水圧法を利用した油田開発。井戸の浸水の主な種類油田における高度な水の浸水の影響

伝統的な（通常の）水圧法は非常に効果的であり、通常、油層の相対粘度が 30 ～ 40 未満、地層浸透性が 30 以上の堆積物を開発するために使用されます。。近年、生産性の低い貯水池が多く開発されたため、洪水は浸透性のある貯水池向けに設計されています。相対オイル粘度が 50 ～ 60 までの堆積物用。同時に、追加の技術的対策も検討されています。

油田の開発は、意図された操業を維持するために、指定された産油井および水ガス圧入井のストック全体を適切に配置し、順次試運転することにより、鉱床中の石油の産油井への移動を制御することとして理解されています。貯留層エネルギーを均一かつ経済的に消費するモード。

考えられるすべての開発システムの中で、最小限の資本投資と操業コストで計画された石油回収率と高い最終石油回収率を確保し、最小限の数の井戸で油田を掘削する、最も合理的なシステムを選択する必要があります。

石油鉱床における貯留層のエネルギーバランスの調節は、貯留層全体に影響を与えることによって行われます。現在、石油生産を強化する主な方法は、地層を人為的に浸水させて貯留層の圧力を維持することです。一部のフィールドでは、ガスがガスキャップにも注入されます。

水浸水システムの選択は、貯留層岩石の岩石物理学的分析、コアの濾過パラメーターの決定、特別な実験的および理論的研究、地層に影響を与える実現可能性と地層に影響を与える方法、井戸パターンの密度に基づいています。水圧システムにはいくつかの種類があります。

等高線の浸水。この場合、地層への影響は、含油能力の外形を超えて、鉱床の全周に沿って、油の外形にできるだけ近いところに位置する注入井システムを通じて行われます。支持力。油が水によって貯留層から移動するメカニズムは、自然の水圧の場合とほぼ同じです。この方法は、石油および軽油施設の開発に適用できます。これは、主に油層の相対粘度が低く（最大 5）、油層の浸透性が高く（0.4 ～ 0.5 以上）、生産地層の構造が比較的均一であるため、小さな油層幅（最大 4 ～ 5 km）で非常に効果的です。、良好な接続性がエッジエリアに堆積します。前述の非常に好ましい地質条件で考慮されたタイプの洪水を使用することにより、高い石油回収率（最大 60 ～ 65%）を達成することが可能になります。生産井は主に内部の含油輪郭内に配置できます。この場合、油水ゾーンからの石油は、注入された水によって生産井の底に移動する可能性があります。このようにして、貯留層内の石油損失を大幅に増加させることなく、施設開発のための井戸の数と生産される水の量を減らすことができます。石油およびガス鉱床の石油部分を開発するには、ガスキャップからの制御されたガス抽出によって軽油凝縮液の不動性を確保しながら、エッジフラッディングを使用することがより好都合です。等高線冠水では、通常、圧入井ごとに 4 ～ 5 つの生産井があります。 (クディノフによれば、圧入井間の距離は、特定の油田の開発のための技術計画で決定されます。圧入井のラインは、均一な衝撃を生み出すために、外部の含油輪郭から約 400 ～ 800 m の位置にあります)堆積物上で、時期尚早の洪水舌の形成や生産井への水の突破を防ぎます。）

エッジの浸水。このタイプの水の浸水では、注入井は鉱床の油水ゾーン内の油を含む外部輪郭の近くに位置します。これは主に等高線氾濫と同じ特性を持つ貯水池に使用されますが、貯水池と等高線ゾーンの間の流体力学的接続が不十分です。堆積物と地層の帯水層との接続が不十分であるのは、OWC 付近の地層の透水性の低下、またはその下またはそのレベルにある防水スクリーンの存在が原因です。このようなスクリーンの存在は、炭酸塩貯留層の堆積物で特に一般的であり、二次的な地球化学的プロセスにより、無機塩や固体アスファルトなどによる空隙の詰まりが発生する可能性があります。

坑井の位置の原則、生産井と注入井の数の比率、ガスと石油の鉱床開発へのアプローチ、および達成された石油回収の価値に基づいて、周辺浸水は周辺浸水に近いです。 (クディノフの本からの追加 - 等高線フラッディングは以下の場合に使用されます: - 小規模な鉱床上; 生産地層と外部領域との流体力学的接続が不十分な場合; 注入井と生産井の間のろ過抵抗のため、石油生産プロセスを強化するため同時に、個々の石油生産井への洪水舌状の形成や制御されない水の突破の可能性が増加します。）

回路内フラッディング。この場合、油層への衝突は、含油輪郭の内側に何らかのパターンに従って配置された注入井システムを通じて実行されます。これは、石油埋蔵量に影響を与えるより集中的なシステムであり、埋蔵量の開発に必要な時間を短縮し、石油生産を迅速に増加させることができます。インライン水圧法により、石油抽出率を高め、大規模油田の開発時間を短縮することが可能になります。場合によっては、油田の開発を強化するために、複合効果が使用されます。回路内の中央フラッディングを伴う輪郭（コンター）フラッディング。たとえば、中央洪水では、油層の中心にバッテリーまたは環状の注入井の列が掘削されます。油層の周縁部の岩石の浸透性が大幅に低下する場合、褶曲の軸に沿って圧入井を掘削する軸方向浸水法を使用することが可能です。

現在、いくつかの回路内フラッディングシステムが使用されており、注入井の位置、その試運転の順序、地層への注水速度、および産油井からの石油抽出が互いに異なります。

回路内フラッディングの場合は、局所フラッディングも使用されます。局所的水浸しは、貯留層の特定の領域で水浸しの影響がなく、その結果、この領域の貯留層の圧力が低下し、それに応じて生産井の石油流量が低下する場合に使用されます。集中洪水では、敷地の中心にある産油井を選択し、注入井に移して注水を開始し、注入した水が周囲の産油井に影響を与えます。

選択的回路内フラッディングシステムも使用されます。地層に対する最も集中的な影響は、地域的な洪水であると考えられています。このシステムでは、生産井と注入井が、5 点、7 点、または 9 点のグリッドの形で規則的な幾何学的なブロックに配置され、注入井と生産井が交互に配置されます。

5 ポイント方式では注入井ごとに 1 つの生産井があり、7 ポイント方式では 2 つの生産井があり、9 ポイント方式では 3 つの生産井があります。圧入井は生産を行わないため、9 点スキームが最も経済的であるように見えますが、鉱床への影響の強さははるかに小さく、水が生産井に侵入したときに油柱が現れる可能性ははるかに高くなります。石油生産を強化し、最終的な石油回収量を増やすために、ガスまたは空気が生産地層に注入され、水とガスも交互に地層に注入されます。

（これはクディノフ氏によると）。

注入井レイアウトの選択は、特定の条件によって決まります。 地質条件、経済的に実現可能な埋蔵量開発のタイミングと必要な資本投資額。通常、注入井のラインは、貯留層の特性が改善された貯留層ゾーンに位置し、レンズと透過性の砂岩の支配的な衝突に対して垂直であるため、注入された水の詰まりが解消または軽減され、貯留層の適用範囲が広がります。

回路内フラッディングが存在する場合の輪郭フラッディングは、オイルの外周領域への移動を防止し、プロセスを強化するはずです。エネルギーの観点からは、回路内フラッディングの使用は、周囲および周辺フラッディングよりも効果的です。これは、この場合、注入された水のほとんどすべてが切断列の両側の油を置換するために使用されるためです。回路内の浸水中、切断列の井戸は「1つおき」に石油で操作され、排水フロント、つまり地層の水が飽和した部分のストリップを形成します。

リストに記載されている洪水システムは、原則として、確立された境界と地層の特性に関するかなり信頼性の高いデータを持つ、等高線のある大規模なフィールドで使用されます。

探査井からのデータによれば、その所在地の地域に商業用石油の含有量が明らかである場合、大規模な非等高線油田ではブロック浸水が推奨されます。この場合、油田の最終探査と含油輪郭の決定の前に、油田の注入井の列を生産井の独立したグリッドを備えた個別のブロックに分割することによって、施設の迅速な試運転が可能になります。次に、各ブロックの内側に生産井が列の形で掘削され、ブロック領域上のその数と密度は流体力学および技術的および経済的な計算によって決定されます。フィールドの最終的な探査と描写中に、以前に運用に投入されたブロックが技術的に全体的な開発計画に適合し、全体的な開発計画と有機的な全体を形成します。

集中的水圧注入は、他の水圧注入システムと組み合わせて使用され、移動による地層の掃引を改善するだけでなく、最も近い注入口からの注入の影響を受けない個々のレンズまたは地層のセクション (停滞ゾーン) からの埋蔵量を開発します。行。原則として、局所的な洪水では、生産井の 1 つが注入に使用され、周囲の生産井との関係で合理的に配置され、浸透性が向上した地層ゾーンに配置されます。ただし、局所的な浸水の場合は、特別な井戸または井戸のグループを掘削して、地層の油で飽和した部分またはその低浸透性ゾーンのより多くの範囲の適用範囲を増やすことができます。

開発対象物の十分に詳細な地質学的研究があれば、局所浸水は開発のすべての段階および現場の追加開発において独立した手法として使用でき、ある意味では移動プロセスを調整する手段となります。

選択的水浸水システムは、走向方向と厚さの両方に沿って不連続な非常に不均一な貯留層から石油埋蔵量を開発する場合、焦点浸水システムと同様に使用されます。このシステムでは、注入井の掘削ポイントは、地質条件、生産地層の分布、最も近い生産井の底部との接続の詳細な研究を考慮して、可能な限り最大限の掘削を保証する方法で決定されます。水による油の置換の強さを抑制し、不均一性とレンズ状の形成が生産の完全性と最終的な油回収率に及ぼす影響を最小限に抑えます。その結果、注入井はその地域内にランダムに配置され、貯留層の自然な不均一性を反映しています。これにより、注入井の給水システムが複雑になります。開発の初期段階では、地質情報が限られているか、単に不十分な場合には、このシステムを適用することはできません。これは、地層構造の詳細と井戸への主要な浸水システムの注入の影響が明らかになった後続の段階でのみ有効です。

面的湛水は貯水池刺激の最も集中的なシステムであり、最高速度の圃場開発を保証します。このシステムでは、生産井と注入井が、同じく直線状の 5 点、7 点、または 9 点のグリッドの形で規則的な幾何学的なブロック内に配置されます (図)。注入井と生産井の比率は 1:1 です。このシステムの要素は、辺 2L および 2s n = 2 s d = 2s を持つ長方形にすることができます。 2L = 2s の場合、線形システムは同じウェル比 (1:1) の 5 点システムに変わります。 5 ポイントシステムは対称であり、要素として注入井を中心にウェルを逆に配置することも選択できます (逆 5 ポイントシステム)。 9 ポイントシステムでは、8 つの注入井のうち 4 つの注入井がそれぞれ 2 つと 4 つの隣接する要素に位置するため、生産井ごとに 3 つの注入井があります (井戸の比率は 3:1)。逆 9 点システム (正方形の中心に注入井がある) では、注入井と生産井の比率は 1:3 です。三角形の坑井配置グリッドを使用すると、注入井と生産井の比率がそれぞれ 1:2 と 2:1 の 4 点 (逆 7 点) および 7 点 (または逆 4 点) システムが得られます。このような均一な坑井グリッドを使用してエリアを掘削する場合、5 ポイントスキームでは各圧入井に 1 つの生産井があり、7 ポイントスキームでは 2 つの生産井があり、9 ポイントスキームでは 2 つの生産井があることがわかります。 3つの生産井です。圧入井が生産量を生み出さないことを考慮すると、9 ポイント計画のほうが経済的に有益であることは明らかですが、貯留層への影響の強さは次のとおりです。

生産井に水が侵入したときに油柱が存在する可能性が高くなります。

面 4-(a)、5-(b)、7-(B)、9 点 (d)、および線形 (e、f) の洪水システム (強調表示された要素を含む)

歴史的に、地域浸水は開発の後期段階で石油回収の二次的な方法として使用されていました。ただし、エリア洪水システムには独自の重要性があり、貯水池がよく研究されていれば開発の初期段階で効果的に使用できます。

リストされている井戸の配置スキームは、水をポンプで汲み上げる場合だけでなく、ガスをポンプで汲み上げる場合や、さまざまな溶媒をガスや水でスラグの形で押し出す場合にも使用できることに注意してください。しかし、注水に比べて他の衝撃法の適用規模は非常に小さいため、主に洪水時の井戸の配置について話さなければなりません。

預金業務の管理と規制要約すると、水-油および軽油の接触の均一な収縮と、貯留層エネルギーの合理的な消費につながります。同時に、石油を水やガスに置き換えるゾーンでは、高い石油回収率を確保することが非常に重要です。含油輪郭の均一な収縮は、主に、生産地層のさまざまなセクションの透水性と各坑井の動作モードの個別の規制に従って、鉱床全体に石油生産井と注入井を適切に配置することによって達成されます。

鉱床の開発中は、石油生産井の流量、石油中の水カットの割合、ガス要因、砂の生成、底穴と貯留層の圧力の変化が常に監視されます。注水井の注入率、クラスターポンプ場のポンプの吐出圧力は毎日監視され、水中の機械的不純物の量が体系的に測定されます。井戸の水熱力学研究は系統的に行われています。

すべての研究結果に基づいて、井戸内の水のカット、等圧線、浸透率、比生産性などのマップが作成されます。

油井への水の早期侵入の場合、この油井からの抽出が制限されるか、注入井への水の注入が制限されます。ガス圧モードで油井へのガスの侵入が増加した場合は、油井を閉鎖することをお勧めします。水圧条件下での油井のガス係数の増加は、これらの油井の領域の貯留層圧力の低下を示します。したがって、これらの井戸からの石油抽出を減らすか、この地域の貯留層への注水量を増やす必要があります。

井戸の減少した貯留層圧力の決定に基づいて、等圧線マップと等圧貯留層圧力マップが四半期ごとに作成されます。ウォーターカットマップと等圧線マップを比較することで、含油等高線の進行状況を判断することができます。

油井列と注入井列の間の生産地層の生産の完全性を判断するために、評価井が掘削され、生産地層から継続的にコアサンプリングが行われ、そこから実験室条件で水で岩石、つまり残留石油含有量が洗浄されます。、と決まっています。次に、これらの井戸はピエゾグラフと呼ばれる特別な装置を備えた対照井戸として使用され、または井戸内の底孔圧力が定期的に測定されます。

地層の個々のセクションの浸透性が弱いゾーンまたは改善されたゾーンを特定するために、相互作用に関する井戸の流体力学的研究が実行されます。浸透性が悪い場合には、これらの領域に新しい油井または注入井が掘削され、これにより石油回収のより完全性が保証されます。

含油輪郭の前進速度は、油光吸収係数 ksp の変化と底孔圧力回復曲線によって監視できます。単位 ksp はそのような物質の光吸収係数とみなされ、光が 1 cm の層を透過すると、光束の強度は e (2.718) 倍減少します。 ksp は、油中の樹脂やアスファルテンなどの着色物質の濃度変化に敏感であることが確立されています。オイル中の樹脂とアスファルテンの含有量は、含油輪郭に近いゾーンで高くなるため、サーキット内の油井から抽出されたオイルの ksp を時間の経過とともに増加させることで、各ゾーンでのオイルの移動速度を決定することができます。貯水池のセクション。

上記のすべての研究の結果に基づいて、貯留層開発の主要な指標の実際のグラフが構築され、これにより、貯留層からの石油と水の抽出、貯留層への水またはガスの注入、変化を監視することが可能になります。タンク圧力とガス係数に影響を与えます。実際の指標がプロジェクトの指標よりも遅れている場合、プロジェクト指標の開発と達成を規制するために特定の措置が講じられます。

