Extragerea uleiului greu de recuperat. Metoda de extragere a rezervelor de petrol greu recuperabile

Rezervele de petrol greu de recuperat (TIR) ​​sunt rezerve de zăcăminte (câmpuri, obiecte de dezvoltare) sau părți de zăcăminte, caracterizate prin condiții geologice de apariție a petrolului și (sau) proprietățile fizice ale acestuia care sunt relativ nefavorabile pentru extracție. Extracția substanțelor chimice industriale necesită costuri sporite ale materialelor, Bani, forță de muncă, tehnologii netradiționale, echipamente speciale non-seriale și reactivi și materiale rare.
Alte rezerve de petrol greu de recuperat (și anume: ulei cu vâscozitate mare; petrol din formațiuni cu o saturație inițială scăzută în ulei; ulei cu presiune ridicata saturație, aproape de presiunea inițială a rezervorului și presiunea minimă a debitului, semnificativ mai mică decât presiunea de saturație; ulei purtător de gaze care se află la baza apei de fund; in sfarsit, ulei mic zăcămintele de petrol cu granițe slab definite) necesită proiectarea unor procese complexe de recuperare a petrolului: un sistem de dezvoltare adaptiv, injectare selectivă a unui agent de deplasare, o combinație de injecție staționară și nestaționară, injecție alternativă, inundare avansată, inundare cu polimeri, inundare cu gaz și injecție de lichid de răcire; folosind perforarea adâncă, fracturarea hidraulică, diferite combinații de puțuri verticale, plane și orizontale, precum și puțuri de arbori, diverse combinații de rezervoare de petrol în instalațiile de producție.
Crește rezerve greu de recuperat petrolul din tara face mai ales problema reala crearea și aplicarea de noi tehnologii eficiente pentru condiții geologice și fizice relevante, utilizarea unor metode mai avansate pentru modelarea și dezvoltarea acestora.
Dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat folosind sisteme de sonde orizontale face posibilă reducerea numărului de sonde necesare dezvoltării rezervelor de 2-3 ori.
Majoritatea zăcămintelor conțin rezerve de petrol greu de recuperat (condiții geologice nefavorabile de apariție a petrolului sau proprietățile acestuia), a căror extracție necesită costuri crescute ale resurselor materiale și financiare, forță de muncă, tehnologii neconvenționale, echipamente speciale nestandard și reactivi și materiale rare. .
Pentru a activa producția de rezerve de petrol greu de recuperat din straturile intermediare ale straturilor purtătoare de cărbune din zona Novokhazinskaya din NGDU Yuzharlanneft, în 1984 au fost organizate centre de impact la locul de producție IX. Tehnologia acestui tip de inundare a fost că au fost instalate prize de apă pentru a selecta apa mineralizată de formațiune din partea acviferă a formațiunii C-VI. În prezent, această apă este pompată în puțuri de injecție folosind o pompă centrifugă electrică.
În formațiunile cu rezerve de petrol greu recuperabile se observă un mecanism extrem de complex de deplasare a petrolului, asociat cu influența simultană a mai multor factori, precum fenomene capilare, forțe vâscoase, tranziții de fază în combinație cu eterogenitatea stratificată.
Dezvoltarea instalațiilor cu rezerve de petrol greu de recuperat afectează cu siguranță indicatorii tehnici și economici de dezvoltare.
Deși rolul și importanța rezervelor de petrol greu de recuperat în soldul general al producției de petrol din țară va crește în viitor, nivelurile absolute ale producției de petrol în viitorul apropiat vor fi în continuare determinate de zăcămintele foarte productive inundate de apă, a cărui dezvoltare se realizează folosind metode de inundare a apei în diverse modificări și combinații.
Rusia are miliarde de tone de rezerve de petrol greu de recuperat care au fost deja explorate, dar care nu au fost încă puse în dezvoltare comercială.
În legătură cu ponderea în creștere a rezervelor de petrol greu de recuperat din țară, problema creșterii eficienței exploatării sondelor în câmpurile de petrol nenewtonien (anormal de vâscos) devine deosebit de relevantă. La dezvoltarea unor astfel de câmpuri, exploatarea puțurilor este complicată de manifestarea anomaliilor în vâscozitatea și mobilitatea petrolului, formarea depunerilor de asfalt, rășină și parafină, corozivitate crescută a produselor de sondă și este însoțită de o scădere semnificativă a productivității producției și injectivitate puţuri de injecţie. Succesul rezolvării acestei probleme depinde în mare măsură de dezvoltarea și implementarea de noi reactivi chimici și compoziții ale fluidelor de proces în toate procesele de producție a petrolului fără excepție, de la deschiderea formării productive până la conservarea sau abandonarea puțurilor. Lucrările în această direcție se desfășoară de câțiva ani la Departamentul Dezvoltare și Operare zăcămintele de petrol și gaze Ufa State Petroleum Technical University sub conducerea și cu participarea directă a autorului raportului.
Fezabilitatea aducerii rezervelor de petrol greu de recuperat în dezvoltare activă prin utilizarea cea mai recentă tehnologieși tehnologii de foraj, sisteme de dezvoltare, intensificarea producției de petrol și utilizarea metodelor îmbunătățite de recuperare a petrolului.
Extracția rezervelor de petrol reziduale sau nou introduse greu de recuperat este asociată cu complicații semnificative în procesele de dezvoltare a zăcământului, construcție și exploatare a puțurilor.
ÎN anul trecut Ponderea rezervelor de petrol greu de recuperat concentrate în rezervoare terigene argiloase cu permeabilitate scăzută este în creștere, în timpul dezvoltării cărora permeabilitatea scade și mai mult, iar caracteristicile de filtrare ale formațiunilor productive se deteriorează. Deteriorarea proprietăților de filtrare a zonei de formare a găurii (BZZ) este cauzată de precipitarea diverșilor produși de reacție după injectarea de reactivi chimici, creșterea saturației cu apă a rocilor și scăderea permeabilității de fază pentru petrol. Prin urmare, una dintre sarcinile principale în producția de petrol din aceste formațiuni este refacerea și îmbunătățirea caracteristicilor de filtrare ale zonei de rezervor.
În prezent, la dezvoltarea rezervelor de petrol greu recuperabile, eforturile oamenilor de știință vizează crearea de tehnologii care să asigure o creștere a producției finale a rezervelor de petrol prin îmbunătățirea acoperirii formațiunii prin influență, ceea ce este confirmat de următoarele date. .

