Устье нефтяной (буровой) скважины: устройство, конструкция, схема

Вне зависимости от добываемого ресурса, устье представляет собой крайне важный функциональный элемент системы. От него зависит производительность и эффективность добычи, а также удобство во время процесса бурения. При обустройстве нефтяных точек добычи особе внимание уделяется именно устью.

Что представляет собой устье скважины?

В независимости от того, нефтяная скважина или нет, по обобщенному определению устье – это пересечение шахтой поверхности верхнего грунта, т. е. наиболее рыхлого и неустойчивого пласта.

В нефтедобыче устройство устья скважины – это целый комплекс труб, расположенных на самом верху скважины. Там же располагается и оборудование, которое производит регулировку показателей давления внутри шахты во время бурения. Это позволяет регулировать весь процесс добычи, подстраивая оборудование под конкретные текущие требования.

Фактически, нефтяное устье выполняет несколько функций:

• защитную – предотвращает обвал рыхлых почв;
• собирательную – является точкой выхода всех важных составляющих скважины;
• регулирующую – за счет оборудования можно контролировать давление внутри системы.

Немаловажно отметить, что все детали этого элемента проходят специализированную обработку для того, чтобы обеспечить максимально плотное прилегание даже во время интенсивного бурения. Такая плотная подгонка гарантирует образование крайне герметичных соединений, что в случае добычи нефтяных продуктов немаловажно: они значительно понижают или вовсе исключают образование протечек.

Все элементы рассчитаны на различное давление и подбираются сходя из требований конкретной конструкции и условий эксплуатации.

Схема устья скважины

Само устье нефтяной скважины являет собой комбинацию нескольких функциональных узлов:

• головка обсадной колонны;
• головка насосно-компрессорной колонны;
• фонтанная арматура.

Все они являются важными составляющими.

Головка обсадной колонны

Головка обсадной колонны – это соединяющее звено между обсадными конструкциями и разнообразным нефтяным устьевым оборудованием. Кроме этого, она:

• создает герметизацию пространства;
• держит массу технической колонны;
• удерживает эксплуатационную колонну.

По мере того, как происходит бурение, рано или поздно возникает необходимость присоединения очередного звена обсадной колонны. Для этого предназначены специальные тяжелые фитинги. Они надеваются с применением узконаправленного оборудования, которое и крепится на головку обсадной колонны, которой оснащается устье буровой скважины.

Данный элемент включает в себя захваты для удержания колоны, а также выполняет функцию по уплотнению обсадной конструкции, что позволяет как повысить её прочность, так и исключить неприятные явления вроде протечек или прорывов, устранение которых может занять немало времени.

Это оборудование применяется не только когда происходит процесс бурения, но и во время комплексных восстановительных мер. В таком случае головка используется как приспособление для контроля давления.

Постепенный монтаж тонких обсадных труб производится с использованием разнообразных адаптеров и регуляторов, а это означает, что противовыбросовый аппарат необходимо демонтировать и монтировать обратно каждый раз, как возникнет необходимость установки новой секции в скважину. Уже зафиксированные фланцы и втулки становятся единым целым с оборудованием нефтяной скважины.

Головка насосно-компрессорной колонны

Обслуживание скважин обеспечивается целым комплексом структур, оборудования и элементов, к которым относится, и головка насосно-компрессорной – или рабочей – колонны. Она опирается на головку обсадной колонны и выполняет ряд следующих функций:

1. Поддержка и фиксация. Головка удерживает насосно-компрессорную колонну в устойчивом положении, а также несколько снижает нагрузку на неё
2. Герметичное уплотнение. Разработка нефтяных скважин налагает определенные требования, среди которых отсутствие протечек или прорывов. Надежная герметизация позволяет снизить риски образования пробоев.
3. Вывод управляющего оборудования. Патрубки регулирования жидкостных или газовых потоков выходят на поверхность именно через неё.

Сама головка насосно-компрессорных труб идентична обсадным конструкциям с двойным фланцем. Для того, чтобы обеспечивать должную герметизацию, головка может иметь гнездо или специальную расточку для качественного уплотнения. Конструкция устья скважины должна позволять бесконфликтное размещение оборудования, поэтому продумывать его размещение следует заранее. Бурение также не должно влиять на функционирование аппаратуры, в противном случае возможно возникновения аварийных или, в случае добычи нефтяных залежей, небезопасных ситуаций.

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура – это целая система механизмов и приспособлений, выполняющих ряд регулирующих и контролирующих функций. Почти каждая схема устья скважины, предназначенной для добычи нефти включает в себя фонтанную арматуру. Она представляет собой комплекс устройств, предназначенных для герметизации устья фонтанирующей скважины, подвески колонн лифтового назначения, а также для контроля и управления потоками. В состав элемента входят:

• колонная головка – связана с обсадной колонной;
• трубная головка – связана с лифтовыми колоннами;
• фонтанная ёлка – распределение и регулировка продукции.

Из-за своей специфики, к этому оборудованию выдвигается ряд требований:

• способность выдерживать высокое давление;
• возможность проведения замеров давления;
• обеспечивать выпуск или закачку газа.

Колонная головка, располагающаяся внизу арматуры фонтанного типа, необходима для осуществления подвешивания обсадных колонн, а также герметизации.

Арматура фонтанная является важным элементом в случае нефтяных разработок, потому имеет собственный ГОСТ. В нем перечислены все типы ключевых схем, среди которых:

• манометрическая;
• вентильная;
• тройниковая;
• дроссельная.

При выборе типа необходимо ориентироваться на условия будущей эксплуатации.

Взаимодействие всех компонентов арматуры обеспечивается за счет разнообразных фланцев и хомутов, а подсоединение к трубопроводу осуществляется через манифольд. Присоединение должно проводиться по всем правилам, в противном случае возможно возникновение чрезвычайного происшествия.

Процесс добычи нефти

Читайте также:

Устьевая фонтанная арматура нефтяных скважин — схема, назначение, типы

Скважная добыча нефти – достаточно сложный технологический процесс, на завершающем этапе которого производится герметизация устья скважины и его обвязка арматурой, обеспечивающей управление функционированием работы скважины добычи нефти или газа.

Такая устьевая арматура называется фонтанной и устанавливается на болтовых соединениях на устье скважины.

Фонтанная арматура – это достаточно сложное инженерное решение, состоящее из системы труб, запорной арматуры, дросселей, технологических камер для забора проб и обслуживания. Фактически после сдачи скважины в эксплуатацию именно фонтанная арматура становится главным элементом управлением режимами работы скважины по добыче нефти или газа. К такой обвязке нефтяной скважины предъявляются достаточно строгие требования, она полностью стандартизирована и должна соответствовать ГОСТ 13846.

Задачи, решаемые с помощью фонтанной арматуры

Это устьевое оборудование предназначено для решения целого ряда задач, в том числе:

• перекрытие подачи ископаемых из скважины в промысловый трубопровод, то есть выполняет функцию временной консервации скважины;
• на эту арматуру выполняется подвеска колонны насосно-компрессорных труб;
• служит для доступа в скважину при ее обслуживании и контроле;
• позволяет выполнять контроль забираемого продукта без остановки работы;
• надежно герметизируют систему как в процессе работы, так и в режиме остановки добычи.

Технически оборудование фонтанных скважин состоит из двух основных частей, соединенных друг с другом и выполняющим разные функции.

Общая схема обвязки устья фонтанные скважины

На устье скважины устанавливаются две части фонтанного оборудования, причем они монтируются одна на другую. Непосредственно на верхний фланец скважины с помощью болтов устанавливается трубная обвязка. Ее задача – обеспечить подвес насосно-компрессорных труб и организовать доступ к ним через два боковых отвода. Эта трубная обвязка также обеспечивает возможность контроля доступа и управления движением технологических жидкостей в трубном и межтрубном пространстве между основной заборной трубой и обсадкой скважины.

Сверху на обвязку также на болтовых соединениях через фланец устанавливается фонтанная елка, которая получила свое название из-за нескольких отводов от основного ствола.

В зависимости от вида фонтанной арматуры ее верхняя часть может быть:

• изготовлена в виде тройника или крестовины;
• иметь один или два ряда отводов;
• обязательно иметь два вывода для подключения трубопроводов транспортировки нефти или газа;
• оборудована технологическим отверстием для забора проб без остановки работы;
• предназначена для опускания внутри скважины технологического оборудования;
• оборудована приборами контроля давление потока.

Такая арматура для установки на устье скважины выпускается разного типоразмера на условный проход диаметров 50-150 мм и, в зависимости от модификации, может выдерживать давление от 14 до 140 МПа.

Наш завод «ВолНА» выпускает продукцию для оборудования нефтегазовых скважин, поэтому вы всегда можете обратиться к нашим специалистам для подбора фонтанной арматуры в зависимости от рабочих характеристик оборудования и скважины.

Мы также поставляем ряд технологических решений для обустройства устья скважины, в том числе и противовыбросовое оборудование, оборудование обеспечения безопасности и занимаемся проектированием этих узлов, их ремонтом и обслуживанием.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЗАБОЙНЫХ ДАВЛЕНИЙ В ФОНТАНИРУЮЩЕЙ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ И ЕЕ ПРИМЕНЕНИЕ В ЦЕЛЯХ СОКРАЩЕНИЯ ЗАТРАТ НА ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ | Сова

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЗАБОЙНЫХ ДАВЛЕНИЙ В ФОНТАНИРУЮЩЕЙ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ И ЕЕ ПРИМЕНЕНИЕ В ЦЕЛЯХ СОКРАЩЕНИЯ ЗАТРАТ НА ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

В. Э. Сова, Э. В. Сова

Аннотация

В условиях низких цен на нефть особую актуальность принимают вопросы оптимизации производства, заключающейся в повышении его эффективности при сокращении издержек. Гидродинамические исследования фонтанных нефтяных скважин являются неотъемлемой частью процесса управления и контроля за разработкой нефтяных месторождений. В тоже время текущая схема проведения гидродинамических исследований на фонтанных нефтяных скважинах сопряжена с определенными технологическими рисками, требует мобилизации квалифицированного персонала и специальных технических средств, что, в свою очередь, приводит к существенным финансовым затратам со стороны недропользователя.