注水井の注入率（in）は、クラスターポンプ場に設置されたメーターまたはダイヤフラム式流量計で測定されます。 1 つの配水管が 2 つまたは 3 つの井戸に水を供給することが多いため、同じ導管から供給される他の井戸が停止したときに井戸の注入率を測定する必要があります。注入井に個別のポンプを使用する場合、注入率は個別に決定されます。

水圧開発の歴史 1846年 - 最初の石油（探査）井がバク近郊のビビ・アイバット油田で掘削された 1864年 - 最初の生産井がクバンのクダコ川渓谷で掘削された（ロシア石油の誕生） ) 1880 年 - 貯留層条件下で油が水と置換される可能性について初めて言及。 1940 年から 1950 年代 – 世界中の油田で水圧法が広く使用され、多数の新しい水圧システムが登場しました。 n 1946 – ソ連の Tuymazinskoye 油田でエッジフラッディングが初めて使用されました。 1954年 – ロマシュキンスコエ油田のデボン紀貯水池に回路内水浸水を導入。 1957年 - レオニドフスコエ油田での局所洪水の使用

水浸水を特徴付ける主な係数 § 貯留層排水係数 § 水浸水による貯留層被覆率 § 多孔質媒体からの水による油置換係数貯留層排水係数は、所定の井戸システムによって流体の濾過が確保される油で飽和した総体積の割合を決定します。浸水による地層の被覆係数は、排水された油で飽和した地層のうち水で覆われた（占有された）容積の割合を決定し、比率で表されます。多孔質媒体からの水による油の割合は、多孔質媒体内の油の水への置換の程度を決定し、比率で表されます。

水浸効率の要因水浸効率の指標は、以下の要因によって影響されます: 1) 堆積物の排水係数 - n 切断、不連続性 (一枚岩)、地層断層。 n 地層内での石油、ガス、水の発生条件。 n 地層ピンチアウトの境界に対する生産井と注入井の配置。 n 貫入の質と操業中の変化の結果としての、地層の底孔ゾーンの状態。 2) 水の浸水による地層被覆係数について – n 地層のマクロ的不均一性（層状化、特性の帯状変動）。 n 骨折、海綿体（貯留型）。 n オイルの粘度と、置換される作動剤の粘度の比。 3) 水による油の置換係数 – n 細孔とチャネルのサイズに関する多孔質媒体の微小不均一性 (平均透過率)。 n 細孔表面の濡れ性、媒体の親水性および疎水性の度合い。 n 油と置換される水の間の界面張力。

水圧法を使用したフィールド開発システム n 貯留層開発システムは、井戸の配置と石油の移動に使用されるエネルギーの種類に応じて分類されます。 n 井戸の配置: 均一、不均一。 ■ 均一なグリッド上にウェルが配置された開発システムは、グリッドの形状によって区別されます。メッシュ密度による。井戸の稼働率による。坑井同士の相対的な運転開始順序や鉱床の構造要素に応じて決定されます。 n 油井ネットワーク密度は、産油井の数に対する油田面積の比率です。 n 井戸の稼働率に基づいて、貯留層開発の同時システム（「連続」とも呼ばれます）と遅延システム（肥厚化とクリープ化）を区別できます。 n 使用されるエネルギーの種類別: 自然エネルギー、人工エネルギー。

注入の種類 Zakonturnoe 小規模（最大 5 km）の鉱床で使用されます。水は、外側の含油等高線（100 ～ 1000 m）を越えて位置する多数の注入井に注入されます。プレコンター境界領域で地層の浸透性が著しく低下した小さな堆積物、または境界水と地層の油で飽和した部分との接続が困難な場合（たとえば、酸化した重油留分が OWC で落下する場合）に使用されます。エリア）。水は油と水の接触領域に直接注入されます。サーキット内大規模な堆積物で使用され、堆積物の中央部分のスクリーニングと保護を排除します。ブロック（行）、エリア、選択、焦点に分かれています。

等高線湛水方式この方式は、貯留層の幅が小さく（最大 5 ～ 6 km）、貯留層の油の相対粘度が低く、貯留層の浸透性が高く（0.4 ～ 0.5 μm2 以上）、生産地層の構造が比較的均質である場合に非常に効果的です。貯水池と輪郭領域との良好な接続。

等高線氾濫 n 連続的氾濫では、油田地帯の外側等高線を越えて 100 ～ 1000 m の距離にある一連の注入井に水が注入されます。これは、厚さがあまり区別されていない生産層のある場所で使用されます。、比較的高い透水係数を持ち、堆積物の幅は狭い（最大4〜5 km、最も好ましい地層構造など）。一例は、ソ連で初めて水圧注入法が使用された（1948 年）、トゥイマジンスコエ油田（バシキリア）です。あまり広く使われていませんでした。 n 生産井の列数が 5 列を超える場合、田畑の中央部分は周囲の浸水の影響を弱く、ここで貯留層の圧力が低下し、この部分は溶存ガス状態で発達し、その後、形成後にガス圧力下で、以前は存在しなかった（二次）ガスキャップの。

周辺浸水のスキームこのタイプの浸水では、注入井は鉱床の油水ゾーン内の外部の含油輪郭からある程度離れたところに位置します。これは主に、エッジフラッディングと同じ特性を持つ貯留層に使用されますが、油水ゾーンの幅がかなり広い場合や、貯留層とエッジゾーンの流体力学的接続が不十分な場合に使用されます。

ブロックフラッド方式ブロックフラッド方式では、油層を圧入井の列によって細片（ブロック）に切り、その中に同じ方向の生産井の列を配置します。

列およびブロックの浸水 n 列開発システムは、広い油水ゾーンを持つ大規模なプラットフォーム型油田で使用されます。広い水-油ゾーンは鉱床の主要部分から切り離され、独立したシステムで開発されます。中小規模の鉱床の場合、注入井の列によって横方向にブロックに切断されます（ブロックフラッディング）。領域とブロックの幅は、粘度の比率と 3 ～ 4 km の範囲内の層の不連続性 (岩石学的置換) を考慮して選択され、その中に奇数列の生産井が配置されます。 n 実際には、1、3、5 列の坑井レイアウトが使用され、それぞれ 1 列の生産井と多数の注入井、3 列の生産井と多数の注入井、5 列の生産井の交互を表します。井戸と多数の注入井。等高線浸水と同じ理由で、5 列を超える生産井は通常使用されません。

オーバーフロー洪水スキームオーバーフロー洪水のタイプは、堆積物の形状とサイズ、および貯水池の相対的なサイズに応じて選択されます。

クラウンフラッディング n クラウンフラッディングでは、一連の注入井が構造物の冠またはその近くに設置されます。貯水池の寸法が最適寸法を超える場合、この洪水は等高線洪水と組み合わされます。アーチ洪水は次のように分類されます。 n a）軸方向（注入井は構造の軸に沿って配置されます-クラスノダール準州のノヴォドミトリエフスコエフィールドのクムスキー地平線、西シベリアのウスチバリクスコエフィールドのグループAの層）。 b）円形（鉱床の半径の0.4にほぼ等しい半径を有する注入井の円形の列、鉱床を中央および円形の領域に分割します-ロマシキンスコエ油田のミニバエフスカヤ領域）。 c) 円形洪水の一種である中央洪水（半径 200 ～ 300 m の円周上に 4 ～ 6 個の注入井が配置され、その中に 1 つ以上の生産井がある）。

エリアフラッディングスキーム回路内フラッディングの一種。一般的に均一なグリッドの井戸の条件下で、開発設計文書によって確立された厳密なパターンで圧入井と生産井が交互に配置されます。

エリアフラッディング n 油含有量の全領域にわたる鉱床への作動剤の分散注入によって特徴付けられます。中央に 1 つの生産井が位置する各貯留層要素の井戸ポイントの数に基づく面的洪水システムは、4、5、7、および 9 ポイントシステムおよび線形システムにすることができます。線形システムは、単列ブロック洪水システムであり、ウェルは互いに向かい合うのではなく、市松模様に配置されます。注入井と生産井の比率は 1:1 です。 F=2a2; Ｓ＝ａ２； n 5 ポイントシステム。システム要素は正方形で、隅に生産井、中央に注入井があります。このシステムの場合、注入井と生産井の比率は 1:1 =1 です。 n 7 ポイントシステム。システム要素は六角形で、上部に生産井、中央に注入井があります。生産井は六角形の隅に位置し、注入井は中心に位置します。パラメータ =1/2、つまり、1 つの注入井に対して 2 つの生産井があります。 n 9 ポイントシステム。注入井と生産井の比率は 1:3 なので、=1/3 となります。ウェルの面配置を考慮したシステムの中で最も集中力が高いのは 5 ポイントで、最も集中力が低いのは 9 ポイントです。

面洪水システムの特徴 n 1 – 直線システム: m=1:1; F=2a^2; S=a^2; n 2 – 5 点システム: m=1: 1; F=2a^2; S=a^2; n 3 – 9 点システム: m=1: 3; F=4a^2; S=a^2; n 4 – 逆 9 点システム: m=3: 1; F=1、33a^2; S=a^2; n 5 – 正方 7 点システム: m=1:2; F=3a^2; S=a^2; など * m – 生産井に対する注入井の比率 F – 注入井あたりの面積 S – 合計井戸あたりの面積

リザーバーの異方性。 n 異方性、つまり方向性透水性は掃引係数を大幅に向上させることができます。この図は、X 軸と Y 軸の透水性のさまざまな比率で水浸システムの選択が掃引係数にどのように影響するかを示しています。現時点でのシステムのタイプ Ea VNF=10 でのブレークスルー Ea までの時間 VNF=10 でのブレークスルー PPPN の単位での噴射 5 ポイント。 52.5 625 88 2.0 リニア 67.5 804 98 1.4

マテリアルバランス n マテリアルバランスは、質量保存の法則に従う単純な概念であり、追加された質量は、抽出された質量に、蓄積または残留したもの (たとえば貯留層内) を加えたものに等しいというものです。 n Vextracted = ΔVinitial + Vintroduced – 最も一般的なタイプのレベル。バランス = + 飽和以上の圧力の場合飽和圧力以下の圧力の場合移動する水の初期飽和における地層の線形洪水の場合

ur-th のいくつかの指定 n B – 体積膨張係数 n Bobp – 飽和圧力以下のオイルの体積膨張係数 n Boi – 初期オイルの体積膨張係数 n Box – 特定の時点でのオイルの体積膨張係数n Bw – 水の体積膨張係数 n Bt – 時間の経過に伴うオイルの体積膨張係数 n Bti – 時間の経過に伴うオイルの体積膨張係数、初期 n Bg – ガスの体積膨張係数 n Bgi – ガスの体積膨張係数初期ガス n C – 圧縮率 n Ct – 全圧縮率 n Ce – 有効圧縮率 n N – 地質石油埋蔵量 n Nр – 累積生産量 n Rp – 累積ガス含有量 n Rsoi – 石油中の溶存ガスの初期含有量 n We – 外部からの水の流入等高線 n Winj – 注入井流量 n Wp – 累積注入 n ΔP – 初期貯留層からの圧力変化 (atm) n Vo、Vw、Vf 油、水、細孔の体積

液体引き出しの補償。補償係数 n 液体取出補償は、抽出された炭化水素量を同量の水で置き換えることによって貯留層のエネルギーを維持することを目的とした一連の措置です。対象物（領域）での注水による流体回収の累積補償が 100% 未満の場合、注水の不足を補うために、注水率は注入井の技術的操作モードによって 30 ～ 50% または 30 ～ 50% に設定されます。注水に使用される機器の生産性と既存の注入井の注入率に基づいて、現在の流体取出速度よりも大きい。 n 注入によるリザーバからの流体抽出の補償の程度を評価するために、補償係数の概念が導入されます。 n 液体回収量の補正を % で決定するには、注入量をリザーバ条件での液体回収量で割り、100 を掛ける必要があります (100 を掛けなくても補償係数が得られます)。

液体回収補償液体回収補償を % で決定するには、注入量をリザーバ条件での液体回収量で割り、100 を掛ける必要があります。(100 を掛けなくても補償係数が得られます)。液体抜き取り補正変化グラフ

油田の水張りは、地層から石油を水で置き換えると同時に、油層の圧力を所定のレベルに維持するために使用されます。

現在、水の洪水は、世界中の先進地帯の地層に対する最も一般的な種類の影響です。ロシアでは、全石油の90％以上が浸水した油田から生産されている。最も一般的に使用されるフラッディングのタイプは、列またはブロック列による回路内、およびエリアウェルのレイアウトと輪郭です。局所的かつ選択的なフラッディングも使用されます。

世界中の油田で水浸水が広範に発生しているのは、次のような理由によるものです。

貯水池に汲み上げられる水の入手可能性と低コスト。

水注入技術が比較的簡単であること。

技術的なメンテナンスの容易さ。

水による油の置換効率が比較的高い。

この点において、油田への水の浸水は、長期にわたって地層に影響を与える主要な方法の 1 つとなるでしょう。

技術的には、水浸しは次のように実行されます。ポンプ場 (KNS、BKNS) に設置された高圧ポンプを使用して不純物を除去した水は、含油地域 (内側フラッド) または外側 (外側フラッド) にある圧入井にポンプで注入されます。水は複数の井戸（ブッシュ）に同時にポンプで汲み上げられます。高品質の水をポンプで汲み上げる必要があります。この場合、水中の浮遊粒子の量は、低浸透性の地層では 5 mg/l、高浸透性の地層では 20 mg/l を超えてはなりません。プロジェクトでは、40 ～ 50 mg/l が受け入れられることがよくあります。

貯水池の洪水中の注入井の口の圧力は、通常 5 ～ 10 MPa、場合によっては 15 ～ 20 MPa のレベルに維持されます。個々の坑井の底孔ゾーンの透水性は同じではないため、坑口の圧力が同じでも、異なる坑井に汲み上げられる水の流量は異なります。理論的には、ダーシーの法則によれば、圧入井に汲み上げられる水の流量は圧力降下に比例するはずですが、実際には圧力降下に非線形に依存し、わずかな値では依存性は線形に近くなります。、その後、亀裂の開口により流量が急激に増加し始め、このゾーンの地層の有効浸透率が急激に増加します。 (写真を参照)

図圧入井に汲み上げられる水流の圧力降下依存性

水圧法を使用して油田を開発する場合、最初に生産井からほぼ純粋な石油、つまり無水生成物が得られます。その後、貯留層に汲み上げられる水の量が増加するにつれて、油と一緒に水も生産され始めます。

油田開発の重要な特徴は石油の回収です。

図39。現在の石油回収量の依存性
.

油回収: - 無水; - 最終。

水浸しの油田の開発中の現在の石油回収は、依存度として表すことができます。から
どこ - 地質石油埋蔵量）。図に示されています。 39.

浸水時の現在の石油回収係数は、排水係数の積に等しい変位スイープ係数について .