Creșterea eficienței dezvoltării zăcămintelor cu rezerve de petrol greu de recuperat (TRI) devine în prezent de cea mai mare importanță pentru industria petrolului ca urmare a epuizării rezervelor active în câmpurile foarte productive și a scăderii producției din acestea.
Rusia are rezerve de petrol uriașe, greu de recuperat. Pentru dreptate, statul ar trebui să ofere aceste rezerve de petrol pentru dezvoltare celor care au tehnologie eficientă. Nu există nicio îndoială că ar trebui să existe unele stimulente fiscale economice în etapa inițială. Cu toate acestea, stimulentele fiscale singure nu pot transforma o tehnologie ineficientă într-una eficientă, deoarece diferența de productivitate între formațiunile cu productivitate scăzută și medie este prea mare. De exemplu, productivitatea formațiunilor cu productivitate scăzută este de 10 - 30 de ori mai mică decât productivitatea minimă viabilă economic; iar beneficiile fiscale maxime pot compensa o scădere de 2 ori a productivității; în consecință, o scădere de 5-15 ori a productivității va rămâne necompensată.
Se demonstrează că intensificarea semnificativă a producției de rezerve de petrol greu de recuperat este posibilă numai cu utilizarea noilor tehnologii și mijloace tehnice, și anume crearea de sisteme rigide autonome de inundare a apei cu presiuni diferențiate de injectare a apei, folosind modele speciale de puțuri de injecție din oțel de înaltă calitate, conducte separate de apă și stații mici de pompare a apei.
Interesant: ce înțelegem prin rezerve de petrol greu de recuperat? Probabil că din punct de vedere fizic aceste rezerve de petrol sunt destul de recuperabile1, dar din punct de vedere economic nu sunt recuperabile, deoarece costurile economice ale extragerii lor depășesc veniturile economice din vânzarea lor, deoarece extracția lor este nerentabilă din punct de vedere economic. Chiar dacă impozitele pe vânzarea acestui ulei sunt complet eliminate, atunci, ținând cont de ponderea acestor taxe, prețul de piață al petrolului pentru utilizatorul subsolului poate fi dublat. Desigur, atunci când se dezvoltă rezerve de petrol greu de recuperat, sunt cu siguranță necesare anumite stimulente fiscale, mai ales în perioada inițială, cea mai riscantă de dezvoltare. Dar scutirile fiscale nu sunt o soluție radicală; chiar și eliminarea completă a taxelor și a costurilor pentru vânzarea petrolului produs nu rezolvă problema. O altă direcție ideologică este mai eficientă - este necesar să se creeze o tehnologie fundamental nouă și să se reducă costurile extragerii acestui ulei de trei până la cinci ori sau mai mult.
Problema proiectării dezvoltării zăcămintelor petroliere cu rezerve de petrol greu de recuperat, respectiv zăcăminte de petrol de productivitate scăzută și ultra-scăzută, este necesitatea unor calcule destul de precise. Se știe că inexactitatea calculelor trebuie compensată prin rezervarea unei părți din productivitatea calculată. Și cu cât inexactitatea este mai mare, cu atât performanța calculată este redusă pentru a asigura fiabilitatea necesară de 90% a indicatorilor de proiectare. Dar productivitatea estimată a rezervoarelor de petrol cu ​​productivitate scăzută și ultra-scăzută este deja extrem de mică, în pragul sau dincolo de rentabilitatea economică, așa că nu există unde să o reducă - nu poate fi redusă semnificativ. Prin urmare, calculele trebuie efectuate cu cea mai mare precizie posibilă.
Cu această tehnologie nu sunt dezvoltate obiecte secundare cu rezerve de petrol greu de recuperat.
Dar pentru a rezolva această problemă și pentru a introduce rezerve de petrol greu de recuperat într-o dezvoltare industrială eficientă, este necesar să oferim nu doar sistem nou, nu doar un set de metode noi, ci un astfel de sistem și un astfel de complex care ar asigura rentabilitatea economică necesară și ar putea fi folosit ulterior de multe alte companii producătoare de petrol.
Una dintre cele mai importante caracteristici care determină natura areală sau locală a impactului asupra formării productive poate fi luată drept criteriu de clasificare pentru tehnologiile de dezvoltare a rezervelor de petrol greu recuperabile. În primul caz, impactul acoperă o parte semnificativă a depozitului. În al doilea caz, zona de formare a găurii este tratată.
Unul dintre elementele unei tehnologii integrate extrem de eficiente pentru dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat, dezvoltată de specialiștii de la JSC Tatneft și TatNIPIneft, este utilizarea pe scară largă a puțurilor orizontale orizontale și ramificate. În Tatarstan au fost forate 146 de sonde orizontale, dintre care 122 au fost dezvoltate, sunt în exploatare sau au fost date în exploatare. Debitul mediu de petrol al sondelor orizontale este de 6 5 t/zi, ceea ce este de 2 ori mai mare decât debitul sondelor verticale din jur. Un total de 748 de mii de tone de petrol au fost produse de sonde orizontale.
Câmpul de petrol Stepnoozerskoye este clasificat ca zonă cu rezerve de petrol greu de recuperat. Conținutul de ulei industrial a fost identificat în sedimentele sistemului carbonifer. O trăsătură specifică a structurii depozitelor Carboniferului inferior este dezvoltarea pe scară largă a inciziilor de eroziune atât de tip areal, cât și de tip canal.
Deci, în opinia noastră, criteriul de identificare a rezervelor de petrol greu de recuperat într-un rezervor separat de petrol ar trebui să fie coeficientul mediu de productivitate a petrolului al puțurilor forate în acest rezervor.
Specializata in domeniul imbunatatirii tehnologiilor de implicare a rezervelor de petrol greu de recuperat in dezvoltarea in vederea cresterii factorului de recuperare a petrolului.
Prezentat aici sistem de inovare dezvoltarea zăcămintelor petroliere cu rezerve de petrol greu de recuperat, propusă de SA RITEK, asigură optimizarea completă a procesului de producție a petrolului. Acest sistem este îmbunătățit constant ținând cont de realizările științei și tehnologiei și este implementat practic la câmpurile petroliere ale RITEK JSC din Tatarstan și Vestul Siberiei.
Sistemul inovator de dezvoltare a zăcămintelor petroliere cu rezerve de petrol greu de recuperat prezentat aici, propus de JSC RITEK, asigură optimizarea completă a procesului de producție de petrol.
În câmpurile foarte productive există straturi și straturi intermediare care conțin rezerve de petrol greu de recuperat.

