Metode și tehnologii de management al productivității bine. Ei bine managementul productivității

INTRODUCERE Principalele zăcăminte de petrol extrem de productive din Rusia se află în faza finală de dezvoltare, cu reduceri mari de apă și niveluri scăzute de producție de petrol. Producția actuală de petrol nu este complet completată de creșterea rezervelor în timpul explorării geologice, calitatea rezervelor de petrol nou descoperite este în continuă scădere. În acest sens, problema menținerii și creșterii productivității puțurilor de producție devine din ce în ce mai mare 10. 02. 2018 2

INTRODUCERE Intensitatea - un indicator al eficienței obiectului pentru o anumită perioadă de timp. În raport cu producția de petrol, acesta este debitul unui puț. Dacă intensificarea este înțeleasă ca o creștere a productivității, atunci în producția de petrol este un proces de dezvoltare a producției bazat pe utilizarea rațională a resurselor tehnice și realizările progresului științific și tehnologic. Adică intensificarea extracției petrolului dintr-o sondă de producție reprezintă o creștere a productivității acestuia datorită măsurilor geologice și tehnice, îmbunătățirii mijloacelor tehnice de exploatare, optimizarii modurilor tehnologice de exploatare 10.02.2018 3

INTRODUCERE Productivitatea sondelor de petrol este unul dintre principalii indicatori care determină eficiența producției de petrol în dezvoltarea câmpului, mai ales în condiții geologice și fizice dificile. Condițiile geologice și fizice dificile pentru câmpurile petroliere includ cel mai adesea: permeabilitatea scăzută a formațiunilor productive; conținut crescut de argilă al rezervorului; structura fracturată-poroasă a rezervorului; un grad ridicat de eterogenitate a straturilor productive; tăiere mare de apă; vâscozitatea ridicată a fluidelor din rezervor (ulei); saturație ridicată a petrolului cu gaze. 10. 02. 2018 4

INTRODUCERE Deteriorarea proprietăților de filtrare ale unei formațiuni productive este asociată cu o scădere a permeabilității absolute sau relative (de fază) a rezervorului. Motivele scăderii permeabilității absolute: o scădere a debitului canalelor de filtrare în timpul înfundarii spațiului poros al rezervorului, procesele de deformare care au loc în rezervor cu o scădere a presiunii rezervorului. Reducerea permeabilității fazelor 10. 02. 2018 5

INTRODUCERE Unul dintre principalele motive pentru deteriorarea caracteristicilor de filtrare ale formațiunii este scăderea presiunii rezervorului și a presiunii la fundul puțurilor de producție.În plus, în timpul funcționării puțurilor, este necesar să se evalueze influența condițiilor termodinamice. și factori geologici și fizici asupra productivității acestora. Monitorizarea, evaluarea și prognoza productivității sondelor de producție sunt necesare pentru gestionarea eficientă a acestui indicator în dezvoltarea câmpurilor petroliere. 10. 02. 2018 6

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE ZAZCURILOR DE PRODUCȚIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. 1. Rezervor, rezervor, depozit de petrol În procesul de formare și migrare în intestinele scoarței terestre, ȚEIUL se acumulează în rezervoare naturale. Un rezervor natural este un rezervor pentru petrol, gaz sau apă în roci rezervor acoperite de roci slab permeabile. Partea superioară a unui rezervor în care se acumulează petrol și gaz se numește capcană. Un colector de petrol (gaz, apă) este o rocă care are goluri comunicante sub formă de pori, fisuri, caverne etc., umplute (saturate) cu petrol, gaz sau apă și capabilă să le elibereze atunci când se creează o cădere de presiune. 10. 02. 2018 7

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE O acumulare semnificativă de petrol (gaz) adecvat dezvoltării industriale într-o capcană a unui rezervor natural se numește zăcământ. O colecție de zăcăminte de petrol sau gaze conectate printr-o zonă a suprafeței pământului formează un câmp. Cea mai mare parte a câmpurilor petroliere este limitată la roci sedimentare, care se caracterizează printr-o structură stratificată (stratificată). Un rezervor de petrol poate ocupa o parte din volumul unuia sau mai multor rezervoare în care gazul, petrolul și apa sunt distribuite în funcție de densitatea lor. 10. 02. 2018 8

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Un zăcământ de petrol include un zăcământ de hidrocarburi și o zonă adiacentă saturată cu apă (presiunea apei). Un depozit care conține ulei cu gaz dizolvat se numește ulei (Fig. 1. 1). 10. 02. 2018 9

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Un zăcământ de petrol cu ​​capac de gaz se numește gaz-oil (Fig. 1. 2). Dacă capacul de gaz este mare (volumul părții rezervorului cu un capac de gaz depășește volumul rezervorului saturat cu ulei), câmpul 10. 02. 2018 10

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Porțiunea saturată de petrol a formațiunii se numește în acest caz bordura de ulei (Fig. 1. 3). Suprafața de-a lungul căreia capacul de gaz și limita de ulei în condiții de rezervor se numește contact gaz-pacură (GOC), suprafața delimitării petrolului și apei se numește contact apă-ulei (WOC). Linia de intersecție a suprafeței WOC (GOC) cu vârful formațiunii productive este conturul exterior, cu fundul formațiunii - conturul interior al conținutului de petrol (gaz). 10. 02. 2018 11

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚIILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Un depozit se numește rezervor plin dacă hidrocarburile ocupă spațiul porilor pe toată grosimea formațiunii productive (vezi Fig. 1. 2). Într-un rezervor incomplet, hidrocarburile nu umplu rezervorul pe întreaga sa grosime (vezi Fig. 1. 3). v. În depozitele cu apă marginală (contur), ulei și apă de pe aripile rezervorului (vezi Fig. 1. 3), în depozitele cu apă de fund - pe întreaga zonă a depozitului (vezi Fig. 1. 1). și 1. 2). Zăcămintele de petrol sunt limitate în principal la trei tipuri de rezervoare - structură poroasă (granulară), fracturată și mixtă. 10. 02. 2018 12

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI A CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Rezervoarele poroase sunt Ø formate din roci terigene nisipos-lmoasoase, roci Ø al căror spaţiu poros este format din cavităţi intergranulare. Aceeași structură a spațiului porilor este tipică pentru calcare și dolomite 10. 02. 2018 13

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE În rezervoarele pur fracturate (în principal carbonatice), spațiul porilor este format dintr-un sistem de fracturi. Părțile rezervorului dintre fracturi sunt blocuri de roci dense, cu permeabilitate scăzută, nefracturate, al căror spațiu poros nu participă la procesele de filtrare. În practică, rezervoarele fracturate de tip mixt sunt mai frecvente, al căror volum de pori include atât sistemele de fracturi, cât și spațiul porilor blocurilor, precum și cavernele și cavitățile carstice. 10. 02. 2018 14

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Cel mai adesea, formațiunile carbonatice sunt rezervoare fracturate-poroase după tipul lor. Partea principală a uleiului din ele este conținută în porii blocurilor, fluidul este transferat de-a lungul fisurilor. Rocile sedimentare sunt principalele rezervoare de petrol și gaze. Aproximativ 60% din rezervele de petrol ale lumii sunt limitate la terigen, 39% - la depozite de carbonat, 1% - la roci metamorfice și magmatice deteriorate. Datorită varietății condițiilor de formare a sedimentelor, proprietățile geologice și fizice ale formațiunilor productive la 10.02.2018 ale diferitelor câmpuri pot varia foarte mult 15

I. FACTORII CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE se numesc proprietăți filtrare-capacitive. Proprietățile de filtrare și de rezervor ale rocilor de zăcământ de petrol sunt caracterizate de următorii indicatori principali: porozitate, permeabilitate, proprietăți capilare, suprafață specifică, fracturare.