В работе рассмотрена методика расчета забойных давлений в фонтанирующей нефтяной скважине, позволяющая сократить издержки недропользователя на проведение гидродинамических исследований и, в тоже время, обеспечивающая достаточную степень точности получаемых данных о работе скважине. Нами был последовательно изложен алгоритм работы расчетной методики и осуществлена его проверка на фактическом материале.

По результатам расчетов установлено, что погрешность предложенной методики не превышает пяти процентов для наиболее распространенного на практике случая эксплуатации фонтанной скважины. Такой результат, в свою очередь, позволяет говорить о том, что предложенная методика обладает приемлемой степенью точности и может быть использована как эффективное и достаточное средство контроля за разработкой нефтяных месторождений, имеющих фонтанный фонд скважин.

Внедрение предложенной методики в практику гидродинамических исследований фонтанных скважин позволит снизить аварийность при спускоподъемных операциях и сократить финансовые затраты на проведение исследований, а следовательно достичь поставленной цели по оптимизации производства в условиях кризисной экономики. Ожидаемый экономический эффект от внедрения предложенной методики составит порядка 50 % от первоначальной стоимости гидродинамических исследований фонтанных нефтяных скважин по классической схеме.

Ключевые слова

bottom hole pressure;calculation method;cost cutting;economic effect;field development monitoring;naturally flowing oil well;well testing;гидродинамическое исследование;забойное давление;контроль за разработкой;методика расчета;снижение затрат;фонтанирующая нефтяная скважина;экономический эффект

Литература

Mukherjee H., Brill J.P. Multiphase flow in wells / Society of Petroleum Engineers of AIME. 1999. 149 p.

Ahmed T.H. Reservoir engineering handbook, 2nd ed. / Gulf Publishing Company. 2001. 1211 p.

Danesh A. PVT and phase behavior of petroleum reservoir fluids / Elsevier Science. 1998. 403 p.

McCain W.D., Jr. The properties of petroleum fluids, 2nd ed. / PennWell Publishing Company. 1990. 584 p.

Ahmed T.H. Equations of state and PVT analysis: applications for improved reservoir modeling / Gulf Publishing Company. 2007. 562 p.

© 2021 УГНТУ.

Все права защищены.

Технологические решения при реализации кустовой схемы защиты обсадных колонн нефтяных скважин Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 620.193

С. А. Долгих, В. Э. Ткачева, Ф. Ш. Шакиров, А. Ф. Миназова

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ КУСТОВОЙ СХЕМЫ ЗАЩИТЫ

ОБСАДНЫХ КОЛОНН НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Ключевые слова: обсадная колонна, катодная защита, защитный потенциал, схема подключения станции катодной

защиты.

Приведены результаты промысловых исследований, связанные с технологией подключения станции катодной защиты к обсадным колоннам куста скважин.

Keywords: well casing, cathodic protection, protective potential, wiring diagram for cathodic protection station.

The field research results related to technology of connect the cathodic protection station to well casings bush are shown.

Введение

Скважины нефтяных месторождений

стабилизируют с помощью обсадной колонны, наиболее ответственная часть которой располагается в верхних водоносных горизонтах. Околотрубное пространство между наружной поверхностью обсадной трубы и окружающими породами заполняется цементным раствором с целью защиты скважины от обрушения под давлением пород и защиты от коррозии. По ряду причин [1 — 3] цементное кольцо нарушается с течением времени либо при несоблюдении технологического регламента, в результате чего на поверхности трубы происходит локализация коррозионных процессов. При этом геологические пласты с различными свойствами (таких как проводимость, удельное сопротивление, температура, концентрация агрессивных компонентов, окислителя) могут приводить к росту коррозионной активности. Распределение катодных и анодных реакций на внешней поверхности обсадных труб возможно при использовании электрохимической защиты, оснащением которой подлежат все нефтяные скважины [4].

На территории нефтегазодобывающих управлений ПАО «Татнефть» катодную защиту от коррозии реализуют по кустовой и реже по индивидуальной схемам. При этом на одном кусте могут находиться до восьми скважин. При эксплуатации такой системы катодной защиты до настоящего времени периодически возникали проблемы, связанные с обрывом катодных дренажных кабелей, в результате проведения земляных работ либо в процессе текущего ремонта составляющих скважины, а также при несоблюдении глубины прокладки кабеля (она должна быть не менее 1м). При кустовой схеме вероятность обрыва кабелей повышается за счет их эквивалентного увеличения, т. к. при подключении станции катодной защиты (СКЗ) кабель подводится отдельно к каждой обсадной колонне куста через диодно-резисторный блок типа БРТ.

Цель данной работы — проведение исследований по изучению технологической целесообразности соединения скважин общей металлической шиной и подачи общего тока на группу скважин в отсутствие БРТ в сравнении с существующей схемой [5]

использования отдельных дренажных кабелей и регулировки тока защиты на каждую обсадную колонну (рис. 1).

а

2 — СКЗ; 3 — БРТ; 4 — анодный заземлитель; 5, 6 — кабели; 7 — присоединение кабеля к обсадной колонне; 8 -контрольно-измерительная колонка

б

1 — СКЗ; 2 — анодный заземлитель; 3 — кабель; 4 — узел присоединения кабеля к обсадной колонне; 5 -контрольно-измерительный пункт

Рис. 1 — Существующая (а) и исследуемая (б) схемы подключения СКЗ

Экспериментальная часть

В качестве объектов исследований были выбраны скважины на территории

нефтегазодобывающих управлений «Бавлынефть» и «Альметьевнефть», сведения о которых представлены в табл. 1.

На площадке НГДУ «Бавлынефть» расположено 8 скважин, одна из которых пьезометрическая, две нагнетательные и пять добывающих. Монтаж катодной защиты восьми скважин проведен в 2009 году с использованием двух СКЗ № 163, 164 (ПДЕ-1200) и четырех анодных заземлителей, каждый из которых состоит из 12 электродов (ГАЗ-М). На

втором объекте НГДУ «Альметьевнефть» в эксплуатации находится 3 добывающих и одна скважина ППД, монтаж катодной защиты которой выполнен в 2014 году с помощью СКЗ «Тверца-900» и 4 анодных заземлителей.

Таблица 1 — Информация о скважинах

№ Номер скважины Дата ввода в эксплуатацию, год Назначение скважины Высота подъема цемента, м

Скважины одной площадки НГДУ «Бавлынефть»

1 22733 1993 нагнетательная 1804

2 22771 1996 1949

3 22731 1993 добывающая 1786

4 22772 1993 1894

5 22734 1993 1928

7 22774 1993 1878

8 22506 1993 1840

6 22505 1994 пьезометрическая 1757

Скважины одной площадки НГДУ «Альметьевнефть»

1 32142 2006 ППД 1812

2 32144 Добывающая 1848

3 20930 1988 1828

4 20978 1773

Исследования начались с измерения естественных (фест) и защитных потенциалов (фзащ) обсадных колонн скважин (в весенний период) относительно медносульфатного электрода сравнения при существующей схеме прокладки кабельных линий (рис. 1а, табл. 2).

Таблица 2 — Значения естественных (фест) и защитных потенциалов при существующей (фзащ) и исследуемой (ф*защ) схеме прокладки кабелей

№ Номер скважины фест, В фзащ ,В ф*защ ,В

Скважины НГДУ «Бавлынефть»

1 22733 -0,696 -0,925 -0,975

2 22731 -0,523 -0,885 -0,886

3 22772 -0,61 -0,936 -0,920

4 22771 -0,62 -1,03 -0,944

5 22734 -0,682 -1,03 -0,854

6 22505 -0,604 -0,930 -0,975

7 22774 -0,570 -0,935 -0,856

8 22506 -0,773 -1,153 -0,920

Скважины НГДУ «Альметьевнефть»

1 32144 -0,65 -1,070 -1,13

2 32142 -0,65 -0,890 -1,10

3 20930 -0,77 -0,960 -1,14

4 20978 -0,75 -1,015 -1,12

Далее катодный дренажный кабель был подключен только к одной из скважин куста (наиболее удаленной от анодного заземлителя), и электрическая связь всех остальных скважин осуществлялась идентичным кабелем путем обвязки скважин между собой (рис. 1б). При этом блок распределения тока использован не был, и общий ток [4] подавался на одну скважину. Длительность поляризации составляла двое суток,

после чего были измерены значения защитных потенциалов (табл. 2).

При исследуемой схеме прокладки кабелей значения защитных потенциалов удовлетворяют нормативным, что позволило регламентировать исследуемую схему подключения кабелей [6].

Рекомендуемый вариант присоединения кабеля к направлению эксплуатационной колонны (на высоте 0,1 м от планировочной отметки земли) представлен на рис. 2. Место соединения покрывается праймером (раствором битума в бензине 1:3).

Второй вариант исполнения узла присоединения кабеля выполняется в земле на глубине 1 м от поверхности. В данном случае на место соединения устанавливается форма для заливки, которая заливается пластифицированной битумной мастикой [6].

Рис. 2 — Присоединение кабеля к обсадной колонне: 1 — узел присоединения кабеля; 2 — кабельный наконечник; 3 — болт; 4 — гайка, 5 -шайба; 6 — перемычка колонна-кондуктор; 7 -полоса для соединения направления и кондуктора

Выводы

1. Выполнены промысловые исследования по изучению распределения защитного потенциала на устье обсадных колонн нефтяных скважин при подключении к станции катодной защиты одного катодного дренажного кабеля и металлической обвязки остальных скважин куста между собой идентичным дренажным кабелем.

2. Установлено соответствие значений защитных потенциалов нормативным требованиям ГОСТ Р 51164-98 при исследуемой схеме подключения станции катодной защиты.