水による油置換係数水浸しを利用して油田を開発する場合、水浸しの影響を受けた貯留層の一部にもともと存在していた埋蔵量に対する、貯留層から抽出された石油の比率と呼ばれます。したがって、影響の地層被覆係数は貯留層内の石油の地質学的埋蔵量に対する、水害の影響を受けた貯留層の一部にもともと存在していた石油埋蔵量の比率です。

層状直線状地層の氾濫スキームを考えてみましょう

貯留層は4つの中間層（1、2、3、4）で構成されており、下の3層だけが浸水で覆われており、最初の中間層は、岩石学的ピンチアウトによって中断されているため、開発されていません。貯水池にポンプで汲み上げられた水は貯水池に入らず、そこでは石油は生成されません。貯留層内の石油の地質学的埋蔵量の合計

水浸しの保護区
、次の埋蔵量に等しい:

定義上

(5.8)

油層開発システムと技術が変わらない条件で、油回収係数が排水量係数の積に等しい場合カバレッジ係数による、への依存
、図に示されています。 42、どこから

図42。依存症そしてから

それは明らかです増えるにつれて増える
、A 指定された条件下で影響を受ける在庫の量は時間の経過とともに変化しないため、一定のままです。

変位係数は、多くの場合、天然コア岩石サンプルからの油変位に関する室内実験や現地調査のデータに基づいて決定されます。そして、次の主な要因によって決まります。

1) 油層岩石の鉱物学的組成と岩石学的微細構造、およびこれらの要因の結果としての岩石の粘土含有量、細孔径分布、絶対および相対透水性値、岩石の破砕など。

２）油を置換する水の粘度に対する油の粘度の比。

3) 石油の構造的および機械的（非ニュートン的）特性と、地層の温度領域への依存性。

4）水による岩石の湿潤性と、異なる微細構造を持つ貯留岩石における毛細管力の発現の性質。

5) 水による油の置換率。

氾濫時の貯水池被覆係数主に以下の要因によって決まります。

1. 開発された油層全体の物性と地質学的不均一性（油層のマクロ不均一性）。つまり、ガスキャップの存在、水の下にある油で飽和したゾーン、つまり水層、垂直方向（不浸透性中間層の存在）と水平方向（岩石学的に中間層がピンチアウト）での地層の不連続性などです。

2. フィールド開発システムのパラメータ、すなわち、貯留層内の井戸の位置、生産井間および生産井と注入井の間の距離、生産井の数に対する注入井の数の比率。

3. 注入井および生産井の底部の圧力、底部の穴ゾーンに影響を与える方法の使用、および地層貫通の完全性。

4. 坑井操作の方法および技術的手段の適用（機械化生産方法、同時分離操作方法）。

5. 開発システムを部分的に変更すること（局所的および選択的な水の洪水）、または開発システムを変更せずに（井戸の操作モードの変更、周期的な水の洪水など）、フィールド開発プロセスを管理するための方法の適用。

一般に、排水係数は、地層の物理的特性、その微小不均一性、多孔質媒体からの油の移動プロセスの特性、および他の浸水時の地層の被覆係数に依存することがわかります。開発方法は、現場のマクロな不均一性の程度、開発システム、井戸の操作条件によって決まります。

さまざまなオイルフラッディングシステムの有効性

ソ連における石油洪水の産業応用は、デボン紀のトゥイマジンスキー油田開発中の 1948 年に始まりました。この時までに、油層のエネルギーを補充するために水を油層に汲み上げる実験はすでに知られており、さまざまな国で実施されていました。

ソ連で水圧法を使用して油田を開発する場合、等高線水法が最初に使用されました。この場合、注入井は外側の含油輪郭を越えて、それに沿って掘削された。生産井も油を含む輪郭に沿って位置していました。注入井の位置ラインは、生産井の最初の列から 1 ～ 6 km 離れていました。

等高線湛水は、生産地層が主に浸透率 0.3 ～ 1.0 μm 2 の砂岩とシルト岩で構成される田畑で使用されました。湛水田の貯留条件における石油の粘度は-1～5・10 -3 Pa・sであった。

等高線湛水は、田畑開発の最初からではなく、貯水池の圧力が低下したしばらくしてから実行されることがよくありました。しかし、貯水池の境界領域に水を注入することにより、1〜2年以内に貯水池のエネルギーが安定するまで補充されることが可能になりました。

石油貯留層の浸水の使用は当初、圧入井の低い注入率に関連する技術的困難の出現につながりました。デュピュイの公式によれば、使用される圧力降下で設計された水流量を吸収するはずの層は、実際には水を受け入れませんでした。水圧破砕や酸処理、主に注入圧力の増加など、坑井の底孔ゾーンに影響を与える方法が広く使用されたことにより、注入井の注入率が大幅に向上し、実際に問題解決につながりました。彼らの発達の問題に。

エッジフラッディングを使用した油田開発の経験により、次の主な結論が得られました。

1. 等高線洪水により、貯留層の圧力を初期レベルに維持するだけでなく、それを超えることもできます。

2. 等高線フラッディングの使用により、20～60×10 4 m 2 の坑井パターン密度パラメータを備えた開発システムを使用することで、田開発の最大率を初期の回収可能埋蔵量の 5～7% にすることが可能になります。 /ウェルの最終油回収率はかなり高く、比較的均質な地層では0.50～0.55に達し、油層条件での油粘度は1～5・10 -3 Pa・s程度です。

3. 5 列を超える生産井を持つ大面積油田を開発する場合、エッジフラッディングは中央部分に弱い影響を与え、その結果、これらの部分からの石油生産が低いことが判明します。これは、境界氾濫が発生すると、全体として大規模な田畑の開発率を十分に高くできないという事実につながります。

4. 等高線冠水では、油層からの石油抽出を促進したり、さまざまな層や層間で油層の圧力を均一にしたりするために、油層の個々の局所領域に影響を与えることはできません。

5. 等高線浸水では、地層に注入された水のかなりの部分が、地層から石油を移動させることなく、含油等高線を越えて位置する帯水層地域に流入します。

油層の等高線湛水の結果に関するこれらの結論は、油田開発のさらなる改善を引き起こし、特に大規模な油田では、圧入井の列によって地層を別々の領域に分割することにより、回路内湛水を使用することが推奨されるようになりました。ブロック。

この方法は、石油および軽油施設の開発に適用できます。堆積物の幅が狭い場合（最大 5 ～ 6 km）、油層の相対粘度が低い場合（最大 2 ～ 3）、油層の浸透性が高い場合（0.4 ～ 0.5 μm 2 以上）、油層の比較的均質な構造の場合に非常に効果的です。生産的な地層、堆積物と周辺地域との良好な接続性。等高線浸水は、貯留層タイプの鉱床でより広範囲にテストされていますが、指定された条件下では、炭酸塩貯留層を含む塊状タイプの鉱床でも肯定的な結果が得られています。

エッジの浸水。この現象の本質は、石油を生産井の底に移動させるのに費やされる自然エネルギー資源の急速な補充にあります。この目的のために、貯留層の圧力は、水が占めるゾーン内の生産地層の含油部分の外側（含油能力の外側輪郭を超えて）にある注入井を通して水を汲み上げることによって維持されます。

この場合、注入ラインは、オイル内容物の外側輪郭を越えた一定の距離にマークされます。この距離は次のような要因によって異なります。

鉱床の探査の程度は、含油能力の外部輪郭の位置を確立する信頼性の程度であり、これは掘削された坑井の数だけでなく、生産地層の入射角にも依存します。そしてその恒常性について。

注入井間の予想される距離。

外部と内部の含油等高線の間、および内部の含油等高線と生産井の最初の列の間の距離。

上記の要因の重要性は、地層の不均一性と変動性がセクションごとに厚さと浸透性において増加するにつれて減少します。これらの特定のパラメータの変化は濾過流量に大きく影響し、その結果、オイルを含む輪郭の動きの性質に大きく影響します。したがって、圧入井は通常、地層の傾斜角と生産井の位置に応じて、含油能力の外側の輪郭にできるだけ近く、0から200〜300 mの距離に配置されます。

低粘度の軽油を含み、貯留層と帯水層帯の流体力学的接続が良好な均質で浸透性の高い地層の場合、エッジフラッディング法は非常に効果的であり、自然の水圧体制に近い油回収が保証されます。

プラン

導入

1. 地質部分

1.1 油（ガス）田の地質学的特徴と油田の特徴の概要

1.2 層序、岩石学、テクトニクスに関する基本情報

1.3 石油、ガス、地層水の特徴

2. 技術的な部分

2.1 この分野の主要な技術指標の開発の現状とダイナミクス

2.2 圧力制御システムの状態解析

3. デザイン部分

3.1 新しい廃水処理装置と技術

3.2 貯水池への注水技術を改善する方法

4. 計算部

4.1 油層開発時間の計算

4.2 テクニカルインジェクションプロセスの計算。流体を井戸に入れる

5.1 労働衛生、安全および防火対策

5.2 地下土壌と環境の保護

結論

中古文献リスト

導入

収集および調製中に石油から分離された貯留水は高度に鉱化されており、このため淡水域の死滅につながるため、川や貯水池に放出することはできません。したがって、地層水は生産地層または吸収地層に汲み上げられます。石油淡水化の技術プロセスで使用される淡水や、工業用下水道に流入する雨水も、地層水と一緒にポンプで汲み上げられます。一般にこれらの水を総称して廃水と呼びます。廃水の総量に占める貯水池の水の割合は 85 ～ 88%、淡水の割合は 10 ～ 12%、雨水の割合は 2 ～ 3% です。油田開発の水圧モード中に油田の圧力を維持するためのシステムで油田廃水を使用することは、石油生産プロセスにおける重要な技術的および環境的対策であり、スキームに従って循環水供給の閉鎖サイクルを可能にします。圧入井 - 貯留層 - 生産井 - 水処理ユニットを備えた石油およびガスの収集および処理システム - PPD システム。現在、RPM 目的には数種類の水が使用されていますが、それは地域の状況によって決まります。これは、特別な自噴井戸または副水路井戸から抽出された淡水、川またはその他の公開水源からの水、田畑の地質区域にある帯水層からの水、調製の結果として石油から分離された地層水です。これらすべての水は、物理的および化学的特性が互いに異なり、したがって、圧力を高めるだけでなく、石油回収率を高めるために地層に影響を与える効果も異なります。ウラル・ヴォルガ地域のほとんどの油田の石油鉱床は多層になっており、浸透性の点で層ごとの岩石の不均一性が高く、有効な油で飽和した厚さが薄い。多くのフィールドは、層の合併または亀裂系の存在による層間のセクションの薄い厚さによって引き起こされる、貯留層間の流体力学的接続によって特徴付けられます。回収困難な埋蔵量の効率的な開発の問題は、生産施設の分散、坑井パターンの最適化、水浸しシステムの改善、貯留層と底孔の圧力の最適化、流体力学的二次および三次坑井刺激方法の使用によって解決されます。したがって、貯水池の湛水効率をさらに高めるための主な条件の 1 つは、濾過抵抗の低い水路を通る水の移動を制限することです。これにより、石油を追い出すためのエネルギーのより合理的な使用が可能になります。科学技術文献では、注入水の品質の役割に関する研究は十分に取り上げられていません。洪水条件下では、生産的な地層の生産の完全性は主に、面積と断面の両方における開発対象の被覆度に依存し、これは注入された水と地層の水の動きの性質によって主に決定されます。したがって、地質学的分析および現地分析では、注入された水の影響下での地層の被覆率の問題と、生産的な地層を通る水の移動の特殊性に主な注意を払う必要があります。水の浸水プロセスに影響を与える地質学的および物理的要因には、生産的な地層の濾過特性、その不均一性の性質と程度、飽和した地層の粘性特性、およびそこに汲み上げられる液体の品質などが含まれます。

1. 地質部分

1.1 油（ガス）田の地質学的特徴と油田の特徴の概要

アルランスコエ油田は、ヴォルガ・ウラル石油ガス州内のバシキリア北西部に位置し、石油埋蔵量の点で独特です。それは共和国のクラスノカムスクとデュルチュリンスキー地区の領土に位置し、一部はウドムルトの領土にあります。この油田は 1955 年に発見され、1958 年に開発が開始されました。商業的に産油される鉱床は、石炭紀下部のヴィセアン期の陸生鉱床と、石炭紀下部の中期のモスクワ期およびトゥルネージアン期の炭酸塩鉱床です。開発の主な目的は、石炭紀下部の地層です。アーラン鉱床のさらなる発展のためには、中期石炭紀鉱床の発展が非常に重要です。後者の工業用石油含有量は、この油田の発見とほぼ同時に確立されましたが、鉱床の複雑な構造のため、長い間あまり注目を集めませんでした。長さは 100 km 以上、幅は最大 25 km で、緩やかな翼を持つ広大な背斜の褶曲に限定されています。石炭紀前期のヴィセアン段階の含油砂岩、石炭紀中期のカシロ・ポドリスク生産層の炭酸塩貯留層。主な埋蔵量は、深さ 1400 ～ 1450 m の石炭紀下部陸生層の砂岩（初期埋蔵量の 75%）に集中しています。開発中には貯水池の洪水が使用されます。生産井の主な操作方法は機械化されています。総油井在庫は約 8,000 ユニットです。油は高い水分含有量 (93%) で生成されます。

1.2 層序、岩石学、テクトニクスに関する基本情報

アーラン油田は国内最大規模の油田の一つであり、バシコルトスタンでも最大規模です。石炭紀下部 (LTNK) の地生系列の含油輪郭に沿ったその長さは 100 km 以上、幅は最大 30 km です。含油層は、TTNK砂岩層（ヴィセアン段階のエルホフスキー、ラダエフスキー、ボブリコフスキー、トゥーラ、アレクシンスキー地平線）、トゥルネージアン段階の炭酸塩層、中期石炭紀のモスクワ段階のヴェレイスキー、カシラ、ポドルスキー地平線である。この堆積物は、北西方向の広大な非対称背斜に限定されています。南西の翼は急勾配 (最大 4°) ですが、北東の翼はより平坦です (最大 1°)。 1190 m の閉じた等海線に沿った構造の振幅は 90 ～ 100 m であり、褶曲の中心部には上部デボン紀 (ファメン紀) の巨大な堰礁があります。 TTNK の屋根に沿って、サイズと振幅が小さい多数の局所的な隆起によって構造が複雑になっています。大きさはさまざまですが、1〜5 kmを超えません。上部のセクションでは、構造はそれほどコントラストが弱く、ペルム紀の鉱床内で実質的に平らになっています。 TTNK の深さは 1250 ～ 1300 m で、地域的に南から北に向かって落ち込んでいます。 TTNK セクションでは、9 つの砂岩層が区別され、明確に相関しています。アレクシンスキー地平線 - C0 層。トゥーラ地平線 - C I、C II、C III、C IV0、C IV、C V、および C VI0 層。ボブリコフスキー-ラダエフスキーの地平線 - C VI層。地層の厚さは井戸ごとに大きく異なります。主で最も一貫した面積は、C II、C III (フィールドの北部)、および C VI 層です。残りの層はより薄く、より不均一になります。砂岩は、かなり高い濾過特性と静電容量特性 (FPP) を特徴としています。 TTNK の厚さは 33 ～ 150 m の範囲にあり、その急激な増加は、トゥルネージアン段階の炭酸塩層の深い浸食のゾーンに限定されています。いくつかの井戸では、トゥルネー時代の石灰岩が完全に洗い流され、その結果できたカルスト穴は厚い地生堆積物の層で埋められています。中期石炭紀（カシロ・ポドリスクおよびトゥルネージアン）の炭酸塩貯留層は、貯留層の性質がはるかに悪い（浸透性と多孔性が低く、厚さが薄い）。すべての物体の油は粘度が高く (20 ～ 30 mPa·s)、密度は 0.88 ～ 0.90 t/m3 です。 TTNK内の飽和圧力は8MPa、ガス飽和量は5～20m3/tです。中期石炭紀セクションの石油含有量は、主に下部石炭紀の地層の石油鉱床の探索と探査と関連して研究されました。層序的には、中期石炭紀の堆積物にはバシキリア期の上部とモスクワ期全体が含まれます。それらは泥灰岩、泥岩、シルト岩の下層中間層を伴う炭酸塩岩で構成されており、主にヴェレイスキー地平線で見られます。地質学的物質と現場の地球物理学的物質の複合体に基づいて、検討中の堆積物は 11 のユニット (I ～ XI) に分割されます。そのうちカシラ層とポドリスク地層の II ～ VII ユニットは商業的に含油されており、その生産性は後者はヴィャツカヤ地域でのみ確立されています。特定されたユニットは、検討中のフィールド内だけでなく、ビルスク鞍部の重要な領域、ペルム紀・バシキールアーチとベルフネカムスク窪地の隣接地域でも非常に明確に追跡できます。それぞれの構成要素はリズミカルに構築された岩石複合体であり、その下部は多孔質透過性品種を多く含む炭酸塩岩で構成され、上部は主に緻密な不透過性炭酸塩、粘土質および粘土質炭酸塩堆積物で構成されています。標準的な検層によれば、各層の底部は、原則として、負の SP 測定値、低い GM、正の MS 増分、低い GPS 値と平均的な GPS 値によって特徴付けられ、石炭紀中期セクションを細分化して相関付ける場合、それらは条件付きで次のように識別されます。生産的なフォーメーション。対象となるパックのセクションの上部の最も密度の高い部分は、「高密度セクション」として識別され、耐油性として評価され、逆の電気的および無線ロギング特性を備えています。マークされた生産層は次の範囲に限定されます: B1 (メンバー XI) - B1 ～ B3 (メンバー VIII ～ X) を覆うバシキリアン段階へ - ヴェレイスキー、K1 ～ K4 (メンバー IV ～ VII) - カシラ段階、P1 まで-P3 (メンバー I および III) - ポドリの地平線へ。これらの生産的な地層を比較すると、岩石の鉱物組成、構造的および組織的組成、容量性および濾過特性の頻繁な変化により、それらが含む貯留層の複雑なレンズ状の分布が明らかになります。研究が示しているように、中期石炭紀の岩石学的に不均質な生産区域は、再結晶化、ドロマイト化、硫酸塩化、ケイ化などと普遍的に関連している。アーランスコエ鉱床内で、ノヴォカジンスカヤ地域に移動すると、生産区域の重大な質的変化が注目される。 ; III-VI メンバーの岩石学的不均質性 (解剖) が急激に増加し、ドロマイト化と硫酸塩化の程度が増加し、堆積後の変態の発現形態の強度と多様性が増加し、構成岩石の貯留特性と油飽和度が増加します。著しく劣化し、石油を含む貯留層の層序レベルが低下します。列挙された特徴は自然に南東方向に強化され、アランスコエ鉱床のユスポフスキー区域では、石炭紀中期区域全体が非生産的になります。アルランスカヤ地域とニコロ・ベレゾフスカヤ地域では、III 号ユニットと IV 号ユニットが産油されており、それぞれポドリスク (P3) の麓とカシラ (K1) 地平線の頂上、ノヴォハジンスカヤ地域に限定されている。その北半分 (シャリポフスキー領域) では、基礎となる V とメンバー VI (K2 および K3) がカシラ地平線セクションの中央で確認されます。ヴィャトカ地域のアルランスコエ油田の北西部では、商業石油含有量の範囲が増加し、ポドリスク地平線の II ～ III ユニット (P2 および P3) とカシラ地平線の IV、V、および VII メンバー (K1、K2) をカバーしています。およびK4）、その合計の厚さは110μmに達します（図1）。

