smanjenje broja proizvodnih bušotina, povećanje njihove stope proizvodnje, smanjenje troškova po 1 toni proizvedene ulje... Uz njegovu pomoć u SSSR-u početkom 80-ih, više od 90% od ulje.

Ovisno o mjestu injektnih bušotina u odnosu na ležište ulje Razlikovati: rubno, rubno i in-line plavljenje. U mnogim područjima koristi se kombinacija ovih sorti.

POPLAVLJENJE IZLAZA


Nedovoljna cirkulacija kružnih voda u procesu razvoja, što ne nadoknađuje povlačenje ulje iz ležišta, praćeno smanjenjem ležišnog tlaka i smanjenjem protoka bušotine, dovelo je do pojave metode obodnog plavljenja. Bit ovog fenomena leži u brzom obnavljanju prirodnih energetskih resursa utrošenih na promicanje ulje na lica operativni bunari. U tu svrhu, ležišni tlak se održava pumpanjem vode kroz injekcione bušotine koje se nalaze izvana uljnonosni dio rezervoara na području koje zauzima voda (izvan vanjske konture sadržaj ulja) (Sl. 1). U ovom slučaju, linija ubrizgavanja je ocrtana na određenoj udaljenosti izvan vanjske konture nosivosti ulja. Ova udaljenost ovisi o čimbenicima kao što su:

Stupanj istraženosti ležišta - stupanj pouzdanosti utvrđivanja položaja vanjske konture sadržaj ulja, što zauzvrat ovisi ne samo o broju izbušenih bušotina, već io kutu pada produktivne formacije i njezinoj postojanosti;

· Procijenjena udaljenost između injekcionih bušotina;

Udaljenost između vanjskih i unutarnjih kontura sadržaj ulja te između unutarnje naftonosne konture i prvog reda proizvodnih bušotina.

Što je bolji stupanj istraženosti, to se pouzdanije određuje položaj vanjske konture sadržaj ulja, što je rezervoar strmiji i konzistentniji, bliže konturi možete ocrtati liniju ubrizgavanja. Smisao ovog zahtjeva je jamstvo protiv postavljanja injekcionih bušotina u naftonosni dio formacije. Što je veća udaljenost između injektnih bušotina, to bi trebala biti veća udaljenost od konture koja sadrži ulje do linije ubrizgavanja. Ispunjavanje ovog zahtjeva osigurava očuvanje oblika kontura. sadržaj ulja bez grubih jezika invazije vode u ulje dio ležišta protiv injekcionih bušotina i postizanje ujednačenosti kretanja kontakta ulje-voda (OWC).

Vrijednost navedenih čimbenika opada s povećanjem heterogenosti i varijabilnosti formacije od presjeka do presjeka u debljini i propusnosti. Budući da promjena ovih parametara ima snažan učinak na protok filtracije i, posljedično, na prirodu kretanja krugova sadržaj ulja... Stoga se injekcione bušotine obično postavljaju što bliže vanjskoj konturi. sadržaj ulja- na udaljenosti od 0 do 200-300 m, ovisno o kutu nagiba šava i mjestu operativni bunari.

Za homogene visokopropusne formacije koje sadrže svjetlost ulje niske viskoznosti i dobre hidrodinamičke povezanosti ležišta s vodonosnom zonom, metoda graničnog plavljenja je prilično učinkovita, osiguravajući povrat nafte blizu prirodnog režima tlaka vode. No u praksi rijetko postoji prirodni sustav (depozit) koji idealno kombinira ove čimbenike.

Ako se granično plavljenje u fazi njegova raširenog uvođenja smatralo najučinkovitijom metodom održavanja ležišnog tlaka, onda temeljita analiza suštine metode, prvenstveno s geološkog stajališta, daje razlog za napomenuti značajan broj negativne strane ove metode, što je dovelo u sumnju izvedivost njezine primjene za veliku većinu ulje depoziti.

Negativne strane primjene plavljenja vodonosnika

1. Za niz depozita ulje povezani s terigenim i karbonatnim ležištima, sekundarni procesi koji su se dogodili nakon formiranja naslaga u zoni OWC doveli su do oštrog pogoršanja propusnosti do začepljenja pora i, zapravo, do izolacije ulje naslage iz rubnog područja.

2. Neki istraživači, uzimajući u obzir samo hidrodinamička razmatranja za izravnavanje prednjeg dijela injektirane vode, preporučili su postavljanje injektnih bušotina 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 ležišta nafte. U tom slučaju, sva ubrizgana voda, koja bi se trebala kretati kroz ovaj sloj, juri u rubno područje, ne obavljajući apsolutno nikakav koristan rad.

3. Postavljanje injekcionih bušotina na udaljenosti od vanjske konture, uzimajući u obzir da će svaki od niže ležećih produktivnih slojeva imati manju površinu u odnosu na gornji i stoga se konture u pojedinim slojevima pomiču u smjeru izdizanja. grebena, udaljavajući se dalje od injekcionih bušotina. S tim u vezi, učinkovitost plavljenja vodonosnika za niže slojeve istog horizonta će se pogoršati.

4. Istraživanje A.P. Krylova, P.M. Belasha i drugi na mnogim velikim naslagama Volga-Urala nafte i plina provincije, utvrđeno je da je pri izračunu količine vode za održavanje ležišnog tlaka u ležištima u kojima je uspostavljena dobra povezanost s područjem vodonosnika potrebno uzeti proračunski koeficijent jednak 1,7, t.j. 70% uobičajene količine vode koja se ubrizgava usmjerava se na rubno područje. Gotovo iste ogromne gubitke, koji dosežu 70% ili više, utvrdio je N.K. Pravednikov tijekom povratnog plavljenja polja Trehozernoye u Zapadnom Sibiru.

5. Prilikom izrade velikih i vrlo velikih nalazišta nafte dužine 25–35 km i širine 12–15 km, s naftonosnim područjem od 200–400 km2 i više, razmak između bušotina u redovima od 400–500 m iznosio je uzeto, a razmak između redova obala bunara bio je 500–600 m. Nakon napredovanja prednjeg dijela ubrizgane vode u prvi vanjski red operativni bušotine, četvrti i sljedeći unutarnji prstenasti niz bušotina izgrađeni su zatvaranjem vanjskih poplavljenih (često samo djelomično) redova bušotina. Prijenos fronta injektiranja i prisilno postupno gašenje bušotinskih baterija uzrokovali su nepotpuno povlačenje rezervi i veliki gubitak ulje.

6. Polja zapadnog Sibira karakteriziraju značajna naftonosna područja, relativno niska aktivnost rubnih voda, visoke stope vađenja ulje... Stoga je in-line plavljenje karakterizirano značajnim gubitkom injektirane vode. Dakle, za polja Megionskoye i Ust-Balykskoye, ovaj gubitak doseže 40% ili više. Za ležište BS 2-3 polja Ust-Balykskoye, gdje se injekcione bušotine nalaze 1,5-2 km od zone povlačenja fluida, gubici injektirane vode bili su značajni.

7. Nedostaci plavljenja akvadukta također bi trebali uključivati ​​složenost uređenja objekata za održavanje ležišnog tlaka, izgradnju dalekovodnog sustava cjevovoda duž perimetra polja.

Pozitivan učinak povratnog poplavnog sustava

Inline plavljenje daje značajan učinak i nema gore navedene nedostatke kod razvoja malih i srednjih ležišta kada nema više od četiri obale bušotina.

Povoljni geološki uvjeti za ovu vrstu poplava su:

Homogena svojstva ležišta ili njihovo poboljšanje u perifernom dijelu ležišta;

Niska relativna viskoznost ulja;

Visoka propusnost ležišta (0,4 - 0,5 μm 2 i više);

Relativno homogena struktura formacije;

Mala širina ležišta (4 - 5 km).

Pod ovim uvjetima operativni bušotine se nalaze duž unutarnje konture naftonosnosti u prstenastim redovima. Kada se ubrizgava voda, stvara se umjetna petlja za hranjenje, blizu zone razvoja.

U slučaju plavljenja vodonosnika, prirodni tijek procesa se ne narušava, već se samo pojačava, približavajući područje prihranjivanja rezervoaru.

Industrijska primjena plavljenja ulje slojeva u SSSR-u započeo je 1948. tijekom razvoja devonskih horizonata Tuimazinskog ulje Mjesto rođenja. U to vrijeme već su postojali pokusi crpljenja vode u naftna ležišta kako bi se nadoknadila energija rezervoara, provedeni u različitim zemljama.