3. Результаты исследований были учтены в «Альбоме типовых технологических схем установок катодной защиты обсадных колонн скважин и выкидных линий» ПАО «Татнефть».

Литература

1. Долгих С.А. Катодная защита обсадных колонн

скважин: оценка эффективности и оптимизация параметров: дисс. …канд. техн. наук / Казан. нац. исслед. технол. ун-т; С.А. Долгих. — Казань, 2014. — 144 с.

2. Ткачева В.Э. Проблемы внешней коррозии обсадной колонны и катодная защита / В.Э. Ткачева, С.А. Долгих, Ф.Ш. Шакиров // Вестник технологического университета. — 2015. — № 12. — С. 44-47.

3. Долгих С.А., Ткачева В.Э., Кайдриков Р.А., Журавлев Б.Л. Катодная защита обсадных колонн нефтяных скважин: учеб. пособие. Казань: Казан. нац. исслед. технолог. ун-т., 2014. 136 с.

4. РД 153-39.0-803-13. Инструкция по электрохимическим методам защиты обсадных колонн скважин и подземных трубопроводов от грунтовой коррозии. — Бугульма, 2013. — 168 С.

5. Катодная защита обсадных колонн скважин и выкидных линий: типовые проектные решения 12-4-10. Альбом: утв. зам. ген. дир. ОАО «Татнефть».

6. Альбом типовых технологических схем установок катодной защиты обсадных колонн скважин и выкидных линий: Альбом 12-4-15: утв. зам. ген. дир. ПАО «Татнефть».

© С. А. Долгих — канд. технических наук, старший научный сотрудник Татарского научно-исследовательского проектного института нефти, Бугульма, [email protected]; В. Э. Ткачева — канд. технических наук, доцент кафедры технологии электрохимических производств КНИТУ, [email protected]; Ф. Ш. Шакиров — заведующий лабораторией Татарского научно-исследовательского проектного института нефти, Бугульма; А. Ф. Миназова — магистрант факультета химических технологий КНИТУ, [email protected].

© S. A. Dolgih — ph. D in Technical Science, Senior Researcher in Tatar Research Design Oil Institute, Bugulma, [email protected]; V. E. Tkacheva — ph. D in Technical Science, associate professor at the Department of Electrochemical engineering, KNRTU, [email protected]; F. Sh. Shakirov — Head of the Laboratory in Tatar Research Design Oil Institute, Bugulma; A. F. Minazova -master student of the Chemical Technology Faculty, KNRTU, [email protected].

Схема установки нефтяной ванны при заклинке долота, забойного двигателя

В практике бурения применяется ряд методов ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн. Прихваты, происшедшие под действием перепада давления, как правило, ликви- дируют жидкостными ваннами (нефтяными, водяными, кислотными и щелочными).

 

      Для освобождения прихваченных бурильных колонн и устранения заклинивания долота турбобуров в карбонатных и глинистых (известняках, доломитах) и других породах, поддающихся действию кислоты, применяется кислотная ванна. Водяная ванна эффективна, когда замена глинистого раствора нефтью может привести к выбросу; если в зоне прихвата встречены обваливающиеся глины и особенно когда бурильная колонна прихвачена или заклинена в отложениях магниевых и натриевых солей.

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ УСТАНОВКЕ НЕФТЯНОЙ ВАННЫ.

      Установка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара. Для предупреждения его нужно провести тщательную работу по подготовке всего оборудования для безопасных работ, обращая особое внимание на устранение очагов пожара под полом буровой, в зоне ствола скважины, в лебедке.

При работе необходимо выполнять следующие правила.

•       Хранение нефти производить в емкости, расположенной на расстоянии не менее 40 метров от насосного блока и электроподстанции.
•       Емкость обвязывается со всасывающей линией герметично.
•       Подходы к емкости а также сама емкость должна иметь подпись огнеопасно.
•       Электрооборудование в радиусе 20 метров от емкости с нефтью применять в любом взрывоопасном исполнении. Питание электроприемников в указанной взрывоопасной зоне осуществлять кабелем.
•       Для создания надежного электрического контакта трубопроводы должны соединяться в месте фланцев стальными проводниками диаметров не менее 6 мм или надежным болтовым соединением.
•       Разлитая нефть должна защищаться и место разлива засыпать сухим песком.
•       Для нефтяной емкости иметь первичные средства пожаротушения из расчета: ОУ-5, 8, 10-1 шт.
•       Ящик с песком 0,5 м  — 1 шт.
•       Лопата железная — 1 шт.

История успеха

Были созданы автоматизированные информационные системы по структуре запасов нефти и газа всей страны и Российской Федерации.

Создана технология обработки призабойных зон глиносодержащих коллекторов с помощью внутрипластового горения. Сформулированы основные рекомендации по рациональным системам разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных скважин.

Разработан программный комплекс «Лаура» для расчета технологических показателей (М.М. Мак­си­мов, Л.П. Рыбицкая, В.В. Га­лушко).

Постановлением Правительства Российской Федерации от 06.07.1994 г. №790 институт преобразован в открытое акционерное общество (ОАО «ВНИИнефть имени акад. А.П. Крылова»).

В 1995 г. «За разработку и широкое промышленное внедрение биотехнологических методов увеличения нефтеотдачи пластов путем регуляции микробиологической деятельности на поздней стадии разработки нефтяных месторождений» М.Д. Розенбергу и М.Л. Сур­гучеву (посмертно) присуждена премия Правительства России .

В области прикладных исследований крупнейшей работой института явилось создание постояннодействующих геолого-технологических моделей участков Самотлорского месторождения (совместно с СибНИИНП и ЦГЭ) (Б.Т. Баишев, М.М. Максимов и др.). Работа такого масштаба впервые выполнялась в России.

Во ВНИИнефти организован филиал кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ГАНГ им. И.М. Губкина.

Составлена «Уточненная технологическая схема разработки месторождения Белый Тигр».

Проведены опыты по вытеснению нефти месторождений «BRAGE» (Норвегия) с помощью водопаровых смесей с предварительной закачкой оторочек воды с ПАВ или полимером

Выполнено несколько крупных проектных работ по месторождениям: Ардалинскому, Верхне-Пурпейскому, Белокаменному, Крайнему, Восточно-Колвинскому, Дюсушевскому, Ошкотынскому, Южно-Шапкинскому, Покамасовскому (совместно с компанией «Инпетро»).

В 1999 г. «За создание и промышленное внедрение новых высокоэффективных технологий разработки месторождений вязких нефтей в сложных геологических формациях» Ю.В. Желтову присуждена Государственная премия РФ .

В 2001 г. А.К. Курбанову присуждена премия Правительства России «За разработку и внедрение новых технологий эксплуатации сложных нефтегазовых залежей».

Более 40 предприятий нефтяной отрасли заказывали работы в ОАО «ВНИИнефть».

По заказу Миннауки России выполнена работа «Создание технологии разработки подгазовых и нефтегазовых залежей с применением пенообразующих нефтеводорастворимых ПАВ и полимеров с целью интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов» (рук. Г.С. Степанова, А.А. Мосина).

Институтом была выкуплена Центральная научно-техническая библиотека нефтяной и газовой промышленности (ЦНТБ НГП), которая вошла в состав научно-информационного центра ВНИИнефти с сохранением функций отраслевой библиотеки.

ЦНТБ НГП является одной из старейших отраслевых библиотек России. Она была создана в октябре 1919 г. при Главном нефтяном комитете (Главнефти) Высшего совета народного хозяйства (ВСНХ).

Уникальная библиотека пережила Гражданскую и Великую Отечественную войны, а также годы «застоя» и «перестройки».

С 1976 г. ЦНТБ НГП выполняла функции Государственного отраслевого депозитарного хранилища документов.

Консервация скважин — порядок и акт консервации скважин

Консервация скважин — комплекс мероприятий по своевременному предотвращению аварийных ситуаций и осложнений в скважинах, находящихся в бурении, законченных бурением и не подключенных к нефтесборной системе или остановленной (законсервированной) по каким-то технологическим или геологическим причинам в процессе эксплуатации.

Порядок консервации скважин

Консервация скважин наравне с ликвидацией всегда производится в полном соответствии с проектными документами в сроках, согласованные с территориальными органами Ростехнадзора. Мероприятия по консервации и ликвидации скважин выполняются согласно заранее утвержденных планов изоляционно-ликвидационных работ. План на консервацию (изоляционно-ликвидационных работ) в обязательном порядке согласовывается заблаговременно с территориальным органом Ростехнадзора.

Ликвидация и консервация скважин, завершенных бурением наступает с даты подписания соответствующего акта между пользователем недр и территориальным органом Ростехнадзора.

Материалы на консервацию скважин предоставляются в Ростехнадзор или его территориальный орган на заключение. Решение принимается в срок не позднее одного месяца после передачи материалов на консервацию.

Консервацию скважин нефтяного фонда осуществляют в соответствии с требованиями действующих регламентов. Цементные мосты не устанавливают.

1. Производят ограждение устья консервированной скважины. На ограждении крепится табличка с номером скважины, названием месторождения (площади), недропользователя, пробурившего скважину, и период консервации.
2. Абсолютно на всех консервируемых скважинах для защиты от замораживания приустьевую часть ствола до глубины 30-50 м заполняют незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 %-ный раствор CaCl₂, нефть и т. п.), а в районах многолетней мерзлоты консервируемые скважины переводят на незамерзающую жидкость на всю глубину промерзания пород.
3. Устьевое оборудование скважин находящихся в консервации должно быть защищено от коррозии.
4. Не менее одного раза в квартал производится проверка состояния законсервированных скважин и результаты проверки заносятся а журнал проверки.
5. По завершению работ по консервации составляется акт консервации скважин по установленной форме.

Рис. 1. Законсервированная скважина

Рис. 2. Акт консервации скважин

Консервация на законченных строительством скважинах считается завершенной в том случае, если подписан  акт консервации между недропользователем и соответствующими территориальными органами.