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Proprietățile de capacitate ale rocii sunt determinate de porozitatea acesteia. Porozitatea se caracterizează prin prezența golurilor (pori, fisuri, caverne) în rocă, care reprezintă un rezervor pentru lichide (apă, petrol) și gaze. Există porozitate generală, deschisă și eficientă. 10. 02. 2018 17

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Porozitatea totală (absolută, totală) este determinată de prezența tuturor golurilor din rocă. Coeficientul de porozitate totală este egal cu raportul dintre volumul tuturor golurilor și volumul vizibil al rocii. Porozitatea deschisă (porozitatea de saturație) este caracterizată prin volumul de goluri comunicante (deschise) în care poate pătrunde lichidul sau gazul. Porozitatea efectivă este determinată de acea parte a volumului de pori deschiși (goluri) care participă la filtrare (volumul de pori deschiși minus volumul de apă legată pe care îl conțin). 10. 02. 2018 18

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI A CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Proprietăţile de filtrare ale rocilor le caracterizează permeabilitatea – capacitatea de a trece lichide sau gaze prin ele însele la crearea unei căderi de presiune. Mișcarea lichidelor sau gazelor într-un mediu poros se numește filtrare. În funcție de mărimea dimensiunii transversale, canalele porilor (canale de filtrare) se împart în: supercapilare - cu un diametru mai mare de 0,5 mm; capilar - de la 0,5 la 0,0002 mm; subcapilar - mai mic de 0,0002 mm. 10. 02. 2018 19

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE În canalele supracapilare, fluidul se mișcă liber sub acțiunea gravitației; în canalele capilare, mișcarea lichidului este dificilă (este necesar să se depășească acțiunea forțelor capilare), gazul se mișcă destul de ușor; în canalele subcapilare, lichidul nu se deplasează sub căderile de presiune care sunt create în timpul dezvoltării câmpului. În timpul exploatării uleiului 10. 02. 2018 20

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI A CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Pentru a caracteriza permeabilitatea rocilor petroliere, există permeabilitatea absolută, de fază (efectivă) şi relativă. 10.02.2018 21

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Permeabilitatea absolută este permeabilitatea unui mediu poros atunci când în el se deplasează numai o fază (gaz sau lichid omogen) în absenţa altor faze. Permeabilitatea efectivă (de fază) este permeabilitatea rocii pentru unul dintre lichide sau pentru un gaz, în timp ce două sau mai multe faze sunt în spațiul porilor în același timp. Permeabilitatea relativă a unui mediu poros este definită ca raportul fazei 10. 02. 2018 22

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Rocile permeabile includ Ø nisipuri, Ø gresii, Ø calcare. La impermeabil sau slab permeabil - Ø argilă, Ø şisturi, Ø gresii cu cimentare argilosă etc. Una dintre proprietăţile importante ale rocilor este fracturarea lor, care se caracterizează prin Ø densitate, Ø densitate în vrac şi Ø deschidere a fisurilor. 10. 02. 2018 23

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚII DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Densitatea este raportul dintre numărul de fracturi Δn, tăind normala planurilor lor, la lungimea acestei normale Δl: Gт = Δn/Δl. (1) Densitatea în vrac δt caracterizează densitatea fisurilor în orice punct al formațiunii: δt = ΔS/ΔVf, (2) unde ΔS este jumătate din suprafața tuturor fisurilor dintr-un volum elementar de rocă ΔVf, m– 1. Volumul fisurilor dintr-un volum elementar de rocă ΔVt = ΔS ∙ bt, (3) 10. 02. 2018 24

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI A CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Coeficientul de porozitate la fractură mt raportul volumului de fractură la volumul rocii. Luând în considerare formulele (2) și (3), mt = bt ∙ δt. (4) Permeabilitatea rocii fracturate (excluzând permeabilitatea blocurilor interfracturate), µm 2, când fracturile sunt perpendiculare pe suprafața de filtrare, kt = 85.000 ∙ 2∙ bt ∙ mt, (5) unde bt este deschiderea fisurii, mm; mf este porozitatea fracturii, fracțiuni de unitate. 10.02.2018 25

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. 3. Eterogenitatea rezervorului Eterogenitatea rezervorului geologic este variabilitatea proprietăților litologice și fizice ale rocilor pe suprafață și secțiune. Zăcămintele de hidrocarburi sunt în principal multistrat, o singură unitate de producție conține mai multe straturi și straturi intermediare, corelate pe zonă, prin urmare, eterogenitatea geologică este studiată de-a lungul secțiunii și de-a lungul zonei. Această abordare permite Ø să caracterizeze variabilitatea valorilor parametrilor în funcție de volum care afectează distribuția rezervelor de petrol și gaze în subsol și a acestora 10. 02. 2018 26

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE ZAZCURILOR DE PRODUCȚIE ȘI CONDIȚII DE FUNCȚIONARE ALE FÂNTURILOR DE PRODUCȚIE În funcție de scopurile și obiectivele studiului, de stadiul explorării câmpului, în determinarea eterogenității geologice a zăcământului sunt utilizate pe scară largă diverse metode, care, cu un anumit grad de convenționalitate, pot fi combinate în trei grupe: a) geologice și geofizice, b) de laborator și experimentale, c) câmp și hidrodinamice. 10. 02. 2018 27

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCŢIE interpretarea sondajelor geofizice de teren ale sondelor. Cu ajutorul acestor metode se efectuează un studiu detaliat al secțiunii zăcământului, împărțirea secțiunii zăcământului, corelarea secțiunilor puțurilor, ținând cont de caracteristicile litologice și petrografice, la fel ținând cont de 10 paleontologice. 02. 2018 28

I. FACTORI CU DETERMINAREA CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE ZAZCORULUI DE PRODUCȚIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Rezultatul final al metodelor geologice și geofizice sunt profilele geologice și hărțile litologice care prezintă caracteristicile structurii straturilor productive de-a lungul secțiunii și zonei și au relevat relaţiile dintre parametrii individuali ai straturilor. 10. 02. 2018 29

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE O idee detaliată a proprietăților fizice ale rocilor se obține prin examinarea miezului prin metode de laborator. În studiile de laborator se determină porozitatea, permeabilitatea, compoziția granulometrică, conținutul de carbonat, saturația apei. Cu toate acestea, înainte de a răspândi valorile parametrilor rezervorului la întregul volum al zăcământului sau la o parte a acestuia, este necesar să legați cu atenție probele de miez studiate pentru selecție în secțiunea productivă 10.02.2018 30

I. FACTORI CU DETERMINAREA CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMATĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCŢIE Metodele hidrodinamice de câmp sunt metode care permit obţinerea de date care caracterizează proprietăţile hidrodinamice ale formaţiunilor. Studiile hidrodinamice au ca scop studierea proprietăților rezervorului, caracteristicile hidrodinamice ale rezervorului și proprietățile fizice ale fluidului care saturează rezervorul. Studiile hidrodinamice determină coeficienții de conductivitate hidraulică, piezoconductivitate, permeabilitate, 10. 02. 2018 31

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMATIUNILOR DE PRODUCȚIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Aceste metode permit, de asemenea, aprecierea gradului de uniformitate a formațiunii, identificarea ecranelor litologice, stabilirea relației dintre formațiunile de-a lungul secțiunii și puțurile de-a lungul secțiunii. zonă și evaluează saturația cu petrol a rocilor. Eterogenitatea zăcămintelor poate fi evaluată folosind indicatori care caracterizează caracteristicile structurii geologice a zăcămintelor. 10. 02. 2018 32

, I. FACTORI CARE DETERMINEAZĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Eterogenitatea straturilor poate fi apreciată cu ajutorul unor indicatori care caracterizează trăsăturile structurii geologice a zăcămintelor. Acești indicatori includ, în primul rând, coeficienții de disecție și conținutul de nisip. Coeficientul de compartimentare Кр se determină pentru rezervorul în ansamblu și se calculează prin împărțirea sumei straturilor intermediare de nisip pentru toate puțurile la numărul total de puțuri care au pătruns în rezervor: numărul de puțuri care au pătruns în rezervor (6) unde n 1, n 2,. . . , nm este numărul de straturi de rezervor din fiecare sondă; N este numărul total de puțuri care au pătruns în rezervor. 10. 02. 2018 33

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Raportul net-brut Kp este raportul dintre grosimea efectivă heff și grosimea totală a formației htot trasată în secțiunea unei sonde date: puț ( 7) Pentru rezervorul în ansamblu, raportul net-brut este egal cu raportul dintre grosimea totală efectivă a formării din toate puțurile și grosimea totală totală a formării din aceste puțuri. Pentru zăcămintele de petrol din regiunea Perm Kama, coeficienții de compartimentare și raportul net-brut variază de la 1,38 la 14,8 și, respectiv, de la 0,18 la 0,87. (În practică, învață aceste 10. 02. 2018 34