Prilikom razvoja ulje polja u SSSR-u uz korištenje plavljenja, isprva su koristili obodno plavljenje. Ova vrsta utjecaja na proizvodne formacije korištena je na poljima čija su akumulacija bila sastavljena uglavnom od pješčenjaka i aleveta propusnosti 0,3 - 1,0 μm2. Viskoznost nafte u ležišnim uvjetima poplavljenih polja iznosila je 1 - 5 10 –3 Pa s.

Inline plavljenje se često provodi ne od samog početka razvoja polja, već nakon nekog vremena, tijekom kojeg je došlo do pada tlaka u ležištu. Ipak, ubrizgavanje vode u zonu formacije omogućilo je za jednu do dvije godine da se energija rezervoara toliko napuni da se stabilizirala.

Korištenje plavljenja naftnih ležišta u početku je dovelo do pojave tehnoloških poteškoća povezanih s niskom injektivnošću injektnih bušotina. Spremnici, koji su prema Dupuisovoj formuli trebali apsorbirati predviđene brzine protoka vode pri korištenim padovima tlaka, praktički nisu primali vodu. Široka primjena metoda utjecaja na zonu dna bušotina, kao što su hidrauličko frakturiranje i acidizacija, te uglavnom korištenje povećanih tlakova ubrizgavanja doveli su do značajnog povećanja injektivnosti injekcijskih bušotina, do rješavanja problema njihovog razvoja.

Razvojno iskustvo ulje polja uz korištenje graničnog plavljenja dovela je do sljedećih glavnih zaključaka:

1. Obodno plavljenje vodom omogućuje ne samo održavanje rezervoara

Pritisak je na izvornoj razini, ali ga i premašuje.

2. Korištenje obodnog plavljenja omogućuje postizanje maksimalne stope razvoja polja na 5-7% početnih nadoknadivih rezervi, povrat nafte dostižući 0,50 - 0,55 u relativno homogenim formacijama i s viskoznošću ulje u ležišnim uvjetima reda 1-5 10 –3 Pa s.

3. Prilikom izrade velikih polja s više od pet redova proizvodnih bušotina, obodno plavljenje ima slab učinak na središnje dijelove, zbog čega plijen ulja iz ovih krajeva ispada da je malo. To dovodi do činjenice da stopa razvoja velikih polja u cjelini ne može biti dovoljno visoka u slučaju obodnog plavljenja.

4. Konturno plavljenje ne dopušta utjecaj na pojedine lokalne dijelove akumulacije kako bi se ubrzao oporavak iz njih. ulje, izjednačavanje ležišnog tlaka u različitim slojevima i međuslojevima.

5. U slučaju rubnog plavljenja, prilično značajan dio vode ubrizgane u ležište odlazi u vodonosnik izvan konture sadržaj ulja bez istiskivanja ulja iz rezervoara.

POPLAVE KRAJOLIKA

Rubno plavljenje se koristi za formacije s vrlo smanjenom propusnošću u vodonosniku. Uz to, injekcijske bušotine izbušena u zoni voda-nafta ležišta između unutarnje i vanjske konture sadržaj ulja(sl. 2).



Riža. 2. Shema postavljanja bunara u slučaju rubnog plavljenja

Smanjenje propusnosti na rubu formacije naglo smanjuje sposobnost apsorpcije injekcionih bušotina formacije i uzrokuje slab učinak stimulacije na formaciju. Ovaj fenomen je uzrokovan naglim povećanjem sadržaja karbonata u stijenama u ovom dijelu ležišta, što može biti povezano sa sekundarnim procesima kemijske interakcije. ulje i rubne vode u zoni OWC. Ovo posljednje ovisi o kemijski sastav formacijske vode i ulje i iz složenih biokemijskih procesa koji se odvijaju u crijevima na kontaktnoj vodi - ulje... Smještanjem injektnih bušotina u rubnu zonu uz konturnu zonu ležišta, postalo je moguće isključiti zonu s naglo pogoršanom propusnošću, koja predstavlja prepreku koja razdvaja ulje ležište iz vodonosnika, kao i djelotvorno utjecati na ležište iz rubnih zona i drastično smanjiti otjecanje vode u vodonosnik.

U početku je predložena metoda rubnog plavljenja za naslage geosinklinalnih područja s naglo degradiranom propusnošću u zoni OWC i izolirana od rubnog područja. Nakon toga se pokazalo da je rubno plavljenje vrlo učinkovito i za plafonske naslage.

Dakle, na polju Tuimazinskoye, tijekom dugotrajnog plavljenja vodonosnika, pojavile su se značajne poteškoće u razvoju rezervoara horizonta D 1. Brojni stručnjaci predložili su prijelaz na rubno plavljenje. Prethodno se pretpostavljalo da će granično plavljenje osigurati pomak ulje od rubnih zona ležišta prema zoni unutarnje konture sadržaj ulja, no ta se pretpostavka nije obistinila. Neklipni pomak nastaje pod djelovanjem ubrizgane vode tijekom rubnog zalijevanja. ulje od rubnih zona u cijeloj uljem zasićene debljine ležišta, a injektirana voda juri duž donjeg vodonosnika horizonta. Ova okolnost zahtijeva samostalan razvoj naftno-vodnih zona velikih ležišta.

Prednosti rubnog plavljenja vodom su očite. Rubni dijelovi ležišta, do vanjske konture naftonosnosti, karakteriziraju male debljine uljnonosni pasmine koje nisu od praktične važnosti za razvoj. Na velikim platformskim ležištima proizvodne bušotine se ne buše u zonama male debljine (1 - 3 m).

Metoda rubnog plavljenja, u usporedbi s drugim, intenzivnijim metodama, ne može osigurati postizanje maksimalne razine u kratkom roku. rudarstvo, ali omogućuje duže vremensko razdoblje za održavanje dovoljno visoke stabilne razine rudarstvo.

INLINE FLOODING

Dobiveni rezultati konturnog plavljenja ulje akumulacije uzrokovale su daljnja poboljšanja razvoja ulje polja i dovela do izvedivosti primjene in-cruit waterflooding, posebno velikih polja, s rezanjem slojeva redovima injekcionih bušotina u zasebne površine ili blokove.

Kod unutarkružne poplave održavanje ili obnova energetske ravnoteže ležišta provodi se ubrizgavanjem vode izravno u naftom zasićeni dio ležišta (slika 3.).

U Rusiji se koriste sljedeće vrste zalijevanja vode u krugu:

Rezanje depozita ulje redovi injekcijskih bušotina na odvojena mjesta;

· Poplavljivanje barijera;

· Rezanje u zasebne blokove samorazvoja;

· Poplavljenje krova;

· Žarišna poplava;

· Poplava područja.


Riža. 3. Shema postavljanja bunara u slučaju intrakonturnog plavljenja

Na velikim poljima platformskog tipa sa širokim vodno-naftnim zonama koristi se sustav vodoplavljenja s rezanjem nanosa u odvojene površine. Te su zone odsječene od glavnog dijela ležišta i razvijene prema neovisnom sustavu. Na srednjim i malim ležištima koristi se poprečno presjecanje nizovima injektnih bušotina u blokove (blok flooding). Širina područja i blokova odabire se uzimajući u obzir omjer viskoznosti i diskontinuiteta slojeva (litološka zamjena) unutar 3 - 4 km, unutra se postavlja neparan broj redova proizvodnih bušotina (ne više od 5 - 7).

Rezanje u odvojena područja i blokove našlo je primjenu u Romashkinsky (23 sloja horizonta D1, Tataria), Arlansky (Baškirija), Mukhanovsky (regija Kuibyshevsky), Osinsky (regija Perm), Pokrovsky (regija Orenburg), Uzensky (Kazahstan), Pravdinsky , Mamontovsky, West Surgutsky, Samotlorsky (Zapadni Sibir) i druga mjesta-rođenja.

Na poljima Sovetskoye (slojevi AV 1), Samotlorskoye, Mamontovskoye i dr. Od početka 60-ih. sustavi za navodnjavanje blokova počeli su se široko koristiti,

Takozvani “aktivni” (intenzivni) sustavi s najviše 3 - 5 redova proizvodnih bušotina smještenih između dva reda injektiranja. Kod niske viskoznosti ulje(do 3 - 5 mPa s) za objekte s relativno homogenom strukturom slojeva, sustavi plavljenja mogu biti manje aktivni, blokovi širine do 3,5 - 4 km. Za pogoršanje uvjeta aktivnost sustava bi se trebala povećati, a širina blokova trebala bi se smanjiti na 2 - 3 km ili manje. Kod homogenih formacija s produktivnošću iznad 500 t/(dan MPa) opravdali su se peteroredni sustavi, s produktivnošću od 10 - 50 t/(dan MPa) - troredni sustavi.