В случаях когда продолжительность консервации скважины по разного рода причинам превысила (или может превысить) сроки, предусмотренные технологической схемой проекта разработки, или уже превысила 15 лет и по заключению независимой экспертизы существует высокая вероятность нанесения вреда экологии окружающей природной среды, имуществу, жизни и здоровью населения, то, по требованию соответствующего органа государственного надзора и контроля, недропользователь немедленно обязан произвести разработку и реализацию дополнительных мер безопасности, полностью исключающих вероятность возникновения аварийно-опасной ситуации, или ликвидировать скважину в установленном порядке.

Рис. 3. Блок-схема ведения работ по консервации нефтяных и газовых скважин

Проектная документация на консервацию скважин

• Общая пояснительная записка. Варианты консервации (в процессе и по завершении строительства, эксплуатации). Сезонная консервация.
• Технологические и технические решения по консервации скважины, оборудованию ее устья.
• Порядок организации работ по консервации скважины и обеспечению промышленной безопасности.
• Мероприятия по охране недр и окружающей среды.
• Сметный расчет.

Основными документами, регламентирующими консервацию и ликвидацию скважин, являются следующие инструкции:

• Инструкция о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с использованием недр.
• Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

Расконсервация скважин

Расконсервация скважин – комплекс работ, направленный на приведение ранее законсервированных (либо ликвидированных) скважин в рабочее состояние.

Прекращение консервации скважин осуществляется на основании плана работ по расконсервации скважины, согласованного с предприятием – недропользователем или владельцем с территориальным органом Госгортехнадзора РФ.

Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:

• Производится установка штурвалов на задвижки фонтанной арматуры;
• Разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры;
• Демонтируют заглушки с фланцев задвижек;
• Опрессовывают фонтанную арматуру на давление, соответствующим планируемым условиям эксплуатации;
• Промывка скважины, при необходимости производят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после оборудования устья производят ее освоение и ввод в эксплуатацию;
• В случае если в скважине находится цементный мост, его разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают в колонну НКТ и другое подземное оборудование и после оборудования устья скважину осваивают.

Рис. 4. Блок-схема ведения работ по расконсервации нефтяных и газовых скважин

Наиболее часто возникающие осложнения при выводе скважин на режим из длительной консервации:
• Образования газовых гидратов;
• Разрушение пород ПЗП с образованием в стволе и на забое глинисто-песчаных пробок.
• Нарушение герметичности крепи ствола законсервированной скважины;
• Снижения проницаемости призабойной зоны продуктивных пластов-коллекторов.

SEC регистрирует сборы в схеме инвестиций в бурение нефтяных скважин

Вашингтон, округ Колумбия, 11 августа 2017 г. —

Комиссия по ценным бумагам и биржам сегодня обвинила двух мужчин из Теннесси и сообщника в Форт-Лодердейле в якобы обмане инвесторов, которых они заманили ложными обещаниями высокой прибыли от инвестиционной возможности бурения нефтяных скважин.

Согласно жалобе SEC, поданной в федеральный суд в Саванне, штат Джорджия, Дэвид Р. Гринли и Дэвид А.Стюарт-младший организовал схему за 15 миллионов долларов, наняв и контролируя сеть продавцов, которые предлагали и продавали инвесторам долю в различных компаниях, якобы использующих методы повышения нефтеотдачи, такие как гидроразрыв для добычи и продажи нефти из скважин в Канзасе, Оклахоме и Техасе. Инвесторам якобы обещали прибыль от 15 до 55 процентов в год на протяжении десятилетий.

SEC утверждает, что Гринли и Стюарт не были зарегистрированы для продажи инвестиций и использовали вымышленные имена, такие как «Дэйв Джонсон», когда разговаривали с инвесторами, чтобы скрыть свои прошлые судимости, и они отвлекли почти две трети денег, полученных от инвесторов. платить себе и своим продавцам, а также рекламировать новых инвесторов.Согласно жалобе Комиссии по ценным бумагам и биржам, минимальные средства были потрачены на добычу нефти только на нескольких скважинах, чтобы создать видимость добычи нефти и обмануть инвесторов, которые хотели наблюдать за деятельностью лично.

В жалобе SEC далее утверждается, что Ричард «Рик» П. Андервуд помог Гринли и Стюарту составить фальшивые рекламные брошюры и руководил группой продавцов телемаркетинга во Флориде, которая привлекала инвесторов по всей стране.

«Как утверждается в нашей жалобе, вводящие в заблуждение брошюры и реклама по радио соблазняли инвесторов поверить в то, что они могут разбогатеть, инвестируя в эти возможности бурения нефтяных скважин.Без ведома инвесторов, большая часть их денег использовалась для других целей », — сказал Уолтер Жоспин, директор регионального офиса SEC в Атланте.

Комиссия по ценным бумагам и биржам ранее предупреждала инвесторов о рисках и возможной мошеннической деятельности, связанной с частным размещением ценных бумаг для нефтегазовых предприятий. Комиссия по ценным бумагам и биржам также призывает инвесторов проверять биографию людей, продающих инвестиции, используя веб-сайт SEC investor.gov, чтобы быстро определить, являются ли они зарегистрированными профессионалами, и подтвердить свою личность.

Параллельно с этим сегодня прокуратура США по Южному округу Джорджии объявила о возбуждении уголовного дела против Гринли, Стюарта и Андервуда.

В жалобе SEC Гринли, Стюарт и Андервуд обвиняются в нарушении положений федерального законодательства о ценных бумагах, касающихся борьбы с мошенничеством. Комиссия по ценным бумагам и биржам добивается изгнания доходов, полученных незаконным путем, плюс проценты и штрафы, а также судебные запреты.

Продолжающееся расследование SEC проводит Брайан М.Бейсингер при содействии Лорен Б. Попер, а дело курируют Аарон В. Липсон и Стивен Э. Донахью. Комиссия по ценным бумагам и биржам благодарит за помощь Прокуратуру США по Южному округу Джорджии и Секретную службу США.

a) Схема заканчивания скважины с двумя горизонтальными скважинами и пересечением …

Контекст 1

… Заводнение скважины в скважину и циклическая закачка являются предлагаемыми режимами закачки в большей части литературы, в этой работе мы показываем результаты добычи нефти путем заводнения смешивающегося газа из одной трещины гидроразрыва вдоль горизонтальной скважины и добытого из соседней трещины той же горизонтальной скважины; эта схема впрыска представлена ​​на рис.1а. Фактически, могут быть разработаны новые схемы заканчивания, в которых можно использовать альтернативные трещины для закачки газа и добычи нефти. Влияние различных факторов, таких как давление закачки, неоднородность коллектора, диспергируемость, расстояние между трещинами и состав газа, на нефтеотдачу в режиме закачки из трещины в трещину …

Контекст 2

… Переработано добыча газа за 500 суток первичного истощения для k-матрицы 1 D. Описание коллектора и расчетная область Схема трещинного коллектора представлена ​​на рис.1а. Он состоит из двух параллельных друг другу горизонтальных скважин с многостадийными трещинами ГРП. Полудлина трещины составляет 200 футов, а расстояние между скважинами — 2000 футов. Расстояние между гидроразрывами S составляет 160 футов. Расчетная область представлена ​​красной заштрихованной областью и состоит из двух полуэтапов. Таким образом, область трещин гидроразрыва …

Контекст 3

… была дискретизирована на 35 64 1 блоков декартовой сетки. Дальнейшая дискретизация не улучшила результатов, но потребовала большего времени вычислений.Из-за геометрической симметрии области на всех границах не накладывались условия течения. На рис. 1б показана верхняя половина области с более мелкими блоками сетки, которая представлена ​​заштрихованной красной областью на рис. 1а. 2D дискретизация была выбрана потому, что гравитационные эффекты считаются минимальными из-за одинаковой плотности CO 2 и пластовых флюидов в пластовых условиях. Моделирование проводилось с использованием CMG GEM. Два базовых случая были …

Контекст 4

… был дискретизирован на 35 64 1 блоков декартовой сетки.Дальнейшая дискретизация не улучшила результатов, но потребовала большего времени вычислений. Из-за геометрической симметрии области на всех границах не накладывались условия течения. На рис. 1б показана верхняя половина области с более мелкими блоками сетки, которая представлена ​​заштрихованной красной областью на рис. 1а. 2D дискретизация была выбрана потому, что гравитационные эффекты считаются минимальными из-за одинаковой плотности CO 2 и пластовых флюидов в пластовых условиях. Моделирование проводилось с использованием CMG GEM.Были установлены два базовых случая с проницаемостью матрицы 10 D и 1 D. Коллектор и условия эксплуатации основания …

Контекст 5

… выбраны два базовых случая (рис. 2), коллектор домен прошел через 500 дней первичного истощения, за которым последовали 5000 дней закачки газа. CO 2 закачивался из левой трещины на рис. 1b при фиксированном нагнетательном прессе P под давлением 7000 фунтов на квадратный дюйм, в то время как нефть добывалась из правой трещины при давлении P out 1000 фунтов на квадратный дюйм. Вблизи прорыва CO 2 (приблизительно день 1000 для случая k-матрицы 10 D и день 3600 для k-матрицы 1 D) коэффициенты восстановления равны 24.3% OOIP для проницаемости матрицы 10 D и 21,9% для проницаемости матрицы 1 D. …

Контекст 6

… в этой области все еще остается много неизвлеченной нефти, что увеличивает давление до 7000 фунтов на квадратный дюйм может существенно увеличить добычу нефти. Почти линейная корреляция между суточным дебитом нефти и P in предполагает, что градиент давления по-прежнему является определяющим фактором для добычи (рис. 7b). Извлечение в зависимости от объема закачиваемых пор для k-матрицы 1 D также приведено на рис.10.Разница в извлечении между разными P in более выражена по сравнению со случаем k-матрицы 10 D. Вероятно, это связано с тем, что влияние повышенного давления нагнетания на миграцию CO 2, миграцию в область без трещин, более значимо, когда проницаемость матрицы выше. ..