Compania rusă inovatoare de combustibil și energie (RITEK) dezvoltă rezerve de petrol greu de recuperat și rezolvă astfel cea mai importantă problemă la nivel rus și global. Cert este că în Rusia și în întreaga lume au fost descoperite rezerve uriașe de petrol, în valoare de multe sute de milioane de tone, în formațiuni de productivitate scăzută și ultra-scăzută. Mai mult, aceste rezerve au fost descoperite cu mult timp în urmă, cu 20 - 30 sau mai mult de ani, dar nu au fost puse în dezvoltare, deoarece cu sistemele de dezvoltare standard, utilizate în mod obișnuit, acest lucru este nerentabil din punct de vedere economic, ruinător din punct de vedere economic chiar și pentru companiile bogate și pentru stat.
Colecția examinează, de asemenea, problemele de evaluare tehnică și economică a eficienței dezvoltării rezervelor de petrol greu de recuperat în etapa de proiectare și implementare a tehnologiilor de stimulare.
Astfel, se justifică aici: ca criteriu de identificare a rezervelor de petrol greu recuperabile, ar trebui utilizat coeficientul mediu minim de productivitate pentru petrol al sondelor forate în rezervorul de petrol în cauză.
În continuare, cel puțin pe scurt, trebuie să enumerăm tehnologiile pe care le-am propus pentru dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat, dar greu de recuperat nu datorită caracteristicii principale a productivității extrem de scăzute a rezervoarelor, ci datorită la alte caracteristici.
În prezent, se acordă o atenție deosebită implicării rezervelor de petrol greu de recuperat în dezvoltarea activă. În toate domeniile, se rezolvă sarcinile de intensificare, și în unele cazuri de sprijin științific și de producție pentru dezvoltarea zăcămintelor de petrol din Carboniferul inferior și Devonianul cu rezervoare de carbonat.
Cartea evidențiază principalele trăsături ale structurii geologice a zăcămintelor de petrol cu ​​rezerve de petrol greu de recuperat din Bashkortostan și prezintă rezultatele lucrărilor experimentale, pilot și de teren pentru îmbunătățirea tehnologiilor de dezvoltare a acestor zăcăminte.
Potrivit autorilor721, în zăcămintele de carbonat din câmpurile din regiunea Urai Permian, rezervele de petrol greu de recuperat se ridicau până în 1988 la 344 din volumul soldului rămas.
Munca desfășurată de AOZT Tatnefteotdacha pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului implică rezerve de petrol greu de recuperat. Necesitatea de a folosi tehnologii și măsuri speciale necesită costuri semnificative. Datorită specificității sale, utilizarea tehnologiilor EUP are un mecanism costisitor. Lucrarea se desfășoară până la limita costurilor. Costul producției de petrol folosind acestea este de aproximativ 1 5 ori mai mare decât costul petrolului produs fără utilizarea metodelor EOR.
Potrivit autorilor721, în rezervoarele de carbonat din câmpurile Uralului Perm, rezervele de petrol greu de recuperat reprezentau până în 1988 3/4 din volumul soldului rămas.
Colecția prezintă cercetări privind rezolvarea unor probleme ale zăcămintelor în curs de dezvoltare cu rezerve de petrol greu de recuperat.
Pentru a crește eficiența dezvoltării câmpurilor petroliere și în special a obiectelor cu rezerve de petrol greu recuperabile, este necesară îmbunătățirea semnificativă a utilizării stocului de sondă forată. În această chestiune, se pune mare speranță în decretul guvernamental Federația Rusă din 1 noiembrie 1999 Nr. 1213 Cu privire la măsurile de punere în funcțiune de control inactiv și puțuri blocate în câmpurile petroliere și Rezoluția Cabinetului de Miniștri al Republicii Belarus din 15 februarie 2000 nr. zăcămintele petroliere din Republica Belarus, scutind organizațiile implicate în producția de petrol și gaze pe teritoriul Republicii Bashkortostan de plăți regulate pentru producția de petrol și gaze și deduceri pentru reproducerea bazei de resurse minerale în legătură cu petrolul și gazele extrase din puțuri de control și puțuri de control puse în funcțiune inactive, care au fost blocate de la 1 ianuarie 1999, cu excepția puțurilor noi care așteaptă dezvoltarea după forare.
Fluidul de foraj compus este destinat forării și deschiderii orizonturilor productive cu rezerve de petrol greu recuperabile, reprezentate de interstratificarea rocilor nisipos-lutos-argiloase în straturile carbonatice.
Se decide obiectiv strategic realizările lumii nivel tehnologic, care va asigura dezvoltarea eficientă a rezervelor de petrol greu de recuperat, creșterea noilor rezerve extrem de productive și minimizarea costurile productiei, extinderea participării la proiecte internaționale.
Modificarea ponderii puțurilor suplimentare forate și a producției de petrol din acestea de-a lungul orizontului D0 și Ai ale câmpului Romashkinskoye.
Acest lucru poate fi explicat prin faptul că acestea sunt forate în primul rând în scopul selectării rezervelor de petrol greu de recuperat.
Acest lucru determină necesitatea creării unor metode mai avansate de influențare a zăcămintelor cu rezerve de petrol greu de recuperat.
Tehnologia utilizării unui sistem cu fibre dispersate este un nou mijloc promițător de creștere a recuperării petrolului din formațiuni eterogene cu rezerve de petrol greu de recuperat // NTZh Oilfield Business.
Tabelul 5.3 oferă o evaluare cantitativă (exprimată ca procent din rezervele recuperabile) a rezervelor de petrol greu de recuperat pentru aceste zăcăminte. O analiză a caracteristicilor structurii geologice a zăcămintelor de petrol arată: câmpurile se disting printr-o structură geologică complexă și se caracterizează printr-o gamă largă de valori ale parametrilor geologici și fizici. Tabelul 5.3 arată că majoritatea rezervoarelor conțin o cantitate semnificativă de rezerve de petrol greu de recuperat. Acest lucru se explică prin faptul că depozitele de petrol sunt caracterizate de o eterogenitate zonală ridicată, în formă de lentilă și strat cu strat a straturilor. O analiză a dezvoltării acestor câmpuri arată că se produc predominant straturi foarte permeabile și secțiuni de rezervor.

Producția industrială de petrol și gaze se desfășoară de mai bine de un secol. Nu este de mirare că cele mai ușor accesibile rezerve de hidrocarburi au fost implicate inițial în dezvoltare. Acum sunt din ce în ce mai puține dintre ele, iar probabilitatea de a descoperi un nou zăcământ uriaș comparabil cu Samotlor, Al-Gawar sau Prudhoe Bay este practic zero. Cel puțin, nimic de genul acesta nu a fost încă găsit în acest secol. Ne place sau nu, trebuie să dezvoltăm zăcăminte de petrol greu de recuperat.

Rezervele greu de recuperat pot fi împărțite în două grupe. O categorie include depozitele cu permeabilitate scăzută a formațiunilor (gresii strânse, șisturi, formațiunea Bazhenov). În același timp, petrolul extras din astfel de zăcăminte este destul de comparabil în caracteristicile sale cu petrolul din câmpurile tradiționale. O altă grupă include depozitele de ulei greu și foarte vâscos (bitum natural, nisipuri petrolifere).