Kao rezultat daljnjih istraživanja, temeljem razvojnog iskustva, utvrđeno je da je najpovoljnije koristiti rezanje razvijenih formacija po redovima injektnih bušotina u bloku (traku) nije bilo više od pet redova proizvodnih bušotina. Tako je nastao moderni tip in-line sustava - blok razvojni sustavi ulje depoziti: jednoredni, troredni i peteroredni.

Korištenje razvojnih sustava s intra-konturnim rezanjem omogućilo je povećanje stope razvoja za 2 - 2,5 puta u usporedbi s konturnim plavljenjem, značajno poboljšanje tehničkih i ekonomskih pokazatelja razvoja. Blok in-line sustavi našli su veliku primjenu u razvoju naftnih polja u mnogima proizvodnja nafte regijama, posebno u zapadnom Sibiru.

Nakon toga, kako bi locirali rezervne bušotine, intenzivirali i regulirali razvoj polja, počeli su koristiti fokalne i selektivne sheme zaplavljanja, pri čemu se injekcione i proizvodne bušotine ne nalaze u skladu s usvojenim naređenim razvojnim sustavom, već u zasebnim dionicama rezervoari.

Trenutno je to najintenzivniji i najekonomičniji način poticanja produktivnih slojeva. Po prirodi međusobnog dogovora proizvodnja nafte i bušotine za injektiranje vode, postoji nekoliko vrsta plavljenja unutar kruga.

Poplavljenje luka. Njime se na ili blizu krova konstrukcije postavlja niz injekcionih bušotina. Ako veličina akumulacije premašuje optimalnu, tada se ovo plavljenje kombinira s vodonosnikom. Lučna plavljenja se dijele na: aksijalna, prstenasta i središnja.

Aksijalno plavljenje uključuje održavanje ležišnog tlaka postavljanjem injekcionih bušotina duž duge osi strukture. Vjeruje se da se ova metoda plavljenja može odabrati zbog značajnog pogoršanja propusnosti u obodnom dijelu akumulacije ili uz naglo pogoršanu propusnost u perifernom dijelu.

Aksijalno plavljenje provedeno je u SAD-u na poljima Wisson

(1948.) i Kelly-Snyder (1954.), u Rusiji - tijekom razvoja Novodmitrijevskog, Yakushkinskog, Ust-Balykskog (šavovi skupine A).

Prstenasto plavljenje. Prstenasti niz injekcionih bušotina s radijusom od približno 0,4 radijusa ležišta siječe ležište na središnje i prstenasto područje. (Romashkinskoe depozit).

Centralno plavljenje kao vrsta prstenastog plavljenja (po krugu polumjera 200 - 300 m postavlja se 4 - 6 injekcionih bušotina, a unutar njega se nalazi jedna ili više proizvodnih bušotina).

Fokalno preplavljivanje trenutno se primjenjuje kao dodatak glavnom sustavu zalijevanja. Provodi se na područjima ležišta, iz kojih se, zbog heterogene strukture ležišta, lećaste prirode pojave pješčanih tijela i drugih razloga, ne proizvode rezerve nafte. Položaj injekcionih i proizvodnih bušotina određen je na način da se omogući potpuniji obuhvat udarca ulje depoziti. Broj centara plavljenja određen je veličinom uljnonosni područje. Također se koristi u kombinaciji s in-situ, a posebno plavljenjem u krugu za razvoj rezervi ulje iz područja koja nisu obuhvaćena glavnim sustavima.

Učinkovitiji je kasno u razvoju. Uveden u oblasti Tatarije, Baškirije, Perma, Orenburga itd.

Selektivno plavljenje se koristi u slučaju akumulacija s izraženom heterogenošću akumulacija. Posebnost ove vrste plavljenja je da se nalazi na početku bušotine burjatski na jednoličnoj kvadratnoj mreži bez dijeljenja na operativni i injekcione bušotine, a nakon istraživanja i određenog razdoblja razvoja među njima se biraju najučinkovitije injekcione bušotine. Zbog toga se s manjim brojem njih provodi najintenzivniji sustav plavljenja i postiže potpunija pokrivenost plavljenja.

Površinsko plavljenje karakterizira utiskivanje raspršene vode u ležište na cijelom njegovom području. sadržaj ulja... Površinski sustavi plavljenja prema broju točaka bušotina svakog elementa ležišta s jednom proizvodnom bušotinom smještenom u središtu mogu biti četvero-, pet-, sedam- i deveterotočki, također linearni (slika 4.).

Riža. 4 Arealni sustavi za plavljenje s četiri (a), pet (b), sedam (C), devet točaka (d) i linearni (e, f) (s istaknutim elementima)

Inline sustav je jednoredni blok plavljenja sustav s raspoređenim bušotinama. Omjer injekcije i

proizvodni bunari je 1:1. Element ovog sustava može biti pravokutnik sa stranicama 2L i 2s n = 2 s d = 2s. Ako je 2L = 2s, tada se linearni sustav pretvara u sustav od pet točaka s istim omjerom bušotine (1:1). Sustav od pet točaka je simetričan i element se također može koristiti za postavljanje bušotina unatrag s injekcionom bušotinom u sredini (obrnuti sustav od pet točaka). U sustavu s devet točaka postoje tri injektne bušotine po proizvodnoj bušotini (omjer bušotine 3:1), budući da od osam injekcionih bušotina četiri bušotine čine dva, odnosno četiri susjedna elementa. U obrnutom sustavu od devet točaka (s injekcionom bušotinom u središtu kvadrata), omjer injekcionih i proizvodnih bušotina je 1: 3. S trokutastom mrežom bušotina imamo sustave s četiri točke (obrnute sedam točaka) i sedam točaka (ili obrnute četiri točke) s omjerom injekcionih i proizvodnih bušotina 1:2 odnosno 2:1.

Površinsko plavljenje učinkovito je u razvoju uskih akumulacija. Njegova učinkovitost raste s povećanjem homogenosti, debljine formacije, a također i sa smanjenjem viskoznosti. ulje i dubinu naslaga.

Preplavljivanje naftnih ležišta sa svojim vrstama trenutno je glavna metoda utjecaja ulje slojeva u svrhu izvlačenja iz njih ulje.

Opsežni činjenični podaci o razvoju naftnih polja korištenjem plavljenja u mnogim slučajevima potvrđuju, s različitim stupnjevima točnosti, teorijske rezultate dobivene na temelju klipnih i neklipnih modela pomaka. ulje voda iz homogene, slojevito-heterogene, kao i puknute i frakturirane porozne formacije, ako model odgovara stvarnoj formaciji. Stvarna promjena tlaka u rezervoaru, plijen ulja i tekućine, ovisnost trenutnog rezanja vode o povratu nafte u skladu je s izračunatom. V trenutno postoji problem odabira pravog modela koji najtočnije odražava glavne značajke razvoja ležišta. Model razvoja pojedinog ležišta može se izgraditi samo na temelju temeljitog proučavanja i razmatranja svojstava ležišta te usporedbe rezultata proračuna procesa razvoja sa stvarnim podacima. U vezi s rastom sposobnosti računalne tehnologije, deterministički modeli ležišta i razvojnih procesa dobili su veliki razvoj. Njihova uporaba čini nužnim rješavanje dvodimenzionalnih i trodimenzionalnih problema višefazne višekomponentne filtracije.

Bogato i raznoliko iskustvo plavljenja u Rusiji omogućuje ne samo prepoznavanje njegovih tehnoloških mogućnosti, već i formuliranje problema povezanih s ovom metodom stimuliranja akumulacija.

Prvi problem plavljenja nastao je u fazi njegovih laboratorijskih eksperimentalnih studija. Zatim su teorijske studije i analize razvoja naftnih polja s različitim viskoznostima nafte pokazale da s povećanjem omjera viskoznosti nafte i vode u ležišnim uvjetima µ0 = µn / µ u trenutnim povrat nafte pri istom omjeru volumena vode ubrizgane u ležište Q prema volumenu pora ležišta, Vp se smanjuje. Ako je npr. za uvjetno završno povrat nafte prihvatiti povrat nafte pri pumpanju kroz sloj od tri

volumeni pora formacije, t.j. volumen vode jednak 3 Vp, tada se, u prosjeku, pri µ0 = 1-5, može dobiti konačni koeficijent pomaka reda 0,6 - 0,7 za ležišne stijene ulje s propusnošću od 0,3 - 1,0 μm2.

Ako se navodnjavanje primjenjuje na naftnom polju s viskoznošću ulje u ležišnim uvjetima reda 20-50 10 -3 Pa s, tada se konačni koeficijent istiskivanja smanjuje na 0,35 - 0,4 kao rezultat povećane nestabilnosti procesa istiskivanja nafte vodom.