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMATIUNILOR DE PRODUCȚIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. 4. Compoziția și proprietățile fluidelor de formare Fluidele de formare care saturează formațiunile productive includ petrolul, gazele și apa. Uleiul este un amestec complex de compuși organici, în principal hidrocarburi și derivații acestora. Proprietățile fizice și chimice ale uleiurilor din domenii diferite și chiar ale diferitelor straturi ale aceluiași câmp sunt foarte diverse. După consistență, uleiurile se disting Ø ușor mobile, Ø vâscozitate mare (aproape deloc fluidă) sau se solidifică în condiții normale. Culoarea uleiurilor variază de la maro-verzui la negru. 10. 02. 2018 35

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCŢIE Există compoziţii elementare, fracţionale, de grup ale petrolului. Compoziția elementelor. Principalele elemente din compoziția uleiului sunt carbonul și hidrogenul. În medie, uleiul conține 86% carbon și 13% hidrogen. Alte elemente (oxigen, azot, sulf etc.) din ulei sunt nesemnificative. Cu toate acestea, ele pot afecta semnificativ fizico-chimicul 10. 02. 2018 36

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMATĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Compoziția grupului. Compoziția de grup a uleiului este înțeleasă ca raportul cantitativ al grupurilor individuale de hidrocarburi din acesta. 1. Hidrocarburile de parafină (alcanii) sunt hidrocarburi saturate (saturate) cu formula generală Cn. H2n+2. Conținutul în ulei este de 30-70%. Există alcani normali (n-alcani) și izostructură (izoalcani). Uleiul conține alcani gazoși С 2–С 4 (sub formă de gaz dizolvat), alcani lichizi С 5–С 16 (majoritatea fracțiilor de ulei lichid), alcani solizi С 17–С 53, care sunt incluși în 10.02.2018 37

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚII DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 2. Hidrocarburile naftenice (cicloalcanii) sunt hidrocarburi aliciclice saturate cu formula generală Cn. H2n, Cn. H 2 n– 2 (biciclic) sau Cn. H 2 n– 4 (triciclic). Uleiul conține în principal naftene cu cinci și șase membri. Conținutul în ulei este de 25-75%. Conținutul de naftene crește pe măsură ce greutatea moleculară a uleiului crește. 3. Hidrocarburile aromatice sunt compuși ale căror molecule conțin sisteme policonjugate ciclice. Acestea includ benzenul și omologii săi, toluenul, fenantrenul etc. Conținutul în ulei este de 10-15%. 10. 02. 2018 38

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMATĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE, sulf, metale. Acestea includ: rășini, asfaltene, mercaptani, sulfuri, disulfuri, tiofeni, porfirine, fenoli, acizi naftenici. Marea majoritate a compușilor heteroatomi sunt conținute în fracțiile cu cea mai mare greutate moleculară 10. 02. 2018 39

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Compoziția fracționată a petrolului reflectă conținutul de compuși care se evacuează în diferite intervale de temperatură. Uleiurile se fierb într-un interval foarte larg de temperatură - 28–550 °C și peste. Când este încălzită de la 40 la 180 ° C, benzina de aviație fierbe; 40–205 °С - benzină de motor; 200–300 °С – kerosen; 270–350 °С - nafta. La temperaturi mai ridicate, fracțiunile de ulei fierb. În funcție de conținutul fracțiilor ușoare care fierb până la 350 ° C, uleiurile sunt împărțite în uleiuri de tip T 1 (mai mult de 45%), 10.02.2018 40

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Densitatea petrolului de rezervor depinde de compoziția sa, presiunea, temperatură și cantitatea de gaz dizolvată în acesta (Fig. 1. 4). 10. 02. 2018 41

I. FACTORI CARE DETERMINEAZĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Cu cât densitatea petrolului este mai mică, cu atât randamentul fracțiilor ușoare este mai mare. Nu toate gazele, atunci când sunt dizolvate în ulei, au același efect asupra densității acestuia. Odată cu creșterea presiunii, densitatea uleiului scade semnificativ atunci când este saturat cu gaze de hidrocarburi.Dioxidul de carbon și gazele de hidrocarburi au cea mai mare solubilitate în petrol, iar azotul are o solubilitate mai mică. Când presiunea este redusă, mai întâi se eliberează azot din ulei, apoi gaze de hidrocarburi (întâi uscate, apoi grase) și dioxid de carbon. 10.02.2018 42

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Presiunea la care începe să se elibereze gazul din petrol se numeşte presiune de saturaţie (Psat). Presiunea de saturație depinde de raportul dintre volumele de petrol și gaz dizolvat din zăcământ, de compoziția acestora și de temperatura rezervorului. În condiții naturale, presiunea de saturație poate fi egală cu presiunea din rezervor sau mai mică decât aceasta: în primul caz, uleiul este complet saturat cu gaz, în al doilea caz, este subsaturat cu gaz. Diferența dintre presiunea de saturație și presiunea din rezervor pe 10 februarie 2018 poate varia de la zecimi la zeci de 43

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Probele de petrol prelevate din diferite părți ale rezervorului pot fi caracterizate prin diferite presiuni de saturație. Acest lucru se datorează modificării proprietăților petrolului și gazelor din zonă, cu influența asupra naturii eliberării gazelor din petrol a proprietăților rocii, proprietăților rocii cu influența cantității și proprietăților legate. apă și alți factori. apă Azotul dizolvat în uleiul de rezervor crește presiunea de saturație. 10. 02. 2018 44

I. FACTORI CARE DETERMINEAZĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE 10. 02. 2018 45

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Vâscozitatea - capacitatea unui lichid sau gaz de a rezista mişcării unor straturi de materie faţă de altele. Vâscozitatea dinamică este determinată prin legea lui Newton: (8) unde A este aria de contact a straturilor în mișcare de lichid (gaz), m 2; F este forța necesară pentru a menține diferența de viteze dv între straturile H; dy este distanța dintre straturile în mișcare de lichid (gaz), m; - coeficient de vâscozitate dinamică (coeficient 10.02.2018 46

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Vâscozitatea uleiului de rezervor diferă întotdeauna semnificativ de vâscozitatea uleiului separat, datorită cantității mari de gaz dizolvat, dependenței mari de presiune și temperatură (Fig. 1. 5, 1. 6) . Vâscozitatea petrolului în condiții de zăcământ din diferite câmpuri variază de la sute de m. Pa∙s la zecimi de m. Pa∙s. În condiții de rezervor, vâscozitatea uleiului poate fi de zece ori mai mică decât vâscozitatea uleiului separat. 10. 02. 2018 47

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Pe lângă vâscozitatea dinamică, pentru calcule se utilizează vâscozitatea cinematică - proprietatea unui lichid de a rezista mișcării unei părți a lichidului față de alta cu (9) luând în considerare gravitația: Unde este coeficientul de vâscozitate cinematică, m 2/s; - densitatea uleiului, kg/m 3. 10. 02. 2018 48

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Petrolul, ca toate lichidele, are elasticitate, adică capacitatea de a-și modifica volumul sub influența presiunii externe. Scăderea volumului se caracterizează prin coeficientul de compresibilitate (sau elasticitatea în vrac): (10) unde V este volumul ocupat de ulei la presiunea P, m 3; V este modificarea volumului uleiului cu o modificare a presiunii cu valoarea P, m 3. Coeficientul de compresibilitate depinde de: presiune, temperatura, compozitia uleiului, cantitatea de gaz dizolvat. Uleiurile care nu conțin gaz dizolvat au un factor de compresibilitate relativ scăzut de 0,4 - 0,7 GPa-1, iar uleiurile ușoare cu un conținut semnificativ de gaz dizolvat au un factor de compresibilitate crescut (până la 14 GPa-1). 10.02.2018 49

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚIILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUȚIILOR DE PRODUCȚIE condiții de rezervor și după separarea gazelor la suprafață: suprafața (11) unde V rezervor este volumul de petrol în condiții de zăcământ, m 3; Vdeg - volumul de ulei la presiunea atmosferică și o temperatură de 20 ° C după degazare, m 3. Utilizând coeficientul volumetric, se poate determina contracția uleiului U, adică scăderea volumului de ulei de formare atunci când este extras la suprafață, de obicei notat cu litera U (12) 10. 02. 2018 50

