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Produzione e trasporto del gas naturale I gas naturali vengono estratti dai pozzi dei giacimenti di gas puro, nonché dai giacimenti petroliferi insieme ai giacimenti di condensato di petrolio e gas e si accumulano nelle rocce porose (sabbie, calcari, ecc.). Le rocce che possono contenere e rilasciare gas sono chiamate serbatoi di gas. Hanno una porosità di almeno il 35%. Gli strati di gas sono delimitati sopra e sotto da rocce a tenuta di gas e la barriera è l'acqua. La forma più semplice di deposito di gas è formata dalle pieghe anticlinali delle rocce. Il gas negli strati sotterranei è sottoposto a una pressione significativa. Quando viene aperto da un pozzo, è capace di scorrere (sgorgare) in superficie con enorme velocità.

Produzione di gas e petrolio Nella produzione di petrolio e gas, vengono spesso utilizzate la perforazione rotativa e con turbina rotativa, nonché la perforazione elettrica... Durante la perforazione rotativa, le attrezzature e gli strumenti per la lavorazione del fondo pozzo vengono assemblati e abbassati nel pozzo. punta da trapano, usata per distruggere la roccia; un massiccio tubo quadrato utilizzato per guidare la punta; punte da trapano con diametro di mm. Durante la perforazione, l'intero sistema riceve la rotazione dal rotore. Il morso distrugge la roccia sul fondo. La soluzione di argilla, pompata da potenti pompe di fango attraverso tubi di perforazione cavi, lava il fondo e trasporta la roccia perforata attraverso l'anello fino alla superficie

Diagramma schematico della soluzione di perforazione di pozzi rotanti 1 per pozzo; 2 soluzione di argilla; 3 pompe per fanghi; 4 rotore; 5 tubi flessibili per soluzione di argilla; b impianto di perforazione; blocco 7 rubinetti; 8 blocchi viaggianti; 9 girevoli; 10 tubi quadrati; 11 verricello; motore 12; 13 tubo antirotazione; 14 aste di perforazione; 15 punte da trapano

PREPARAZIONE DEL GAS PER IL TRASPORTO E L'UTILIZZO I gas naturali provenienti da giacimenti di gas puro contengono principalmente metano. Vengono essiccati, liberati da particelle solide e, se contengono idrogeno solforato, viene rimosso. I gas di petrolio associati e i gas provenienti dai giacimenti di condensa sono divisi in frazioni. Le frazioni costituite da idrocarburi pesanti vengono separate dagli idrocarburi leggeri. Asciugare, rimuovere i composti solforati e le particelle solide. Si ottiene un gas idrocarburico “secco”, contenente principalmente metano e una certa quantità di suoi omologhi.

Purificazione del gas dall'idrogeno solforato. La purificazione dell'idrogeno solforato con metodi a secco si basa sul passaggio del gas attraverso sostanze solide (calce spenta, ossido di ferro idrato, carbone attivo), che interagiscono chimicamente con i composti dello zolfo o li assorbono sulla loro superficie. I metodi di pulizia a umido si basano sul lavaggio di gas contenente idrogeno solforato con soluzioni di varie sostanze che interagiscono con esso. RA. I più comuni sono i metodi arsenico-alcalini ed etanolamina. I composti amminici che sono basi deboli interagiscono. i gas acidi formano composti instabili che si decompongono facilmente sotto l'influenza di temperature relativamente basse (60 ° C e oltre). L'assorbimento dell'idrogeno solforato viene effettuato ad una temperatura di °C e la rigenerazione della soluzione di assorbimento ad una temperatura di °C.

Purificazione del gas dall'idrogeno solforato con etanolamina. Il gas da depurare viene alimentato nella parte inferiore dell'assorbitore. Ad esso viene fornita una soluzione di etanolamina. Il gas purificato viene rimosso dalla parte superiore dell'assorbitore e una soluzione satura di idrogeno solforato dalla sua parte inferiore viene inviata attraverso lo scambiatore di calore 4 al rigeneratore 7. Nel rigeneratore, la soluzione satura viene riscaldata mediante una caldaia a vapore 8 alla temperatura °C alla quale bolle, e una miscela di idrogeno solforato e vapore acqueo. L'idrogeno solforato e il vapore acqueo vengono raffreddati ad una temperatura di °C nel refrigeratore d'acqua 5, da cui il condensato 6 viene restituito alla colonna e l'idrogeno solforato viene rimosso dalla sua parte superiore. La soluzione di assorbimento rigenerata all'uscita dal rigeneratore 7 entra nello scambiatore di calore 4, da cui la pompa 3 attraverso il frigorifero 2 ritorna nuovamente per assorbire l'idrogeno solforato nell'assorbitore. Il grado di purificazione del gas dall'idrogeno solforato utilizzando il metodo descritto raggiunge il 99% o più.