Încercările de extragere a petrolului din rezervoare cu permeabilitate scăzută prin metode tradiționale duc la următorul efect - la început puțul produce un flux bun de petrol, care se termină foarte repede. Petrolul este extras doar dintr-o zonă mică adiacentă secțiunii perforate a sondei, astfel încât forarea verticală în astfel de câmpuri este ineficientă. Productivitatea unei sonde poate fi crescută prin creșterea zonei de contact cu formațiunea saturată de petrol. Acest lucru se realizează forând puțuri cu o secțiune orizontală mare și efectuând simultan câteva zeci de operațiuni de fracturare hidraulică. Așa-numitul „ulei de șist” este extras într-un mod similar.

La extragerea bitumului natural sau a uleiului foarte vâscos, fracturarea hidraulică nu va ajuta. Metodele de extragere a acestor materii prime depind de adâncimea rocilor saturate cu petrol. Dacă adâncimea este mică și se ridică la zeci de metri, atunci se utilizează minerit în cară deschisă. Când petrolul apare la o adâncime de sute de metri, se construiesc mine pentru a-l extrage. În Canada, nisipurile petroliere din Alberta sunt dezvoltate în acest fel; în Rusia, câmpul Yaregskoye poate servi drept exemplu. Roca extrasă de un excavator este zdrobită și amestecată cu apa fierbinteși este introdus într-un separator care separă uleiul de nisip. Vâscozitatea uleiului rezultat este atât de mare încât nu poate fi pompat printr-o conductă în forma sa originală. Pentru a reduce vâscozitatea, uleiul este amestecat cu un solvent de proces, de obicei se utilizează benzină sau motorină.

Dacă roca nu poate fi scoasă la suprafață, încălzirea cu abur se efectuează în subteran. Tehnologia gravitațională cu abur folosită de Tatneft la câmpul Ashelchinskoye se bazează pe utilizarea unei perechi de puțuri orizontale. Într-una dintre ele se injectează abur, din cealaltă se ia ulei. Aburul pentru injectare în puț este produs într-o cameră de cazane special construită. Când este îngropat adânc, eficacitatea metodei scade datorită faptului că temperatura aburului scade considerabil pe drumul către formație. Metoda de stimulare abur-gaz dezvoltată de RITEK, care presupune producerea aburului direct în formațiune, nu prezintă acest dezavantaj. Generatorul de abur este instalat direct în față; îi sunt furnizați reactivi, care interacționează cu degajarea de căldură. Ca rezultat al reacției, se formează azot, dioxid de carbon si apa. Dizolvarea dioxidului de carbon în ulei reduce și mai mult vâscozitatea acestuia.

Companiile producătoare de gaze se confruntă cu probleme similare. Depozitele cenomaniene sunt cele mai convenabile pentru dezvoltare. Rezervoarele cenomaniene au de obicei o permeabilitate ridicată, ceea ce le permite să fie exploatate cu puțuri verticale tradiționale. Gazul Cenomanian este „uscat”; este format din metan 97-99% și, prin urmare, necesită eforturi minime de pregătire înainte de livrare. sistem de transport.

Epuizarea zăcămintelor cenomaniene obligă companiile producătoare de gaze să apeleze la rezerve de gaz greu de recuperat. Etapa Turoniană este caracterizată de permeabilitatea scăzută a rezervorului, astfel încât puțurile verticale sunt ineficiente. Cu toate acestea, gazul Turonian este format din 85-95% metan, ceea ce face posibilă utilizarea metodelor relativ ieftine pentru prepararea lui în teren.

Situația este mai gravă cu gazele extrase din stadiul Valanginian și zăcămintele Achimov. Aici se află „gazul umed”, pe lângă metanul care conține etan, propan și alte hidrocarburi. Înainte ca gazul să fie furnizat sistemului de transport, acestea trebuie separate de metan, iar acest lucru necesită echipamente complexe și costisitoare.

În spatele unui câmp, depozitele de gaze pot fi identificate la diferite niveluri. De exemplu, în zăcământul Zapolyarnoye, gazele apar în zăcămintele Turonian, Cenomanian, Neocomian și Jurasic. De regulă, cea mai accesibilă etapă cenomaneană este implicată mai întâi în minerit. La faimosul zăcământ Urengoy, primul gaz cenomanian a fost produs în aprilie 1978, gazul Valanginian în ianuarie 1985, iar Gazprom a început exploatarea zăcămintelor Achimov abia în 2009.

Petrolul este una dintre principalele resurse necesare oamenilor. Timp de multe milenii, omenirea folosește petrolul în diverse domenii de activitate. Și, în ciuda faptului că oamenii de știință lucrează neobosit pentru a dezvolta noi tehnologii energetice, petrolul rămâne în continuare un produs indispensabil în domeniul energiei, în primul rând. Cu toate acestea, rezervele acestui „aur negru” se epuizează incredibil de repede. Aproape toate zăcămintele gigantice au fost găsite și dezvoltate de mult timp; practic nu a mai rămas niciunul. Este demn de remarcat faptul că de la începutul acestui secol nu un singur mare câmp petrolier, precum Samotlor, Al Ghawar sau Prudhoe Bay. Acest fapt este o dovadă că omenirea a consumat deja cea mai mare parte a zăcămintelor de petrol. În acest sens, problema producției de petrol devine din ce în ce mai acută și presantă în fiecare an, în special pentru Federația Rusă, care se află pe locul trei în rândul tuturor țărilor din lume în ceea ce privește capacitatea sectorului său de rafinare a petrolului, în urma Chinei și a STATELE UNITE ALE AMERICII.

Astfel, guvernul rus depune toate eforturile pentru a menține volumele producției de petrol, menținând astfel influența statului pe piața mondială. Conform previziunilor analitice, în viitorul apropiat, conducerea în domeniul producției de petrol va trece în Canada, Brazilia și Statele Unite, ceea ce este dezamăgitor pentru Federația Rusă. Din 2008, țara a cunoscut o dinamică negativă în extracția acestei resurse. Potrivit Ministerului Energiei, din 2010, producția de petrol în stat era de 10,1 milioane de barili, dar până în 2020, dacă nu se va schimba nimic, producția va scădea la 7,7 milioane de barili. Situația poate fi schimbată doar prin luarea de măsuri drastice în politica industriei de producție și rafinare a petrolului. Cu toate acestea, toate aceste statistici și indicatori nu indică faptul că rezervele de petrol se epuizează. Acest lucru sugerează că acum majoritatea sunt rezerve de petrol greu de recuperat. Potrivit Ministerului Energiei, numărul total de astfel de zăcăminte de petrol din Rusia este de aproximativ 5-6 miliarde de tone, ceea ce reprezintă 50-60% din volumul total. Astfel, uleiul etanș este buna decizie problema, care este menținerea volumelor necesare de producție de petrol. Astfel, extragerea uleiului greu de recuperat este o măsură necesară.