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Gazele petroliere constau dintr-un amestec de hidrocarburi gazoase predominant din seria parafinelor (metan, etan, propan, butan), azot, heliu, argon, dioxid de carbon , sulfat de hidrogen. Conținutul de azot, hidrogen sulfurat, dioxid de carbon poate ajunge la câteva zeci de procente. Gazele de hidrocarburi, in functie de compozitie, presiune, temperatura, se afla in depozit in diverse stari agregate: Ø gazoase, Ø lichide, Ø sub forma de amestecuri gaz-lichid. 10. 02. 2018 51

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Dacă nu există un capac de gaz într-un zăcământ de petrol, aceasta înseamnă că toate gazele sunt dizolvate în petrol. Pe măsură ce presiunea scade în timpul dezvoltării câmpului, acest gaz (gaz petrolier asociat) va fi eliberat din petrol. Densitatea amestecului de gaze: (13) unde este fracția de volum molar; densitate - i-a componentă, kg / m 3; Densitatea relativă a gazului în aer (14) Pentru condiții normale aer 1, 293 kg/m 3; pentru conditii standard aer 1, 205 kg/m 3. 10. 02. 2018 52

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE FUTURILOR DE PRODUCŢIE Amestecurile de gaze ideale se caracterizează prin aditivitatea presiunilor parţiale şi a volumelor parţiale. Pentru gazele ideale, presiunea amestecului este egală cu suma presiunilor parțiale ale componentelor (legea lui Dalton (16)): unde Р este presiunea amestecului de gaze, Pa; pi este presiunea parțială a i-a componentă din amestec, Pa; 10. 02. 2018 53

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE în acest caz (17) Aditivitatea volumelor parțiale ale componentelor amestecului de gaze este exprimată prin legea lui Amag: (18) Amag sau (19) Unde V – volum de amestec gazos, m3; Vi este volumul i-a componentă din amestec, s. Relația analitică dintre presiune, temperatură și volum a unui gaz se numește ecuația de stare.Starea unui gaz ideal în condiții standard este caracterizată de ecuația lui Mendeleev. Clapeyron PV = GRT unde P este presiunea absolută, Pa; V - volum, m 3; G este cantitatea de substanță, mol; R - 02.10.2018 constantă universală de gaz, Pa∙m 3 / mol∙deg; (20) 54

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚII DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Pentru gazul ideal (21) Gazele reale nu respectă legile gazului ideal, iar factorul de compresibilitate z caracterizează gradul de abatere al gazelor reale de la Legea Mendeleev-Clapeyron. Abaterea este asociată cu interacțiunea moleculelor de gaz care au un anumit volum propriu. În calculele practice, z 1 poate fi luat la presiunea atmosferică. Odată cu creșterea presiunii și temperaturii, valoarea coeficientului de supercompresibilitate diferă din ce în ce mai mult de 1. Valoarea lui z depinde de compoziția gazului, presiunea, temperatura la 10 februarie 2018 (valorile lor critice și reduse) și poate fi determinată 55

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Presiunea critică este presiunea unei substanţe (sau a unui amestec de substanţe) în starea sa critică. La o presiune sub cea critică, sistemul se poate descompune în două faze de echilibru - lichid și vapori. La presiunea critică, diferența fizică dintre lichid și vapori se pierde, substanța trece într-o stare monofazată. Prin urmare, presiunea critică poate fi definită ca presiunea limită (cea mai mare) a vaporilor saturați în condiții de coexistență a fazei lichide și a vaporilor. Temperatura critică este temperatura unei substanțe în starea sa critică. Pentru substanțele individuale, temperatura critică este definită ca temperatura la care diferențele de proprietăți fizice dintre lichid și vapori, 10.02.2018 56

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCȚIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE La temperaturi critice, densitățile vaporilor saturați și lichidului devin aceleași, limita dintre ele dispare și căldura de vaporizare trece la 0. Cunoscând compresibilitatea factor, se poate găsi volumul de gaz în condiții de rezervor: (22) unde denumirile cu indicele „pl” se referă la condițiile de rezervor, iar cu indicele „0” - la standard (suprafață). 10. 02. 2018 57

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Factorul de volum al gazului este utilizat la transformarea volumului de gaz în condiții standard în condiții de rezervor și invers (de exemplu, la calcularea rezervelor): (23). ) Vâscozitatea dinamică a gazului depinde de lungimea medie și de viteza medie a moleculelor: (24) Vâscozitatea dinamică a gazului natural în condiții standard este mică și nu depășește 0,01 - 0,02 m. Pa∙s. Crește odată cu creșterea temperaturii (pe măsură ce temperatura crește, viteza medie și lungimea traseului moleculelor cresc), cu toate acestea, la o presiune mai mare de 3 MPa, vâscozitatea începe să scadă odată cu creșterea temperaturii. 58

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Vâscozitatea gazului practic nu depinde de presiune (scăderea vitezei și lungimii traseului moleculelor cu creșterea presiunii este compensată de o creștere a presiunii). în densitate). Solubilitatea gazelor în ulei și apă. Din cantitate Solubilitatea gazelor în ulei și apă. Toate proprietățile sale cele mai importante depind de gazul dizolvat în uleiul de rezervor: vâscozitate, compresibilitate, dilatare termică, densitate etc. Distribuția componentelor gazului petrolier între faza lichidă și cea gazoasă este determinată de legile proceselor de dizolvare. 10. 02. 2018 59

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Procesul de dizolvare a unui gaz ideal la presiuni și temperaturi scăzute este descris de legea lui Henry (25) unde VG este volumul lichid - solvent, m 3; - coeficientul de solubilitate în gaz, Pa-1; VЖ - cantitatea de gaz dizolvată la o temperatură dată, m 3; P este presiunea gazului deasupra suprafeței lichidului, Pa. Coeficientul de solubilitate a gazului arată cât de mult gaz este dizolvat într-o unitate de volum de lichid la o anumită presiune: (26) 10.02.2018 60

I. FACTORI CARE DETERMINEAZĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Coeficientul de solubilitate depinde de natura gazului şi lichidului, presiune, temperatură. Natura apei și a hidrocarburilor este diferită, astfel încât componenta de hidrocarbură a gazului petrolier este mai puțin solubilă în apă decât în ​​petrol. Compușii nehidrocarburici ai gazului petrolier (CO, CO 2, H 2 S, N 2) se dizolvă mai bine în apă. De exemplu, apa de formare a orizontului cenomanian este foarte carbogazoasă (până la 5 m 3 CO 2 la 1 tonă de apă). Pe măsură ce presiunea crește, solubilitatea gazului crește, iar pe măsură ce temperatura crește, aceasta scade. Solubilitatea gazului depinde si de gradul de mineralizare al apei. 10. 02. 2018 61

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE ZAZCURILOR DE PRODUCȚIE ȘI CONDIȚII DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Când gazul se deplasează printr-un rezervor, se observă așa-numitul efect de throttling - o scădere a presiunii debitului de gaz atunci când se deplasează prin constrângeri în canale. În același timp, se observă și o schimbare a temperaturii. Intensitatea schimbării de temperatură T cu o modificare a presiunii P este caracterizată de ecuația Joule-Thomson: (27) unde t este coeficientul Joule-Thomson (depinde de natura gazului, presiune, temperatură), K/Pa. 10. 02. 2018 62

I. FACTORI CARE DETERMINEAZĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE ZAZCURILOR DE PRODUCȚIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Compoziția apelor de zăcământ este diversă și depinde de natura zăcământului de petrol care se exploatează, de proprietățile fizico-chimice ale petrolului și gazelor. O anumită cantitate de săruri este întotdeauna dizolvată în apele de formare, în principal cloruri (până la 80-90%) din conținutul total de sare. Tipuri de apă de formare: fund (apă care umple porii rezervorului de sub depozit); marginal (apa care umple porii din jurul rezervorului); intermediar (între straturi); rezidual (apă din partea saturată cu petrol sau saturată de gaz a rezervorului, rămasă de la formarea rezervorului). 10.02.2018 63