Essiccazione di gas infiammabili Quando si trasmette gas su lunghe distanze e quando lo si utilizza, una condizione necessaria per garantire il normale funzionamento dei gasdotti e delle strutture su di essi è l'assenza di vapore acqueo nel gas trasportato. Tra i numerosi metodi di essiccazione del gas, i metodi di assorbimento sono i più diffusi. La soluzione di glicole trietilenico e cloruro di calcio viene spesso utilizzata come assorbente. Le soluzioni di queste sostanze assorbono il vapore acqueo che fa parte del gas e quindi rilasciano l'umidità sotto forma di vapore in una colonna di evaporazione di un impianto speciale.

Schema schematico dell'essiccazione del gas utilizzando il metodo di assorbimento: 1 tubazione per la rimozione della soluzione; 2 gasdotti umidi; 3 assorbitore; 4 gasdotti a secco; 5 gasdotto di ritorno; 6 frigorifero; 7 conduttura della soluzione satura; 8 vasche di equalizzazione; 9 condutture; 10 riscaldatore; 11 scambiatore di calore; 12 colonne di evaporazione; 13 condotte per l'acqua di irrigazione; 14 caldaia; 15 linea vapore; 16 pompa

Tecnologia di essiccazione del gas Il gas entra nell'assorbitore 3 attraverso il gasdotto 2 e nella parte inferiore dello scrubber viene liberato dalle gocce d'acqua. L'essiccazione finale del gas avviene nella parte centrale del cappuccio del contattore 3, dall'alto della quale viene alimentata una soluzione di glicole etilenico verso il gas. Questa soluzione e il vapore acqueo assorbito vengono scaricati dalla porzione del cappuccio inferiore del contattore. Il gas essiccato, dopo aver superato la parte superiore dello scrubber, lascia l'assorbitore attraverso il gasdotto 4. Una soluzione satura di glicole etilenico attraverso la tubazione 7 entra nello scambiatore di calore 77 e nel riscaldatore 10, quindi nella colonna di evaporazione (desorbitore) 12 per la rigenerazione, nella quale l'acqua di riflusso viene fornita attraverso la tubazione 13. Se necessario, la soluzione dell'assorbitore 3 può essere rimossa dal ciclo attraverso la tubazione 7. La rigenerazione della soluzione viene effettuata riscaldandola in una caldaia 14. Il vapore acqueo viene rimosso attraverso una linea di vapore 15. La soluzione di assorbimento, liberata dall'acqua, passa attraverso uno scambiatore di calore 11 e viene fornita attraverso una tubazione 9 da una pompa 16 attraverso un frigorifero 6 e una tubazione 5 nell'assorbitore. Per reintegrare le perdite della soluzione di assorbimento, il sistema è dotato di un serbatoio di equalizzazione 8 con una soluzione di riserva di glicole etilenico. Il consumo di glicole dietilenico è di 0,14...0,16 kg per 1000 m³ di gas; l'essiccazione può essere effettuata sia a pressione atmosferica che a pressione elevata (fino a 15 MPa).

Odorizzazione dei gas. I gas idrocarburi sono incolori, inodori e insapori. Per riconoscere tempestivamente una fuga di gas, viene annusato artificialmente, ad es. sottoposto ad odorizzazione. Le sostanze utilizzate per l'odorizzazione artificiale del gas sono chiamate odoranti e i dispositivi in ​​cui avviene l'odorizzazione sono chiamati odorizzatori. L'odorizzante deve soddisfare una serie di requisiti: l'odore dell'odorizzante deve essere acuto e specifico, ad es. differire dagli odori dei locali residenziali e di altri locali; gli odori ed i prodotti della loro combustione devono essere fisiologicamente innocui e non devono intaccare gasdotti, apparecchi, strumenti e locali; l'odorizzante deve essere economico e non scarseggiare. I composti organici dello zolfo (mercaptani, solfuri e disolfuri) sono più ampiamente utilizzati come odoranti. Nel nostro paese viene utilizzato C2H5SH-etil mercaptano. Il contenuto di odorizzante nel gas deve essere tale da avvertire un forte odore di avvertimento quando la concentrazione di gas nell'aria ambiente non supera 1/5 del limite inferiore di esplosività di questo gas. Attualmente sono stati stabiliti i seguenti tassi medi di consumo annuo dell'odorizzante etil mercaptano, g, per 1000 m 3 di gas naturale: etil mercaptano 16;