Контекст 7

… Влияние коэффициента Дикстра-Парсонса V DP или длины корреляции L на извлечение после закачки CO 2 было исследовано путем фиксации одного параметра и изменения другого.Предполагалось, что корреляционные длины равны в обоих направлениях. Неоднородность накладывалась только в верхней половине расчетной области, где блоки сетки более мелкие (рис. 1b). За пределами этой области случайные поля не могут быть точно захвачены из-за того, что размер блока больше L. Поэтому была реализована однородная проницаемость 1 D. На рис. 11 показана проницаемость в верхней половине расчетной области на L 20 и 80 футов при V DP 0,5. Зависимость извлечения нефти от времени для L 20, 40, 60 и 80 футов и V DP…

Контекст 8

… предполагается, что длины корреляции равны в обоих направлениях. Неоднородность накладывалась только в верхней половине расчетной области, где блоки сетки более мелкие (рис. 1b). За пределами этой области случайные поля не могут быть точно захвачены из-за того, что размер блока больше L. Поэтому была реализована однородная проницаемость 1 D. На рис. 11 показана проницаемость в верхней половине расчетной области на L 20 и 80 футов при V DP 0.5. Зависимость извлечения нефти от времени для L 20, 40, 60 и 80 футов и V DP 0,5 приведена на рис. 12. Представлены кривые извлечения как для закачки CO 2, так и для первичного истощения. На восстановление из-за истощения почти не влияет L. Это …

Контекст 9

… эта область не может быть точно захвачена случайными полями из-за того, что размер блока больше L. Следовательно, однородная проницаемость 1 D был реализован. На рис. 11 показана проницаемость в верхней половине расчетной области на L 20 и 80 футов при V DP 0.5. Зависимость извлечения нефти от времени для L 20, 40, 60 и 80 футов и V DP 0,5 приведена на рис. 12. Представлены кривые извлечения как для закачки CO 2, так и для первичного истощения. На извлечение из-за истощения почти не влияет L. Это согласуется с результатом, что извлечение нефти нечувствительно к длине корреляции в первичном …

Контекст 10

… коэффициента Дикстры-Парсонса V DP Графики зависимости Восстановление в зависимости от времени для различных V DP представлено на рис. 13a. Средняя проницаемость составляет 1 D, а L — 40 футов, что считается умеренным значением для геологических формаций.Поскольку неоднородность коллектора приводит к неравномерному притоку, ожидается, что добыча снизится с увеличением V DP при первичном истощении). Как видно из рис. 13а, такой эффект более выражен при закачке газа. Ultimate …

Context 11

… коэффициент V DP Графики восстановления в зависимости от времени для различных V DP представлены на рис. 13a. Средняя проницаемость составляет 1 D, а L — 40 футов, что считается умеренным значением для геологических формаций. Поскольку неоднородность коллектора приводит к неравномерному притоку, ожидается, что добыча снизится с увеличением V DP при первичном истощении).Как видно из рис. 13а, такой эффект более выражен при закачке газа. Максимальное инкрементное восстановление в зависимости от V DP также представлено на рис. 13b. Также представлены планки погрешностей, которые были оценены по результатам 5 реализаций для каждого коэффициента Дикстра-Парсонса. С учетом неопределенностей, приростное извлечение уменьшается примерно на …

Контекст 12

… L составляет 40 футов, что считается умеренным значением для геологических формаций. Поскольку неоднородность коллектора приводит к неравномерному притоку, ожидается, что добыча снизится с увеличением V DP при первичном истощении).Как видно из рис. 13а, такой эффект более выражен при закачке газа. Максимальное инкрементное восстановление в зависимости от V DP также представлено на рис. 13b. Также представлены планки погрешностей, которые были оценены по результатам 5 реализаций для каждого коэффициента Дикстра-Парсонса. С учетом неопределенностей приращение нефтеотдачи снижается примерно вдвое, когда модель коллектора изменяется с однородной (V DP 0) на очень неоднородную (V DP …

Контекст 13

… Показатели нефтеотдачи между S 80 и 160 футов для обеих матриц k 10 D и 1 D приведены на рис. 14. Поскольку градиент давления был удвоен, когда S был уменьшен до 80 футов, более высокая производительность была достигнута до прорыва CO 2. . Когда проницаемость матрицы равна 1 D и рассматривается полная горизонтальная скважина, расчетная добыча до прорыва увеличивается со 136 баррелей в день для S 160 футов до 257 баррелей в день для S 80 футов и …

Контекст 14

… проницаемость составляет 1 D и рассматривается полная горизонтальная скважина, расчетная добыча до прорыва увеличивается со 136 баррелей в день для S 160 футов до 257 баррелей в день для S 80 футов и длится почти один год.Такое улучшение приводит к увеличению инкрементного извлечения примерно на 11% до прорыва CO 2 в модели коллектора с S 80 футов (рис. 14b). На рис. 15 также приведена зависимость дебита нефти на поверхности от S -1. Пропорциональная зависимость показывает, что градиент давления является основной движущей силой для добычи. Когда k matrix 10 D, S 80 футов также улучшило добычу, но привело к раннему прорыву примерно на 600 день. После прорыва CO 2 добыча снизилась …

Контекст 15

… Предполагаемая добыча до прорыва увеличивается со 136 баррелей в день для S 160 футов до 257 баррелей в день для S 80 футов и сохраняется в течение почти одного года. Такое улучшение приводит к увеличению инкрементного извлечения примерно на 11% до прорыва CO 2 в модели коллектора с S 80 футов (рис. 14b). На рис. 15 также приведена зависимость дебита нефти на поверхности от S -1. Пропорциональная зависимость показывает, что градиент давления является основной движущей силой для добычи. Когда k matrix 10 D, S 80 ft также улучшает добычу, но приводит к раннему прорыву примерно на 600 день.После прорыва углекислого газа добыча резко снизилась и упала даже ниже уровня S 80 футов. Это явление было …

Контекст 16

… В этой работе исследовалось влияние механической дисперсии. Продольная диспергируемость l была изменена с 0,01 см до 10 см, а отношение продольной дисперсии к поперечной l / t было установлено равным 10. Рис. 16a показывает, что конечное извлечение незначительно уменьшается с увеличением l для k-матрицы 10 D. Изменение l в модели пласта с k-матрицей 1 D оказывает незначительное влияние на нефтеотдачу (рис.16б). Коэффициент продольной дисперсии рассчитывался CMG из уравнения D l l v на основе блоков сетки, где v — скорость жидкости. Для …

Контекст 17

… Продольная дисперсность l была изменена с 0,01 см на 10 см, а отношение продольной дисперсии l / t к поперечной было установлено равным 10. Рис. 16а показывает, что Пределы извлечения незначительно снижаются с увеличением l для матрицы k 10 D. Изменение l в модели пласта с матрицей 1 D оказывает незначительное влияние на нефтеотдачу (Рис.16б). Коэффициент продольной дисперсии рассчитывался CMG из уравнения D l l v на основе блоков сетки, где v — скорость жидкости. Для k матрицы 10 D и l 10 см, что является наивысшей исследованной нами дисперсностью, D l в большинстве областей матрицы оказалось сопоставимым с коэффициентами диффузии. Следовательно, для k …

Контекст 18

… совокупный углеводородный газ, добытый после 500 дней первичного истощения, был повторно закачан в пласт в данном исследовании.Составы рециркулируемого газа как для k-матрицы 10 D, так и для 1 D представлены в таблице 1. Извлечение нефти за счет закачки рециркулируемого газа сравнивается с CO 2, как показано на фиг. 17a для k-матрицы 10 D и на фиг. 17b для k матрица 1 D. Для обеих проницаемостей матрицы закачка углеводородного газа улучшила добычу по сравнению с CO 2. Окончательное извлечение через 5500 дней было на 4,2% и 2,0% выше, чем при закачке CO 2 для k матрицы 10 D и 1 D, соответственно, даже несмотря на то, что MMP обоих рециркулируемых газов не меньше, чем у CO 2…

Контекст 19

… совокупный углеводородный газ, добытый после 500 дней первичного истощения, был повторно закачан в пласт в данном исследовании. Составы рециркулируемого газа как для k-матрицы 10 D, так и для 1 D представлены в таблице 1. Извлечение нефти за счет закачки рециркулируемого газа сравнивается с CO 2, как показано на фиг. 17a для k-матрицы 10 D и на фиг. 17b для k матрица 1 D. Для обеих проницаемостей матрицы закачка углеводородного газа улучшила добычу по сравнению с CO 2.Окончательное извлечение через 5500 дней было на 4,2% и 2,0% выше, чем при закачке CO 2 для k матрицы 10 D и 1 D, соответственно, даже несмотря на то, что MMP обоих рециркулируемых газов не меньше, чем у CO 2 (таблица 2). Было замечено, что …

Context 20

… углеводородный газ имеет более низкую вязкость, чем CO 2, это может привести к более высокой приемистости, что приведет к увеличению нефтеотдачи. 1 Д (б). Кривые соответствуют первичному истощению для продольной дисперсности a l 1 см и закачке CO 2 после 500 дней истощения для l 0.01 см (красный), 0,1 см (синий), 1 см (красный, базовый корпус) и 10 см (розовый). …

Увеличение нефтеотдачи | Министерство энергетики

Разработка и добыча сырой нефти в нефтяных пластах США может включать до трех отдельных этапов: первичную, вторичную и третичную (или повышенную) добычу. Во время первичной добычи естественное давление коллектора или гравитационная подача нефти в ствол скважины в сочетании с методами искусственного подъема (такими как насосы), которые выводят нефть на поверхность. Но при первичной добыче обычно добывается только около 10 процентов первоначальной нефти пласта.Вторичные методы добычи продлевают продуктивный срок эксплуатации месторождения, как правило, за счет закачки воды или газа для вытеснения нефти и подачи ее в ствол эксплуатационной скважины, что приводит к извлечению от 20 до 40 процентов исходной нефти на месте.