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚIILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Apa de formare este adesea un agent care dislocă uleiul din formațiune, iar proprietățile sale afectează cantitatea de petrol deplasată. Principalele proprietăți fizice ale fluidelor de formare sunt densitatea și vâscozitatea. Vâscozitatea fluidului filtrat are un impact direct asupra productivității puțului. 10. 02. 2018 64

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚII DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Apariția apei în producerea puțurilor de petrol poate duce la formarea de emulsii apă-ulei. Globulele de apă din ulei sunt stabilizate rapid de compușii activi de suprafață și impuritățile mecanice conținute în el (particule de argilă, nisip, produse de coroziune din oțel, sulfură de fier), apoi sunt dispersate suplimentar. Emulsiile apă-ulei rezultate sunt caracterizate prin vâscozitate ridicată. Cele mai stabile emulsii se formează atunci când tăierea de apă a produsului este de 35 - 75%. Inundarea cu petrol în anumite condiții poate determina formarea mai intensă a depozitelor de asfaltenă-rășină-parafină (ARPD). 10. 02. 2018 65

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. 5. Condiții termodinamice Toate zăcămintele de hidrocarburi au o rezervă mai mare sau mai mică de diferite tipuri de energie care poate fi folosită pentru deplasarea petrolului și gazelor la fund. de fântâni. Potențialul depozitelor depinde în mod semnificativ de valoarea presiunii de formare inițială și de dinamica modificării acesteia în timpul dezvoltării zăcământului. Presiunea inițială (statică) din rezervor Рpl. inițială - aceasta este presiunea din rezervor în condiții naturale, adică înainte de extragerea lichidelor sau a gazului din acesta. Valoarea presiunii inițiale a rezervorului în zăcământ și în exteriorul acestuia Ø este determinată de caracteristicile sistemului natural de apă, la care se limitează zăcământul, și Ø de amplasarea zăcământului în acest sistem. 10. 02. 2018 66

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE EXPLOATARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Sistemele naturale de apă sub presiune se împart în sisteme de infiltrare și de eliziune, care diferă în condiții de formare, Ø caracteristici ale proceselor de filtrare și Ø valori ale presiunii. Depozitele de hidrocarburi asociate cu sistemele acţionate de apă de aceste tipuri pot avea valori diferite ale presiunii iniţiale de formare la aceeaşi adâncime a formaţiunilor productive. În funcție de gradul de conformitate a presiunii inițiale de formare la adâncimea de apariție a rezervoarelor, se disting două grupe de depozite de hidrocarburi: depozite cu presiunea de formare inițială corespunzătoare presiunii hidrostatice; corespunzătoare presiunii hidrostatice a rezervorului cu presiunea inițială a rezervorului, 10. 02. 2018 67

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE În practica geologică și de teren, se obișnuiește denumirea zăcămintelor de primul tip zăcăminte cu presiune normală de rezervor, al doilea tip - zăcăminte cu presiune anormală de rezervor. . O astfel de împărțire este condiționată, deoarece orice valoare a presiunii de formare inițială este asociată cu caracteristicile geologice ale zonei și este normală pentru condițiile geologice luate în considerare. Într-un acvifer, presiunea inițială de formare este considerată egală cu presiunea hidrostatică atunci când înălțimea piezometrică corespunzătoare, în fiecare punct, corespunde aproximativ cu adâncimea formațiunii. Presiunea rezervorului, apropiată de cea hidrostatică, este tipică pentru sistemele de apă-presiune de infiltrare și depozitele limitate la acestea. În limitele zăcămintelor de petrol și gaze, valorile presiunii inițiale ale rezervorului depășesc valoarea acestui indicator în acvifer la aceleași cote absolute ale rezervoarelor. 10.02.2018 68

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Diferența dintre rezervor și presiunea hidrostatică la un punct absolut al rezervorului se numește în mod obișnuit presiunea în exces al rezervorului Pizb. În sistemele de infiltrare, gradientul de presiune vertical al rezervorului pentru zăcămintele de petrol și gaze, chiar și luând în considerare excesul de presiune, de obicei nu depășește 0,008 0,013 MPa/m. Limita superioară este tipică pentru depozitele de gaz de mare înălțime. Creșterea presiunii de formare în crestele depozitelor sistemelor de infiltrare sub presiune a apei nu trebuie confundată cu presiunea superhidrostatică. 10. 02. 2018 69

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Conformitatea presiunii rezervorului cu hidrostatică, adică adâncimea rezervorului, se apreciază după valoarea presiunii din acviferul rezervorului direct la nivelul limitele depozitului. Cu un gradient vertical mai mare de 0,013 MPa/m, presiunea de formare este considerată superhidrostatică (SHPP), cu un gradient mai mic de 0,008 MPa/m - mai puțin decât hidrostatic. În primul caz, există o presiune ultra-înaltă (SVPD), în al doilea caz, o presiune în rezervor ultra-scăzută (LPP). Prezența SGPD în rezervoare poate fi explicată prin faptul că, la o anumită etapă a istoriei geologice, rezervorul primește o cantitate crescută de fluid datorită excesului debitului său de intrare față de debitul de ieșire. 10. 02. 2018 70

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE În astfel de sisteme, presiunea este creată prin stoarcerea apei din straturile de rezervor în timpul compactării acestora sub influența presiunii hidrostatice, a proceselor geodinamice, ca urmare a cimentării. a rocilor, dilatarea termică a apei etc. Într-un sistem de eliziune, zona de reîncărcare este partea cea mai scufundată a rezervorului, din care apa se deplasează în direcția de creștere a formațiunii către zonele de deversare. O parte din presiunea geostatică este transferată în această apă, astfel încât presiunea rezervorului în partea saturată cu apă a rezervorului, care mărginește depozitul de hidrocarburi, crește față de presiunea hidrostatică normală. Odată cu creșterea apropierii sistemului de apă-presiune și a volumului de apă stors în acesta, valorile AGPD cresc. Acest lucru este tipic în special pentru formațiunile care apar la adâncimi mari între straturile groase de roci argiloase, în intersare și subsare 10. 02. 2018 71

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE FUTURILOR DE PRODUCȚIE În cadrul sistemelor de eliziune apă-presiune, presiunea în părțile hipsometric ridicate ale zăcămintelor de petrol și gaze, precum și în cadrul sistemelor de infiltrare, este ușor crescută din cauza excesului de rezervor. Presiunea rezervorului este mai mică decât hidrostatică (cu un gradient vertical mai mic de 0,008 MPa/m), este rară. Prezența presiunilor scăzute în rezervoare poate fi explicată prin faptul că, într-un anumit stadiu al istoriei geologice, s-au creat condiții care au dus la un deficit de apă de formare în rezervor, de exemplu, cu o creștere a porozității asociată cu leșierea sau recristalizarea. de roci. Volumul de apă care saturează spațiul gol poate scădea și datorită scăderii temperaturii rezervoarelor 10. 02. 2018 72

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE EXPLOATARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE parametrii rezervorului în timpul funcționării acestuia, nivelurile și dinamica producției anuale de petrol și gaze. Valoarea presiunii de formare a rezervorului trebuie luată în considerare atunci când se evaluează valorile porozității și permeabilității rezervoarelor în apariția lor naturală din miez.