Unità di odorizzazione a goccia Come contenitore di rifornimento. Viene utilizzato un tubo di acciaio, che viene periodicamente riempito di odorizzante attraverso il raccordo 2. Per determinare il livello di odorizzante nel contenitore e regolarne approssimativamente il flusso, viene utilizzato un contatore dell'acqua in vetro 3. Viene effettuata una regolazione più precisa del flusso di odorizzante utilizzando la valvola 4, osservando attraverso il vetro 5 e contando il numero di gocce. Se è necessario scaricare completamente l'odorizzante dal tubo 1, utilizzare il rubinetto 6. L'impianto è collegato. gasdotto sotterraneo con rubinetto 7. Di conseguenza, può essere facilmente spostato in un altro luogo. La regolazione manuale del rilascio dell'odorizzante impedisce la diffusione di impianti di odorizzazione a goccia di questo tipo

Funzionamento degli odorizzatori a bolle Il funzionamento degli odorizzatori a bolle si basa sul fatto che il flusso di gas prelevato dal gasdotto principale non passa sulla superficie dell'odorizzante nel serbatoio (come accade negli odorizzatori evaporativi), ma gorgoglia attraverso l'odorizzante, saturandosi di esso, e ritorna nuovamente al gasdotto principale. Tale impianto di gorgogliamento è dotato di una serie di valvole e di un diaframma che forniscono la regolazione del grado di odorizzazione

Schema schematico del sistema di trasporto del gas SK bene; Separatori settembre; Gasdotti di giacimento PG; Stazione di distribuzione del gas in campo PGRS; Gasdotto principale MG; Stazione di compressione intermedia PKS; Valvole di intercettazione lineari LZA; Stazione distribuzione gas GDS; Stoccaggio sotterraneo di gas PH; Consumatore intermedio in PP

Gasdotti principali La lunghezza dei gasdotti principali è misurata in migliaia di chilometri, pertanto, senza installazioni speciali per la compressione e l'aumento della pressione del gas, è possibile fornire quantità relativamente piccole di gas attraverso i gasdotti. Per aumentare la produttività dei gasdotti, su di essi vengono costruite stazioni di compressione ogni km, che aumentano la pressione a 5 MPa. Nei gasdotti già costruiti viene utilizzata una pressione di 5,5 MPa, in tutti i gasdotti posati negli ultimi 30 anni 10 MPa. Per aumentare la pressione del gas, nelle stazioni di compressione vengono installati compressori elettrici o a turbina a gas, che utilizzano il gas come vettore energetico. Per rendere possibili le riparazioni è necessario installare valvole di intercettazione lineari ad una distanza di almeno 25 km l'una dall'altra. I principali gasdotti davanti alle aree popolate terminano nelle stazioni di distribuzione del gas (GDS), dopo di che iniziano le reti del gas delle città.

STOCCAGGIO SOTTERRANEO DEL GAS Per coprire le irregolarità stagionali del consumo di gas, vengono utilizzati impianti di stoccaggio sotterraneo, che vengono utilizzati come giacimenti di gas e petrolio esauriti. Gli impianti di stoccaggio sono costruiti in falde acquifere sotterranee di rocce porose. Un buon serbatoio è una formazione che ha una porosità di almeno il 15%. Per evitare perdite di gas, il collettore selezionato deve essere sigillato. La densità e la resistenza della lamiera di copertura sono della massima importanza. Un tetto costituito da argille plastiche dense o calcari e dolomiti resistenti senza fessure con uno spessore di m garantisce una corretta tenuta, prevenendo perdite di gas. Per facilitare l'iniezione e il recupero del gas, il serbatoio di stoccaggio deve avere una permeabilità sufficiente. La capacità operativa dell'impianto di stoccaggio del gas è determinata dai limiti superiore e inferiore della pressione consentita. La pressione massima consentita in un impianto di stoccaggio sotterraneo del gas dipende dalla profondità della formazione, dalla densità e dalla resistenza del tetto e delle rocce sopra l'impianto di stoccaggio, dalle caratteristiche geologiche della formazione e dalle caratteristiche delle attrezzature dell'impianto di stoccaggio del gas. Per creare depositi sotterranei di gas negli strati dei sistemi a pressione dell'acqua, vengono utilizzate cupole o anticlinali, ad es. pieghe che hanno strati inferiori in tutte le direzioni dall'arco. Gli strati devono essere sigillati. Il gas viene pompato nella parte centrale della cupola, sposta l'acqua in pozzi di scarico appositamente forati, che sono posizionati sotto forma di una batteria ad anello.

Produzione di olio

La produzione di petrolio è un ramo dell'economia impegnato nell'estrazione di minerali naturali: il petrolio. La produzione di petrolio è un processo produttivo complesso che comprende l'esplorazione geologica, la perforazione e la riparazione di pozzi, la purificazione del petrolio estratto dall'acqua, zolfo, paraffina e molto altro.