Laboratorijske eksperimentalne studije pomaka ulje vode, provedene 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 deformirana (slika 6). U ovom slučaju, istiskivanje vode ulje, kreće se jezicima, ostavljajući kontakt iza sebe ulje- vodene površine koje voda zaobilazi ulje.

Ako je m 0> 100, poplava ulje polja, provedena crpljenjem obične vode, pokazuje se neučinkovitim, budući da je konačno povrat nafte ispada da je niska (oko 0,1).

Riža. 5 Shema kretanja kontakta ulje-voda u ležištu

pri m = 1 - 5 10 Pa s

1 - područje koje zauzima voda i ostatak ulje; 2 - kontakt ulje-voda;

3 - zauzeto područje ulje

Slična se slika javlja kada se plavljenje koristi za istiskivanje visoko parafinske nafte iz ležišta. Ako je dopušteno jako otplinjavanje ulje tijekom razvoja polja u prirodnom načinu ili smanjenja temperature formacije ispod temperature kristalizacije parafina uslijed ubrizgavanja vode u formaciju s nižom temperaturom od temperature formacije, tada parafin koji je izvorno bio u formaciji. ulje u otopljenom stanju, izdvojit će se iz njega, viskoznost uljeće se povećati i poprimiti ne-Newtonova svojstva, što će u konačnici dovesti do smanjenja povrat nafte.

ulje polja s korištenjem plavljenja je eliminirati negativan utjecaj visokog omjera viskoznosti ulje i vodu, kao i ne-Newtonova svojstva ulje do sadašnjeg i konačnog povrat nafte.


Riža. 6 Shema kretanja kontakta ulje-voda u ležištu

pri m = 20 - 30 10 Pa s

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

3 - zauzeto područje ulje; 4 - grozd ulje ostavio iza kontakta ulje-voda

Na temelju navedenog, prvi razvojni problem ulje polja s korištenjem plavljenja je eliminirati negativan utjecaj visokog omjera viskoznosti nafte i vode, kao i ne-Newtonova svojstva ulje do sadašnjeg i konačnog povrat nafte.

U ovom trenutku postoje sljedeći smjerovi za rješavanje ovog problema.

Drugi problem plavljenja povezan je s temeljnom nemogućnošću postizanja potpunog istiskivanja nafte vodom čak i pod povoljnim uvjetima značajne propusnosti ležišta i malih vrijednosti parametra m 0.

Glavni razlog nemogućnosti potpunog pomaka ulje voda iz poplavljenih područja formacija je nemiješljiva ulje i vode.

Treći problem - nastao je kao rezultat analize i generalizacije razvojnog iskustva na mnoge ulje polja - osiguravanje potpunijeg pokrivanja akumulacija postupkom plavljenja. Iz mnogih razloga, pojedinačni međuslojevi uključeni u razvojne objekte ne upijaju vodu, stoga se iz njih ne istiskuju. ulje; navodnjavanje pojedinih bunara odvija se vrlo neravnomjerno, što dovodi do toga da preostali u akumulaciji nisu pokriveni plavljenjem uljem zasićene zonama (sl. 7).

Riža. 8 Shema dijela rezervoara koji se sastoji od tri međusloja,

razvijena s trorednim rasporedom bunara

1 - bušotina za ubrizgavanje; 2 - međusloj 1; 3 - proizvodna bušotina; 4 - međusloj 2 uklin između prvog i drugog reda proizvodnih bušotina; 5 - proizvodni bunar drugog reda; 6 - međusloj 3

Poplavljanje naftnih ležišta nije se primjenjivalo od samog početka razvoja proizvodnje nafte. Od 40-ih godina prošlog stoljeća razrada naftnih polja vršila se samo do 25% iscrpljenosti. Tek povremeno je bilo prirodnog vrha vode, što je omogućilo dobivanje malo više ugljikovodičnih sirovina. Zaostale rezerve odabrane su sekundarnim metodama - ubrizgavanjem zraka i zagrijane mješavine plina i zraka u bušotinu.

Zatapanje naftnih polja, karakteristike procesa

Ubrizgavanje vode u naftno polje najpopularniji je proces za razvoj ležišta ugljikovodika. Uz pomoć tehnologije moguće je postići visoku stopu odabira sirovina. Glavni cilj plavljenja je pomicanje naftnih ležišta. Popularnost tehnologije temelji se na sljedećem:

  • dostupnost i dostupnost vode;
  • jednostavnost konstrukcije komunalnih usluga i jednostavnost procesa ubrizgavanja tekućine;
  • sposobnost vode da prodre u slojeve zasićene sirovinama;
  • dovoljan oporavak ulja pri odvajanju minerala iz vode.

Metoda omogućuje visok izbor sirovina prema dva kriterija odjednom. Prvi je održavanje stalno visokog ležišnog tlaka, drugi je fizički prodor vode u slojeve 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 smatraju se tehnologijama tercijalnog razvoja.

Treba razumjeti da je plavljenje naftnih polja vrlo potencijalna metoda povrata nafte, koja će u bliskoj budućnosti ostati napredna tehnologija. Pronalaženje načina za poboljšanje ove metodologije glavna je zadaća industrije.

Outline tehnologija

Ovakva poplava je posljedica nedovoljne cirkulacije kružnih voda. Smisao ove tehnologije je da se količine prirodnih sirovina brzo nadopunjuju zbog ubrizgavanja vode. Same bušotine za opskrbu tekućinom nalaze se izvan teritorija (konture) ležišta nafte i plina. U tom slučaju, vod za ubrizgavanje se uvijek nalazi iza vanjskog prstena nosivosti ulja. Udaljenost se uzima ovisno o sljedećem:

  • približna udaljenost između mjesta za vodoopskrbu;
  • pokazatelj istraživanja područja proizvodnje nafte;
  • uvlačenje vanjske konture uljne nosivosti od unutarnje.

Ako se ranije ova metoda smatrala najučinkovitijom, onda su dugoročne analize, geološke studije pokazale da postoji razlog za pretpostavku postojanja mase negativnih strana.

Prvo - dugotrajna upotreba tehnolozi dovode do otežane propusnosti naftnih ležišta. U ovom slučaju može ići čak i do izolacije naslaga sirovina. Drugo, preporuča se graditi stanice za ubrizgavanje na udaljenosti od 2 km od polja. To otežava opskrbu vodom. Osim toga, stručnjaci primjećuju slabu aktivnost vode izvan kruga proizvodnje nafte.

Rubno plavljenje


Ova je opcija prikladna za rezervoare s vrlo niskom propusnošću iza konture koja sadrži ulje. Ovaj čimbenik utječe na smanjenje apsorpcijskih karakteristika stanica za ubrizgavanje. Stoga je slab učinak na naslage. Osim toga, postoji oštar skok sadržaja karbonata. Koji je razlog tome? Jednostavno je - prisutnost kemijske reakcije ulja nakon kontakta s vodom u određenoj zoni. Naravno, to uvelike ovisi o sastavu vode u ovom rezervoaru.

Korištenjem ove tehnologije moguće je isključiti pojavu područja s slabom propusnošću. Osim toga, pozitivno se utječe na ležišta nafte u rubnom naftonosnom području, što omogućuje smanjenje količine vode koja izlazi izvan konture.

U početku se metoda koristila vrlo usko - samo na mjestima s niskom propusnošću. Kasnije se pokazalo da je učinkovitost rubnog plavljenja za proizvodnju nafte u platformskim formacijama također prilično visoka. Nedostatak ove tehnike je što je nepraktično graditi injekcijske bušotine na mjestima s formacijama male debljine.

Važno! Ova metoda ne može osigurati brzu opskrbu vodom uljnog područja. To je zbog niskog intenziteta. Istodobno se bilježi visoka učinkovitost i stabilne performanse na velikoj udaljenosti.

Zalivanje vode u krugu

Gore opisana metoda u početku je izazvala mnogo kontroverzi, ali je na kraju dovela do intenzivnog razvoja naprednijih tehnologija. Jedan od njih je in-kružno plavljenje naftnih polja. Ova tehnologija se koristi u području ležišta prirodnih resursa. Visoka učinkovitost tehnike opaža se na posebno velikim poljima. Bit metode sastoji se u rezanju slojeva u sektore, blokove i odvojena područja nizovima bunara za vodoopskrbu.

Na području Ruske Federacije koriste se sljedeće podvrste ove tehnologije:

  • poplava barijera;
  • žarišna tehnologija;
  • opskrba vodom u cijelom području;
  • rezanje uljnog kruga u zasebne blokove, gdje se proizvodnja odvija odvojeno od ostatka sustava;
  • poplava krova;
  • izrezivanje ležišta prirodnih resursa na male površine.