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE ZAZCURILOR DE PRODUCȚIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Cunoașterea valorii presiunii inițiale de rezervor a lacului și a tuturor straturilor de rezervor adiacente este necesară atunci când se justifică tehnologia de foraj și proiectarea puțurilor, adică ieșirile de terenuri, adică depășirile de teren. țevi blocate, crescând gradul de perfecțiune al pătrunderii rezervorului fără a reduce productivitatea rezervorului în comparație cu caracteristicile sale naturale. Conformitatea presiunii rezervorului cu presiunea hidrostatică poate servi ca un indicator al limitării depozitului la sistemul de apă-presiune de infiltrare. În aceste condiții, se poate aștepta ca în timpul dezvoltării rezervorului, presiunea rezervorului să scadă relativ lent. La întocmirea primului document de proiect pentru dezvoltare 10. 02. 2018 74

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Datele de temperatură de formare sunt necesare atunci când se studiază proprietățile fluidelor de formare (petrol, gaz și apă), se determină regimul de formare și dinamica mișcării apelor subterane, când rezolvarea diverselor probleme tehnice legate de astuparea puțurilor, perforarea, etc. Măsurarea temperaturii în puțuri încapsulate sau necapsulate se realizează cu un termometru de maxim sau un electrotermometru. 10. 02. 2018 75

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Înainte de măsurare, sonda trebuie să fie în repaus timp de 20-25 de zile pentru a restabili regimul natural de temperatură perturbat de foraj sau exploatare. În timpul forajului, temperatura se măsoară de obicei în puțuri care sunt oprite temporar din motive tehnice. În puțurile de producție, măsurarea temperaturii este fiabilă numai pentru intervalul adâncimii formațiunii productive (de producție). Pentru a obține date fiabile de temperatură în alte intervale, puțul trebuie să fie închis pe 10 februarie 2018 pentru o perioadă lungă de timp. 76

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE În acest scop se folosesc puțuri de producție inactive sau temporar blocate. La măsurarea în puțuri, ar trebui să se țină cont de posibila scădere a temperaturii naturale din cauza manifestărilor gazelor (efectul de accelerație). Datele de măsurare a temperaturii sunt utilizate pentru a determina treapta geotermală și gradientul geotermal. Etapa geotermală - distanța în metri la adâncire cu care temperatura rocilor crește în mod natural cu 1 ° C, este determinată de formula: (28) 10. 02. 2018 77

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE unde G este treapta geotermală, m/°С; H este adâncimea locului de măsurare a temperaturii, m; h este adâncimea stratului cu temperatură constantă, m; T este temperatura la adâncimea H, °С; t este temperatura constantă la adâncimea h, °C. Pentru o caracterizare mai precisă a etapei geotermale, este necesar să existe măsurători de temperatură pe întregul sondă. Astfel de date fac posibilă calcularea valorii treptei geotermale în diferite intervale ale secțiunii, precum și determinarea gradientului geotermal, adică creșterea temperaturii în °C cu o adâncime de (29) la fiecare 100 m. 10. 02. 2018 78

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE În zonele cu schimburi dificile de apă, valoarea treptei geotermale în acvifer depinde de poziţia sa hipsometrică. În zonele cu mișcare scăzută a apei, cu absența practică a schimbului de apă, etapa geotermală este 10. 02. 2018 79

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE FUNȚIILOR DE PRODUCȚIE Conform hărții geoizotermelor, se apreciază atenuarea curgerii subterane din cauza deteriorării permeabilității gresiilor, se urmărește dinamica și direcția de mișcare a apei subterane. adică anticlinalele sunt zone cu temperatură crescută, iar sinclinalele sunt zone cu temperatură mai scăzută. Pentru straturile superioare ale scoarței terestre (10 - 20 km), valoarea treptei geotermale este în medie de 33 m/°C și 10.02.2018 80

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE În zăcămintele de petrol, principalele forțe care mișcă straturile sunt: ​​presiunea apei de contur, care apare sub acțiunea masei sale; mase de presiune a apei de contur create de expansiunea elastică a rocii și a apei; presiunea gazului în capacul de gaz; elasticitatea gazului eliberat din petrol dizolvat în 81 10. 02. 2018; gaz

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚII DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Odată cu manifestarea predominantă a uneia dintre sursele de energie denumite, se disting, respectiv, regimurile zăcămintelor de petrol: 1. acvatice; 2. presiunea elastica a apei; 3. presiunea gazului (mod capac gaz); 4. gaz dizolvat; 5. gravitaţie. 10. 02. 2018 82

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE caracteristicile geologice și fizice ale zăcământului (condiții termobarice, starea de fază a hidrocarburilor și proprietățile acestora); condițiile de apariție și proprietățile rocilor rezervor; gradul de racordare hidrodinamică a zăcământului din 83 10.02.2018

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Condițiile zăcământului pot avea un impact semnificativ asupra condițiilor zăcământului. La utilizarea energiei naturale în dezvoltarea zăcămintelor depind de regim: intensitatea scăderii presiunii din rezervor; rezerva de energie a zăcământului la fiecare etapă de dezvoltare; comportamentul limitelor mobile ale depozitului (GOC, GWC, WOC); modificarea volumului depozitului pe măsură ce acesta este retras 10. 02. 2018 84

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Rezerva de energie naturală şi formele de manifestare a acesteia determină eficienţa dezvoltării zăcământului: ritmul producţiei anuale de petrol (gaz); dinamica altor indicatori de dezvoltare; gradul posibil de recuperare finală a rezervelor din subsol. 10. 02. 2018 85

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE SONDELOR DE PRODUCȚIE Modul de funcționare al zăcământului afectează modul de funcționare al zăcământului afectează durata de funcționare a puțurilor în diverse moduri; selectarea unei scheme de dezvoltare a câmpului pentru un câmp etc. Modul de funcționare al unui zăcământ poate fi judecat din curbele modificărilor presiunii rezervorului și factorului de gaz al întregului zăcământ. 10. 02. 2018 86

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. În regimul apă-presiune, principalul tip de energie este presiunea apei marginale, care pătrunde în rezervor și compensează complet cantitatea. de lichid prelevat din puţ. Volumul zăcămintei de petrol scade treptat datorită creșterii OWC. Pentru a reduce producția de apă asociată din formațiune, în puțurile forate în apropierea sau în interiorul OWC, partea inferioară a formațiunii saturate cu petrol nu este de obicei perforată. 10. 02. 2018 87

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 10. 02. 2018 88

I. FACTORI CARE DETERMINEAZĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE ZAZCARELOR DE PRODUCȚIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE . În modul condus de apă, se obține un factor mare de recuperare a uleiului - 0,6 0,7 Acest lucru se datorează capacității apei (în special a apei mineralizate de formare) de a spăla bine uleiul și de a-l deplasa din 10.02.2018 cavitățile rocilor de rezervor + combinație 89

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 10.02.2018 90

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. Retragerea lichidului nu este complet compensată prin pătrunderea apei în depozit 2. Reducerea presiunii în rezervor se extinde treptat dincolo de rezervor și captează zona de partea cu apă a rezervorului. 3. Aici are loc expansiunea rocii și a apei de formare. 4. Coeficienții de elasticitate ai apei și rocilor sunt nesemnificativi, totuși, dacă aria de presiune redusă este semnificativă (de multe ori mai mare decât dimensiunea rezervorului), forțele elastice ale rezervorului creează o rezervă semnificativă de energie. 10. 02. 2018 91

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE forțe elastice ale zăcământului propriu-zis și, respectiv, acviferului rezervorului, m 3; Vн, Vв - volumele părții purtătoare de ulei a rezervorului și ale părții purtătoare de apă implicate în procesul de reducere a presiunii rezervorului m 3; , - elasticitatea volumetrică a formațiunii în părțile purtătoare de ulei și apă (, unde m este coeficientul mediu de porozitate, Pa-1; w, p, sunt coeficienții de elasticitate volumetrică a lichidului și a rocii), Pa- 1. Proporția de ulei obținută datorită elasticității regiunii purtătoare de petrol a rezervorului este mică, deoarece volumul zăcământului este (cel mai adesea) mai mic decât volumul acviferului. 10. 02. 2018 92

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Modul elastic apă-presiune se manifestă de obicei 1. în depozite de sisteme de infiltrare apă-presiune, 2. cu o slabă legătură hidrodinamică cu zona de reîncărcare (datorită la mare distanță), 3. permeabilitate redusă a rezervorului și vâscozitate crescută a uleiului; 4. în depozite mari cu retrageri semnificative de fluide care nu sunt complet compensate prin pătrunderea apei de formare în depozit; 5. în depozite limitate la sisteme de eliziune apă-presiune. 10. 02. 2018 93

I. FACTORI CARE DETERMINEAZĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE ZAZCURILOR DE PRODUCȚIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Condiții de existență: apariția rezervorului pe o suprafață mare în afara zăcământului; excesul presiunii inițiale din rezervor față de presiunea de saturație. Condițiile sunt mai rele decât în ​​modul cu apă. CIN - 0, 55. 10. 02. 2018 94

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚII DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 3. Regimul gaz-presiune - uleiul este deplasat din rezervor sub acțiunea presiunii gazului conținut în capacul de gaz. În acest caz, în timpul dezvoltării zăcământului, presiunea rezervorului scade, capacul de gaz se extinde și GOC se mișcă în jos. 10. 02. 2018 95

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMATĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚII DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE gaz în ea și cu permeabilitate verticală ridicată a formațiunii, gazul completează parțial capacul de gaze m.