La Russia ha una delle maggiori risorse potenziali di carburante ed energia al mondo. Circa il 13% delle riserve accertate di petrolio mondiali sono concentrate sul 13% del territorio terrestre, in un paese dove vive meno del 3% della popolazione mondiale. Poiché la Russia è ricca di riserve petrolifere, esistono alcuni meccanismi per la produzione, la raffinazione e il trasporto del petrolio.

Metodi di produzione dell'olio: fontana (il fluido viene rilasciato a causa della differenza di pressione). installazione gas lift di una elettropompa centrifuga (ECP). EVN installazione di una elettropompa a vite (ESVN) SRP (pompe a stelo). altro.

Metodo fluente di produzione di petrolio: la produzione fluente di pozzi, come notato sopra, è uno dei metodi più efficaci di produzione di petrolio, soprattutto nelle nuove aree.

Vantaggi della produzione di petrolio fluente: - semplicità dell'attrezzatura del pozzo; -mancato apporto energetico al pozzo dalla superficie; - la capacità di regolare la modalità operativa del pozzo entro un ampio intervallo; -convenienza di eseguire studi sui pozzi e sui giacimenti utilizzando quasi tutti i metodi moderni; -possibilità di controllo remoto del pozzo; - durata significativa del periodo di revisione del pozzo (MRP), ecc. Schema di un gorgogliatore di petrolio: 1 - packer (paraolio); 2 - accessori per fontane; 3 - conduttura per il deflusso del petrolio allo stoccaggio; 4 - involucro superficiale (conduttore); 5 - cemento; 6 - involucro intermedio (tecnico); 7 - involucro di produzione; 8 - stringa pompa-compressore; 9 - fluido estraibile.

Produzione di olio di sollevamento a gas: Con il metodo di funzionamento del sollevamento a gas, l'energia mancante viene fornita dalla superficie sotto forma di energia di gas compresso attraverso un canale speciale. L'ascensore di gas è diviso in due tipi: compressore e non compressore. Con il gas lift del compressore, i compressori vengono utilizzati per comprimere il gas associato, mentre con il gas lift senza compressore viene utilizzato il gas proveniente da un giacimento di gas sotto pressione o da altre fonti.

Vantaggi della produzione di petrolio per ascensori a gas: semplicità dell'attrezzatura del pozzo e facilità di manutenzione; -funzionamento efficiente di pozzi con grandi deviazioni del pozzo; -funzionamento di pozzi in formazioni ad alta temperatura e con un elevato fattore di gas senza complicazioni; - la capacità di svolgere l'intera gamma di lavori di ricerca per monitorare il funzionamento del pozzo e lo sviluppo del giacimento; -completa automazione e telemeccanizzazione dei processi di produzione petrolifera; -lunghi periodi tra una riparazione e l'altra di buon funzionamento in un contesto di elevata affidabilità dell'apparecchiatura e dell'intero sistema nel suo insieme; - la possibilità di sfruttare contemporaneamente e separatamente due o più strati con un controllo affidabile del processo; - facilità nel contrastare la deposizione di paraffina, sali e processi di corrosione; - semplicità del lavoro sulla manutenzione sotterranea di un pozzo, ripristinando la funzionalità delle attrezzature sotterranee per il sollevamento della produzione di pozzi. La natura della produzione di petrolio con ascensore a gas: schema di sollevamento a gas

L'ESP (pompa centrifuga elettrica) è l'apparato più utilizzato per la produzione meccanizzata di petrolio in Russia. ESP - pompa centrifuga sommergibile. La necessità di far funzionare un ESP in un pozzo impone restrizioni sul diametro della pompa. La maggior parte delle pompe centrifughe utilizzate per la produzione di petrolio non supera i 103 mm (dimensione della pompa 5A). Allo stesso tempo, la lunghezza del gruppo ESP può raggiungere i 50 m I parametri principali che determinano le caratteristiche operative della pompa sono: portata nominale o produttività (m3/giorno) pressione sviluppata alla portata nominale (m) pompa velocità di rotazione (rpm)

Le pompe ad asta profonda (pozzo) (DSP) sono il tipo più comune di pompe progettate per il sollevamento di liquidi dai pozzi petroliferi. Caratteristiche costruttive Le pompe sono costituite da un solido cilindro fisso con prolunghe, un pistone mobile, valvole di scarico e aspirazione e un blocco. Le prolunghe si avvitano al cilindro, una per lato. La presenza di estensioni consente di estrarre lo stantuffo dal cilindro durante il funzionamento della pompa, evitando così depositi sulla superficie interna del cilindro, eliminando l'inceppamento dello stantuffo e creando condizioni favorevoli durante le riparazioni. Le parti attive della pompa sono realizzate in acciai e leghe altolegati, il che garantisce un funzionamento senza problemi a lungo termine delle pompe. La tenuta dell'accoppiamento delle pompe, dei collegamenti filettati e la completa intercambiabilità di tutte le parti della pompa sono garantite dall'elevata precisione della loro produzione. In termini di dimensioni di collegamento e filettature, tutte le pompe sono modificate per le apparecchiature domestiche di fondo pozzo.