Rezervele de petrol greu de recuperat sunt zăcăminte de petrol caracterizate prin condiții nefavorabile pentru producție. a acestei resurse, precum și proprietăți fizice nefavorabile. În plus, acest tip de zăcăminte de petrol le includ și pe cele situate în zona de raft, în câmpuri aflate într-un stadiu târziu de dezvoltare, precum și petrol cu ​​vâscozitate mare. Un exemplu bun pentru producția de ulei de înaltă vâscozitate este dezvoltarea câmpului Yamalo-german, care are caracteristici care contribuie la solidificarea petrolului nu numai la rece, ci și la temperaturi peste zero.

Absolut toate zăcămintele de petrol greu de recuperat sunt împărțite în două categorii:

1. Rezervoare caracterizate prin permeabilitate scăzută a formațiunilor. Acestea includ gresii dense, șisturi și formațiunea Bazhenov;
2. Ulei cu vâscozitate mare și greu - bitum natural, nisipuri petroliere.

Este demn de remarcat faptul că uleiul aparținând primului grup din acesta caracteristici de calitate destul de comparabil cu uleiul care este extras prin metoda tradițională.

Având în vedere dificultățile în timpul extragerii unui astfel de petrol, este de remarcat faptul că metodele convenționale de dezvoltare a unor astfel de câmpuri vor fi ineficiente. În acest sens, se folosesc tehnologii complet diferite care necesită costuri corespunzătoare. De câțiva ani, experții studiază zăcămintele de petrol greu de recuperat și au dezvoltat metode adecvate și, în același timp, relativ ieftine, pentru extracția acestuia.

Astfel, dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat prin metode tradiționale duce la faptul că inițial resursa din sondă este bună, dar se epuizează rapid. Acest lucru se datorează faptului că producția de petrol în acest caz se realizează dintr-o zonă mică, care este aproape adiacentă secțiunii perforate a sondei. În acest sens, forarea puțurilor verticale convenționale nu dă rezultatul necesar. În acest caz, ar trebui folosite metode pentru a crește productivitatea puțului. De regulă, acestea vizează creșterea zonei de contact cu formațiunea, care are o saturație ridicată cu ulei. Acest efect poate fi obținut prin forarea puțurilor cu o secțiune orizontală mare, precum și prin utilizarea metodei de fracturare hidraulică în mai multe locuri în același timp. Această metodă este adesea folosită și în producția de ulei de șist. Cu toate acestea, pentru producerea, de exemplu, de bitum natural sau ulei ultra-vâscos, această metodă va fi ineficientă.

Alegerea metodelor de extragere a unor astfel de materii prime se bazează pe un parametru precum adâncimea de apariție a rocilor saturate cu petrol. Dacă depozitele sunt situate la relativ adâncime mică, până la câteva zeci de metri, apoi este folosit metoda deschisa producție În caz contrar, dacă adâncimea este suficient de mare, uleiul greu de recuperat este mai întâi încălzit cu abur sub pământ, ceea ce îl face mai lichid și scos la suprafață. Producția de abur, care este pompat în puț, se realizează într-o cameră specială pentru cazane. Este demn de remarcat faptul că apar dificultăți la utilizare aceasta metodaîn cazul în care adâncimea uleiului greu de recuperat este foarte mare. Acest lucru se datorează faptului că pe drumul către ulei, aburul își pierde temperatura, astfel încât uleiul nu se încălzește așa cum este necesar, motiv pentru care vâscozitatea acestuia nu se modifică după cum este necesar. Prin urmare, există o metodă de stimulare a aburului-gaz, care nu implică alimentarea cu abur în formațiune, ci obținerea acestuia direct la adâncimea necesară. Pentru a face acest lucru, un generator de abur este instalat direct pe fața minei. Reactivi speciali sunt furnizați generatorului de abur, a cărui interacțiune generează căldură, care contribuie la formarea de azot, dioxid de carbon și apă. Când dioxidul de carbon se dizolvă în ulei, devine și mai puțin vâscos.

Astfel, este de remarcat faptul că uleiul etanș este o resursă importantă, a cărei extracție va ajuta la menținerea producției de volume necesare de petrol. Cu toate acestea, pentru a-l extrage, ar trebui folosite metode fundamental diferite, semnificativ diferite de extracția petrolului din zăcămintele tradiționale. Aceasta, la rândul său, implică cheltuieli financiare suplimentare. În acest sens, costul final al petrolului extras greu de recuperat va fi de aproximativ 20 USD pe 1 baril, în timp ce costul unui baril de petrol tradițional este de 3-7 USD. Specialistul continuă să lucreze la noi tehnologii care vor permite extragerea petrolului greu de recuperat la costuri minime.

Recent, întrebările despre dezvoltarea de noi câmpuri petroliere au devenit din ce în ce mai puternice. Acest lucru este firesc, deoarece umanitatea a folosit deja cea mai mare parte din această resursă fosilă. Pentru Rusia, problemele legate de petrol sunt de multe ori mai acute decât pentru multe alte țări, deoarece capacitatea sectorului rus de rafinare a petrolului este a treia în lume. Doar americanii și chinezii sunt înainte.

Menținerea volumelor de producție este foarte importantă pentru menținerea puterii ruse și a influenței țării noastre pe scena mondială. Dar, conform previziunilor analiștilor, în viitorul apropiat liderul în creșterea producției de „aur negru” nu va fi Rusia, ci Canada, Brazilia și Statele Unite. Producția acestei resurse în țara noastră este în scădere din 2008. Și în 2010, Departamentul de Energie a spus că fără schimbări fundamentale în politicile de producție și rafinare a petrolului, indicatorii ar putea scădea de la 10,1 milioane de barili pe zi în 2010 la 7,7 milioane de barili pe zi în 2020. Înseamnă toate acestea că Rusia rămâne fără petrol? Nu. Rezervele țării sunt uriașe, dar majoritatea aparține deja categoriei „dificil de extras”. Rusia, potrivit experților, are toate șansele să devină lider mondial în producția de petrol „neconvențional”. Ministerul Energiei a calculat că rezervele sale în țară sunt de aproximativ 5-6 miliarde de tone, adică 50-60% din total. Cantitatea de ulei de șist este de multe ori mai mare decât cea disponibilă în Statele Unite. Este un petrol „neconvențional” care va menține volumele de producție declarate ale țării și va ajuta la menținerea poziției sale de lider în acest domeniu.