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Cauze de separare a zăcământului și a zonei acvifere: Ø o scădere bruscă a permeabilității în zona periferică a zăcământului din apropierea OWC; Ø prezenţa perturbărilor tectonice care limitează zăcământul etc. Condiţii geologice care contribuie la manifestarea regimului de presiune a gazelor: prezenţa unui capac mare de gaz cu energie suficientă pentru a deplasa petrolul; înălțimea semnificativă a părții de ulei a zăcământului; depune vertical permeabilitate mare a formațiunii; vâscozitate verticală scăzută a uleiului din rezervor (2 - 3 m. Pa s). 10. 02. 2018 97

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE FÂNTURILOR DE PRODUCȚIE Pe parcursul dezvoltării zăcământului, datorită scăderii CGO, se reduce volumul părții petroliere a zăcământului. Pentru a preveni pătrunderea prematură a gazelor în puțurile de petrol, partea inferioară a grosimii saturate cu petrol este perforată în ele la o anumită distanță de GOC. Când se dezvoltă în condiții de presiune a gazului, presiunea rezervorului scade constant. Rata declinului său depinde de rata declinului său depinde de raportul dintre volumele părților de gaz și petrol ale zăcământului, 10. 02. 2018 98

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUȚIILOR DE PRODUCȚIE ORF în regim de presiune gaz 0, 4. Aceasta se explică prin instabilitatea frontului de deplasare (deplasarea conducătoare a gazului prin părțile cele mai permeabile ale rezervor), formarea conurilor de gaz, eficiența redusă a deplasării petrolului prin gaz, în comparație cu apă. 10.02.2018 99

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE EXPLOATARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCŢIE GOR mediu pentru zăcământ în perioada iniţială de dezvoltare poate rămâne aproximativ constantă. Pe măsură ce GOC este scăzut, gazul din capacul de gaz intră în puțuri, gazul este eliberat din petrol, valoarea factorului de gaz începe să crească brusc, iar nivelul producției de petrol scade. Producția de ulei se realizează practic fără apă asociată. În forma sa pură, se găsește în Krasnodar 10. 02. 2018 100

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMATĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE , deplasează petrolul în puțuri. Modul în forma sa pură se manifestă în absența influenței regiunii acvifere, cu valori apropiate sau egale ale presiunii inițiale ale rezervorului și ale presiunii de saturație, cu un conținut crescut de gaz al uleiului de rezervor, 10. 02. 2018 101

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚIILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE În procesul de dezvoltare, saturația în petrol a formațiunii scade, volumul zăcământului rămâne neschimbat. În acest sens, în puțurile de producție, întreaga grosime saturată de petrol a formațiunii este perforată. 10.02.2018 102

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE FUTURILOR DE PRODUCŢIE Dinamica dezvoltării rezervorului în regimul gazelor dizolvate: presiunea rezervorului scade constant şi intens, diferenţa dintre presiunea de saturaţie şi presiunea actuală a rezervorului creşte cu timpul, factorul de gaz este inițial constant, apoi crește și de câteva ori mai mare decât conținutul de gaz de formare, degazarea uleiului de formare duce la o creștere semnificativă a vâscozității acestuia, în timp, datorită degazării uleiului de formare, GOR scade semnificativ, pe toată perioada de dezvoltare, valoarea medie a factorului de gaze de câmp este de 4–5 ori mai mare decât 103 10. 02 2018

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Formarea craterelor înguste de depresiune în apropierea fiecărei puţuri este tipică. Amplasarea sondelor producătoare este mai densă decât în ​​regimurile cu deplasare de petrol prin apă. Factorul final de recuperare 0,2 - 0,3, iar cu un conținut scăzut de gaz - 0,15. 10. 02. 2018 104

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCŢIE 5. Modul gravitaţional - petrolul se deplasează în rezervor către puţuri sub influenţa gravitaţiei petrolului însuşi. Funcționează atunci când depozitul nu are alte surse de energie sau rezerva lor este epuizată. Se manifestă după finalizarea regimului de gaz dizolvat, adică după degazarea uleiului și o scădere a presiunii din rezervor. Deși, uneori, poate fi natural. Manifestarea regimului este facilitată de o înălțime semnificativă a părții saturate de petrol a rezervorului, 10. 02. 2018 105

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Debitul creşte odată cu scăderea marcajelor hipsometrice ale intervalelor de penetrare a formaţiunii. Partea superioară a rezervorului este umplută treptat cu gaz eliberat din petrol, volumul (partea de petrol) a rezervorului scade, iar petrolul este retras la o rată foarte scăzută - până la 1% pe an din rezervele recuperabile. Presiunea rezervorului în acest mod este de obicei zecimi de MPa, conținut de gaz - unități de metri cubi pe 1 m3.

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE REZUMAT 1. În prezent, regimurile naturale sunt utilizate numai dacă asigură o recuperare a petrolului de 40% sau mai mult.De regulă, acesta este fie un regim de apă sau un regim activ de antrenare a apei elastice. 2. Modul elastic de antrenare a apei în forma sa pură funcționează de obicei atunci când sunt extrase primele 5-10% din rezervele recuperabile de petrol, 3. Când presiunea din rezervor scade sub presiunea de saturație, modul de gaz dizolvat devine de importanță primordială. 4. Regimurile naturale ineficiente, de obicei, chiar la începutul dezvoltării, sunt convertite în mai mult de 10. 02. 2018 107

I. FACTORI CARE DETERMINEAZĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 5. Tipul de regim trebuie stabilit în fazele incipiente ale întocmirii primelor documente de dezvoltare pentru a fundamenta corect sistemul de dezvoltare, pentru a rezolva. problema necesității de a influența rezervorul, de a selecta metoda de stimulare. 6. Tipul de regim se determină pe baza studierii caracteristicilor geologice și hidrogeologice ale sistemului de apă-presiune în ansamblu și a caracteristicilor geologice și fizice ale zăcământului însuși. 10.02.2018 108

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR DE PRODUCTIE ȘI CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUȚURILOR DE PRODUCȚIE în raport cu zona de alimentare, factori care determină legătura hidrodinamică a diferitelor puncte ale sistemului (condiții de apariție, permeabilitate, natură 10.02.2018 109).

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE FÂNTURILOR DE PRODUCŢIE Pentru zăcământul studiat este necesar să se obţină date: proprietăţile zăcământului de petrol şi gaze, asupra condiţiilor termobarice ale zăcământului. 10.02.2018 110

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR DE PRODUCTIE ŞI A CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE 7. Analogii în determinarea modului de dezvoltare a unui zăcământ sunt puse anterior în exploatare zăcăminte de acelaşi orizont cu o caracteristică geologică şi fizică similară. 8. În absența sau insuficiența datelor indirecte, o parte din zăcământ este pusă în funcțiune de scurtă durată (puțuri de explorare), în cursul căreia se măsoară și se controlează: modificări ale presiunii rezervorului în zăcământ propriu-zis și în acvifer. regiune, comportamentul factorului gazos, tăierea apei în puțuri, productivitate, interacțiunea rezervorului cu regiunea de margine și activitatea acesteia din urmă (observarea presiunii în piezometric 111 10. 02. 2018

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE ZAZCORULUI DE PRODUCȚIE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Atunci când sondele piezometrice sunt situate la distanțe diferite de zăcământ, poate fi dezvăluit nu numai faptul însuși al acestei interacțiuni, ci și natura depresiunii generale. pâlnie în rezervor. Sondele de producție de plumb pentru producția de testare sunt forate pentru a obține informațiile necesare într-o perioadă de timp relativ scurtă, deoarece aceste sonde pot produce o recuperare mare de petrol într-o perioadă scurtă de timp. 10. 02. 2018 112

În timpul funcționării puțurilor, productivitatea acestora scade din mai multe motive. Prin urmare, metodele de impact artificial asupra zonei de fund sunt un mijloc puternic de creștere a eficienței recuperării petrolului.