Secondo gli analisti dell'Amoco, gli stati del Golfo Persico contengono i due terzi delle riserve mondiali di petrolio. Nel 2001 gli stati del Golfo Persico fornivano il 22,8% di tutte le importazioni di petrolio agli Stati Uniti. In Iraq sono stati esplorati giacimenti petroliferi contenenti 112,5 miliardi di barili di petrolio. Secondo la BP Statistical Review of World Energy, l’Iraq ha le seconde riserve di petrolio più grandi al mondo, seconda solo all’Arabia Saudita (261,8 miliardi di barili). Le riserve del Kuwait sono stimate a 98,6 miliardi di barili, l'Iran - 89,7, la Russia - 48,6. Allo stesso tempo, il costo del petrolio iracheno e saudita è il più basso del mondo.

Lo sviluppo dei giacimenti minerari è un sistema di misure organizzative e tecniche per l'estrazione di minerali dal sottosuolo. Il sistema di sviluppo dei giacimenti e dei giacimenti petroliferi è inteso come una forma di organizzazione del movimento del petrolio a strati verso i pozzi di produzione. Il sistema di sviluppo del giacimento petrolifero è determinato da: - la procedura per mettere in sviluppo le strutture operative di un giacimento multistrato; - griglie di posizionamento corretto nei siti, ritmo e ordine della loro messa in servizio; - modi per regolare l'equilibrio e l'uso dell'energia del serbatoio.

Griglia di posizionamento dei pozzi La griglia dei pozzi è la natura della disposizione relativa dei pozzi di produzione e di iniezione in un impianto operativo, indicando le distanze tra loro (densità della griglia). I pozzi si trovano su una griglia uniforme e su una griglia irregolare (principalmente in file). Le maglie hanno forma quadrata, triangolare e poligonale. La densità della struttura dei pozzi si riferisce al rapporto tra la superficie petrolifera e il numero di pozzi in produzione. La densità della maglia viene determinata tenendo conto delle condizioni specifiche. Dalla fine degli anni '50 i campi sono stati sfruttati con una densità di griglia di (30÷60)・104 m2/pozzo.

Fasi di sviluppo del campo Una fase è un periodo del processo di sviluppo, caratterizzato da un certo cambiamento naturale negli indicatori tecnologici, tecnici ed economici. Dinamica tipica del tasso di produzione di petrolio Tdn, liquido Tj e taglio dell'acqua dei prodotti n in modalità pressione dell'acqua, evidenziando le fasi di sviluppo

La prima fase è lo sviluppo di una struttura operativa con un aumento intensivo della produzione di petrolio fino al livello massimo specificato (l'aumento è di circa 1¸ 2% annuo delle riserve di bilancio); rapido aumento dello stock di pozzi esistenti a 0,6¸0,8 dal massimo; una forte diminuzione della pressione del serbatoio; basso taglio dell'acqua dei prodotti n in (il taglio dell'acqua dei prodotti raggiunge il 3¸4% con una viscosità dell'olio non superiore a 5 m. Pa ・s e il 35% con viscosità aumentata); raggiunto l’attuale fattore di recupero dell’olio Kn (circa 10%). La durata della fase dipende dal valore industriale del giacimento ed è di 4 ¸ 5 anni; per fine fase si intende il punto di brusco flesso della curva di produzione petrolifera Tdn (rapporto tra la produzione media annua di petrolio alle sue riserve di bilancio).

La seconda fase consiste nel mantenere un livello elevato di produzione di petrolio con un livello elevato di produzione di petrolio più o meno stabile (il tasso massimo di produzione di petrolio è compreso tra 3 ¸ 17%) per 3 ¸ 7 anni o più per i campi con oli a bassa viscosità e 1¸2 anni per campi con oli ad alta viscosità. un aumento del numero di pozzi, di norma, al massimo a causa del fondo di riserva; un aumento del taglio dell'acqua del prodotto nв (l'aumento annuo del taglio dell'acqua è del 2¸ 3% con olio a bassa viscosità e del 7% o più con viscosità alta; alla fine della fase il taglio dell'acqua varia da diversi al 65% ); chiudere un piccolo numero di pozzi a causa dell'irrigazione e trasferirne molti alla produzione meccanizzata di petrolio; l'attuale fattore di recupero del petrolio Kn, pari al 30¸50% al termine della fase.