Однако с учетом того, что большая часть легко добываемой нефти уже извлечена из нефтяных месторождений США, производители попытались применить несколько методов третичного или повышения нефтеотдачи (EOR), которые открывают перспективы для конечной добычи от 30 до 60 процентов или более, оригинального масла резервуара на месте.Было обнаружено, что три основные категории МУН в разной степени коммерчески успешны:

• Термическое восстановление, которое включает введение тепла, такое как закачка пара, для снижения вязкости или разжижения тяжелой вязкой нефти и улучшения ее способность течь по водоему. На тепловые методы приходится более 40 процентов добычи нефти в США, в основном в Калифорнии.
• Закачка газа, при которой используются газы, такие как природный газ, азот или диоксид углерода (CO ₂ ), которые расширяются в пласте, чтобы подтолкнуть дополнительную нефть к стволу эксплуатационной скважины, или другие газы, которые растворяются в нефти для снижения ее вязкости. и улучшает его скорость потока.Закачка газа составляет почти 60 процентов добычи EOR в Соединенных Штатах.
• Закачка химикатов, которая может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, или использование поверхностно-активных веществ, подобных детергентам, для снижения поверхностного натяжения, которое часто препятствует перемещению капель масла через резервуар. На химические методы приходится около одного процента добычи нефти в США.
  Каждому из этих методов мешает его относительно высокая стоимость и, в некоторых случаях, непредсказуемость его эффективности.

В США существует около 114 действующих коммерческих проектов закачки CO ₂ , которые вместе закачивают более 2 миллиардов кубических футов CO ₂ и производят более 280000 баррелей в сутки (19 апреля 2010 г., Oil and Gas Journal).

CO ₂ Закачка дает значительные потенциальные выгоды

Метод повышения нефтеотдачи, который вызывает наибольший интерес на рынке, — это CO ₂ -EOR. Впервые опробовано в 1972 году в округе Скарри, штат Техас, CO _{2 Закачка} успешно применялась во всем Пермском бассейне в Западном Техасе и восточной части штата Нью-Мексико, а в настоящее время в ограниченной степени проводится в Канзасе, Миссисипи, Вайоминге, Оклахоме, Колорадо. , Юта, Монтана, Аляска и Пенсильвания.

До недавнего времени большая часть CO ₂ , используемого для повышения нефтеотдачи пластов, поступала из природных резервуаров. Но разрабатываются новые технологии для производства CO ₂ из промышленных применений, таких как переработка природного газа, производства удобрений, этанола и водорода в местах, где нет естественных резервуаров. Одна демонстрация на заводе Dakota Gasification Company в Беуле, Северная Дакота, производит CO ₂ и доставляет его по 204-мильному трубопроводу на нефтяное месторождение Weyburn в Саскачеване, Канада.Encana, оператор месторождения, закачивает CO ₂ , чтобы продлить продуктивный срок эксплуатации месторождения, надеясь добавить еще 25 лет и целых 130 миллионов баррелей нефти, которые в противном случае могли бы быть заброшены.

Следующее поколение CO ₂ Повышенная нефтеотдача

Программа НИОКР DOE переходит в новые области, исследуя новые методы, которые могут значительно улучшить экономические показатели и расширить применимость закачки CO ₂ в более широкую группу пластов-коллекторов ; распространение этого метода за пределы Пермского бассейна в Западном Техасе и восточной части штата Нью-Мексико на бассейны, гораздо более близкие к основным источникам искусственного CO ₂ .CO ₂ -EOR нового поколения имеет потенциал для добычи более 60 миллиардов баррелей нефти с использованием новых технологий, включая закачку гораздо больших объемов CO ₂ , инновационную конструкцию заводнения для доставки CO ₂ в незащищенные области резервуар и улучшенный контроль подвижности закачиваемого CO ₂ .

В сентябре 2010 года Министерство энергетики на конкурсной основе выбрало семь исследовательских проектов по ПНП Next Generation CO ₂ . Четыре проекта разрабатывают методы контроля мобильности закачиваемого CO ₂ .Новые пены и гели обладают потенциалом препятствовать прохождению высокомобильного CO ₂ через высокопроницаемые области коллектора, оставляя незащищенные, непродуктивные области коллектора. Четыре проекта:

Один проект исследует потенциал добычи нефти путем закачки CO ₂ в зону остаточной нефти:

Два проекта разрабатывают инструменты моделирования и моделирования для CO ₂ EOR:

Разработка нефтяного месторождения — обзор

4.5 Повреждение пласта

Неизбежная и нежелательная проблема в нефтяной промышленности, которая возникает на различных этапах разработки и добычи нефтяного месторождения, называется повреждением пласта. Многие контролируемые и неконтролируемые факторы могут вызвать эту проблему. Другими словами, любой фактор, который может вызвать нарушение существующего равновесия (между различными фазами) внутри пористой среды, потенциально может рассматриваться как причина повреждения пласта. Повреждение пласта может серьезно снизить проницаемость коллектора и производительность скважины [374].Согласно Портеру [375], повреждение формации не может рассматриваться как обязательно обратимая проблема. Принимая во внимание этот факт, точное прогнозирование повреждения пласта до его возникновения может стать большим вкладом в нефтяную промышленность.

Методы искусственного интеллекта использовались для прогнозирования или оценки повреждений формации с 1990-х годов. О первом применении этих методов сообщалось в 1996 году. Kalam et al. [376] использовали ИНС для оценки степени повреждения пласта. ИНС обучались с использованием алгоритма BP.Их целью было оценить повреждение пласта путем наблюдения за изменениями кривых смачиваемости или относительной проницаемости. Следовательно, разработанные ИНС должны были прогнозировать кривые относительной проницаемости и смачиваемости с использованием естественной водонасыщенности ( S _wc ) и остаточной нефтенасыщенности ( S _или ) для различных типов пород.

В 2002 году Zuluaga et al. [377] попытались предсказать ухудшение проницаемости из-за вторжения посторонних частиц в неконсолидированные формации с помощью подходов ANN и FL.В их исследовании φ , K , расход и концентрация мелких частиц рассматривались как входные переменные модели ИНС. В дополнение к этим параметрам, закачка PV рассматривалась как еще один вход для разработанной нечеткой модели. Лучшая структура ИНС была выбрана как 4–7-17 с функцией активации сигмовидной кишки. ИНС должны были дать прогноз проницаемости в 17 точках керна. Результаты показали более высокую производительность ИНС по сравнению с моделью FL.

В 2010 году Резаян и др.[378] использовали ИНС для прогнозирования снижения проницаемости из-за отложения асфальтенов. В их исследованиях скорость и продолжительность закачки, а также начальная проницаемость ( K _i ) и концентрация асфальтенов были введены в построенную сеть MLP для оценки изменения проницаемости. Они рассмотрели 26 нейронов в скрытом слое, и в их сети была задействована функция активации tansig. Модель обучалась с использованием алгоритма LM. Разработанная модель показала AAPRE 8.3%.

В 2011 г. Забихи и др. [379] предложили подход ИНС для прогнозирования ухудшения проницаемости в результате масштабирования сульфатов. В их исследовании алгоритм BP использовался для обучения сети MLP с целью прогнозирования поврежденной проницаемости ( K _d ) как функции T , Δ P , K _i , объем закачанной воды и концентрация ионов бария (CBa2 +) и сульфата (CSO42−) в пластовой воде и морской воде, соответственно.Авторы также сравнили возможности различных алгоритмов обучения (рис. 4.59). Они выбрали структуру 6–9-3-1 как наиболее эффективную структуру для своей сети MLP, которая была обучена с помощью алгоритма LM с BR. Они использовали тансиг как функцию активации скрытых слоев. Разработанная сеть может предсказать целевой параметр с AAPRE 1,06% для набора данных тестирования.

Рисунок 4.59. Сравнение алгоритмов обучения, использованных Забихи и др.

Адаптировано из R. Zabihi, et al., Искусственная нейронная сеть для прогнозирования повреждения проницаемости из-за сульфатного масштабирования, J. Pet. Sci. Англ. 78 (3–4) (2011) 575–581.

В 2012 г. подход ИНС был предложен Bai et al. [380] в направлении прогнозирования индекса чувствительности к воде с учетом монтмориллонита, иллита, карбоната, глины, а также содержания Arl-Tier и воздухопроницаемости в качестве входных параметров. Алгоритм BP, наряду с функцией активации сигмовидной кишки, был использован для разработки сети. Разработанная модель имела 10 нейронов в скрытом слое и могла оценить индекс чувствительности с MAE равным 0.03.

В этом году Резаян и др. [381] использовали ИНС для прогнозирования отношения K / K _i с учетом скорости и продолжительности закачки, а также начальной проницаемости ( K _i ) и концентрации асфальтенов в качестве входных переменных. Сеть MLP была обучена с использованием алгоритма LM, и tansig использовался в качестве функции активации. Построенная сеть содержала 26 нейронов в скрытом слое.

В 2013 году Фороутан и Могхадаси [382] предприняли попытку предсказать относительную проницаемость во время процесса осаждения сульфатом кальция с использованием ИНС.Они представили T , расход, индекс масштабирования и время в качестве входных параметров для сети, которая была обучена с использованием алгоритма LM. Созданная ими модель имела два скрытых слоя (в каждом по 10 нейронов). Авторы использовали передаточные функции прогона и тансига в первом и втором скрытых слоях соответственно. Точность разработанной модели составила 0,97911 по коэффициенту детерминации.

Другой интеллектуальный подход был предложен для прогнозирования отложений накипи в 2014 году.Камари и др. [383] использовали LSSVM, которые были оптимизированы с помощью алгоритма CSA, для оценки осаждения сульфата бария как функции концентрации NaCl и температуры. Производительность разработанной модели LSSVM при прогнозировании данных о продукте растворимости ( K _sp ) при различных температурах сравнивалась с характеристиками ИНС и нескольких других опубликованных моделей (рис. 4.60).

Рисунок 4.60. Сравнение K _sp , рассчитанных с использованием разных подходов.