În primul rând, să încercăm să definim ce se înțelege prin rezerve „greu de recuperat”. Acestea sunt câmpuri sau obiecte de dezvoltare care se caracterizează prin condiții geologice nefavorabile producției de petrol și/sau a acestuia proprietăți fizice. „Dificil de recuperat” pot fi considerate rezerve în zona de raft, petrol rămas în câmpurile aflate într-un stadiu târziu de dezvoltare, precum și petrol cu ​​vâscozitate ridicată. Un exemplu al acestuia din urmă este câmpul districtului Yamalo-Nenets. Aici uleiul îngheață nu numai la frig, ci chiar și la temperaturi normale. Necesită tehnologii speciale pentru prelucrare: nu poate fi pompat prin conducte, ci trebuie transportat în cuburi tăiate. Cu siguranță se poate extrage astfel de rezerve, dar este important să se obțină beneficii economice.

Extracția uleiului „neconvențional” necesită mari costuri materiale, forța de muncă, utilizarea de noi tehnologii costisitoare, reactivi și materiale rare. Experții estimează că prețul petrolului „dificil” ar putea fi de 20 de dolari pe baril, în timp ce petrolul din zăcăminte convenționale costă de la 3 la 7 dolari. O altă dificultate la extragerea rezervelor „neconvenționale” în timpul proiectării și dezvoltării câmpurilor este precizia extremă necesară a calculelor. Nu este întotdeauna posibil ca oamenii de știință să determine o abordare pentru rezultatul eficient al activității în astfel de domenii. Destul de recent, două puțuri au fost forate într-unul dintre locurile cu petrol „dificil”. Unul dintre ei a început să producă volumul așteptat, dar al doilea nu a făcut-o, iar motivul pentru aceasta este încă neclar. Toate problemele asociate cu producția de petrol „neconvențional” sunt destul de globale, iar rezolvarea lor este imposibilă fără sprijinul deplin al statului.

Evenimentele din ultimul deceniu din Statele Unite, care mai târziu au fost numite „revoluția șisturilor”, au convins întreaga lume că este încă posibil să se extragă profitabil petrol „neconvențional”. Forajele direcționale orizontale și fracturarea hidraulică (rocile de șist sunt fracturate prin forțarea unui amestec de apă, nisip și substanțe chimice în subteran) au descoperit rezerve mari de gaz și petrol care au fost considerate „dificile”. Extracția acestor minerale a crescut dramatic. Doar într-unul dintre câmpuri, din 2008 până în 2012 a crescut de la 100 de barili pe zi la 1 milion. În timp ce producția în Statele Unite a crescut rapid, în Rusia a rămas la același nivel. Deși, în 1987, URSS ocupa primul loc în industria de rafinare a petrolului. Produceam 11,4 barili pe zi.

În 1996, după despărțire Uniunea Sovietică s-a înregistrat un minim istoric - 6 milioane de barili. În condițiile confuziei din anii 90, mare rus companiile petroliere nu a existat nici un stimulent pentru a dezvolta noi depozite. Drept urmare, cele care au fost descoperite la începutul anilor 1970 sunt încă folosite astăzi. Drept urmare, mulți experți consideră că sectorul petrolier al Rusiei funcționează la capacitate maximă. Costurile de producție sunt în creștere, dar volumele de producție din câmpurile „mature” moștenite de la URSS rămân la același nivel.

Acesta este un alt motiv bun pentru necesitatea de a dezvolta resurse noi, „greu de extras”. Apropo, geologii sovietici au descoperit multe zăcăminte „dificile” încă din anii 1960, lăsându-le spre dezvoltare de către generațiile viitoare. Acestea sunt rezervele formațiunilor Bazhenov, Abalak și Frolov din Siberia de Vest, acestea sunt locuri din Mările Kara și Barents, acestea sunt multe zone din Sahalin. Formația Bazhenov este cea mai mare formațiune de șist din lume. Potrivit estimărilor experților, rezervele sale pot ajunge până la 120 de miliarde de tone de petrol recuperabil. Și aceasta este de 5 ori mai mult decât rezervele din câmpul Bakken din Statele Unite. Acesta a devenit forța motrice din spatele americanului revoluția șisturilor. În plus, uleiul din formațiunea Bazhenov este considerat a fi de înaltă calitate; 60% din produsele petroliere ușoare pot fi făcute din acesta.

Gazprom Neft, LUKOIL, Rosneft și Surgutneftegaz lucrează deja în domenii „dificile”. Nu putem pur și simplu să adoptăm experiența americană în extragerea uleiului „greu de extras”, deoarece atât condițiile, cât și uleiul în sine sunt semnificativ diferite de petrolul nord-american. Al nostru este mult mai „greu” și necesită o cheltuială mai mare de energie în timpul extracției. Depozitele sale sunt situate în locuri mult mai îndepărtate decât altele similare din America. Dar Rusia nu se poate descurca fără utilizarea experienței străine în acest domeniu. În 2012, Rosneft a convenit cu americanul Exxon Mobil să coopereze la dezvoltarea formațiunilor Bazhenovskaya și Achimovskaya. Gazprom Neft lucrează cu Royal Dutch Shell anglo-olandez în formația Bazhenov .

Rusia are toate șansele să devină principala țară din lume în producția de petrol „greu de recuperat”, iar guvernul înțelege foarte bine acest lucru. „Strategia energetică a Rusiei până în 2030” prevede ca 40 de milioane de tone din volumul total anual de 500-530 de milioane să fie extrase din zăcăminte „dificile”. Dar pe lângă investițiile materiale mari și dezvoltarea de noi tehnologii, acest domeniu necesită și liberalizarea fiscalității. Fără ele, va fi pur și simplu neprofitabil pentru companiile petroliere să dezvolte zăcăminte „neconvenționale”. Pierderile în acest caz nu sunt proporționale cu veniturile.

Relevant modificări fiscale acceptat la 26 iulie 2013. Președintele Vladimir Putin a semnat o lege privind diferențierea taxei de extracție a mineralelor. Se stabilește procedura de determinare și aplicare a coeficientului la cota taxei de extracție minerală - de la 0 la 0,8, precum și coeficientul care determină gradul de epuizare a unui anumit zăcământ de hidrocarburi. Coeficientul va fi zero pentru producția din câmpurile Bazhenov, Abalak, Khadum și Domanikov.

Norma va fi valabilă pentru 180 de perioade fiscale. Vorbind mai mult într-un limbaj simplu, companiile care extrag petrol „strâns” nu vor plăti impozit timp de 15 ani. La extragerea uleiului din depozite cu o grosime efectivă a rezervorului saturat cu ulei de cel mult 10 metri, se plănuiește utilizarea unui coeficient de 0,2; cu o grosime de formare mai mare de 10 metri – 0,4. Pentru depozitele apartamentului Tyumen, este stabilit un coeficient de 0,8. În alte cazuri, coeficientul impozitului pe extracția mineralelor va fi egal cu 1.