La terza fase è una diminuzione significativa della produzione di petrolio mediante una diminuzione della produzione di petrolio (in media del 10-20% all'anno per gli oli a bassa viscosità e del 3-10% per gli oli ad alta viscosità); tasso di ritiro del petrolio al termine della fase 1¸ 2,5%; una diminuzione delle scorte di pozzi a causa della fermata per irrigazione della produzione e il trasferimento della quasi totalità delle scorte di pozzi al metodo di produzione meccanizzata; progressivo taglio dell'acqua dei prodotti fino all'80-85% con un aumento medio del taglio dell'acqua del 7-8% annuo e con maggiore intensità per i giacimenti con oli ad alta viscosità; aumentare gli attuali fattori di recupero dell'olio Kn a fine fase al 50¸60% per giacimenti con viscosità dell'olio non superiore a 5 m Pa・s e ​​fino al 20¸30% per giacimenti con oli ad alta viscosità; prelievo totale di liquidi pari a 0,5 - 0¸ 9 volumi dalle riserve petrolifere di bilancio. Questa fase è la più difficile e complessa dell'intero processo di sviluppo; il suo compito principale è rallentare il tasso di declino della produzione di petrolio. La durata della fase dipende dalla durata delle fasi precedenti e varia da 5 a 10 anni o più.

Il quarto stadio è lo stadio finale con tassi di prelievo di petrolio Tdn bassi e in lenta diminuzione (in media circa 1%); elevati tassi di prelievo di liquidi Tj (i fattori acqua-olio raggiungono 0,7 - 7 m3/m3); taglio dell'acqua dei prodotti elevato e in lento aumento (la crescita annuale è di circa l'1%); una diminuzione più marcata rispetto alla terza fase della riserva operativa dei pozzi a causa dell'irrigazione (la riserva dei pozzi è circa 0,4 ¸ 0,7 del massimo, talvolta scendendo a 0,1); selezione in fase di 10¸20% del bilancio delle riserve petrolifere. La durata della quarta fase è paragonabile alla durata dell'intero precedente periodo di sviluppo dei depositi, ammonta a 15-20 anni o più ed è determinata dal limite di redditività economica, cioè dalla portata minima alla quale l'operazione di wells è ancora redditizio. Il limite di redditività si verifica solitamente quando il taglio dell'acqua prodotta è pari a circa il 98%.

Tipo di energia utilizzata A seconda del tipo di energia utilizzata per spostare il petrolio, esistono: - sistemi per lo sviluppo dei giacimenti petroliferi in condizioni naturali, quando viene utilizzata solo l'energia del giacimento naturale (ovvero sistemi di sviluppo senza mantenimento della pressione del giacimento); -sistemi di sviluppo con mantenimento della pressione del giacimento, quando vengono utilizzati metodi per regolare l'equilibrio energetico del giacimento reintegrandolo artificialmente.

Posizionamento dei pozzi di produzione e di iniezione sul campo Durante l'allagamento del contorno, l'acqua viene pompata nella formazione attraverso pozzi di iniezione situati all'esterno del contorno petrolifero esterno lungo il perimetro del deposito ad una distanza di 100-1000 m. il contorno oleoso in file parallele al contorno. Il volume totale di liquido prelevato è pari alla quantità di acqua iniettata nel serbatoio. Viene utilizzato in siti con formazioni produttive con spessore sottile, con conduttività idraulica relativamente elevata e con una larghezza di depositi ridotta (fino a 4-5 km, e con la struttura a strati più favorevole, anche di più)

Posizionamento dei pozzi di produzione e di iniezione sul campo Nei campi di grandi dimensioni viene utilizzato l'allagamento intra-circuito, tagliando le file di iniezione in blocchi di produzione separati. Per 1 tonnellata di petrolio estratto è necessario iniettare 1,6 - 2 m3 di acqua. Sono utilizzati principalmente in siti con vaste aree petrolifere (centinaia di chilometri quadrati o più).

Posizionamento di pozzi di produzione e di iniezione sul campo L'inondazione dell'area viene utilizzata come metodo secondario di produzione di petrolio quando si sviluppano depositi di petrolio in modalità non a pressione, quando le riserve energetiche del giacimento sono in gran parte consumate e c'è una quantità significativa di petrolio nel sottosuolo. L'acqua viene pompata nel serbatoio attraverso un sistema di pozzi di iniezione posizionati uniformemente in tutto il serbatoio. Il consumo normale di acqua è di 10 - 15 m 3 per 1 tonnellata di petrolio.