Svaka tehnologija je prepoznatljiva po svojim karakteristikama. Svaki od njih bit će razmotren malo u nastavku. Treba napomenuti da je ova metoda razvoja usmjerena na visoko učinkovito održavanje i uspostavljanje ravnoteže u interstratalnom prostoru. Tekućina se ubrizgava izravno u naftom zasićeni dio polja.

Vrste procesa

Poplavljivanje se smatra najučinkovitijim i ekonomski isplativijim načinom razvoja naftnih polja. Na temelju lokacije poduzeća za proizvodnju nafte i stanica za ubrizgavanje vode, tehnologija unutar kruga može se podijeliti u nekoliko tipova:

  1. Arch. Ova metoda predviđa izgradnju bunara u neposrednoj blizini krova sustava ili izravno na njemu. Ova se tehnologija može kombinirati s konturom. Zauzvrat, ova metoda je podijeljena na:
    • aksijalno plavljenje - sustavi injektiranja postavljaju se duž osi tehnološke konstrukcije;
    • prstenasti - red puhala smješten je tako da je naftno polje podijeljeno na središnju i prstenastu ravninu;
    • središnji - pretpostavlja postavljanje 4-6 bunara u prsten za vodoopskrbu i jednog središnjeg.
  2. Žarišno plavljenje naftnih polja. Koristi se kao pomoćni događaj. Takva se operacija provodi u onim područjima gdje postoji nehomogena struktura formacije ili se uočavaju naslage pješčenjaka u obliku leće.
  3. Izborni. Koristi se kada ležišta imaju izraženu heterogenost ležišta nafte. U početku se bušotine buše duž mreže, a zatim se odabiru najoptimalnije opcije za njihovo postavljanje.
  4. Areal. Ovu vrstu plavljenja karakterizira raspršivanje točaka ubrizgavanja vode u ležišta sirovina.

Sve to govori o popularnosti ove tehnologije u naftna industrija... Učinkovitost tehnike je prilično visoka, ali se još uvijek poduzima niz mjera za poboljšanje pokazatelja vađenja prirodnih resursa.

Poplava

naftna polja, ubrizgavanje vode u ležišta nafte kako bi se održao i obnovio ležišni tlak (vidi Tlak u dnu rupe) i uravnotežila energija ležišta. Z. osigurava visoke stope proizvodnje nafte i relativno visoki stupanj ekstrakcija nafte iz crijeva, budući da se razvoj odvija pri najučinkovitijem vodenom pogonu formacije (nafta sadržana u porama ili pukotinama stijena zamjenjuje se vodom). Većina naftnih regija ima izvore vode koji se mogu ubrizgati u ležište nakon jednostavnog tretmana. Nulta učinkovitost (uključujući ekonomsku učinkovitost) pridonijela je raširenom uvođenju ove metode u proizvodnju nafte u SSSR-u (krajem 1960-ih, oko 1/4 proizvedene nafte). Z. omogućuje značajno smanjenje broja naftne bušotine i naglo povećati njihove stope proizvodnje (dnevnu produktivnost), što značajno smanjuje troškove za svaku proizvedenu tonu nafte. Sustav vodoopskrbe obično se sastoji od vodozahvatnih objekata, rezervoara, uređaja za pročišćavanje, crpnih stanica, vodovodnih mreža i injektnih bunara. Voda se ubrizgava u naftna ležišta kroz sustav injekcionih bušotina, obično izbušenih za tu svrhu. Ovisno o položaju injekcionih bušotina u odnosu na ležište nafte i o relativnom položaju ubrizgavanja i proizvodnih (proizvodnih) bušotina, postoje različite vrste Z: zakonturnaya, u kojoj su sve injekcione bušotine smještene u čisto vodenim zonama rezervoar izvan rezervoara nafte; u krugu, u kojem se injekcione bušotine nalaze u području naftnog ležišta, a voda se pumpa u naftom zasićeni dio ležišta; područje, u kojem se naftne i injekcijske bušotine koje se nalaze na posebnoj mreži izmjenjuju jedna s drugom na određeni način.

U zakonturnom Z. razvoj je po svojoj prirodi blizak prirodnom vodno-tlačnom režimu rada akumulacije s aktivnim rubnim (perifernim) vodama. Zakonturnoe Z. samo intenzivira ovaj proces, približavajući područje za punjenje rezervoara blizu ležišta. Za mnoga ležišta nafte takva stimulacija ima presudno, jer samo u tom slučaju ležište se može razviti u potrebnom vremenskom okviru uz najučinkovitiji način istiskivanja nafte vodom. Ponekad tzv. blizu konture Z., u kojoj se injekcijske bušotine nalaze na naftonosnoj konturi (koristi se na poljima gdje je propusnost ležišta iza konture ili na naftonosnoj konturi značajno pogoršana). Tipičan primjer zakonturnog z. je eksploatacija polja Bavlinskoye u Tatarskoj Autonomnoj Sovjetskoj Socijalističkoj Republici, gdje je ovaj proces u potpunosti proveden. Time je broj naftnih bušotina smanjen za četiri puta te je postignuta dugoročna stabilna proizvodnja nafte.

U slučaju Z. u krugu, voda se ubrizgava izravno u naftno ležište, obično u injekcione bušotine raspoređene u nizove (lančane), zbog čega je rezervoar, takoreći, "presiječen" vodom na zasebne, manje ležišta koja se mogu samostalno eksploatirati. Povećava se broj proizvodnih bušotina koje se nalaze u visokotlačnoj zoni u ležištu (u blizini injektnih bušotina), što naglo povećava stopu proizvodnje nafte i skraćuje vrijeme razvoja polja. Klasičan primjer zoniranja unutar kruga je razvoj Romashkinskog polja devonske nafte u Tatarskoj Autonomnoj Sovjetskoj Socijalističkoj Republici. Podjela golemog ležišta lancima injekcijskih bušotina, provedena od 1954. godine, omogućila je nekoliko puta smanjenje razdoblja oporavka glavnih rezervi nafte. Za manje naslage koriste se uzdužne i poprečne unutarkonturne nule, ovisno o smjeru "rezanih" redova u odnosu na strukturu.

Areal Z. je najintenzivnija metoda u kojoj se fenomen interferencije bušotina (vidi Interferencija bušotina) za istu svrhu minimizira i maksimiziraju stope proizvodnje bušotina, pod svim ostalim jednakim uvjetima. Arealno zlato se obično koristi ili od početka razvoja na ležištima s vrlo niskom formacijskom propusnošću, gdje druge vrste zlata nisu dovoljno učinkovite, ili nakon razvoja ležišta bez održavanja formacijskog tlaka kao tzv. sekundarni način proizvodnje ulja.

Kombinacije opisanih vrsta zlata koriste se u mnogim nalazištima nafte, a tijekom razvoja često je potrebno modificirati sustav zlata kako bi se dodatno intenzivirala proizvodnja nafte.

Lit .: Priručnik za proizvodnju nafte, ur. I. M. Muravjov, t. 1, M., 1958.; Projektiranje razvoja naftnih polja, M., 1962.

Yu. P. Borisov.


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

Sinonimi:

Pogledajte što je "Flooding" u drugim rječnicima:

    - (a. flooding; n. Fluten, Wasserfluten; f. inondation artificielle, injection d eau; i. inundacion) metoda stimuliranja ležišta u razvoju nafte. uz održavanje i obnavljanje ležišnog tlaka i energetske ravnoteže ... ... Geološka enciklopedija

    Metoda održavanja i obnavljanja tlaka za istiskivanje nafte iz ležišta ubrizgavanjem vode. Vodoplavljenje se primjenjuje: u krugu, u krugu, po površini, itd. Poplavljivanjem se postižu visoke stope povlačenja tekućine iz ležišta i povećanje ... ... Veliki enciklopedijski rječnik

    Npr., Broj sinonima: 1 termalna poplava (1) ASIS sinonimni rječnik. V.N. Trishin. 2013 ... Rječnik sinonima

    poplava- - Teme naftna i plinska industrija EN poplava ... Vodič za tehničkog prevoditelja

Izbor sustava za ekstrakciju nafte i raspored naftnih polja ovisi o desecima čimbenika: o dubini i kvaliteti proizvodnih formacija: količini nadoknadivih rezervi, njihovoj strukturi prema stupnju istraženosti (): karakteristikama ležišta; sastav i svojstva nafte: faktor plina i sastav popratnih plinova: tlak zasićenja nafte plinom: svojstva i uvjeti nastanka formacijskih voda; položaj kontakta voda-ulje.