Invenția se referă la domeniul producției de petrol și gaze și își va găsi aplicație în producerea de rezerve de petrol greu de recuperat, în principal pentru rezervoarele de carbonat de formațiuni stratificate eterogen saturate. Oferă o eficiență sporită a metodei datorită impactului asupra formării prin tamponare, ținând cont de condițiile din puț. Esența invenției: metoda presupune instalarea unui catarg pentru tamponare înainte de a începe lucrul în fiecare puț pe flanșa stâlpului său folosind o îmbinare cu șuruburi, alegând înălțimea acestuia de cel puțin 3-4 metri. După finalizarea lucrărilor în fiecare sondă din cele programate pentru tamponare, în funcție de rezultatele obținute, acestea sunt grupate secvenţial. Sondele în care s-a obținut o creștere a ratei de producție sau refacerea acesteia sunt operate în același mod, adică. mecanizat folosind o pompă cu puț adânc. Puțurile în care se obține un debit mare numai prin tamponare comparativ cu metoda de extracție mecanizată sunt operate în modul tamponare. Puțurile în care nu s-au obținut rezultate pozitive în creșterea debitului sunt operate cu ajutorul unui tampon prin cicluri alternative de acumulare a producției și pomparea acesteia din puț. 1 salariu f-ly, 2 ill.

Invenția se referă la domeniul producției de petrol și gaze și își va găsi aplicație în producerea de rezerve de petrol greu de recuperat, în principal pentru rezervoarele de carbonat de formațiuni stratificate eterogen saturate.

Există o binecunoscută „Metodă de funcționare periodică a unui puț cu randament scăzut cu o unitate de pompare a puțurilor adânci”, care constă în cicluri alternante de acumulare a fluidului și pomparea acestuia, echipată cu un bazin. În acest caz, se determină mai întâi presiunea minimă admisă în fundul găurii și presiunea corespunzătoare a tubului, ținând cont de mărimea depresiunii pe formațiune, corespunzătoare productivității maxime admise a sondei și condiției de conservare a formațiunii. În timpul proceselor de acumulare și pompare a fluidului din puț, se controlează valoarea presiunii tubului. Atunci când valoarea acestuia crește în timpul procesului de acumulare și scade în timpul procesului de pompare, gazul este respectiv eliberat din spațiul inelar sau gazul este pompat în acest spațiu pentru a menține presiunea inelară la un anumit nivel și a restabili în ambele cazuri valoarea selectată, depresia de lucru asupra formațiunii.

Metoda pentru anumite puțuri cu ulei cu vâscozitate scăzută poate juca un rol pozitiv și poate crește producția.

Cu toate acestea, utilizarea sa este limitată de faptul că nu ține cont de vâscozitatea uleiului din rezervor. După cum se știe, câmpurile petroliere cu rezerve de petrol greu de recuperat se caracterizează printr-un conținut ridicat de substanțe asfalt-rășină, precum și parafină. Acestea nu numai că înfundă filtrul puțului, ci și pompa de fund, ceea ce necesită tratamente frecvente cu metode termochimice, ceea ce este asociat cu operațiuni suplimentare de ridicare pentru îndepărtarea pompei.

În plus, pentru a implementa metoda, este necesar să se instaleze o conductă de gaz, care este, de asemenea, neprofitabilă din punct de vedere economic - crește costul producției de petrol.

Este cunoscut un dispozitiv de producere a uleiului, descrierea brevetului conține o descriere a metodei de producere a uleiului prin influențarea formării productive prin tamponare folosind o instalație care include o antrenare cu tambur de cablu, cu ajutorul căreia un piston ( tampon ) cu capacitatea de a trece fluidul de puț prin el însuși și de a-l ridica la suprafață și de a-l scurge într-un punct de colectare în timpul mișcării sale alternative.

Metoda implică utilizarea unei pompe cu piston de tip tampon în locul pompelor tradiționale cu puțuri adânci care funcționează pe tije sau pe un cablu geofizic al unei pompe centrifuge.

Metoda cunoscută este mai apropiată în esență tehnică de cea propusă și poate fi adoptată ca prototip.

Dezavantajul acestei metode cunoscute este că transformarea tuturor puțurilor numeroase în producția de petrol prin tamponare nu este fezabilă din punct de vedere economic fără a lua în considerare starea geologică și tehnică a sondei și rezervele sale de petrol greu de recuperat. Acest lucru se explică prin faptul că demontarea echipamentelor de suprafață, ridicarea echipamentelor subterane dintr-un puț și instalarea unei instalații de tamponare - toate aceste operațiuni necesită mult timp și muncă. În plus, timpul de oprire pe termen lung al sondei reduce rata producției de petrol, deteriorează capacitățile de producție ale sondei din cauza proceselor ireversibile care au loc în zona găurii de fund a formațiunii în ceea ce privește deteriorarea proprietăților rezervorului formațiunii, iar restaurarea lui este asociată și cu mari cheltuieli de timp, resurse materiale și forță de muncă, atragerea de mijloace tehnice.

Obiectivul prezentei invenţii este de a elimina dezavantajele menţionate mai sus ale prototipului.

Problema este rezolvată prin metoda descrisă, inclusiv impactul asupra formării productive prin tamponare în scopul creșterii producției de petrol sau restabilirii debitului sondelor cu randament scăzut.

Ceea ce este nou este că înainte de a începe lucrul în fiecare puț, catargul instalației de tamponare este montat pe flanșa coloanei puțului folosind o racordare cu șuruburi, alegând înălțimea acesteia de cel puțin 3-4 metri, iar după finalizarea lucrărilor în fiecare puț. bine dintre cele planificate pentru tamponare, în funcție de rezultatele obținute, acestea se grupează secvențial: în puțuri în care s-a obținut o creștere a debitului sau refacerea acestuia - se operează în același mod, adică. metoda mecanizata folosind o pompa de adancime si pentru sondele in care s-a obtinut un debit mare numai cu tamponare in comparatie cu metoda de extractie mecanizata, acestea continua sa fie operate in regim de tamponare, iar in acele sonde in care nu s-au obtinut rezultate pozitive in crescând debitul, acestea sunt acționate cu ajutorul unui tampon prin alternarea ciclurilor de acumulare a produselor și pomparea acestora din puț.

O altă diferență este că înainte de a coborî în puț, tampoanele sunt echipate cu supape de reținere care funcționează pentru a se închide din partea capului sondei.

Desenele prezentate explică esența invenției, unde este prezentată figura 1 forma generala instalații pentru extracția rezervelor de petrol greu recuperabile prin metoda propusă în funcțiune, în secțiune parțială; Figura 2 este o secțiune transversală de-a lungul A-A din Figura 1.