図1。アルランスコエ油田の中期石炭紀における石油鉱床の分布図

生産層の含油能力の分布: a - P 2、P 3、K 1、K 2、K 4; b - P 3、K 1; c - K 2、K 3; 作戦地域: 1 - ヴィャツカヤ、2 - アルランスカヤ、3 - ニコロ・ベレゾフスカヤ、4 - ノヴォカジンスカヤ。探査と探査作業の過程で、アルランスコエの油田と坑井で石油ショーが注目されました。ニコロ・ベレゾフスカヤ地域の92号と210号では、ヴェレイスキー地平線の下部に位置する層B2とB3（ユニットIXとX）の開放と試験中に石油流入が得られた。しかし、それらの油含有量はまだ完全には明らかではありません。実施された構造面分析から、アランスコエ油田の中期石炭紀（より正確にはカシルスコ・ポドリスク）堆積物の油分含有量の極めて不均一な（差別化された）空間分布の前提条件は、堆積期間中に確立されたことがわかります。鋭く切り裂かれた底地形、不安定な流体力学、温度および水化学状況、および一般に暑い気候を伴う浅棚海盆の条件における堆積物の一次（堆積続成）変態。これにより、構造的、鉱物学的不均質性と、二次過程の変態（後期続成作用、後成作用）の次の段階でのさまざまな形態の発現を特徴とする炭酸塩堆積物の主な蓄積が生じた。その中で特別な役割はドロマイト化と遺伝学的に属していた。密接に関連した硫酸化。

1.3 石油、ガス、地層水の特徴

ノヴォハジンスカヤ地域の標高下に位置する堆積物の北半分の領域（アルランスカヤ、ニコロ・ベレゾフスカヤ、ヴィャツカヤ地域）では、かなり激しい海の流体力学的活動の複合的な参加により、カシルスコ・ポドリスク堆積物の蓄積と変化が起こった。水と陽イオン交換（変成）プロセス。これらは一般に貯留岩の形成にプラスの効果をもたらします。その結果、生産層 K 1 および P 3 の多孔質透過層の主要部分は、有機遺残 (変成) ドロマイトおよび生物形態 (主に有孔虫) ドロマイト化石灰岩で構成されており、その中に細孔空間が出現します。ドロマイトの交代作用が積極的に関与する、堆積物の成形要素（主に生物の殻）の主な配置。堆積物の次の相への変化は、主にドロマイトに置き換えられなかった石灰質遺物地域の浸出の影響下で起こりました。カシラ・ポドリスク時代の著しく異なる炭酸塩蓄積環境は、海盆の主要水域からいくらか隔離された広大な砂州であるノヴォハジンスカヤ地域の領土にあった。ここでは、海底の高アルカリ度、鉱化、温度の影響下で、CaCO 3 と MgCO 3 の溶解度が収束し、これらの成分がドロマイトに変化し、その集中的に蓄積することに寄与しました。さらに、ドロマイトの沈降に最適な条件は、硫酸カルシウムの下で天然の海洋岩が過飽和になった瞬間に達成されます。井戸の現地地球物理学的研究によると、アルランスカヤ地域とニコロ・ベレゾフスカヤ地域では、生産地層 K 1 では最大 6 層の多孔質浸透性岩石が、P 3 地層では最大 2 層が区別されます。各層の厚さは 0.5 ～ 3 ～ 4 m であり、貯留層の最も高度な岩石学的不均一性と顕著なレンズ状性が、その弱い流体力学的なつながりと極めて低い生産性を決定づけており、生産性の高い地層 K 2 と K 3 で観察されます。ノヴォハジンスカヤ地区の。生産地層のセクションでは、油で十分に飽和した多孔質の浸透性の層の間に、標高の高い海抜 (OWC より上) で、多くの場合、高度に多孔質の岩石 (15% 以上) を含む層が存在します。 0.005 μm 2) およびそのレンズ状の存在は、油が弱く飽和している (非工業的) か、完全に水生であることが判明しました。このような層は、ほとんどのウェルのセクションで十分に飽和した層よりも優勢です。それらの多くでは、地層には埋没水しか含まれていません。十分に飽和した層の中に水が飽和した層が存在することは、標高の高い標高にある井戸で油とともに水が生成されることによって確認されます（図2）。

米。 2.アーラン地域のカシラ・ポドリスク鉱床の含油部分の概略図。 a - 層間の緻密なセクション。中間層: b - 工業的に含油、c - わずかに油飽和、d - 水飽和。 d - VNK; e - 生産地層内の緻密な岩石。 1～8ウェル

このような場合に生産地層の有効な油飽和容量を評価するには、岩石が不浸透性になり貯留特性が失われる間隙率の下限を設定する従来の方法を使用するだけでは十分ではありません。カシラ・ポドリスク鉱床のこの境界は9〜11％です。ここでの決定要因は最小油飽和値です。地層の飽和の性質を決定するために、一般に受け入れられている方法に従って、石油とガスの凝縮物、BC (できれば高度にミネラル化された水)、および土壌の研究から得られた材料が使用されました。堆積物の既知の油および帯水層部分に位置する地層の得られた抵抗率（rp）の分布、および同じ層の複素パラメータKp 2 rpの分布に基づいて、含油地層の臨界値が確認されました (rp = 7 Ohm-m および Kp 2 r p r p =0.41)。コアサンプルの研究から得られた特定の依存関係 r p = f (k p) および r p = f (Kn) を使用して、油飽和係数 (Kn) の下限は 0.62 ～ 0.67 に設定されます。これらの値は坑井試験の結果とよく一致しています。商用油流量が得られた試験区間のいずれにおいても、油飽和度が 67% 未満の地層は確認されていません。したがって、記載された方法論に従って、各生産層に対して次のパラメータが決定されました：h ef、r p、Kp、およびKn。場合によっては、貯留層の飽和の性質を評価するために、INK 材料が使用され、r ポイントによる油飽和の確立された値が確認されました。これは、多くの場合、水で飽和した層が存在するセクション内の油含有量の複雑な図です。油分に急激な変動が見られるようになります。このような状況における石油鉱床の境界または含油輪郭は、工業用含油貯留層が不浸透性の岩石に置き換わる線となる。油田全体の領域内の油で飽和した層の分布の性質に基づいて、互いに隔離された広範囲、中規模、および小規模の油含有地域が区別されます。アランスコエ鉱区の中石炭紀の炭酸塩鉱床における石油含有量の分布と石油鉱床の構造の特定された特徴により、計算対象、さまざまなカテゴリーの埋蔵量を持つ地域を特定し、計算パラメーターを決定し、期待される石油を確立することが可能になりました。鉱床のさまざまなセクションの回収係数、産業カテゴリー A、B、C ごとに、そこに溶解している石油とガスの残高と回収可能埋蔵量を計算します。この油田は開発されており、中期石炭紀の石油鉱床は浅いため、迅速かつ低コストで商業開発に持ち込むことができます。

2. 技術的な部分

2.1 この分野の主要な技術指標の開発の現状とダイナミクス

表1に示されているArlan UDNGの技術的および経済的指標を分析してみましょう。

表 1 - 2006 年から 2008 年のアーラン UDNG の主な技術的および経済的指標。

指標	2006	2007	2008
石油生産千ルーブル	2168,5	2156	2181
市販オイルt.t	2153,043	2140,664	2170,173
総生産量千ルーブル	1627180	1504413	1618174
既存ストックの使用済み油井ごとの油井の日次平均生産量、トン/日	2,3	2,2	2,2
液体の抽出	12119	13325	13913
	82,1	83,8	84,3
SCRによる新しい油井の試運転	27	30	28
インテリジェンスからのものも含めて	2	2	3
	0,954	0,956	0,950
千ルーブルの資本投資の実現。	331856	700545	556037
含む生産掘削千ルーブル	82429	119800	173315
試掘	58183	124000	77706
井戸の建設	76762	173418	124632
中核的活動別の固定工業資産および生産資産の年間平均コスト	2842535	3180431	3925996
資本生産性（1ルビングあたりの総生産。工業生産資本の年間平均値）ルブ。	0,57	0,47	0,41

生産プログラムの分析から始めましょう。 2008 年には石油生産計画を 3.1% 上回りました。 2008 年の年間石油生産レベルは、2007 年と比較して 25,000 トン増加しました。

同時に、商業用石油の量は増加し、2007 年レベルの 101.4% に達しました。

図 3 と 4 は、NGDU クラスノコルムスクネフチの過去 5 年間の操業における石油と液体の生産のダイナミクスを示しています。

米。 3 流体生産ダイナミクス

米。 4 石油生産のダイナミクス

近年、液体生産量の増加を背景に石油生産量は徐々に減少しており、井戸の節水度合いが高まっています。 2008 年には、より多くの水が汲み上げられ、その結果、液体生産量は 462.7 千トン増加しました。

石油生産量の変化とその変化に影響を与えた要因をより詳しく分析してみましょう。

わかりやすくするために、2006 年と 2007 年との関係における 2008 年のデータの変化を表 2 に作成してみましょう。

表 2 - 主要な TEP の変更点

指標	絶対的な変化		％変化
指標	2008- 2006	2008-2007	2008/2006	2008/ 2007
石油生産千ルーブル	12,5	25,0	100,6	101,2
総生産量千ルーブル	-9006,0	113761	99,5	107,6
既存ストックの使用済み油井ごとの油井の日次平均生産量、トン/日	-0,1	0	95,7	100,0
油水カット（重量）％	2,2	0,5	102,7	100,6
既存油井ストックの利用率	-0,004	-0,006	99,58071	99,37238

油井の日当たり平均生産量は減少しているが、2008 年は対策の甲斐あって前年水準を維持した。

生産される石油の節水量が増加しており（図5）、石油生産に悪影響を及ぼしていることがわかります。 2000年比で油水削減量（重量比）は2.2％増加しました。

米。 5 油水カット（重量）％の動態

既存の油井ストックの利用率は低下しており、これは石油生産量の減少を伴います。

油井の数は毎年均等に約 29 個増加しています (図 6)。そのおかげで石油生産レベルは維持されています。

米。 6 ウェル（井戸）の数の動態

2.2 圧力制御システムの状態解析

石油鉱床の自然発生体制は短命です。リザーバからの流体の抽出が増加するにつれて、リザーバ圧力を下げるプロセスが加速します。そして、たとえ石油堆積物と供給回路が良好に接続されていたとしても、それが堆積物に積極的に影響を与えると、必然的に貯留層エネルギーの枯渇が始まります。これに伴い、油井内の動的な流体レベルが広範囲に低下し、その結果、生産量が減少します。タンク圧力維持 (RPM) を組織する場合、まだ完全には解決されていない最も困難な理論的問題は、プロセスの効果的な制御と調整によってタンクからのオイルの最大排出量を達成することです。水と油は、密度、粘度、表面張力係数、濡れ性などの物理的および化学的特性が異なることに留意する必要があります。指標間の差が大きければ大きいほど、移動のプロセスはより困難になります。多孔質媒体からオイルを移動させるメカニズムは、単純なピストンの変位では表現できません。ここでは、薬剤の混合、油の流れの破壊、油と水の交互の別々の流れの形成、毛細管や亀裂による濾過、停滞ゾーンと行き止まりゾーンの形成が発生します。技術者が達成しようと努めるべき最大値である油田の石油回収係数は、上記のすべての要因によって決まります。これまでに蓄積された資料により、それぞれの影響を評価することが可能になります。貯留層の圧力維持プロセスの効率において重要な位置を占めるのは、現場での井戸の配置です。これらは洪水パターンを決定し、いくつかのタイプに分類されます。貯水池の圧力を維持することは、我が国でエッジフラッディングの名の下に初めて登場し、広く普及しました。今日、それは石油生産の二次的な方法（当初はそう呼ばれていた）であり、初期の頃から鉱床の合理的な開発には不可欠な条件が開発プロジェクトに含まれており、国内の多くの分野で実行されています。アランスコエ油田では、石油回収率を高めるための方法をテストするために、長年にわたって大規模な実験が行われてきました。そのうち最大のものは、ニコロ・ベレゾフスカヤ地域での界面活性剤溶液の長期注入でした。残念ながら結果は陰性で、実験は中止されました。最大の実験の 1 つは、ノヴォハジンスカヤ地域の生産井のグリッドの密度に対する石油回収率の依存性を研究する実験でもあります。これらの作品のスケールは独特でした。得られた結果は、埋蔵量の生産がグリッド密度によって大きく左右されることを明確に証明しました。上記の実験に加えて、現場で現場燃焼のパイロット規模および工業規模での作業が実施されました（燃焼を組織化することは可能でしたが、酸性生成物の存在により結果は否定的でした）。生産井と注入井の間の距離を縮めることによる、排水されていない薄い地層の埋蔵量の生産、ポリマーの浸水、濾過の方向の変更、ゲル形成組成物の注入など。これらの天体用の独自の井戸ネットワークや貯留層の圧力を維持するシステムがないため、トゥルネージ段階はこれまで無計画に実施されてきた（カシロ・ポドリスク地平線の鉱床が掘削されたヴィャトカ地域を除く）。水浸しを利用した独自の井戸パターンを使用）。これらの施設の開発は主に回転基金を支出して計画されています。さまざまな目的のために合計約 9,000 個の井戸が掘削されました。製品の水分カット率は95％です。石油生産量は年間420万トンに減少した。 1,000以上の井戸が稼働を停止された。液体の回収量も 1 億 6,000 万トンから 8,000 万トンに減少しました。開発期間全体で、TTNK からの 4 億 420 万トンを含む 4 億 5,700 万トンの石油が生産されました。しかしながら、いくつかの欠点はあるものの、この分野の発展は満足のいくものであると評価できます。達成された回収率は 0.396 であり、開発状況からは承認された回収率が達成されることが期待できます。アーラン UDNG における油層圧力維持の技術計画は、油田開発プロジェクトによって決まり、まず圧入井の数と位置によって決まります。 Arlan UDNG の主な PPD システムは次のように区別できます。