Uz navedene glavne pokazatelje razvoja, prilikom izrade polja u obzir se uzimaju i prirodno-klimatske karakteristike, inženjersko-geološki uvjeti.

Jedan od glavnih zahtjeva za razvoj je racionalizacija: osiguranje zadanih stopa proizvodnje uz minimalna kapitalna ulaganja i minimalne utjecaje na okoliš. Najvažniji dio Projektiranje razvoja polja je raspodjela proizvodnih pogona. Dio naftnog ležišta dodijeljen za rad neovisnom mrežom proizvodnih i injektnih bušotina naziva se proizvodni pogon.

Istražena ležišta smatraju se pripremljenima za komercijalni razvoj ako su ispunjeni sljedeći uvjeti:

Zahtjevi glavnog plana

Glavnim planom polja predviđena je lokacija bušotina nafte, plina, injektnih pojedinačnih i klaster bušotina, GZU, booster pumpne stanice. instalacije za prethodno ispuštanje formacijske vode (OPS), klaster crpne stanice (SPS), kompresorske stanice, komunalije (ceste, naftovodi i plinovodi, vodovodi, dalekovodi, komunikacijski vodovi, katodna zaštita i dr.), koji osiguravaju prikupljanje i transport bunarskih proizvoda, kao i opskrba električnom energijom, toplinom, vodom i zrakom.

Postavljanje industrijskih i pomoćnih zgrada i građevina mora se provoditi prema njihovoj funkcionalnoj i tehnološkoj namjeni, vodeći računa o opasnosti od eksplozije i požara. Prilikom postavljanja postrojenja za proizvodnju nafte na obalnim područjima vodnih tijela, planske oznake mjesta uzimaju se 0,5 m iznad najvišeg vodnog horizonta s vjerojatnošću da će ga premašiti jednom u 25 godina (glava bušotina, hidraulička bušotina) i jednom u 50 godina ( CS, TsPS, BPS, UPS).

Mjere zaštite okoliša i elementi PUO prisutni su u regulatornim dokumentima za razvoj ležišta. Međutim, s ustaljenom praksom interakcije između sudionika u razvoju ležišta, tipični ekološki problemi rješavaju se ne preventivno, već kako nastaju. Postoji pravilnost - što je ležište udaljenije, to su mu manje stroga ograničenja okoliša i veća je ekološka šteta nanesena okolišu.

Kako bi se izbjegli društveni i ekološki problemi u kasnijim fazama proizvodnje nafte, čak i pri projektiranju razvoja polja, potrebno je konzultirati sve zainteresirane organizacije i pojedince. Rad naftnih polja šteti okolišu bez obzira na konstrukcijske značajke konstrukcija i količinu proizvedenih ugljikovodika. Skupe mjere zaštite okoliša treba provoditi na vrijeme (likvidacija bunara, skladišnih jama, melioracija), a ne odgađati na neodređeno vrijeme.

Tehnološka sigurnost objekata u lancu "proizvodnja - prikupljanje - priprema - transport" u velikoj je mjeri osigurana ravnomjernošću razvoja rezervi nafte. Za to je potrebno imati pouzdane informacije o raspodjeli energetskog potencijala ležišta, što se odražava pomoću izobarskih karata. Ovdje je izbor sheme grupiranja bušotina od temeljne važnosti. Poznato je da što su jastučići bušotine veći, to je bušenje bušotine skuplje, budući da je potreban veliki otpad iz dna rupe od vertikale (do 2-4 km ili više). Međutim, to smanjuje troškove komunikacijskih koridora i povećava stupanj ekološke sigurnosti područja u cjelini.

Grm bunara

Za klastere bušotina dodijeljeno je mjesto prirodnog ili umjetnog dijela teritorija na kojem se nalaze bušotine, tehnološka oprema, komunalne i uredske prostorije. Prošireni klaster može uključivati ​​nekoliko desetaka usmjerenih bušotina. Ukupna stopa proizvodnje nafte jednog klastera bušotina uzima se do 4000, a faktor plina - do 200.

Tehnološke strukture bušotina obično uključuju:

  • područja proizvodnje i injekcijskih bušotina;
  • mjerne instalacije;
  • opskrbne jedinice za reagense-demulgatore i inhibitore;
  • blokovi za distribuciju plina i vode;
  • blokovi za ubrizgavanje vode u injekcione bušotine;
  • ESP i SHGN pumpne kontrolne stanice;
  • temelji za strojeve za ljuljanje;
  • transformatorske podstanice;
  • područja za jedinicu za popravak;
  • sabirni spremnik i procesni cjevovodi.

Kao dio strukture bunara može postojati jedinica za pročišćavanje otpadnih voda (PWSU) s lokalnim ubrizgavanjem vode u ležište. U tom slučaju nema energetski intenzivnog crpljenja formacijske vode do mjesta odvajanja nafte i obrnuto, a u transportnim koridorima nema agresivnih formacijskih fluida, što povećava ekološku sigurnost polja.

Izgradnja bušotina s proširenim dosegom ograničava upotrebu pumpi s usisnom šipkom zbog komplikacija povezanih s abrazijom cijevi. Kako bi se izbjegle nezgode, pri odabiru crpne opreme prednost se daje ESP i hidrauličkim crpnim sustavima u zatvorenom sustavu za prikupljanje nafte i plina. Takvi sustavi omogućuju opskrbu inhibitorima za sprječavanje korozije i stvaranja voska.

Sustav postrojenja za obradu nafte, ispuštanje i utiskivanje vode gradi se ovisno o raspodjeli rezervi po površini ležišta, stopi proizvodnje, stupnju vodenosti i zasićenosti nafte plinom, tlaku na ušću bušotine. , mjesto nakupina bušotina (slika 5.1). Ovi objekti trebaju osigurati:

  • zatvoreno prikupljanje i transport bunarskih proizvoda do centralne toplinske stanice;
  • odvajanje plina od nafte i bezkompresorski transport plina prve faze separacije do sabirnih mjesta, postrojenja za preradu plina i za vlastite potrebe;
  • mjerenje troškova proizvodnje pojedinih bušotina i klastera, računajući ukupnu proizvodnju svih bušotina;
  • preliminarna dehidracija ulja.


Riža. 5.1.

Grupne mjerne instalacije

Smjesa plina i tekućine iz proizvodnih bušotina dovodi se u GDS, u kojem se u automatskom načinu rada vrše periodična mjerenja u mjernom separatoru protoka tekućine i plina svake bušotine. Broj instalacija određuje se proračunima. Blokovi za ubrizgavanje reagensa-demulgatora i inhibitora korozije nalaze se na mjestima MSU.

Booster pumpna stanica

U slučajevima kada je udaljenost od klastera bušotine do CPF-a velika, a tlak na ušću bušotine nedovoljan za crpljenje tekućina, izrađuje se dopunska crpna stanica. Smjesa ulazi u pumpnu stanicu za povišenje tlaka kroz cjevovode za prikupljanje nafte nakon GSP-a.

CSN uključuje sljedeće blok strukture:

  • prva faza odvajanja s preliminarnim uzorkovanjem plina;
  • prethodna dehidracija i obrada proizvedene vode;
  • mjerenje nafte, plina i vode;
  • zračni blok za pumpanje i kompresor;
  • ubrizgavanje reagensa prije prve faze odvajanja;
  • ubrizgavanje inhibitora u plinovode i naftovode;
  • kontejneri za hitne slučajeve.

Izgradnja doponske crpne stanice je nužna jer crpna oprema ne dopušta crpljenje mješavina s visokim udjelom plina zbog pojave kavitacijskih procesa. Plin izdvojen kao rezultat pada tlaka u prvoj fazi separacije najčešće se dovodi u baklju za izgaranje ili za lokalnu upotrebu. Ulje i voda s otopljenim zaostalim plinom ulaze u separatore drugog stupnja na centralnoj toplinskoj stanici i OTP-u.

Centralno sabirno mjesto

U CPF-u sirova nafta prolazi cijeli ciklus obrade, koji uključuje dvo- ili trostupanjsko otplinjavanje nafte pomoću separatora i dovođenje nafte u potrebne uvjete u smislu tlaka zasićene pare. Nakon odvajanja, plin se čisti od kapljičnih tekućina i daje na korištenje ili preradu. Plin prve i druge faze separacije transportira se pod vlastitim tlakom. Plin završnog stupnja potrebno je komprimirati za daljnju upotrebu.

Ovdje, u CPF-u, nafta se dehidrira i desaljuje do tržišnih uvjeta. Proizvedena voda se odvaja od sirove nafte u jedinici za obradu ulja (OTP) kao dio CPF-a. U posebnom spremniku ulje se taloži, uljna emulzija se zagrijava u cijevnim pećima i odsolja. Nakon toga, tržišno ulje ulazi u spremnik s naknadnim ispumpavanjem u uljnu pumpu.