Адаптировано из A. Kamari, et al., «Строгое моделирование для прогнозирования отложений сульфата бария (барита) в рассолах нефтяных месторождений», «Равновесие флюидных фаз». 366 (2014) 117–126.

В 2015 году аналогичная модель была разработана Shokrollahi et al. [384] для прогнозирования ухудшения проницаемости коллектора во время процесса заводнения, которое обычно происходит из-за несовместимости закачиваемой воды с природной пластовой водой. Разработанная модель CSA-LSSVM должна была прогнозировать коэффициент снижения проницаемости ( K _d / K _i ) относительно скорости закачки, объема закачиваемой воды, T , Δ P , K _i , и ионные компоненты раствора после закачки морской воды в качестве входных параметров.Они использовали RBF как функцию ядра. Прогнозы подхода CSA-LSSVM показали AAPRE 0,33%. На рис. 4.61 показана высокая точность разработанной модели при прогнозировании отношения K _d / K _i .

Рисунок 4.61. Возможности модели CSA-LSSVM, разработанной Shokrollahi et al. при прогнозировании значений отношения K _d / K _i в наборе данных тестирования. CSA , Парный имитационный отжиг; LSSVM , машина опорных векторов наименьших квадратов.

Адаптировано из A. Shokrollahi, et al., Строгое моделирование ухудшения проницаемости из-за отложения неорганических отложений в пористой среде, J. Pet. Sci. Англ. 130 (2015) 26–36.

В другом исследовании, проведенном в 2015 году, Sun et al. [385] предложили прогностическую модель, основанную на квантовых NN, для оценки серьезности захвата водной фазы (механизма повреждения пласта). В качестве входных параметров они рассматривали начальную водонасыщенность ( S _wi ), IFT между нефтью и водой, φ , газопроницаемость и средний диаметр пор.Разработанная модель с девятью нейронами в ее скрытом слое могла предсказать целевой параметр с AAPRE 4,86%.

Два года спустя Ахмади и др. [386] попытались предсказать ухудшение проницаемости, вызванное отложением накипи в пористой среде. Они исследовали применимость ИНС вместе с различными алгоритмами эволюционной оптимизации для этой цели. В сети были введены восемь входных переменных, включая T , K _i , скорость закачки, перепад давления и концентрацию кальция, стронция, бария и сульфата.Скрытый слой разработанной модели имел в своей структуре семь нейронов и сигмовидную передаточную функцию. Были использованы ICA, PSO и GA, а также гибридная модель на основе PSO и GA (HGAPSO) для повышения производительности развитой сети. Полученные результаты показали, что модель HGAPSO-ANN может превзойти другую модель с R ² из 0,9969.

В 2019 году Ростами и др. [387] стремились разработать новую корреляцию для оценки повреждения пласта из-за смешанного сульфатного отложения на основе алгоритма GEP.С этой целью K _d рассматривали как функцию от T , Δ P , расхода, объема закачки и концентраций существующих ионов в пласте. Разработанная корреляция показала точность 0,640% по шкале AAPRE. На рис. 4.62 показан график зависимости предсказанного и экспериментального значения K _d .

Рисунок 4.62. График зависимости K _d , предсказанных с помощью корреляции на основе GEP, с экспериментальными значениями. GEP , Программирование экспрессии генов.

По материалам A. Rostami, et al., Применение нового подхода к моделированию повреждения пласта нефтяного месторождения из-за отложений минералов, Oil Gas Sci. Technol. — Преподобный IFP Energ. Nouvelles 74 (2019) 62.

апелляционных жалоб Схема выдачи разрешений на нефтяные скважины округа Керн

Для немедленного выпуска, 11 июня 2018 г.

Контактный телефон:

Кэролайн Фаррелл, Центр по проблемам расы, бедности и окружающей среды, (661) 720-9140, cfarrell @ crpe-ej.org Габби Браун, Sierra Club, (202) 495-3051, [email protected] Холлин Крецманн, Центр биологического разнообразия, (510) 844-7133, [email protected] Колин О’Брайен, Earthjustice, (415) 217-2000, [email protected]

Обжалование схемы выдачи разрешений на нефтяные скважины округа Керн

BAKERSFIELD, Calif. — Сегодня общественные и экологические группы подали апелляцию, оспаривая решение Верховного суда округа Керн, подтверждающее постановление округа, ускоряющее выдачу разрешений на добычу нефти и газа.

Постановление, составленное самой нефтяной промышленностью, позволяет ежегодно пробурить тысячи новых нефтяных и газовых скважин без какой-либо экологической экспертизы на конкретном участке или уведомления общественности в течение следующих 25 или более лет.

«Жители Керна, живущие ближе всего к нефтяным и газовым скважинам, были обеспокоены воздействием увеличения бурения на их здоровье», — сказала Кэролайн Фаррелл, адвокат, представляющий местные общественные группы Комитет за лучшее Арвин, Комитет за лучший шафтер и Greenfield Walking Group. .«Они уже страдают от одного из худших в стране воздуха и воды, которую они не могут пить».

Постановление, на разработку которого три нефтяные группы потратили более 10 миллионов долларов, было принято в 2015 году Наблюдательным советом округа Керн. После этого общественные и экологические группы подали в суд на округ Керн с требованием его отменить.

20 апреля 2018 года суд вынес решение, оставив в силе постановление, несмотря на то, что отчет округа о воздействии на окружающую среду был ошибочным и нарушал Закон о качестве окружающей среды Калифорнии.В частности, суд установил, что в отчете не учитывалась опасность дорожного покрытия для здоровья и окружающей среды в качестве меры по смягчению последствий, а также не учитывалась оценка разрушения ценных пастбищ.

Постановление нанесет наибольший вред малообеспеченным общинам округа Керн и цветным общинам, которые уже дышат одним из самых грязных воздухов в стране. Фрекинг и другие проекты по добыче нефти непропорционально расположены рядом с их домами, школами и общественными местами.Согласно постановлению, у них практически не будет возможности оспорить дальнейшую добычу нефти и газа в своих районах.

Сегодняшняя апелляция будет рассмотрена 5-м окружным апелляционным судом в Фресно, Калифорния.

«Это постановление представляет собой опасную схему, придуманную округом и нефтяной промышленностью, чтобы уклониться от основополагающих мер защиты окружающей среды нашего штата», — сказал Холлин Крецманн, юрист Центра биологического разнообразия.«Мы продолжим борьбу за здоровье и будущее жителей округа Керн и остановим эту катастрофическую раздачу загрязняющих веществ».

«Мы продолжим сопротивляться этой попытке Наблюдательного совета округа Керн поставить интересы Big Oil выше здоровья и безопасности наших сообществ», — сказал Гордон Нипп, вице-председатель отделения Sierra Club Kern-Kaweah. «Нас не следует заставлять дышать грязным воздухом и пить загрязненную воду во имя прибыли отрасли, связанной с ископаемым топливом.Мы требуем лучшего — лучшего для наших семей, лучшего для нашего здоровья и для окружающей среды ».

«Округ Керн не должен и не может игнорировать санкционированную государством экологическую экспертизу в течение 20 с лишним лет только для того, чтобы успокоить нефтяную промышленность, и все это в ущерб здоровью и безопасности местных сообществ. Маневр округа по обходу тщательной экологической экспертизы беспрецедентен и незаконен », — сказал штатный поверенный Earthjustice Колин О’Брайен.

08-04-08 ФЕДЕРАЛЬНЫЙ СУД БУХГАЛТЕР ОГАЙО ПО НАЛОГОВОЙ СХЕМЕ ПРОДАЖИ НЕФТИ И ГАЗА

БУХГАЛТЕР ФЕДЕРАЛЬНОГО СУДА ОГАЙО ОТ ПРОДАЖИ НАЛОГОВОЙ СХЕМЫ НА НЕФТЬ И ГАЗ

Предполагаемая потеря дохода оценивается в размере 5 долларов США.7 и 6,9 миллиона долларов

ВАШИНГТОН Федеральный судья запретил бухгалтеру Дэниелу Д. Веддингтону из Ньюарка, штат Огайо, продвигать предполагаемую схему налогового мошенничества с участием интересов в газовых и нефтяных скважинах, объявило сегодня Министерство юстиции.

В измененной жалобе правительства по делу о гражданском судебном запрете утверждалось, что Веддингтон и другие ответчики продали схему более чем 200 клиентам по всей стране, что привело к предполагаемым убыткам в размере 5 долларов США.7 и 6,9 миллиона долларов в Казначейство США. Согласно измененной жалобе, заказчики использовали эту схему для вычета подоходного налога с фиктивных затрат на бурение скважин. Клиенты якобы оплачивали свои инвестиции фиктивными векселями, которые были оплачены фиктивными платежами роялти за газ с фиктивных скважин.

Окружной судья США Джеймс Л. Грэм в Колумбусе, штат Огайо, издал предварительный судебный запрет, который будет действовать бессрочно до завершения уголовного расследования.Веддингтон согласился на судебный запрет, не признав своего правонарушения.

Судебный запрет не распространяется на других ответчиков. Дело против них находится на рассмотрении.

В измененной жалобе также утверждается, что ответчики использовали подставную корпорацию, Aurora Capital Group Inc., для выдачи фиктивных аккредитивов мошенническим клиентам в попытке представить фиктивные векселя клиентов законными, чтобы обмануть Налоговую службу (IRS). ).

Предварительный судебный запрет запрещает Weddington вмешиваться или препятствовать проверкам IRS участников схемы и представлять любых участников схемы в связи с их аудитами IRS.

С 2001 года налоговый отдел Министерства юстиции получил судебные запреты против более 345 налоговых органов и лиц, занимающихся налоговым мошенничеством. Информация об этих делах доступна на веб-сайте Министерства юстиции, как и информация о налоговом отделе Министерства юстиции.

Отопление вашего дома

Схема штампа топлива

Наша схема топливных штампов «Оставайся в тепле» помогает домовладельцам экономить на мазуте для отопления дома за счет распределения стоимости топлива.