a) 注入施設（ポンプステーション）が 1 つの注入井にサービスを提供し、その注入井に近接して配置されている場合の自律システム。

b) ポンプ場が、ポンプ場からかなり離れたところにある井戸のグループに確実に薬剤を注入する場合の集中システム。

次に、集中型 PPD システムはグループと放射状に分割されます。グループシステムでは、複数の油井に 1 つの注入パイプラインが供給されます。グループシステムのバリエーションとして、分配ポイント (DP) の使用があります。この場合、油井のグループは DP に直接接続されます。放射状システムでは、個別の注入水パイプラインがポンプ場から各注入井に供給されます。この自律システムには、取水構造、揚水ステーション、注入ポンプステーション、および注入井が含まれます。取水構造は水の供給源であり、貯水池に注入する目的で水がここで抽出されます。取水口は次のように分けられます。 a) 水路下。 b) 開く。河床に沿った水路下の取水口では、深さ 12 ～ 15 m、直径 300 mm の水路下の井戸が帯水層まで掘削されます。水は井戸内に下げられた自噴ポンプまたは電動ポンプによって汲み上げられます。サイフォン取水口では、真空ボイラー内の特別な真空ポンプによって生成される真空の影響下で水が井戸から汲み出され、井戸に入った水はポンプによってリフトおよび注入施設のポンプステーション P に汲み出されます。開放取水口では、ポンプユニットが水源の近くに設置され、そこから水を注入場所にポンプで送ります。川面より低い位置にポンプを備えた地中ポンプ場を使用できます。近年、貯水池に注入される水のうち廃水が占める割合が増加しており、廃水は特別な施設で処理されて注入場所に汲み出される。集中注入システムには、取水口、第 2 リフトステーション、クラスター注入ポンプステーション、および注入井が含まれます。クラスターポンプステーション (CPS) は、コンクリートまたはレンガで作られた特別な構造物で、ポンプおよび電力機器、プロセス配管、起動および制御機器を収容します。近年、Arlansky UDNG ではブロックタイプのポンプステーションが普及しており、工場で個別のブロックの形で製造され、組み立てられた状態で設置場所に納入されます。

3. デザイン部分

3.1 新しい廃水処理装置と技術

油田廃水は、密度 1040 ～ 1180 kg/m 3 の希釈分散系であり、その分散媒体は塩素 - カルシウムタイプの高度に鉱化された塩水 (塩化ナトリウム、塩化カルシウム) です。廃水の分散相は油滴と固体懸濁液です。地下土壌から井戸の生産物を抽出する場合、乳化状態にある地層水には実際には汚染物質が含まれません。不純物は 10 ～ 20 mg/l を超えませんが、乳濁液が油と水に分離した後は、分離された水中の分散粒子は大幅に増加します。油 - 最大 4 ～ 5 g/l、機械的不純物 - 最大 0.2 g/l。これは、系への抗乳化剤の導入と成層流の乱流による油水界面の界面張力の低下の結果、水中での油の分散が起こるという事実によって説明されます。朝のパイプライン表面でのさまざまなスラッジ堆積物（腐食生成物、粘土粒子）の洗浄と解膠。さらに、破壊されていない装甲殻を含む水滴からなる中間層が水分離器に蓄積され、凝集物固体粒子、機械的不純物、アスファルト樹脂物質、高融点パラフィン、塩の微結晶、その他の汚染物質。それが蓄積すると、中間層の一部が水とともに排出され、かなりの量の汚染物質が水生環境に排出されます。異なる化学組成の水を混合すると、硫酸塩のバランスが崩れ、固形沈殿物の増加にもつながります。廃水には酸素、硫化水素、二酸化炭素などの溶存ガスが含まれており、これらが腐食活動を強化し、油田設備やパイプラインの急速な摩耗を引き起こし、その結果、腐食生成物による廃水の二次汚染を引き起こします。廃水には第一鉄が最大0.2 g/l含まれており、その酸化により沈殿物と二酸化炭素が形成されます。油田の廃水は、雨水に含まれる硫酸塩還元バクテリアで汚染されている可能性があり、これが炭酸カルシウムや硫化鉄の沈殿の原因となります。廃水中に油滴や機械的不純物が存在すると、生産層と吸収層の注入性が急激に低下します。したがって、廃水を生産層または吸収層に汲み上げる前に、それを浄化する必要があります。水の使用を可能にする主な水質指標は次のとおりです。

4) 水素イオン濃度 (pH) – 8.5...9.5;

これらのデータは、Tuymazinskoye 油田での圧力維持の使用経験に基づいており、他の地域で圧力維持を組織する際には検討する必要があります。 Tuymazinskoye フィールドでは、淡水から塩分や浮遊粒子を除去するための化学処理がテストされました。その後、多くの水処理プロセスが不当であるとして放棄されました。しかし、地層の空隙率と浸透性が高いこの分野では、上記の技術を使用した水の準備の拒否がシステムの運用に重大な複雑さを引き起こさなかったとしても、他の分野では受け入れられない可能性があります。その後、地層水の注入が始まりましたが、これには独自のアプローチが必要でした。貯水池の水は、塩分、機械的不純物、分散した油、および高い酸性度が高いという特徴があります。したがって、Tuymazinsky 油田の地層 D 1 の水は、密度 1040...1190 kg/立方メートルの塩化カルシウムタイプの高度に鉱化された塩水に属します。塩分含有量は300kg/立方メートルまで。 (300g/l)。油との界面における水の表面張力は 5.5 ～ 19.4 ダイン/cm、懸濁粒子の含有量は最大 100 mg/l、懸濁物質の粒度組成は、最大 2 個の粒子の主な含有量によって特徴付けられます。ミクロン（重量の50％以上）。油から分離するプロセス中に、地層水は淡水、抗乳化剤、および油処理プラントからのプロセス水と混合されます。貯水池にポンプで送られるのは廃水と呼ばれるこの水です。廃水の特徴は、石油製品（最大100 g/l）、炭化水素ガス（最大110 l/立方メートル）、浮遊粒子（最大100 mg/l）の含有量です。このような水の貯水池への注入は、パイロット注入の結果に基づいて確立された必要な基準まで浄化しない限り実行できません。現在、真水の使用量を削減し、生成される地層水を利用するために、圧力維持目的で廃水を利用することが広く行われています。水は、機械的不純物 (最大 3 mg/l) および石油製品 (最大 25 mg/l) を除去するために前処理する必要があります。最も広く使用されている洗浄方法は、タンク内の成分を重力で分離することです。この場合、閉じたスキームが使用されます。最大 500,000 mg/l の石油製品と最大 1000 mg/l の固形物を含む廃水は、上部から沈殿槽に入ります。上部にある油の層は一種のフィルターとして機能し、油からの水の浄化の品質を向上させます。機械的不純物は沈降し、蓄積するとタンクから除去されます。タンクから水が圧力フィルターに流れ込みます。次に、腐食防止剤がパイプラインに供給され、水がポンプ場に汲み出されます。縦型鋼製タンクは水を蓄積して沈殿させるために使用されます。地層水の影響からタンクを保護するために、タンクの内面には防食コーティングが施されています。廃水処理の技術スキームの選択は、生産の種類、原料、品質要件、処理された廃水の量などの多くの要因によって決まります。処理施設の選択には、既存の処理装置の可用性、既存の装置をアップグレードして新しい装置を配置するための生産エリアの可用性、流入する汚染物質と必要な排出濃度など、生産条件の包括的な評価が含まれます。石油貯留層を洪水させるための廃水を準備するための設備は、開放型と閉鎖型に分けられます。油処理工場から来る開放型下水処理場の廃水 I は、サンドトラップ 1 に送られます。 , 大きな機械的不純物が堆積する場所。排水はサンドトラップから重力によりオイルトラップに流れ込みます。 3, これは、大部分の油および機械的不純物を水から分離するのに役立ちます II。その動作原理は、廃水の低速 (0.03 m/s 未満) での重力分離に基づいています。この廃水の移動速度では、直径 0.5 mm を超える油滴が表面に浮く時間があります。トラップⅢ内に溜まった油は油回収管とポンプにより除去されます。 2 再処理のために油処理工場に供給されます。オイルトラップの後、廃水は沈殿池に供給され、オイルや機械的不純物がさらに浄化されます。 4, 沈降にかかる時間は数時間から 2 日になる場合があります。場合によっては、固体浮遊粒子の沈降や池が沈む前に廃水の中和のプロセスをスピードアップするために、石灰、硫酸アルミニウム、アンモニアなどの化学物質が水に添加されます。池が沈降した後、廃水中の油分は 30 ～ 40 ％になります。 mg / l、および機械的不純物 - 20〜30 mg / l。この深さの排水処理 Ⅳ通常、水を吸収層にポンプで送り込むのに十分であり、この場合、水はチャンバーを通過します。 5 そして 6 ポンプ７はそれを吸収井戸に送り込む。注入井に水を注入するには、より深い浄化が必要です。この場合、チャンバーからの廃水は、 6 ポンプ 8 交互に動作するフィルターに送信されます 9 そして 10. 石英砂 (画分 0.5 ～ 1.5 mm)、無煙炭チップ、膨張粘土砂、黒鉛などがフィルター材料として使用されます。フィルターに入る廃水には 40 mg/l 以下の油と 50 以下の機械的不純物が含まれていなければなりません。 mg/l。フィルター後のオイルおよび機械的不純物の残留含有量は 2 ～ 10 mg/l です。フィルターからの精製水 Vタンク 11 に入り、そこから高圧ポンプによって汲み上げられます。 14 注入井にポンプで注入されます。 12～16時間運転するとフィルターが汚れてくるので別のフィルターに流れを切り替え、汚れたフィルターは洗浄に切り替わります。ポンプから取り出した純水でフィルターを洗浄します。 13 容器 11 からポンプでポンプで濾過し、反対方向にフィルターを通過させます。洗浄時間は15～18分です。洗浄された泥を含む水は汚泥タンクに排出されます 12. 閉鎖された廃水処理プラントは、酸化反応を防ぐために水と大気中の酸素との接触を排除します。動作原理によれば、密閉型設備は沈降、濾過、浮遊選鉱および電気浮遊選鉱に分けられます。

閉鎖型廃水処理プラント内で現場から出てくる水-油エマルション I は、油処理プラントの沈降タンクまたは解乳化ヒーターから取り出され、抗乳化剤試薬を含む熱地層水 VII と混合され、液滴化装置 1 を通過します。液体親水性フィルター2を備えた沈殿槽に入る , 予備放水が行われます。液体親水性フィルターを備えた沈殿タンクは、標準的な垂直タンクに基づいて作られており、油層の下に一定の水層を確実に維持するサイフォン装置が付いています。解乳化試薬を含む熱水との混合およびドロップフォーマー内での乱流混合の結果、逆型から直接型に変化した水-油エマルジョンが沈降タンクに入ります。 2 ディストリビューターを通って水層の下に。液体の親水性フィルター (水の層) を通過すると、油滴がエマルションの水から分離されます。これにより、油の予備脱水が起こり、沈殿槽上部から予備脱水油Ⅱが除去されます。 2. この段階で分離された廃水Ⅲは、疎水性液体フィルターを備えた沈殿槽に流入します。 3. この沈殿タンクも標準的な縦型タンクをベースにして作られており、水層の上に一定の油層を確実に維持するサイフォン装置が付いています。廃水は、放射状の穴の開いた分配器を通って油層 (液体疎水性フィルター) に導入され、落下して油滴が除去されます。捕集された油V（トラップ油）はチャンバーに集められ、沈殿槽の上部から取り出され、油処理工場に送られます。破壊不可能なエマルジョン IV の層が油と水の界面に形成される可能性があります , これは定期的に除去され、油処理ユニットにも送られます。油層を通過し、液滴油の主要部分から解放された水も、水層に沈降する。これらすべての操作により、滴下する油から地層水を十分に深く浄化し、コンテナ 4 を通過した精製水 VI が得られます。 , ポンプ 5 は吸収井または注入井に汲み上げられます。ろ過原理に基づく閉鎖型排水処理プラントの主装置は、BashNIPInft Institute が開発した合体フィルターセトラー型 FZh-2973 です。廃水はまず横型沈殿槽で沈殿し、次に入口パイプを通過します。 6 受け取りコンパートメントに入りますでハウジング中央部に沈降フィルターを搭載 3. 受けコンパートメントからの排水は穴の開いた隔壁を通って排出されます。 10 濾過区画に入る B.濾過コンパートメントにはコアレッシングフィルターが充填されています 5, 粒径4～5mmの粒状ポリエチレンとして使用されます。ポリエチレンには疎水性があります。油は濡れますが、水は濡れません。したがって、顆粒の表面に残っている油滴は融合（合体）して濾過区画から出ます。 B沈降区画へあ拡大した形で。このため、沈降室では水滴と油滴の急速な成層が起こり、油は油取出し管1を通して上方から、純水は管7を通して除去されます。沈降室に堆積した機械的不純物は管を通して除去されます。 8. 沈降区画にはマンホールハッチが装備されています 2. 濾過室への粒状ポリエチレンの搬入出はハッチを通して行われます。 4 そして 9. 粒状ポリエチレンが詰まった場合は、10～15%の灯油分散液を精製水に30分間投入して洗浄します。

沈降原理を利用した閉鎖型下水処理場の技術図

浮遊選鉱の原理に基づいた廃水処理は浮遊選鉱タンク内で行われます。浮遊選鉱は、液体中に浮遊する気泡を使用して、液体から分散した最小の粒子を抽出するプロセスです。浮遊選鉱タンクでは、浮選ゾーンで気泡が形成されます。 5 これは、ガスが飽和した廃水がこのゾーンに入る際の圧力低下の結果として、廃水から溶存ガスが放出されるためです。水のガス飽和圧力 - 0.3-0.6 MPa; 水から放出されるガスの量は 25 l/m3 です。ガス飽和水は、多孔分配器を使用して入口パイプ 1 を通って浮選ゾーンの下部に導入されます。廃水は、水が浮遊選鉱ゾーン内に約 20 分間滞留する速度で浮遊選鉱ゾーン内を上昇します。放出された気泡は上昇しながら、途中で水中に分散した分散粒子と出会います。水に濡れにくい分散粒子（油滴）は気泡に捕らえられて表面に浮き上がり、そこで泡の層を形成します。捕獲された石油はユルツ溝に集められる 4 油を集めてパイプを通して排出 2. 浮選帯からの水 5 沈降帯に流れ込む 6, ハウジング間の環状空間に位置 3 タンクと浮遊ゾーンでゆっくりと落下します。水によく濡れた分散粒子は、浮選帯の気泡によって捕捉されませんが、重力の影響で浮遊選鉱帯と沈降帯に沈降し、そこから沈殿物が適切な穴あきパイプやパイプを通って排出されます。 9 そして 10. 精製水はリング穴あきマニホールドとパイプを通って排出されます。 8. 浮遊選鉱タンクは密閉されているため、水から放出されるガスはパイプ 7 を介してタンクの上部から除去されます。洗浄のために浮遊選鉱タンクに入る廃水中の不純物の含有量 (mg/l) は次のとおりです。油 - 300、機械的不純物 - 最大 300。残留物浮選タンクから出た精製水の含有量は (mg/l): 油 - 4 ～ 30、機械的不純物 - 10 ～ 30。