Instalația de implementare a metodei propuse conține un catarg din structuri tubulare sudate, la stâlpii 1 ale căror baze 2 și 3 sunt prinse rigid, cele superioare și respectiv inferioare, realizate sub forma unui disc cu orificiu central pentru frânghia 4. Pe baza superioară 2 cu ajutorul urechilor 5 este instalată rola de ghidare superioară 6. Baza inferioară 3 cu rola de ghidare inferioară 7 este fixată de flanșa stâlpului 8 cu ajutorul unei îmbinări cu șuruburi. Rola inferioară cu obraji 9 este conectată la suportul 11 ​​al bazei inferioare cu ajutorul unui șurub 10 și poate fi rotită în direcția verticală. Suportul este conectat cu un șurub 12 la o placă 13, care este conectată la baza inferioară 3 a catargului cu posibilitatea de rotație orizontală folosind șuruburile 14 și 15 și bucșe distanțiere 16. Astfel, rola inferioară este instalată cu posibilitatea de orientare față de tamburul cu funia 4 a troliului, care include și o cutie de viteze și un motor electric (troliul nu este prezentat). Stabilitatea sigură a catargului este asigurată de legăturile 17.

Metoda este efectuată în următoarea secvență.

În primul rând, se determină numărul de puțuri dintr-un anumit câmp de petrol care urmează să fie tamponate. Pot exista zeci, sute sau mai multe astfel de puțuri care așteaptă stimularea, inclusiv cele care au ajuns în producție, în funcție de dimensiunea mare sau mică a unui anumit câmp petrolier.

Înainte de a începe lucrul în puț, se montează un catarg cu o înălțime de cel puțin 3-4 m, instalația de tamponare descrisă mai sus, cu ajutorul unei îmbinări cu șuruburi pe flanșa stâlpului puțului (vezi fig. 1), iar fundul tamponul este echipat cu o supapă de reținere care funcționează pentru a se închide din partea capului sondei. Troliul de instalare este echipat cu o unitate de control cu ​​program în două cicluri și setare pt modul optim funcționare (unitatea de control nu este prezentată). Apoi frânghia 4 este trecută prin rolele de ghidare inferioare și superioare 6 și 7 și capătul său este fixat de un tampon cu o sarcină (tamponul nu este prezentat). Apoi tamburul este eliberat din frână și începe să se rotească, desfășurând frânghia și coborând astfel tamponul în șirul de tuburi 18 sub propria greutate. Dacă este necesar, pentru a accelera coborârea, tamponul este echipat cu o încărcătură. Când tamponul atinge nivelul static al fluidului de sondă, supapa acestuia se deschide și fluidul începe să curgă în cavitatea șirului de tuburi. Pe măsură ce tamponul se deplasează la adâncimea necesară conform unui program dat, lichidul prezent în puț umple cavitatea șirului de tuburi. Apoi, conform programului unității de control, motorul electric al troliului pornește, cutia de viteze a troliului începe să rotească tamburul în direcția opusă - tamponul este ridicat. Când tamponul se mișcă în sus, supapa se închide sub greutatea lichidului și lichidul situat deasupra tamponului curge prin conducta de curgere 19 a fitingurilor capului sondei în linia sau containerul de transport de lichid. După ce tamponul ajunge la punctul superior de ridicare, programul unității de control oprește motorul electric. Tamponul, sub propria greutate și sarcină, începe din nou să se miște în jos, iar ciclul se repetă prin stimularea formării puțului, a cărei durată durează uneori până la o lună sau mai mult.

Întrucât lucrările sunt finalizate într-o singură sondă, lucrările de tamponare se pot desfășura în paralel și în mai multe puțuri; în funcție de rezultatele obținute, acestea sunt grupate succesiv: în puțuri în care s-a obținut o creștere a debitului sau s-a realizat refacerea acestuia, acestea sunt transferate în funcționare în modul anterior, adică metoda mecanizată cu ajutorul pompelor de adâncime, iar pentru puțurile în care s-a obținut un debit mare numai cu tamponare în comparație cu metoda de extracție mecanizată - acestea continuă să funcționeze în regim de tamponare și în acele puțuri în care rezultă pozitive în nu s-a obținut creșterea debitului, acestea sunt operate cu ajutorul unui tampon prin alternarea ciclurilor de acumulare a producției și de pompare a acesteia din puț.

După finalizarea lucrărilor în toate puțurile planificate ale unui anumit câmp de petrol, acestea trec apoi la altele sau se desfășoară lucrări similare în paralel.

Avantajul tehnic și economic al invenției este următorul.

Utilizarea invenției în câmpurile petroliere asigură optimizarea dezvoltării rezervoarelor de petrol, reducerea timpului și a materialelor prin alte tipuri costisitoare de procesare a formării pentru stimularea acestora, precum și reducerea costurilor cu forța de muncă.

Surse de informare

1. Pat. RF Nr. 2193648, 7 E 21 V 43/00, BI Nr. 33, 2002

2. Pat. RF Nr. 2172391, 7 E 21 V 43/00, BI Nr. 23, 2001 (prototip).

1. Metodă de extragere a rezervelor de petrol greu recuperabile prin influențarea formării productive prin tamponare în vederea creșterii producției de petrol sau restabilirii debitului sondelor cu randament redus, caracterizată prin aceea că, înainte de începerea lucrărilor în fiecare sondă, catargul de instalația de tamponare se montează pe flanșa stâlpului puțului cu ajutorul unei îmbinări cu șuruburi, selectându-i înălțimea de minim 3-4 m, iar după finalizarea lucrărilor în fiecare puț dintre cele programate pentru tamponare, în funcție de rezultatele obținute, acestea sunt grupate secvenţial: în puţuri în care s-a obţinut o creştere a debitului sau refacerea acestuia, se operează în acelaşi mod, cele. metoda mecanizata, folosind o pompa de adancime, iar pentru sondele in care s-a obtinut un debit mare doar cu tamponare in comparatie cu metoda de extractie mecanizata, acestea continua sa functioneze in regim de tamponare, iar sondele in care nu s-au obtinut rezultate pozitive in creșterea debitului, operată cu ajutorul unui tampon prin alternarea ciclurilor de acumulare a produselor și pomparea acestora din puț.

2. Procedeu conform revendicării 1, caracterizat prin aceea că înainte ca tampoanele să fie coborâte în puţ, acestea sunt echipate cu supape de reţinere care acţionează pentru a se închide din partea capului sondei.

Brevete similare:

Invenţia se referă la gaz şi puțuri de petrol si este destinat in principal utilizarii in faza de functionare a sondelor mentionate pentru cresterea afluxului de fluid din formatia productiva.