I sistemi di sviluppo con iniezione di gas nel serbatoio possono essere utilizzati in due opzioni principali: iniezione di gas in parti elevate del serbatoio (nel tappo del gas), iniezione di gas nell'area. Un'iniezione di gas riuscita è possibile solo con angoli di inclinazione significativi di formazioni omogenee (la separazione gravitazionale di gas e petrolio è migliorata), bassa pressione di giacimento (la pressione di iniezione è solitamente superiore del 15-20% rispetto alla pressione di giacimento), prossimità della pressione di giacimento e pressione di saturazione di olio con gas, o presenza di un tappo del gas naturale, olio a bassa viscosità. In termini di efficienza economica, il sistema di sviluppo con iniezione di gas nel giacimento è significativamente inferiore al sistema di allagamento e quindi ha un'applicazione limitata.

Metodi di sfruttamento dei pozzi in Russia Tutti i metodi conosciuti di sfruttamento dei pozzi sono suddivisi nei seguenti gruppi: 1) flusso, quando il petrolio viene estratto dai pozzi mediante autoflusso; 2) compressore (gas lift) - utilizzando l'energia del gas compresso introdotto nel pozzo dall'esterno; 3) pompaggio - estrazione dell'olio utilizzando vari tipi di pompe. La scelta del metodo per lo sfruttamento dei pozzi petroliferi dipende dall'entità della pressione del giacimento e dalla profondità della formazione.

Funzionamento fluido dei pozzi petroliferi Il processo di sollevamento in superficie di una miscela gas-liquido può verificarsi: sia per l'energia naturale Wп del liquido e del gas che arrivano al fondo del pozzo, sia per l'energia Wу introdotta nel pozzo da la superficie. Equazione del bilancio energetico: W 1 + W 2 + W 3 = Wп + Wи, W 1 – energia per sollevare liquido e gas dal fondo alla testa pozzo; W 2 – energia consumata dalla miscela gas-liquido durante il movimento attraverso le apparecchiature della testa pozzo; W 3 – energia trasportata da un flusso di liquidi e gas oltre la testa pozzo; se Wi = 0, allora l'operazione è detta fontana; quando Wi > 0, l'operazione è chiamata produzione meccanizzata di petrolio.

Src="http://present5.com/presentation/62225307_92047586/image-16.jpg" alt=" CONDIZIONE FLUSSO PPL > Ρ × G × H. Nella maggior parte dei casi, insieme"> УСЛОВИЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ PПЛ > Ρ × G × H. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает. РОЛЬ ФОНТАННЫХ ТРУБ Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти. Поэтому перед освоением скважины оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.!}

Sviluppo e messa in servizio di pozzi fluenti Lo sviluppo e la messa in servizio di pozzi fluenti viene effettuato riducendo la pressione sulla formazione mediante: 1) sostituendo sequenzialmente la soluzione di argilla nel pozzo con una miscela liquida e gas-liquido di densità inferiore (soluzione di argilla → acqua → olio); 2) l'utilizzo di azoto o gas inerte (spostando parte del liquido dal pozzo, aerandolo); 3) tamponamento.

Accessori per l'albero di Natale 1 - testata della colonna; 2 - testa del tubo; 3 - albero della fontana; 4 raccordi regolabili; 5 valvole a comando pneumatico. una serie di dispositivi montati all'imboccatura di un pozzo che scorre per sigillarlo, sospendere le colonne di sollevamento e controllare il flusso di produzione del pozzo. L'albero di Natale deve - resistere all'alta pressione, - consentire la misurazione della pressione sia nei tubi di sollevamento che all'uscita del pozzo, - consentire il rilascio o l'iniezione di gas durante lo sviluppo del pozzo. Fa. comprende teste di colonne e tubi, albero della fontana e collettore.