エレクトロフローテーションは、電気分解の結果として生成されるガスによる浮遊選鉱です。水が電気分解されると、酸素と水素の泡が発生します。電気浮遊選鉱のガス浮遊選鉱に対する利点は、電気分解中に最大 16 * 10 7 個/(m 2 * 分) の細かく分散した気泡が得られる可能性であり、これにより含油水の迅速な浄化が可能になります。電気浮選法による廃水処理の要点は次のとおりです。電極が技術容器に設置され、一定の電流が流されます。電気分解の結果、電極上で気泡が放出され、それが上方に上昇し、処理対象の含油水の層に浸透します。気泡は排水中を移動する際に、水中に浮遊している分散粒子と衝突し、付着して浮遊します。したがって、分散粒子は容器の上部に泡の形で集められ、スクレーパーコンベアを使用して除去されます。精製水は装置下部のパイプから排出されます。電気浮選法による廃水処理のプロセスは、電極の位置に大きく影響されます。可能であれば、デバイスの底部全体を覆うように 1 つの電極をデバイスの底部に配置することをお勧めします。これは、この電極での電気分解中に放出される気泡が処理される水の全体積に浸透し、分散粒子の浮遊を確実にするために必要です。第 2 の電極は分散粒子の浮遊を妨げないように垂直位置に固定されています。電極はプレートの形で作られ、可動電極を使用して距離を調整できます。彼らの間で。浮遊選鉱および電気浮遊選鉱プロセスの効率を高めるために、化学試薬が処理廃水に導入されます。化学試薬は、分散粒子に対する作用機構に従って、凝集剤と凝集剤の 2 つのグループに分類されます。凝集剤は電解質であり、廃水に添加すると、分散した小さな粒子が結合してかなり大きな化合物になり、その後沈降します。硫酸アルミニウムなどの凝集剤の作用機序は次のとおりです。硫酸アルミニウムが溶解すると、加水分解が起こります。

Al 2 (SO 4) 3 « 2AI 3+ + 3SO 4 2- 、

Al 3+ + ZN 2 O「Al (OH)3 + ZN+」

得られる水酸化アルミニウムは薄片状のゼラチン状の沈殿物であり、沈降する際に分散粒子 (油および機械的不純物) を伴います。このプロセスはアルカリ環境で活発に行われるため、凝固剤と同時にアンモニア水または石灰乳（石灰を消したもの）が添加されます。凝集剤には、硫酸アルミニウムのほかに、塩化第二鉄や硫酸第一鉄もあります。凝集剤は高分子の水溶性高分子電解質です。その作用メカニズムは、高分子電解質分子の長い鎖が分散粒子表面の活性中心 (親水基) に吸着され、凝集が起こることです。凝集とは異なり、凝集では分散粒子は互いに接触せず、凝集剤の分子鎖から橋によって分離されます。として凝集剤水溶性ポリマーを使用ポリアクリルアミド(PAA)。廃水処理プロセスで凝集剤と凝集剤を併用すると、効率が大幅に向上します。さらに、凝集剤の使用量は凝固剤の数十倍、さらには数百分の１です。

3.2 貯水池への注水技術を改善する方法

アーラン UDNG の多くの多層フィールドと 1 つの注入井には、すでに開いた (穴が開いた) 生産オブジェクトが 2 つ以上あります。これは、新しい注入井の建設のための資本投資を制限しながら、貯留層の圧力（注水量）を維持するために行われました。浸透性が不均一な複数の層に水を共同注入すると、堆積物への急速な給水、その影響範囲の低さ、および個々の未開発ゾーンの水の遮断の形成につながることが知られています。同時に、浸透性の高い地層を通る水による石油置換の最前線の加速により、生産井の底部への水の突破が起こり、その結果、生産される水の量とその注入コストが増加します。これは、良くても石油生産コストの増加につながり、最悪の場合、低浸透性の地層に残っている未利用の石油埋蔵量の損失とともに、浸水した坑井の廃止につながります。いくつかの層に水を共同注入することは、各層への実際の水の注入に関する情報の損失にもつながります。生産施設を選択する際の「経済的考慮」と下層土の保護との間の矛盾は、テクノロジーを同時に使用すること、つまり 1 つの井戸から複数の生産施設に別々に水を注入することによって、すでに解決できます。この技術は、ウラルジオテック研究所とバシネフチ研究所が提案した、複数の生産施設を同時に個別に開発するための技術の一部である。この技術の主な特徴は、層のセクションを交互に降下させ、差別化された抑制を作成することが必要かつ可能である間隔に対応する後続のセクションごとにパッカーの締まり具合を（下からと上から）チェックすることです。これにより、リザーバー圧力に大きな差があるにもかかわらず、選択した間隔の間、つまり注入時のパッカーを通る層（異なる間隔で異なるオーバーバランス）と、シャットダウン時のパイプストリングを通る流れの両方が防止され、信頼性の高い供給も保証されます。検査または修理のために井戸からマルチパッカー設備を取り出すこと。このテクノロジーを使用すると、選択した各間隔を個別に調査し、既存の制限を考慮して最適な抑制値を設定できます。この技術を実装するには、セクションの数と一致する数のパッカーを備えた一連のパイプで構成される井戸設備が使用されます。各セクションには、流れを調整するバルブを備えた少なくとも 1 つの井戸チャンバーが含まれています。この場合、上部の 1 つまたは複数のパッカーには、熱補償器の有無にかかわらずパイプストリング断路器が装備されているか、または井戸からの各セクションを個別に下降および抽出するための別個の伸縮式接続が装備されており、また、ウェルの応力を軽減します。パイプ弦。図1に3つの生産施設（孤立地層）への注水配置図を示します。油田およびガス油田の開発規則では、運用対象は「独立した油井ネットワークによって開発のために割り当てられた生産地層、地層の一部、または地層のグループ」として理解され、その組み合わせを排除するものではありません。他のオブジェクトとは異なりますが、ろ過流（リザーバーのフィールド）圧力の差別化された制御を提供する個別の衝撃システムを備えています。」 1 つの圧入井を通じて、2 つの不均質で水理的に隔離された地層が 2 つの異なる陥没の影響を受け、完全に独立した陥没値も同じ地層の生産井から作成される場合、これらの地層は別個の生産開発オブジェクトとして考慮される必要があります。。

米。 7 ORZ圧入井の地下配置図

逆も同様で、いくつかの地層の共同利用中に、たとえば浸透性が低いため、または最大圧力勾配を形成することが不可能であるために、これらの地層の一部がまったく影響を受けない場合、それらはほとんど分類できません。この場合、それらは穴のない地層と何ら変わらないため、生産オブジェクトとして。各オブジェクトのレベルでの独立した井戸ネットワークは、選択されたオブジェクトの特定の地質学的および技術的条件に適応した最適な貯留層圧力場を確保するためにのみ必要です。複数のオブジェクトを同時に個別に開発するテクノロジーを使用すると、それらのウェルパターンを組み合わせてこれを実現できます。現在、4 つの隔離された貯留層間隔を備えた圧入井の作業が行われていますが、そのような間隔 (オブジェクト) の数を大幅に増やすための基本的かつ技術的な機会があります。この技術は、生産地層に開いた孔を持つ注入井での導入が可能で、ロープ技術と特殊工具を使用して制御バルブやフィッティングを変更することで、各間隔（層）ごとに注水モードを変更することができます。この技術を使用すると、各対象物への水の注入を制御し、開発プロセスを最適に調整することが可能になります。操作により（対応するセクションの坑口調整器または坑井調整器を変更することにより）各対象物のレジームが変更されるため、個々の地層に異なる影響を与えることができます。井戸の層が広範囲に広がり、最終的には石油の回収率が向上します。この技術により、冬季でも抑制を最適化し、濾過方向を変更し、非定常水フラッディングを実行することが可能になります。したがって、多層フィールドでは、さまざまな生産オブジェクト（貯留層の間隔および/またはセクション）に差別化された影響を確実に与えるために、ORRNEOテクノロジーの大規模な実装を実行する必要があります。現在、4 つの隔離された貯留層間隔を備えた圧入井の作業が行われていますが、そのような間隔 (オブジェクト) の数を大幅に増やすための基本的かつ技術的な機会があります。各セクションのパイプストリングの直径と制御バルブの標準寸法は、対応する運用施設の地質学的および現場の特性に応じて、バシキルガズ研究所ウラル支店のSANDORソフトウェアパッケージを使用して選択されます。後続の各セクションはプロセスパイプのコラム上で下降し、上部セクションはストックパイプのコラム上で下降します。 ORRNEO テクノロジーを実装するための特殊な機器は、ウファの NTP Neftegaztekhnika LLC によって開発されています。個々の開発を詳しく見てみましょう。カラムディスコネクタータイプ RKG、RKM、RKSh。ストリングディスコネクターは、井戸内に設置されたパッカーとチューブストリングを切断し（油圧動作 - RKG または機械的 RKM、RKSh）、その後の接続（油圧動作または機械動作により自動）、および変化を補償するように設計されています。高温条件下でのチューブストリングの長さ (図 8) PDSh タイプのパッカー。このパッカーの主な利点は、気密性が向上することと、井戸からの取り出しの信頼性が向上することです。同時に、吊り上げ作業の数とマルチパッカー設備の運用中の事故の数が減少します。パッカーには、パイプと底穴の両方の圧力によって作動するアンカーが上部に含まれており、これにより、設置時と動作中の両方でパッカーの信頼性が向上します。パッカーの底部には「コーンラム」固定装置もあり、パイプ内のスライドスリーブを（機械的または油圧的に）動かすことにより、パイプストリングの張力（8〜12トン）から解放されるか、張力がかからない状態の両方から解放されます。ラムホルダーのシャーネジを切断せずにバレルを取り外します。

図8 RKShカラムディスコネクター

ダウンホールレギュレータタイプ5 RD。この調整器により、貯留層の圧力や注入率が変化した場合でも、貯留層パラメータに応じて注入プロセス中に所定の底孔圧力または所定の水流量を維持することができます。坑口レギュレータタイプ 5 PP。このレギュレータは、従来使用されていた坑口継手とは異なり、特に地層を研究する場合に、坑口圧力の設定値を迅速に変更して維持することができます。注水井の複数の層に同時に別々に水を汲み上げる技術の有効性は、次の多層油田でテストされました: ヴァニエガンスコエ、アイ・エガンスコエ、プリオブスコエ、タラソフスコエ、バルスコフスコエ、ユジノ・タラソフスコエ、フェスティバルノエ、ヴォストチノ・ヤグチンスコエ、ユジノハランプルスコエなど。この技術の経済効果は主に、追加の石油生産または追加の井戸掘削のための設備投資の削減として表れます。複数のレイヤーを個別に操作する場合と比較して、このテクノロジーにより次のことが可能になります。

井戸掘削のための設備投資を削減（2～3倍）。

運営コスト（変動費）を削減します（20～40％）。

多層フィールドの開発期間を短縮します (30%)。

追加の施設を接続して運用を延長することで、給水およびガス充填層の費用対効果の高い開発期間を延長します。

収益性の高い開発期間を延長することで、貯留層の石油回収率を高めます。

地層の浸透性が低いため、クリスマスツリーや注入井のフローマニホールドが凍結する可能性を軽減します。

井戸やダウンホール設備の使用効率を高めます。

生産ケーシングの漏れの可能性を減らします。

複数のレイヤーを共同利用する場合と比較して、このテクノロジーにより次のことが可能になります。

異なる浸透率と異なる飽和度をもつ物体を細分化し、それらの浸水範囲の程度を増加させることにより、地層の石油回収率を高める。

各地層への差別化および制御された影響により、石油生産量が 30 ～ 40% 増加します。

各層に注入された水 (薬剤) を確実に計算します。

坑井の停止時および小規模な抑制中に坑井に沿った層間流を防止します。

貯留層圧力の維持と注入プロファイルを平準化するための薬剤の選択的注入に 1 つの井戸を同時に使用することで、強化された石油回収法の効率を高めます。

陣形に不安定な影響を与え、その体制を変える。

低浸透性の油で飽和した地層の抑制を強化すると同時に、高浸透性の地層への水注入を制限する。

地層流体の濾過の方向と速度を調整し、地層圧力の場を迅速に管理します。

実稼働ストリングでの漏洩の可能性を低減します。

個々のレイヤーの開発を調査して制御します。現在、この技術は 37 の注入井で導入に成功しており、そのうち 12 は 3 層、25 は 2 層となっています。この技術は、ガスリフトおよび圧入井に最も効果的に実装されます。

4. 計算部

4.1 油層開発時間の計算

この点において、開発解析のタスクの 1 つは、設計書で指定された現場運転モードを確認することです。これには、抽出ゾーン内の平均貯留層圧力の動態、現在の貯留層と底孔の圧力およびガス係数の状態が含まれます。分析日の時点での貯留層エリア全体が考慮されます。生産ゾーンの平均貯留層圧力が飽和圧力を下回っており、ガス係数の大幅な増加により生産井の底孔圧力が飽和圧力に対して 25% 以上低下していることが判明した場合は、現場では水圧がかからず、開発は溶存ガス中で行われます。現在の油田事業の発展レベルでは、このような状況は極めてまれであることに留意すべきである。圧力維持方法の実施に遅れがある場合、また弾性水圧レジームの存在を確認するために、弾性エネルギー貯蔵量または貯水池の弾性エネルギーによって貯留層から抽出される石油の量を確認する必要があります。液体と形成が決まります

· - 貯蔵弾性エネルギー貯蔵;

· - 地層の弾性係数。

· - 形成量。

· - 圧力の低下、

・ - 気孔率;

· - 液体（油）の圧縮率。

· - 媒体（岩石）の圧縮率。

· - 初期平均リザーバー圧力。

· - 現在の平均リザーバー圧力。

現在の石油と水の累積生産量をと比較することにより、貯留層にはまだ弾性エネルギーが存在しているか、圧力維持方法を導入する必要があると確信できます。石油鉱床の状態を特定するには、貯留層パラメータ、飽和圧力と貯留層圧力の比に関するデータに加えて、この鉱床と帯水層領域との流体力学的接続を確立する必要があります。このつながりはさまざまな形で現れます。油田開発の実践では、単一の水圧システムの一部である隣接する油田間で相互作用が発生する場合があります。貯水池の圧力を解析したり、設計時の流体力学計算を行う際には、近隣のフィールドの影響を考慮する必要があります。ただし、これらのフィールドが生産と注入の点で大規模である場合、長期間稼働している場合、および注水が開始された場合に限ります。抽出との関係で遅れが生じるか、液体サンプリングよりも少量で体系的に実行されます。必要に応じて、この種の調査はプロジェクト文書を作成するときに実行するのが最適です。これが行われていない場合は、開発を分析する際に、検討中の分野に対する隣接する分野の研究の影響の評価を行う必要があります。隣接する油田の開発の影響は、貯留層の圧力の変化と油と水の接触の変位によって確立され、時には油の堆積物の移動が観察されます。近隣の鉱床と比較して異常に低い初期貯留層圧力に基づいて、問題の油田の開発が始まる前にこれを確立するのが簡単です。作業中に、近隣の鉱床の影響がコンピューターモデリングを使用した計算によって決定されます。この堆積物と境界領域との流体力学的接続は、境界領域および輪郭に近い注入井の操作中に、境界領域への注入水の漏れという形で現れます。回路内の洪水中に注入された水がすべて貯留層内に入る場合、特に油田開発の最初の数年間では、周辺井戸では注入の一部が含油輪郭を超えます。また、注入ラインの圧力が初期リザーバー圧力よりも高く設定され、累積注入量が開発開始以来累積された流体回収量を大幅に超える場合、含油輪郭を超える漏れ量を推定する必要もあります。漏れの量は、堆積物が拡大されたウェルとして表される場合、コンピューターモデリングまたは弾性レジーム公式 (定常状態の連続変化の方法) によって決定されます。

· - 注入された水の周囲領域への漏れ。

· - 地層の平均浸透率。

· - 地層の厚さ;