Farme tenkova

Prisutnost pričuvne flote tenkova obavezan je atribut svih tehnološke sheme prikupljanje, priprema i transport nafte. Standardni spremnici tipa RVS koriste se za stvaranje zaliha:

  • sirovine koje se isporučuju u OTU, potrebne u količini dnevne proizvodnje bušotina;
  • tržišno ulje u obujmu dnevne stope proizvodnje postrojenja za pročišćavanje ulja.

Osim toga, potrebni su rezervoari različitih volumena za primanje tvorbenih i otpadnih voda, kao i za ispuštanje u nuždi.

Za odlaganje parafinskih naslaga iz spremnika za čišćenje (parenje) uređuju se zemljane jame za skladištenje. Osim toga, akumulacije su izvor onečišćenja atmosfere zbog isparavanja HC pohranjenog u njima.

Kompresorske stanice

Kompresorske stanice mogu biti samostalni objekti terenskog razvoja ili biti dio kompleksa tehnoloških konstrukcija centralne toplinske stanice. Kompresorske stanice su dizajnirane za opskrbu naftnim plinom postrojenju za preradu plina, komprimiranje plina u sustavu proizvodnje plinskog lifta i pripremu za transport.

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

Sustav baklje

Naftni plin, koji se ne može prihvatiti za transport, kao i plin iz opreme i pročišćavanja cjevovoda, šalje se u sustav baklje hitnog izgaranja dospojne crpne stanice.

Promjer i visina baklje određuju se proračunom uzimajući u obzir dopuštenu koncentraciju štetnih tvari u površinskom sloju zraka, kao i dopuštene toplinske učinke na ljude i predmete. Visina cijevi mora biti najmanje 10 m, a za plinove koji sadrže sumporovodik najmanje 30 m. Brzina plina na otvoru baklje uzima se u obzir uz isključenje odvajanja plamena, ali ne više od 80 m/s.

  • blokovi za doziranje i opskrbu inhibitorima i kemijskim reagensima;
  • skladište za skladištenje kemikalija.

    • Naftovodi i plinovodi

    Sustav za prikupljanje i transport proizvodnih bunara uključuje:

    • ispusni cjevovodi od glave bušotine do plinske bušotine;
    • kolektori koji osiguravaju prikupljanje proizvoda iz MS do točaka prve separacijske faze pumpne stanice ili centralne toplinske stanice;
    • naftovodi za opskrbu plinom zasićenim ili otplinjenim natopljenim uljem ili bezvodnim uljem od sabirnih mjesta i pumpne stanice do centralne toplinske stanice;
    • naftovodi za transport komercijalne nafte od centralne crpne stanice do glavne crpne stanice glavnog naftovoda:
    • plinovodi za opskrbu naftnim plinom od jedinica za separaciju do postrojenja za obradu plina, kompresorskih stanica, centralnih toplinskih stanica, postrojenja za preradu plina i za vlastite potrebe:
    • plinovodi za opskrbu plinom od centralne toplinske stanice do glavne kompresorske stanice magistralnog cjevovoda.

    Povijest razvoja plavljenja n 1846 - izbušena je prva naftna (istražna) bušotina, polje Bibi Aybat kod Bakua 1864 - izbušena je prva proizvodna bušotina u dolini rijeke Kudako na Kubanu (rođenje ruske naftne industrije.) N 1880 - prvi spomen mogućnosti istiskivanja nafte vodom u ležišnim uvjetima. n 1940-50-ih godina - široko rasprostranjeno plavljenje u naftnim poljima diljem svijeta, pojava niza novih sustava za plavljenje. 1946. - prva primjena poplave vodonosnika u SSSR-u na Tuimazinskom polju. n 1954. - uvođenje in-line plavljenja u devonskom akumulaciji Romashkinskog polja. n 1957. - primjena žarišnog plavljenja na naftnom polju Leonidovskoye

    Glavni koeficijenti koji karakteriziraju plavljenje § Koeficijent drenaže ležišta § Koeficijent zalijevanja ležišta plavljenjem § Koeficijent istiskivanja nafte vodom iz poroznog medija Koeficijent drenaže ležišta određuje udio njihovog ukupnog volumena zasićenog uljem, u kojem se ovim osigurava filtracija tekućina sustav bušotina (V drenovi), a izražava se omjerom: Učinkovitost čišćenja ležišta određuje udio volumena dreniranog naftom zasićenog ležišta prekrivenog (zauzetog) vodom i izražava se omjerom

    Čimbenici učinkovitosti plavljenja Na pokazatelje učinkovitosti plavljenja utječu sljedeći čimbenici: 1) faktor drenaže ležišta - n Rasparčavanje, diskontinuitet (čvrstoća), formacijski rasjedi. n Uvjeti pojave nafte, plina i vode u ležištima. n Postavljanje proizvodnih i injekcijskih bušotina u odnosu na granice izbijanja formacije. n Stanje zona formiranja dna, kao posljedica kvalitete prodora i promjena tijekom rada. 2) koeficijentom zamaha akumulacija plavljenjem - n Makroheterogenost akumulacija (slojevitost, zonalna varijabilnost svojstava). n Frakturiranje, kavernoznost (vrsta ležišta). n Omjer viskoziteta ulja i istisnog radnog sredstva. 3) koeficijentom istiskivanja nafte vodom - n Mikroheterogenost poroznog medija u smislu veličine pora i kanala (prosječna propusnost). n Vlaženje površine pora, stupanj hidrofilnosti i hidrofobnosti medija. n Međufazna napetost između ulja i istisne vode.

    Sustavi razvoja polja korištenjem plavljenja n Sustavi za razvoj ležišta klasificirani su prema rasporedu bušotina i vrsti energije koja se koristi za pomicanje nafte N Postavljanje bušotine: ravnomjerno, neravnomjerno. n Razvojni sustavi s postavljanjem bušotina na jednoličnu rešetku razlikuju se: po obliku rešetke; po gustoći mreže; po stopi puštanja u rad bušotina; prema redoslijedu puštanja bušotina u pogon u odnosu na jednu drugu i strukturne elemente ležišta. n Gustoća mreže bušotina omjer je naftonosne površine i broja proizvodnih bušotina. n Po stopi puštanja bušotina u pogon mogu se razlikovati istovremeni (također nazvani “kontinuirani”) i odgođeni sustavi razvoja ležišta (zadebljanje i puzanje). n Prema vrsti korištene energije: prirodna, umjetna.

    Vrste plavljenja Zakonturnoye Koristi se u malim (do 5 km) akumulacijama. Ubrizgavanje vode se provodi u niz injekcionih bušotina koje se nalaze izvan vanjske konture naftonosnog kapaciteta (100-1000 m). Near-contour Koristi se u malim naslagama sa značajno smanjenom propusnošću formacije u području konture ili kada je teško spojiti slojnu vodu s naftom zasićenim dijelom formacije (na primjer, kada oksidirane frakcije teške nafte ispadaju u OWC područje). Voda se ubrizgava izravno u područje kontakta ulje-voda. Intra-contour Koristi se na velikim naslagama kako bi se isključio screening i konzervacija središnjeg dijela ležišta. Dijeli se na blok (inline), arealnu, selektivnu i žarišnu.

    Shema plavljenja kruga Shema je prilično učinkovita s malom širinom naslaga (do 5-6 km), niskom relativnom viskoznošću ležišne nafte, visokom propusnošću ležišta (0,4-0,5 μm 2 i više), relativno homogenom strukturom produktivne formacije , dobra povezanost ležišta s rubnim područjem.

    Obodno plavljenje n Obodnim plavljenjem voda se crpi u niz injekcionih bušotina smještenih izvan vanjske konture naftonosnosti na udaljenosti od 100-1000 m. 5 km, a s najpovoljnijom strukturom slojeva i više). Primjer je Tuimazinsko polje (Baškirija), gdje je plavljenje prvi put korišteno u SSSR-u (1948.). Nije se raširila. n Kada je broj proizvodnih bušotina veći od pet, središnji dio polja je slabo zahvaćen obodnim plavljenjem, ovdje opada ležišni tlak i ovaj dio se razvija u režimu otopljenog plina, a zatim nakon formiranja prethodnog nepostojeća (sekundarna) plinska kapa - s tlakom plina.

    Shema plavljenja uz konturu Kod ovog tipa poplavljivanja, injekcione bušotine se nalaze na određenoj udaljenosti od vanjske konture naftonosnog kapaciteta unutar vodonaftne zone ležišta. Uglavnom se koristi s istim akumulacijskim karakteristikama kao i plavljenje vodonosnika, ali sa značajnom širinom vodno-naftne zone, kao i sa lošom hidrodinamičkom povezanosti ležišta sa zonom vodonosnika.