Testa della colonna situata in basso. parti di F.a. , serve a sospendere le corde dell'involucro, a sigillare gli spazi tra i tubi e a controllare la pressione al loro interno. La testa del tubo è montata sulla testa della colonna e viene utilizzata per sospendere e sigillare le colonne dell'ascensore con concentricità. o discesa parallela nel pozzo. L'albero della fontana è installato sulla testata del tubo e serve a distribuire e regolare il flusso dei prodotti dal pozzo. È costituito da valvole di intercettazione (valvole, valvole a sfera o coniche), dispositivi di comando (raccordi a sezione costante o variabile) e raccordi (bobine, tee, croci, coperchi). Il collettore lega F. a. con condutture. Elementi di F.a. collegati tramite flange o morsetti. Per sigillare interni le cavità utilizzano polsini elastici, connessioni esterne - anelli rigidi (acciaio). L'azionamento dei dispositivi di bloccaggio è manuale, pneumatico ad alta pressione o idraulico con comando locale, remoto o automatico. gestione. Se la pressione di produzione del pozzo si discosta dai limiti specificati o in caso di incendio nel pozzo, i dispositivi di intercettazione vengono chiusi automaticamente. La pressione in tutte le cavità è controllata da manometri. . Per la calata di strumenti ed altre attrezzature in un pozzo di lavoro presso F. a. installare un lubrificatore: un tubo con un dispositivo pressacavo per una fune o un cavo, in cui si trova l'attrezzatura abbassata nel pozzo. Pressione di esercizio F. a. 7 -105 MPa, area di flusso centrale. dispositivo di bloccaggio 50 -150 mm. Fa. i pozzi dei depositi offshore con bocche sottomarine hanno particolari disegni per il telecomando montaggio e gestione.

Operazione di gas-lift dei pozzi petroliferi Durante l'operazione di gas-lift, la quantità di gas mancante per sollevare il liquido viene pompata nel pozzo dalla superficie. Se l'energia del serbatoio in entrata, caratterizzata dal fattore gas, viene integrata con l'energia del gas pompato nel pozzo dalla superficie, si verifica un flusso artificiale, chiamato gas lift, e il metodo operativo è gas lift (compressore). del gas lift è costituito da pozzi ad alto rendimento con pressioni di fondo pozzo elevate, - pozzi con fattori di gas elevati e pressioni di fondo pozzo inferiori alla pressione di saturazione, - pozzi di sabbia (contenenti sabbia nel prodotto), nonché pozzi utilizzati in condizioni difficili da raggiungere (ad esempio, inondazioni, inondazioni, paludi, ecc.).

Il gas lift (air lift) è un sistema costituito da una serie di tubi di produzione (involucro) e da tubi abbassati al suo interno, in cui il liquido viene sollevato utilizzando gas compresso (aria). Questo sistema è talvolta chiamato ascensore a gas (aria). Il metodo di gestione dei pozzi è chiamato gas lift. Secondo lo schema di fornitura, a seconda del tipo di fonte dell'agente di lavoro - gas (aria), si distinguono: - sollevamento del gas con compressore e non compressore, e secondo lo schema operativo - sollevamento del gas continuo e periodico.

Il principio del funzionamento del sollevamento del gas: il gas ad alta pressione viene iniettato nell'anello, a seguito del quale il livello del liquido al suo interno diminuirà e nel tubo aumenterà. Quando il livello del liquido scende all'estremità inferiore del tubo, il gas compresso inizierà a fluire nel tubo e si mescolerà con il liquido. Di conseguenza, la densità di tale miscela gas-liquido diventa inferiore alla densità del liquido proveniente dalla formazione e il livello nel tubo aumenta. Più gas viene introdotto, minore sarà la densità della miscela e maggiore sarà l'altezza in cui salirà. Con la fornitura continua di gas nel pozzo, il liquido (miscela) sale alla bocca e si riversa in superficie, e una nuova porzione di liquido entra costantemente nel pozzo dalla formazione. A seconda del numero di file di tubi da abbassare, gli ascensori possono essere a fila singola o doppia. Nella direzione dell'iniezione del gas - anulare e

La portata di un pozzo di sollevamento a gas dipende dalla quantità e pressione di iniezione del gas, dalla profondità di immersione dei tubi nel liquido, dal loro diametro, dalla viscosità del liquido, ecc. a) sollevamento a fila singola di un sistema ad anello b) sollevamento a fila singola sollevamento di un sistema centrale. c) sollevamento a doppia fila del sistema ad anelli. d) sistema centrale a due file. e) sollevamento di una fila e mezza.

Vantaggi del metodo del gas lift: · semplicità di progettazione (non ci sono pompe nel pozzo); · localizzazione delle apparecchiature tecnologiche in superficie (facilita la loro osservazione e riparazione), garantendo la possibilità di prelevare grandi volumi di liquidi dai pozzi (fino a 1800 ÷ 1900 t/giorno); · la capacità di gestire pozzi petroliferi con irrigazione abbondante e alto contenuto di sabbia, facilità di regolazione della portata del pozzo. Svantaggi del metodo del gas lift: elevati costi di capitale; bassa efficienza; aumento del consumo di tubi, in particolare l'uso di ascensori a doppia fila; un rapido aumento del consumo di energia per sollevare 1 tonnellata di petrolio e una diminuzione della produzione nel tempo di funzionamento. In definitiva, il costo di produzione di 1 tonnellata di petrolio utilizzando il metodo del gas lift è inferiore a causa dei bassi costi operativi, quindi è promettente.