· - 水の粘度。

· - 試運転中に決定される補正係数。

· - 排出ラインの圧力。

· - 初期リザーバー圧力。

· - 時間 t での無次元射出。表 1 に従って決定されます。

· - 無次元時間、;

· - 拡大されたウェルの半径。

· - 圧電伝導率。

4.2 テクニカルインジェクションプロセスの計算。流体を井戸に入れる

注入井の列、フィールドおよびその施設による注入量の合計は、個々の井戸によって注入される水の量の合計として決定されます。隣接するエリアまたは開発ブロック間の回路内フラッディング中の噴射分配は、流体の回収速度に従って、または隣接するエリアまたは開発ブロックの平均透水係数に従って実行されます。次の式に従って、これらの領域での分析期間中の液体の採取と貯水池の圧力の変化を考慮して、隣接する領域間の切断列の井戸に注入される水の量を分配することをお勧めします。

· - 分析期間の注入量（年ごと、またはさらに細かくすることもできます）。

· - 多数の注入井に隣接するエリアの半分から分析期間の流体を選択。

· - 隣接する地域の地層の弾性係数。

· - 分析期間にわたる隣接地域の貯留層圧力の変化。

· - 隣接するエリア内の貯留層の容積。

· - 注入損失（塔の漏れによる他の地層への漏れ、表面での損失など）。

石油と液体の生産の分布と同様、流量計測データを使用した多層フィールドの層間の注入の分布が最も複雑で慣習的です。より簡単な方法は、リザーバー流体の累積生産量に比例して噴射を分配することです。地層の流体力学的ポンピング効率の定量的決定、すなわち流体力学的影響を利用した石油生産は、基本オプションの指標と比較して実行されます。基本オプションは、検討中の流体力学的貯留層がそこで使用されていなかった場合に、所定の流体力学衝突サイトで実施されたであろう開発オプションである。所定の時間間隔における流体力学的影響の影響は、実際の石油生産量と基本ケースでの石油生産量の差として定義されます。基本オプションの開発指標 (石油生産、液体、減水、井戸の数、圧力降下など) の予測は、使用されるインパクト技術に応じて 1 年から 6 年の期間で作成される必要があります。流体力学的貯留層の形成による石油生産（技術効率）を四半期ごとに決定することをお勧めします。その四半期の石油生産の増加が、影響を受けるオブジェクトからの総石油生産と比較して重要ではないことが判明した場合、四半期の効率は年間効果の 4 分の 1 として評価されます。貯水池の油圧ポンピングの有効性は、衝撃を受けた物体全体として判断する必要があります。効果が個々の井戸（「井戸」の特性）によって決定される場合、井戸の相互影響の影響を考慮する必要があります。流体力学的ポンプ場の有効性を判断するための流体力学的影響の計算対象の特定は、生産地層の発達に関する詳細な地質学的および現地分析の結果に基づく必要があります。そのような地域が事前に特定されていない場合は、地質学的資料と現地の資料に基づいてその境界が確立され、これらの地域の残高埋蔵量が計算され、そこからの石油埋蔵量の生産の程度と性質が決定されます。流体力学的衝突現場では、通常、複数の流体力学的圧力ポンプが同時に、または時間をずらして使用されます。このような場合、影響を与えるすべての方法の全体的な技術的有効性が決定されます。流体力学的影響の各タイプの影響は、影響の程度と実装を考慮して、条件付きで特定できます。流体力学刺激法による最終石油回収量の増加量は、開発に伴う追加の石油埋蔵量によって決まります。最初のグループに属する流体力学的刺激方法の使用は、主に貯留層の現在の石油回収量の増加につながりますが、場合によっては、最終的な石油回収係数も増加する可能性があります（これらの方法により、排水が不十分な石油埋蔵量を回収できる場合）活発な開発)。特に、流体の強制取出は、節水の観点から坑井運営の収益限界が増加するため、最終的な石油回収量の増加につながります。 2 番目のグループの方法は主に、排水されていない、または排水が不十分なバランスの石油埋蔵量を積極的な開発に関与させ、下層土からの石油回収率の向上につながることを目的としています。石油回収を促進するための流体力学的方法を選択し、正当化する場合、地上および地下の機器の技術的能力（坑井の設計、坑口機器、地上機器、坑井の操作方法、ポンプユニットの生産性など）を考慮する必要があります。実施の種類、量、および期待される効率は、油田の開発および追加開発のための技術計画、プロジェクトにおいて正当化されるだけでなく、現在の地質および現場の分析および切削の作業においても正当化されます。変位特性は、油田の有効性を評価するために使用できます。おそらくガスおよび石油開発施設のサブガスゾーンを除く、生産地層の流体力学的刺激のほぼすべての方法。変位特性の形状の変化は、活発な開発（行き止まりゾーン、個々の層、レンズなど）における排水されていない、または排水が不十分な油の埋蔵量の関与の両方に関連している可能性があることに留意する必要があります。そして、井戸に沿った流体の採取と注水の再分配を伴います。流体力学的影響は、最終的な石油回収と現在の石油回収の両方に影響を与える可能性があります。したがって、対策の技術的有効性を評価する際には、衝突システムの変更、個々の層、レンズ、デッド層への独立した坑井の掘削の結果として開発に導入される追加の石油埋蔵量を決定するために、現在の地質学的および現地分析の結果を使用する必要があります。端と水はけの悪いゾーン。これらのゾーンの石油埋蔵量の値は通常、開発サイトの総石油埋蔵量と比較して小さいため、活発な開発へのそれらの導入の影響は排水量特性の形状にはあまり目立たない可能性があります。このような場合、開発に導入された追加のバランス石油埋蔵量から得られる石油生産量は個別に決定する必要があり、完全に流体力学的衝撃法に関連しています。石油回収量を増加させるための流体力学的手法の有効性を評価するために個々の坑井の変位特性を使用することは、操業期間中の各坑井の運転モードの大幅な変化と周囲の坑井の運転の相互影響のため、非常に条件付きです。この点に関して、流体力学刺激の技術効率を評価するために井戸の変位特性を使用することは推奨されません。未排水の油埋蔵量の積極的な開発を伴う流体力学的刺激方法の場合、製品の水分カットが低いため、オブジェクト開発の初期段階では差動変位特性の使用が推奨されます。現在の油回収量と最終的な油回収量を増加させるための流体力学的手法の定量的有効性を判断するには、さまざまなタイプの変位特性を使用できます。主なものは次のとおりです。

1. (ナザロフ S.N. およびシパチェフ N.V. によって提案)

2. (G.S. Kambarovらによる提案)

3. (A.M. Pirvedyan らによる提案)

4. (A.A. カザコフの提案)

5. (N.A. Cherepakhin と G.T. Movmyga によって提案)

6. (サゾノフ B.F. の提案)

7. (M.I.マクシモフの提案)

8. (Garb F.A. と Zimmerman E.H. の提案)

9. (フランス研究所による提案)

10.

13.

14. ,

· - 開発開始以来、それぞれ蓄積された油、水、液体の生産量。

· - 開発年ごとの油、水、液体の生産量。

· - 実際のデータを統計処理して決定される係数。

· - 生産された液体中の石油の年間平均割合。

· - 当該期間の初年度の年間石油生産量。

· - 時間、年。

· - 油層状態における石油埋蔵量のバランスをとる。

· - 油回収係数。

種置換の積分特性 (2)、(3)、(6)、(13) と種置換の微分特性 (10)、(11)、(12)、(14) は、「マニュアル」に最も簡単で便利です。」流体力学的影響の有効性を判断するためのデータ処理。 GMPN の効果を定量化するために実際のデータを「手動」処理する際の他のタイプの変位特性には、はるかに大量の計算が必要になるか、さまざまな量や係数を選択するための方法が必要になります。

このような場合には、コンピュータを使用して元データを「機械」処理することをお勧めします。そのためには、コンピュータが最適な変位特性を選択するプログラムを作成する必要があります。基本ケースを構築し、無水石油生産期間中の流体力学的衝撃の有効性を判断するには、形式 (11) および (12) の差動変位特性を使用することをお勧めします。流体力学的影響が始まる前に、検討対象の物体のオイル流量の既存の減少係数を考慮して、これらの変位特性の係数を決定することをお勧めします。場合によっては、タイプ (11) の排水量特性の係数は、1 つの坑井の平均初期年間石油生産量と坑井ごとの回収可能な石油埋蔵量の比として定義されます。貯留層開発プロセスの物理的に意味のある数学モデル (地質技術モデル) は、質量、運動量、エネルギー保存の基本法則を反映する微分方程式系であり、今日では研究対象のプロセスを最も完全に記述しています。方程式系には、ウェルの制御アクションを含む初期条件と境界条件が追加されます。追加の条件を備えた連立方程式は、その地域の濾過プロセスを記述し、一般に複雑な構造を有する実際の地質学的オブジェクトのモデルであることに特に注意する必要があります。このモデルを開発対象の地質数学モデルと呼びます。

5. プロジェクトの安全性と環境への配慮

5.1 労働衛生、安全および防火対策

石油製品供給企業は、石油製品の保管、供給、受け取りの業務を行っていますが、その多くは有毒で、蒸発しやすく、帯電する可能性があり、火災や爆発の可能性があります。産業企業で働く場合、次のような主な危険が発生する可能性があります。プロセス機器やパイプラインが減圧されたとき、またそれらの安全な操作や修理に関する規則に違反したときの火災や爆発の発生。多くの石油製品とその蒸気、特に有鉛ガソリンの毒性による労働者の中毒。ガードが欠落しているか欠陥がある場合、ポンプ、コンプレッサー、その他の機構の回転部品や可動部品によって作業者が負傷する。電気機器の充電部の絶縁違反、接地不良、または個人用保護具の不使用による感電。装置の表面または作業エリアの空気の温度の上昇または下降。振動レベルの増加。作業エリアの照明が不十分である。高所にある機器を保守する場合、落下する可能性があります。機器の整備や修理を行う場合、次のことは禁止されています。石油製品や継手を暖めるために直火を使用すること。故障した機器の操作。安全規制に違反した機器、パイプライン、継手の操作と修理、接続部やシールの漏れ、または金属の摩耗による石油製品の漏れが存在する場合。遮断弁を開閉するためにレバー（バール、パイプなど）を使用すること。送電網から切り離されていない電気機器の修理。可燃性可燃性液体を使用した装置および機械部品の洗浄。適切な個人用保護具や保護服を着用せずに作業すること。石油製品が流出した場合は、流出場所を砂で覆い、安全な場所に移す必要があります。必要に応じて、石油製品で汚染された土壌を除去します。流出が発生した地域では、ジクロラミン (3% 水溶液) またはスラリー状の漂白剤 (水 2 ～ 5 部に対して乾燥漂白剤 1 部) を使用してガス抜きが行われます。発火を避けるため、乾燥漂白剤によるガス抜きは禁止されています。「喫煙エリア」の標識が掲示されている特別に指定された場所（消防署との合意）を除き、企業の敷地内および生産施設内での喫煙は禁止されています。消火栓やその他の給水源への入り口は、消防車が妨げられずに通行できるように常に空けておく必要があります。冬には、雪や氷を取り除き、デッキ、階段、通路、歩道、歩道、道路などに滑りを防ぐために砂をまく必要があります。機器、建物の屋根、金属構造物に形成された氷柱や氷塊を速やかに除去してください。

5.2 地下土壌と環境の保護

当初、人々は石油とガスの集約的な生産が何を伴うのかについて考えていませんでした。主なことは、それらをできるだけ排出することでした。それが彼らのしたことなのです。ごく最近、集中的な石油開発の余波がタタリアで発生し、1989 年 4 月に最大マグニチュード 6 ポイントの地震が記録されました (メンデレーエフスク)。地元の専門家によると、下層土からの石油の汲み上げの増加と小規模地震の激化の間には直接的な関係があるという。坑井の穴の破損や柱の崩壊の事例が記録されています。この地域ではタタール原子力発電所が建設されているため、この地域の揺れは特に憂慮すべきことである。これらすべての場合において、効果的な対策の 1 つは、石油の抽出を補うために生産地層に水を注入することです。油田とガス田の開発を始めた人間は、それとは知らずに、瓶から魔神を出してしまった。当初、石油は人々に利益をもたらすだけのように思われましたが、徐々にその使用にはマイナス面もあることが明らかになりました。石油汚染は新たな生態学的状況を生み出し、自然のバイオセノーシスのあらゆる部分に重大な変化、あるいはその完全な変容をもたらします。すべての石油汚染土壌に共通する特徴は、ペドバイオント（土壌の中性動物相および微小動物相および微生物相）の数の変化と種の多様性の制限です。土壌中動物の大量死が発生しており、事故から 3 日後にはほとんどの種の土壌動物が完全に消滅するか、対照群の 1% を占めるに過ぎません。石油の軽質部分はそれらにとって最も有毒です。土壌微生物の複合体は、短期間の阻害の後、その総数を増加させ、活性を高めることによって油汚染に反応します。まず第一に、これは炭化水素酸化細菌に当てはまり、その数は汚染されていない土壌と比較して急激に増加します。「専門」グループが発展しており、炭化水素利用のさまざまな段階で参加しています。微生物の最大数は発酵期間に対応し、炭化水素濃度が減少するにつれて土壌プロファイルに沿って微生物の数は減少します。微生物活動の主な「爆発」は、天然油の分解の第 2 段階で起こります。土壌中の油の分解過程で、微生物の総数はバックグラウンド値に近づきますが、油酸化細菌の数は、長期間にわたって汚染されていない土壌の同じグループを上回ります（南タイガでは10〜20年）。環境状況の変化は植物生物の光合成活動の抑制につながります。まず第一に、これは土壌藻類の発達に影響を及ぼします。部分的な阻害や一部のグループの他のグループによる置き換えから、個々のグループの喪失または藻類全体の完全な死滅に至るまでです。特に原油やミネラルウォーターは藻類の発生を著しく抑制します。高等植物、特に穀物の光合成機能は変化します。実験の結果、20リットル/平方メートルを超える高線量の汚染がある南部タイガの条件では、1年後には汚染された土壌では植物が正常に発育できないことが示された。研究では、汚染された土壌ではほとんどの土壌酵素の活性が低下することが示されています (N. M. Ismailov、Yu. I. Pikovsky 2008)。どのレベルの汚染でも、加水分解酵素、プロテアーゼ、硝酸レダクターゼ、土壌デヒドロゲナーゼは阻害され、土壌のウレアーゼおよびカタラーゼ活性がわずかに増加します。土壌呼吸も油汚染に敏感に反応します。環境を汚染から守る最も有望な方法の 1 つは、石油の生産、輸送、貯蔵のプロセスを包括的に自動化することです。我が国では、このような制度は70年代に初めて創設されました。そして西シベリアの地域にも適用されました。新たな統一石油生産技術を創出する必要があった。たとえば以前は、油田と関連ガスを 1 つのパイプラインシステムを通じて一緒に輸送することはできませんでした。この目的のために、広大な領土に分散された多数の施設を備えた特別な石油およびガス通信が構築されました。油田は何百もの施設で構成されており、油田ごとに異なる方法で建設されていたため、単一の遠隔制御システムでそれらを接続することはできませんでした。当然のことながら、このような抽出と輸送の技術では、蒸発や漏れにより多くの製品が失われます。専門家は、地層ポンプと深井戸ポンプのエネルギーを利用して、中間的な技術的操作を行わずに、井戸から中央の石油収集ポイントまで石油を確実に供給できるように管理しました。漁業施設の数は12～15分の１に減少した。世界中の他の主要産油国も、石油の収集、輸送、処理システムを封鎖する道をたどっています。