Вы можете покупать масляные марки у участвующих розничных продавцов, собирать их на сберегательную карту и использовать стоимость марок для оплаты всей или части вашего масла при размещении заказа.

Схема доступна по всему Белфасту, и мы всегда ищем розничных торговцев и нефтяные компании со всего города, чтобы принять участие в этой схеме.

Как принять участие

Получите сберегательную карту «Stay Warm» в любом из розничных магазинов, участвующих в программе.

Розничные продавцы	Адрес
Развлекательный центр Ballysillan	Ballysillan Road
Здание Сесил Уорд (главная приемная)	4-10 Linenhall Street,
Сервисная станция на Клифтон-стрит	Клифтон-стрит, 38-48,
Clonard Credit Union	Росс-роуд / Спрингфилд-роуд
Court Credit Union Limited	217 Шанкилл Роуд
Кроуфорд	26-28 Monagh Road
Кроуфорд	193 Whiterock Road
Cregagh Post Office	15-17 Greenway, Cregagh Road
Duncairn Post Office	240 Антрим Роуд
Газетные киоски Elsies	116 Castlereagh Street
Почтовое отделение Финаги (Гараж Крейтона)	87-89 Аппер-Лисберн-роуд
Развлекательный центр Falls	15-17 Falls Road
Гамильтон Ньюс	7 Greenway, Cregagh Road
Hannahstown Credit Union	299 Глен Роуд
Почтовое отделение Лагмор	220 Стюартстаун-роуд
Loughside Credit Union	208-210 North Queen Street
Моллой Фьюэлз	273 Falls Road
Newington Credit Union Limited	239-241 Сады Дункэрн
Newtownards Road Post Office (Mace)	270 Newtownards Road
Ormeau Road Credit Union	254 Ormeau Road
Почтовое отделение Ривердейла	Solo Garage, Андерсонстаун-роуд 200,
Экономия	111-129 Спрингфилд-роуд
Лонжерон	117-123 Ravenhill Road
Suffolk Post Office at Costcutters	120 Стюартстаун-роуд
Сегодняшнее местное	32-46 Castlereagh Road
Upper Malone Post Office	326 Верхняя Мэлоун-роуд
Vivo Essentials	935 — 937 Crumlin Road
Развлекательный центр Whiterock	Whiterock Road

1. Добавьте свое имя и адрес на карточку, убедившись, что вы используете адрес, по которому ваше масло будет доставлено
2. Купите топливные талоны у любого из розничных продавцов, участвующих в схеме — они стоят 5 фунтов стерлингов за штуку
3. Наклейте марки на своей сберегательной карте в отведенные для этого места
4. Когда будете готовы покупать нефть, позвоните в любую из нефтяных компаний, участвующих в схеме
5. Сообщите им, сколько масла вы хотите заказать и сколько марок вы хотите использовать в качестве оплаты.Цену и количество необходимого масла, а также способ оплаты необходимо согласовать с компанией.

Помните, вы можете использовать столько карточек или марок, сколько хотите, с каждым заказом. Например, если у вас есть четыре марки стоимостью 20 фунтов стерлингов, вы можете использовать их в качестве частичной оплаты вашего заказа. Вам не обязательно заполнять сберегательную карту, чтобы использовать ее для оплаты топлива.

Вы можете использовать только марки Stay Warm — нефтяные компании, участвующие в схеме, не принимают никакие другие марки на вашу карту.

Ваша сберегательная карта работает как наличные, поэтому убедитесь, что вы храните ее в безопасности — мы не несем ответственности за украденные, утерянные или поврежденные марки или карты.

Нефтяные компании или розничные торговцы, желающие принять участие в схеме, могут зарегистрироваться, отправив электронное письмо по адресу [email protected] или позвонив по телефону 028 9027 0428.

Нефтяные компании-участники

Эти нефтяные компании принимают топливные талоны в рамках программы Be Warm.

Мы не поддерживаем покупку нефти или товаров у нефтяных компаний, участвующих в программе Be Warm. В этой схеме мы выполняем только административную роль и не вступали в какие-либо договорные отношения, касающиеся качества нефти или товаров.

Нефтяные компании	Телефон
AH Fuels Oil Ltd	028 8676 2447
Belfast and Down Oil Supplies	028 9040 2240
Ballynahinch Fuels	028 9756 5444
Carlisle Fuels	028 9756 1122
DCC Energy	028 9045 4555
DE Andrews Fuels	028 9074 9595
Истсайд Фьюэлз	028 9073 2596
Эмо-топливо	028 9024 2470
Эмо Масло	028 9084 8586
Fast Oils	07591 782 189
Finlay Fuels	028 9752 8332
Лесное топливо	028 9070 9050
Топливо 4 You	028 9269 3244
Hannahstown Fuels	028 9062 5252
Irwin Fuels	028 9266 3891
Кингз Фьюэлз	028 9080 1515
Knockbracken Fuels	028 9081 2733
Лаган Ойлз	028 9267 6577
Лисберн Фьюэлз	028 9265 1004
Meekin Fuel Group	028 9443 2417
Meekin Oil	028 9752 1605
Моллой Фьюэлз	028 9032 1032
Morgan Fuels	028 9077 1221
Morrow Fuels	028 9262 1741
Nicholl Fuels	028 9261 2536
Nicholl (Fuel Oils) Ltd	028 9077 7879
Oil Direct NI Ltd	028 9353 9007
Patterson Oil	0333 0095 141
Рейни Фьюэлз	028 9044 8430
Riverside Oils	028 9442 9628
Рой Кеннеди Фьюэлз	028 9261 1750
Star Fuels	028 9083 8381
T&P Уоттерс	028 9039 1803
Тейлор Фьюэлз	028 9334 2456
Топаз Топливо	028 9055 3800
Твид Топливо	028 9338 2502
W&M Lorimer	028 9442 2224
Young Fuels	028 9442 2071

Руководство для нефтяных компаний и предприятий розничной торговли

Руководство для нефтяных компаний

Эта информация предназначена для нефтяных компаний, принимающих топливные талоны в рамках программы Be Warm.

• Мы вышлем вам все необходимое для участия в программе, включая формы заявки и инструкции.
Марки
• Be Warm продаются по 5 фунтов стерлингов каждая и будут продаваться в розничных магазинах по всему Белфасту.
• Покупатели смогут покупать марки в розничных магазинах и сохранять их на коллекционной карте. Каждая карта имеет уникальный серийный номер и может содержать до 40 марок (стоимостью 200 фунтов стерлингов).
• Частично заполненные карты можно использовать для оплаты нефти.
• Когда клиенты будут готовы заказать масло, они свяжутся с вами или с другой компанией, участвующей в схеме, и закажут доставку. В их коллекционной карточке указаны имена и контактные данные всех участвующих компаний и объясняется, что они должны сообщить своей компании точную стоимость сохраненных марок.
• Затем вы должны сообщить клиенту, как вы ожидаете получить его карту инкассо, например, во время доставки или следует ли ее отправить до доставки масла.
• Когда вы получите коллекционную карту, вы должны проверить действительность марок, а затем стереть, отменить или пометить их, чтобы их нельзя было использовать снова. Однако вы должны убедиться, что серийный номер все еще можно прочитать.
• Вы обязаны проверить, действительны ли марки, поскольку мы не возмещаем вам расходы за поддельные марки.
• Если коллекционная карта содержит марки нескольких советов, мы вернем только марки Be Warm на карте.
• Отправьте нам свои старые карточки с масляными марками вместе с бланком претензии, который мы вам предоставим.
• Вы можете подумать об использовании ручной или зарегистрированной доставки для коллекционных карточек, поскольку мы не берем на себя ответственность и не оплачиваем любые марки, утерянные по почте.
• Мы возместим вам расходы (в электронном виде) в течение десяти рабочих дней с момента получения ваших форм претензий и карт инкассо.
• Мы не несем ответственности за марки или карты, которые были утеряны или украдены у клиентов, розничных продавцов или нефтяных компаний.Об утерянных или украденных картах необходимо незамедлительно сообщать нам.
• Если нам станет известно о марках, которые были заявлены утерянными или украденными, мы предоставим их данные всем зарегистрированным поставщикам масла.

Руководство для розничной торговли

Эта информация предназначена для розничных продавцов, продающих топливные талоны и сберегательные карты в рамках программы Be Warm.

• Когда вы соглашаетесь подписаться на схему, мы дадим вам книгу нефтяных марок, а также сберегательные карты, рекламные материалы и материалы, необходимые для оплаты нам продаваемых вами марок.Если вам нужно больше марок, позвоните нам по телефону 028 9027 0428.
• Сотрудник вашего магазина должен расписаться за штампами при доставке.
• Вы будете продавать нефтяные марки и сберегательные карточки на 5 фунтов стерлингов представителям общественности.
• Вы должны попросить каждого покупателя написать свое имя и адрес, по которому его масло будет доставлено в их карточку сбора.
• Все деньги за продаваемые вами марки должны пересылаться нам каждую неделю.
• Вы можете переслать нам деньги, поместив их непосредственно на наш банковский счет, используя регистрационную книжку, которую мы вам предоставим, или отправив нам чек с использованием конвертов, которые мы также предоставим.
• Вы должны вернуть форму сверки в конверте с чеком или, если вы подаете заявление, вы можете отправить форму в предоставленном конверте или отправить ее копию по факсу на номер 028 9024 0396. Мы предоставим вам формы сверки.
• После того, как вы подписались на свои нефтяные марки, вы обязаны обеспечить их безопасность в своем помещении, так как вы должны либо заплатить за проданные марки, либо вернуть нам непроданные марки. Вы должны записывать все поврежденные марки и возвращать их нам.
• После того, как марки будут проданы покупателю, он не сможет получить возмещение ни в вашем магазине, ни у нас.
• Мы будем поддерживать с вами регулярную связь, чтобы убедиться, что программа работает эффективно.

  No related posts.