    Shema blokovnog plavljenja Kod blokovskog plavljenja naftno ležište se siječe redovima injekcionih bušotina u trake (blokove), unutar kojih se postavljaju redovi proizvodnih bušotina istog smjera.

    Inline i blok plavljenje n Inline razvojni sustav koristi se u velikim naftnim poljima platformskog tipa sa širokim zonama nafte i vode. Široke naftno-vodne zone odsječene su od glavnog dijela ležišta i razvijene prema neovisnim sustavima. Na srednjim i malim ležištima koristi se poprečno presjecanje nizovima injektnih bušotina u blokove (blok flooding). Širina područja i blokova odabire se uzimajući u obzir omjer viskoznosti i diskontinuiteta formacija (litološka zamjena) unutar 3-4 km, unutar kojeg se postavlja neparan broj redova proizvodnih bušotina. n Praktično se koriste bušotine s jednim, tri, pet reda, a to su izmjena jednog reda proizvodnih bušotina i reda injekcionih bušotina, tri reda proizvodnje i više injekcionih bušotina, pet redova proizvodnih i niz injekcionih bušotina. Više od pet redova proizvodnih bunara obično se ne koristi iz istog razloga kao kod obodnog plavljenja.

    Oblikovani obrasci plavljenja Različiti plitki plavljenja odabiru se ovisno o obliku i veličini akumulacije i relativnoj veličini poplavne vode.

    Lučna poplava n Kod lučne poplave, niz injekcionih bušotina postavlja se na ili blizu vrha konstrukcije. Ako veličina ležišta premašuje optimalnu, ovo zalijevanje se kombinira s konturnim natapanjem. Poplavljenje luka dijeli se na: n a) aksijalno (injekcione bušotine postavljene su duž osi strukture - Kumski horizont Novodmitrijevskog polja na Krasnodarskom teritoriju, formacije skupine A polja Ust Balykskoye u Zapadnom Sibiru); n b) prstenasti (prstenasti red injekcijskih bušotina s polumjerom približno jednakim 0, 4 polumjera ležišta, siječe ležište na središnje i prstenasto područje - Minnibaevskaya oblast Romashkinsky depozita); n c) centralno plavljenje kao vrsta prstenastog plavljenja (4-6 injekcionih bušotina se postavljaju duž kruga polumjera 200-300 m, a unutar jedne ili više proizvodnih bušotina).

    Sheme pladnjenja podloge Vrsta plavljenja u krugu, u kojoj se, pod uvjetima opće ujednačene mreže bušotina, izmjenjuju injekcione i proizvodne bušotine u strogom obrascu utvrđenom dokumentom razvojnog projekta.

    Površinsko plavljenje n Karakterizira ga raspršeno ubrizgavanje radnog sredstva u ležište po cijeloj površini njegove naftonosne sposobnosti. Površinski sustavi preplavljivanja prema broju točaka bušotina svakog elementa ležišta s jednom proizvodnom bušotinom smještenom u središtu mogu biti četverostruki, peterostruki, sedam i devet točaka i linearni sustavi n šahovnica. Omjer injekcionih i proizvodnih bušotina je 1: 1; F = 2 a 2; S = a 2; n Sustav od pet točaka. Element sustava je kvadrat s proizvodnim bušotinama u kutovima i injekcionim bušotinama u sredini. Za ovaj sustav, omjer injekcionih i proizvodnih bušotina je 1: 1, = 1. n Sustav od sedam točaka. Element sustava je šesterokut s proizvodnim bušotinama na vrhu i injekcionim bušotinama u sredini. Proizvodne bušotine nalaze se u uglovima šesterokuta, a injekcione bušotine se nalaze u sredini. Parametri = 1/2, odnosno postoje dvije proizvodne bušotine za jednu injekcionu bušotinu. n Sustav od devet točaka. Omjer injekcijskih i proizvodnih bušotina je 1:3, dakle = 1/3. Najintenzivniji od razmatranih sustava s površinskim bušotinama je petotočki, a najmanje intenzivan devet točki.

    Karakteristike sustava površinskog plavljenja n 1 - pravolinijski sustav: m = 1: 1; F = 2 a ^ 2; S = a ^ 2; n 2 - sustav od pet točaka: m = 1: 1; F = 2 a ^ 2; S = a ^ 2; n 3 - sustav od devet točaka: m = 1: 3; F = 4 a ^ 2; S = a ^ 2; n 4 - obrnuti sustav od devet točaka: m = 3: 1; F = 1,33 a ^ 2; S = a ^ 2; n 5 - kvadratni sustav od sedam točaka: m = 1: 2; F = 3 a ^ 2; S = a ^ 2; itd. * m - omjer injekcionih bušotina i proizvodnih bušotina F - površina po injekciji S - površina po bušotini općenito

    Anizotropija rezervoara. n Anizotropija, ili usmjerena propusnost, može značajno poboljšati učinkovitost čišćenja. Slika prikazuje učinak odabira sustava vodoplavljenja na učinkovitost čišćenja za različite omjere propusnosti X i Y. n Tablica je prikazana da ilustrira ovaj učinak. Tip sustava Ea u ovom trenutku Vrijeme do proboja Ea na VNF = 10 Ubrizgavanje u jedinicama probojnog PPP s VNF = 10 5 bodova. 52, 5 625 88 2, 0 Inline in-line 67, 5 804 98 1, 4

    Materijalna ravnoteža n Materijalna ravnoteža je jednostavan koncept koji se pokorava zakonu održanja mase, prema kojem je dodana masa jednaka ekstrahiranoj masi plus ono što se nakupilo ili preostalo (na primjer, u rezervoaru). n Vrecovered = ΔVinitial + Vinferred - većina opći oblik ur ja sam druže. ravnoteža = + za tlak iznad točke mjehura tlak za tlak ispod tlaka točke mjehura za linearno poplavljivanje s početnim zasićenjem pokretne vode

    Neka oznaka za ur-th n B - koeficijent volumetrijske ekspanzije n Bobp - koeficijent volumetrijske ekspanzije nafte ispod tlaka točke mjehura n Boi - koeficijent volumetrijske ekspanzije ulja početni n Box - koeficijent volumetrijske ekspanzije ulja u određenom trenutku n Bw - koeficijent volumnog širenja vode n Bt - koeficijent volumnog širenja nafte tijekom vremena n Bti - koeficijent volumnog širenja nafte tijekom vremena, početni n Bg - koeficijent volumnog širenja plina n Bgi - koeficijent volumnog širenja nafte plin početni n C - kompresibilnost n Ct - ukupna kompresibilnost n Ce - efektivna kompresibilnost n N - geološke rezerve nafte n Nr - kumulativna proizvodnja n Rp - akumulirani sadržaj plina n Rsoi - početni sadržaj otopljenog plina u nafti n We - dotok vode izvana krug n Winj - protok injekcione bušotine n Wp - kumulativno utiskivanje n ΔP - promjena tlaka iz početnog ležišta (atm) n Vo, Vw, Vf zapremine nafte, vode, pora

    Nadoknada za povlačenje tekućine. Kompenzacijski faktor n Kompenzacija za povlačenje tekućine je skup mjera usmjerenih na održavanje energije ležišta zamjenom obnovljenog volumena ugljikovodika istim volumenom vode. Ako je akumulirana kompenzacija za povlačenje tekućine utiskivanjem vode u objektu (mjestu) manja od 100%, tada se za pokrivanje manjka utiskivanja vode stope injektiranja određuju tehnološkim načinom rada injektnih bušotina više od stope tekućeg povlačenja tekućine za 30-50% ili više, ovisno o performansama opreme koja se koristi za injektiranje vode i injektivnosti postojećih injektnih bušotina. n Za procjenu stupnja kompenzacije za proizvodnju fluida iz ležišta ubrizgavanjem uvodi se koncept faktora kompenzacije. n Za određivanje kompenzacije povlačenja tekućine u %, volumen ubrizgavanja mora se podijeliti s volumenom povučene tekućine u ležištu i pomnožiti sa 100. (bez množenja sa 100, dobivamo koeficijent kompenzacije).

    Kompenzacija povlačenja tekućine Za određivanje kompenzacije povlačenja tekućine u %, ubrizgani volumen se mora podijeliti s volumenom povučene tekućine u uvjetima ležišta i pomnožiti sa 100. (bez množenja sa 100, dobivamo koeficijent kompenzacije). Grafikon promjene kompenzacije povlačenja tekućine