結論

このコースプロジェクトでは、等高線と回路内氾濫を使用して油田開発における現在の問題を検討します。貯留層に注入される水は、例えば貯留層の浸透率など、大幅に変化することができない仮想流体の形で考慮することはできません。タンク圧力 (RPM) を維持する手段としてのみ使用されます。水は油に取って代わる最も重要な物質です。これに関連して、注入される水の質と地層の貯留特性への適合性の問題が新たな観点から検討されます。後者は、一般に使用されている水ではまだ置き換えることができない大量の石油埋蔵量を含む、油層パラメータが劣化した油田や地層を開発する場合に特に重要です。多孔質媒体の自己収束の理由、圧力維持システムに対する現代の要件、注入された水を処理するための方法および新技術が考慮されます。最小限のコストで最大限の効果をもたらすカスケード技術を用いた水浄化の実現可能性を示します。

中古文献リスト

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新たに発見された分野ごとに、原則として開発プロジェクト（技術図）と分野開発プロジェクトを策定します。に関するデータに基づいた開発プロジェクトでは、

生産層の貯水池の面積、構成、容量

石油および石油ガスの埋蔵量とその物理的および化学的特性

貯留層の透過性と空隙率

油鉱床の発生の性質と地殻変動の存在

地層水の塩分濃度と腐食特性

次の問題が解決されました。

油田の運転モードが確立され、油回収係数が計算され、これらの係数を高めるために地層に影響を与える方法が決定されます。

井戸を配置し、掘削のペースを調整するシステムが提供されます。

流量、貯水池圧力、ガス係数、および年ごとの減水度の変化のダイナミクスが概説されています。

いくつかのオプションの技術的および経済的な比較に基づいて、最適なものが選択されます

圃場開発プロジェクトに合わせて開発プロジェクトが進行中石油、ガス、地層水を収集するシステムが現場エリアで計画され、さらに輸送するための石油とガスを準備するための施設の合理的な配置が計画されており、プロジェクトが地層への浸水（水準備システム）を提供する場合、水の分配と地層への水の注入

開発プロジェクトで解決される主なタスクは次のとおりです。

さらなる輸送のために計画量の石油とガスの収集と準備を確実に行う

石油、ガス、水の流路の共同収集・輸送

各井戸の石油、ガス、水を個別に測定

NSC に沿って GZU から油処理プラントまで含水油と非含水油を共同または個別に輸送する

石油、ガス、水を市場性のある基準に合わせて準備する

坑井製品の収集およびフィールド内輸送システム

油井の生産は、石油、ガス、水、浮遊物質の複雑な混合物です。フィールド全体に点在する井戸を通じて地表に持ち込まれたこれらの生成物は、収集され、さらなる輸送と処理のために準備されなければなりません。

油田における石油、ガス、水の収集システムとは、個々の油井の生成物を収集し、それらを中央の石油、ガス、水の処理ポイント (CPF) に配送するために設計されたすべての技術機器とパイプラインシステムを指します。

各分野には自然条件と気候条件、坑井の配置グリッド、石油、ガス、水の生産方法と生産量、地層流体の物理的および化学的特性など、独自の特徴があるため、単一の普遍的な収集システムはありません。

現場収集システムを設計する際に考慮される主な要素畑の水やりのダイナミクスを考慮すると、次のとおりです。

収集システム内の初期圧力、ウェルのグループ化

システムとの相互作用がデポジットに影響を与える

坑井生産の共同個別収集、ガス分離場所の選択、測定、分離、ポンプユニットの相対位置

グループまたは石油生産地域内の油田の位置を考慮して、石油、ガス、水の準備のための中央収集ポイントの場所を選択する

現場での収集および輸送システムと油処理プロセスを組み合わせたもの

合理的な回収システムを正当化し、設計するため油井製品の準備、機器の選定、以下が必要となります。初期データ:

坑井製品の組成と物理的および化学的特性

既存構造物の構成と性能

新しい油井とその流量の試運転計画

アクティブな油井ストック

油田、ガス、水の生産計画

石油、ガス、水の生産量を増やすための能力開発計画

油田から中央油処理地点までの距離、油田のサイズ、油井のパターン

地形条件の特徴

ルート 1 km あたりの測地標高の合計、自然条件および気候条件など。

釣り収集システムの主な機能:

各ウェル、または必要に応じてグループのウェルの生産量を測定する

油層またはポンプ装置のエネルギーを使用して、機械的抽出方法で処理ポイントまで油井製品を輸送し、圧力が不十分な場合はブースターポンプステーションを使用します。

加圧下でオイルとガスを分離し、コンプレッサーを使わずにさらなる輸送を保証します

高水カット油の製造中 - 比較的低温で主な水塊を、貯留層への注入に適した品質で分離します。

個々の油井からの製品を個別に収集し、中央の石油収集ポイントに輸送します。製品の混合は望ましくありません。

常温での収集輸送が不可能な場合の油井製品の坑口および経路加熱

既存のすべての収集システムと井戸製品の輸送は次のように分けられます。封印されていない重力と封印されたプレッシャー

密閉されていない重力流システムは古い分野で運用され続けています。それらの中の液体の移動は、パイプラインの始まりと終わりの位置の測地マークの違いによって行われます。坑井の生産量は、個別 (IZU) またはグループ (GZU) の計量設備で測定されます。

伊豆坑口の近くにあります。ガスから分離された油と水は重力流ラインに入り、収集ポイント (SP) のローカルの非密閉タンクに流入します。そこから遠心ポンプで油を取り出し、回収マニホールドを通って油処理場の原料タンクに供給されます。沈殿した水はリサイクルされるか、エマルションの形で原料タンクに輸送されます。ガスはそれ自身の圧力を受けて、ガス処理プラントまたはコンプレッサーステーションに入ります。

GZU IZUとは異なり、井戸から離れた場所にあります。複数の井戸から生産を受けています。個々の井戸の流量は、液体の場合は計量はしごまたは測定タンクの配電バッテリーのバルブを切り替えることによって測定され、ガスの場合はダイヤフラムと DP-430 レコーダーを使用して測定されます。

重力流非密閉システムの特徴は次のとおりです。

パイプラインの始点と終点の測地高低差によって生じる圧力の下で作業するため、ゲージを上げる必要があり、山岳地帯では必要な圧力とスループットを確保するためにそのようなルートを見つける必要があります。

このシステムでは、ガスバッグの形成を防ぐためにガスから石油を徹底的に分離する必要があり、これにより石油パイプラインのスループットが大幅に低下する可能性があります。

重力流ラインは、スループットが限られているため、坑井流量の増加や、石油やエマルジョンの粘度の季節的変化に適応することができません。

重力流システムでは流体の流量が低いため、機械的不純物、塩、パラフィンが堆積し、処理能力が低下します。

軽質留分の蒸発による石油損失は総生産量の 3% に達します。損失の主な原因は、密閉されていない測定タンクとタンクです。

システムは自動化が難しい

多数のスタッフが必要です

重力システムの欠点を考慮して、密閉圧力への切り替えの決定坑井製品の収集および現場輸送のためのシステム。気密システムにはさまざまなバリエーションがあります: Baroyants-Vezirova、Grozny Oil Institute、Giprovostokneft など。現在割り当てられています。 9 つの一般化スキームオプション。彼らの作品は以下に基づいています共通原則:

上の図の図記号:

グループ測光ユニット（GZU）

個別計測ユニット（IMU）

セパレータとオイルポンプを備えた測定ステーション

図での原則の実装:

I、V、VII - 機械装置の貯蔵エネルギーまたは圧力を最大限に利用する原理。

II、IV、VI、VIII および IX - 個々の油田内での単一パイプの石油およびガス収集の可能な限りの使用。圧力が十分でない場合は、DNS がインストールされます。

III、IV、V、VI、VII、IX - 油の段階的な分離と、その後の段階 I 後の消費者へのガスの非圧縮機輸送の使用

これらの原則を考慮すると、次のように区別できます。フィールド開発のための 3 つの主要なスキーム:

井戸製品の単管輸送

ノンコンプレッサーによるガス輸送と予備排水後のガス飽和オイルの圧送

コンプレッサーを使わないガス輸送とガス飽和水飽和オイルのポンピング

噴水機械式操作方法 - 1.5 MPa

機械化 - 最大 2.5 MPa

開発の初期段階では、含水製品と無水製品を別々に収集することをお勧めします。生成されるオイルの全量を解乳化する必要はありません。異なる地域からの、異なる含有量の攻撃的な成分を含む油を混合することが望ましくない場合には、別個の収集も使用されます。

インライン解乳化は、予備的な水の排出だけでなく、低水カット油のインライン脱塩技術の使用により、油処理コストを削減します。

重力システム

重力式石油およびガス収集システム:

1 - まあ; 2 - はしご、3 - グループはしごの設置、4 - 測定タンク、5 - 中間収集ポイントのタンク、6 - コンプレッサー、7 - ポンプ、8 - 釣り公園の貯水池、9 - バルブのバッテリー

バロヤンナ収集システム-ベジロワ (1946)。

Baroyan-Vezirova 収集システム:

1 - まあ; 2 - 高圧分離器、3 - グループ計量ユニット、4 - バルブバッテリー、5 - オイルとガスの分離器、6 - ガス乾燥機、7 - 沈降タンク、8 - コンプレッサー、9 - ガス分離器、10 - オイル収集タンク、11・原料タンク、ポンプ12台

これは、地層エネルギーを使用してガス処理ユニットまで単一パイプで収集し、その後、共通のコレクターを介してローカル収集ポイントに到達します。そこで、油は 2 段階で分離され、事前に脱水されます。ステージ I のガスは 0.4 ～ 0.5 MPa の圧力で分離され、分離器内の圧力またはコンプレッサーの使用により消費者に輸送されます。

ステージ II のガスは 0.1 MPa の圧力で分離されます。それは真空ポンプによって取り込まれ、乾燥されて圧力ガスパイプラインに送られます。

解乳化剤は、口、ガス処理ユニット、または分離の最初の段階の前に投与されます。解乳化剤で処理された脱気、加水油が UPS の原料タンクに供給されます。沈降して処理ユニットに供給されます。適用範囲は、タンクファーム、PS、CS を備えた多数の小規模な収集ポイントを構築する必要があるため制限されます。

高圧グロズヌイシステム収集には、バロヤン-ベジロヴァシステムよりも長距離にわたる6〜7 MPaの坑口圧力下でのすべての製品の輸送が含まれます。

各エリアには、最大 5 MPa の圧力下で 1 段階分離を行う中央分離ユニットが 1 つだけあります。分離されたガスは、凝縮水を最大限に分離するために冷凍ユニットに送られ、その後、独自の圧力下でガス処理プラントに送られます。

残りの溶解ガスおよびガス凝縮物を含む乳化オイルは、1 本のパイプラインを通って独自の圧力で中央処理プラントに輸送されます。

このシステムの導入は、パイプラインの振動や溶接継手の突破の可能性を引き起こす圧力脈動によって妨げられています。

ギイロヴォストクネフチ圧力収集システム。

ジプロボストクネフチの圧力収集システム:

1 - まあ; 2 - バルブのバッテリー、3 - グループ計量ユニット、4 - ステージ I 分離器、5 - ステージ II 分離器、6 - ステージ III 分離器、7 - 原料タンク、

主な特徴:

段階的な油分離。最初の段階は、コンプレッサーを使用せずにガスをガス処理プラントに輸送するのに十分な圧力で、グループまたはローカルの分離ユニットで行われます。

分離器の圧力により、溶解ガスの一部を含む石油を分離器から中央処理工場まで輸送する可能性、またはブースターポンプステーションを使用して長距離輸送する可能性

生産と収集の両方で貯留層のエネルギーを最適に使用するための条件に基づいて、分離圧力を考慮した収集システム内の圧力レベルを計算して決定します。

分離の II および III 段階は通常、中央処理プラントで実行されます。

石油、ガス、水の収集および処理ポイントを最大 1 つの中央処理施設に統合し、半径 50 ～ 100 km 以内の油田グループにサービスを提供します。

このシステムの欠点は、油田から圧力処理センターまで油と水を共同輸送するための運用コストが高いことと、精製された生成水を貯留層圧力維持システムのために田畑に戻すためのエネルギーと材料の消費量が多いことです。。

西シベリアの畑での採集システム

西スルグト油田の無水油 (a) および水カット油 (b) の石油およびガス収集システム:

1 - まあ; 2 - グループ計量装置、3 - ガス予備選別装置、4 - 第一段階分離器、5 - ドロップキャッチャー、6、10、15 - ブースターポンプ、7 - 第二段階分離器、8 - 第三段階分離器、9 - 原料タンク、 11 - ヒーター、12 - エマルションを破壊するための装置、13 - 沈降タンク、14 - 貯水池、16 - 排水再循環ライン、17 - 油リサイクルライン、18 - 排水再循環ポンプ。 I II III - 分離後のガス、iv - 試薬、V - 排水、VI - 市販油、VII - 凝縮水。

ガス飽和状態で石油を調製するサモトール油田の採取システム:

1 - まあ; 2 - 計量装置、3 - ガス予備選別装置、4 - 第一段分離器、5 - ドロップキャッチャー、6 - 予備排水装置、7 - 炉、8 - 中間分離器、9 - 電気脱水機、10 - ブースターポンプ、 11 - エンドセパレーター、12 - 商用オイルポンプ、13 - 排水ポンプ。 I II III - 分離後のガス、iv - 試薬、V - 排水、VI - 市販の油、VII - 凝縮水。 Z.S. のすべての収集システムの詳細井戸を掘削するクラスター法によって決定されます。 2 ～ 3 段階での分離: I - BPS の前または統合収集ポイント (KSP) で 0.4 ～ 0.8 MPa の圧力で。ガスステージI以降は100km以上も輸送可能です。

CSP でどのようなプロセスが行われているかに応じて、西シベリアの畑での収集システムは 2 つのグループに分類されます。

グループ I - 収集システム。収集されたすべての油は最終的に中央処理プラントで処理されます。この場合、分離の最初の段階は CSP で実行され、解乳化剤が分離器の前に導入されます。加熱なしの部分脱水。部分的に脱水された油は中央処理プラントにポンプで送られ、そこで II および III 分離ステージが 0.25 MPa および 0.105 MPa の圧力で配置され、最終的な熱化学的脱水が行われます。

グループ II - 油の完全な脱水と分離の第一段階が CSP で行われる収集システム。チューブには、事前排出装置 (圧力)、ブロックまたは固定ヒーター、深部脱水用の沈殿タンク (電気脱水機) が備わっています。

これらのスキームでは、最初の分離段階の前に熱水と解乳化剤がパイプラインに供給されます。分離圧力下で部分的に脱水された油は、加熱ユニット、液滴パイプラインを通過し、最終的に沈降タンクで脱水されます。それからスレッドガス飽和脱水油は排出され、ポンプによって中央処理工場に供給されます。ここで、ステージ II と III の分離が発生し、石油が主要パイプラインに供給されます。ガスは、自社のニーズに合わせて使用されるか、ガス処理プラントに供給されます。

収集と調製のための統一技術スキーム RD 39-1-159-72

この分野の最新の成果と科学的研究の分析と統合に基づいて、Giirovostokneft と VNIISPTneft によって開発されました。

これは、坑井生成物を調製するための収集システムにおける流体力学的プロセスと物理化学的プロセスの組み合わせに基づいており、中央ステーションでの調製のための主要装置の最大濃度による生産性を向上させる特別な装置での分離のために使用されます。これにより、最小限の設備投資と運転コストで油田設備の包括的な自動化対策を実現することが可能となります。

統合収集システムには 2 つのオプションがあります。

オプション 1 によれば、予備脱水機能を備えた分離ステージとブースターステーションが現場に設置されます。前脱水プロセスは分離圧力で実行されます。放出される水の品質は、地層の亀裂多孔質貯留層に注入するための要件を満たすように確保されなければなりません。

オプション 2 によれば、現場には排水はなく、ポンプ付きの分離プラントのみが設置されます。

スキームオプションを選択するときは、次の指標が考慮されます。

主な開発期間中のフィールドのエネルギー潜在力

井戸の操作方法

油および油エマルジョンの物理的および化学的性質

測地標高の合計によって特徴付けられる地形 (パラメータ h)