Dintre metodele de management al productivității puțului prin influențarea zonei de fund, nu toate au aceeași eficacitate, dar fiecare dintre ele poate da un efect pozitiv maxim numai dacă o anumită sondă este bine selectată. Prin urmare, atunci când se utilizează una sau alta metodă de impact artificial asupra zonei de fund, problema selecției puțului este fundamentală. În același timp, tratamentele, chiar și cele eficiente, efectuate în puțuri individuale pot să nu dea un efect pozitiv semnificativ asupra întregului zăcământ sau câmp. Atât din punctul de vedere al intensificării dezvoltării rezervelor, cât și din punctul de vedere al creșterii factorului final de recuperare a petrolului.

Tehnologia sistemului presupune practic intensificarea producției de rezerve de petrol slab drenate din rezervoare eterogene și, de asemenea, determină principiile efectului maxim obținut la utilizarea metodelor de creștere a productivității sondei. Rezervele slab drenate se formează și în rezervoare cu o eterogenitate accentuată de filtrare, când uleiul este înlocuit cu apă injectată doar în diferențe de permeabilitate ridicată, ducând la o măturare redusă a rezervorului prin inundare.

Rezolvarea problemelor specifice de implicare în dezvoltarea rezervelor slab drenate și pentru creșterea productivității puțurilor se bazează pe tehnologii destul de numeroase de intensificare a dezvoltării rezervelor.

În zonele zăcământului, în secțiunea cărora există straturi intermediare foarte permeabile, spălate cu apă, care predetermină acoperirea scăzută a obiectului prin inundarea cu apă, este necesar să se efectueze lucrări de limitare și reglare a fluxurilor de apă.

În astfel de lucrări, o condiție indispensabilă pentru tehnologia sistemului este impactul simultan asupra zonelor apropiate de marginea puțurilor de injecție și de producție.

Înainte de a determina tipul de impact, depozitul sau o parte a acestuia trebuie împărțit în zone caracteristice. Totodată, în perioada inițială de dezvoltare a șantierului, se pot efectua lucrări de creștere a productivității puțurilor, iar ulterior, în timpul inundațiilor, măsuri de reglare (limitare) a debiturilor de apă.

Trebuie remarcat faptul că la identificarea unei zone de depozit cu o eterogenitate zonală și strat cu strat puternic pronunțată, în primul rând, zonele de fund ale puțurilor care formează principalele direcții ale fluxurilor de filtrare sunt supuse unui impact artificial, care vă permite să schimbați aceste direcții în timp util pentru a implica zonele nedrenate în dezvoltare, crescând astfel acoperirea obiectului prin inundarea cu apă. Atunci când efectuați o astfel de muncă, este posibil să utilizați atât o singură tehnologie, cât și un complex de tehnologii diferite.

Una dintre condițiile importante pentru aplicarea tehnologiei de sistem este păstrarea unei egalități aproximative a volumelor de injectare și extragere, adică orice măsuri de intensificare a fluxurilor de petrol ar trebui să fie însoțite de măsuri de creștere a injectivității puțurilor de injecție.

Principiile de bază ale tehnologiei sistemului sunt următoarele:

• 1. Principiul tratării simultane a zonelor de fund ale puțurilor de injecție și producție din zona selectată.
• 2. Principiul prelucrării în masă a zonei CCD.
• 3. Principiul periodicității procesării CCD.
• 4. Principiul tratării în etape a zonelor de fund ale puțurilor care au deschis rezervoare eterogene.
• 5. Principiul programabilității schimbării direcției fluxurilor de filtrare în rezervor datorită alegerii puțurilor pentru tratare conform unui program specificat anterior.
• 6. Principiul adecvării epurării sondei la condițiile geologice și fizice specifice, proprietățile de rezervor și de filtrare ale sistemului în zona sondei și în întreaga zonă.

Astfel, problema alegerii puțurilor pentru tratarea zonelor de fund este una dintre cele mai importante.

Ministerul Educației și Științei al Federației Ruse
Filiala a bugetului federal de stat educațional
institutii de invatamant profesional superior
„Universitatea de Stat Udmurt” din orașul Votkinsk

Test
La disciplina „Managementul productivității puțului și
intensificarea producției de petrol”

Completat de: student din grupa З-Вт-131000-42(k)
Lonsakov Pavel Sergheevici

Verificat de: candidat la științe tehnice, profesor asociat Borkhovich S.Yu.

Votkinsk 2016

Selectarea puțurilor candidate pentru tratarea zonelor de fund.

Principalul motiv pentru productivitatea scăzută a puțurilor, împreună cu permeabilitatea naturală slabă a rezervorului și perforarea de calitate slabă, este o scădere a permeabilității zonei de formare a găurii de fund.
Zona aproape inferioară a rezervorului este zona rezervorului din jurul sondei, care este supusă celui mai intens impact al diferitelor procese care însoțesc construcția sondei și mediul său ulterior și încalcă echilibrul inițial mecanic și fizic. -starea chimică a rezervorului.
Forajul în sine introduce o schimbare în distribuția tensiunilor interne în roca înconjurătoare. O scădere a productivității sondei în timpul forajului are loc și ca urmare a pătrunderii soluției sau a filtratului acesteia în zona de formare a găurii de fund. Când filtratul interacționează cu formarea apei saline, sărurile insolubile se pot forma și precipita, umflarea cimentului argilos și înfundarea emulsiilor stabile și o scădere a permeabilității fază a godeurilor. De asemenea, pot exista perforații de proastă calitate din cauza utilizării perforatoarelor de putere redusă, în special în puțurile adânci, unde emulsia de explozie de sarcină este absorbită de energia presiunilor hidrostatice ridicate.
O scădere a permeabilității zonei de formare a găurii are loc în timpul funcționării sondei, însoțită de o încălcare a echilibrului termobaric în sistemul de rezervor și eliberarea de gaz liber, parafină și substanțe rășinoase asfaltice din ulei, care înfundă spațiul de vapori al rezervorul.
Contaminarea intensivă a zonei de formare a găurii este, de asemenea, observată ca urmare a pătrunderii fluidelor de lucru în timpul diferitelor lucrări de reparații în puțuri. Injectivitatea puțurilor de injecție se deteriorează din cauza blocării spațiului porilor de către produsele petroliere conținute în apa injectată. Ca urmare a pătrunderii unor astfel de procese, rezistența la filtrarea lichidelor și gazelor crește, debitele de sondă scad și este nevoie de stimularea artificială a zonei de formare a găurii pentru a crește productivitatea puțului și a îmbunătăți legătura hidrodinamică a acestora cu formare.
În puțurile cu o zonă de fund contaminată, se observă o scădere a producției de fluid, menținând aceleași condiții de funcționare, debite mai mici comparativ cu sondele din apropiere ale acestui câmp. Identificarea unor astfel de puțuri se realizează pe baza datelor de teren sau ca rezultat al calculului. Metoda de calcul este următoarea: se estimează raza zonei de drenaj al sondei și se calculează debitul fluidului folosind formula Dupuis; dacă debitul calculat este semnificativ mai mare decât cel real, atunci se poate presupune că există o contaminare a zonei de fund. În plus, deteriorarea proprietăților zăcământului în zona de fund poate fi identificată pe baza rezultatelor studiilor hidrodinamice.
Eficacitatea aplicării uneia sau alteia metode de influențare a obiectului de dezvoltare este determinată de caracteristicile geologice ale rezervorului, proprietățile fluidelor din rezervor și parametrii care caracterizează starea de dezvoltare. Alegerea puțurilor pentru BHT în funcție de caracteristicile medii ale câmpului nu este întotdeauna reușită, mai ales pentru zăcămintele productive de carbonat, caracterizate prin eterogenitatea strat-cu-strat și zonală a rezervoarelor, atât ca structură, cât și ca proprietăți.
Principalele criterii geologice care determină succesul aplicației BHT includ următoarele:
A. tip de colector (fracturat, fracturat-poros sau poros), care determină compoziția componentelor pentru compozițiile de hidroizolație (de exemplu, pentru ...

Deoarece petrolul este produs în CDNG, activitățile se referă în primul rând la lucrul cu puțurile de producție. Optimizarea funcționării puțurilor de producție cu scăderea presiunii de fund, adică modificarea amenajării echipamentelor de fund pentru a asigura un debit mai mare.

Distribuiți munca pe rețelele sociale

Dacă această lucrare nu vă convine, există o listă de lucrări similare în partea de jos a paginii. De asemenea, puteți utiliza butonul de căutare

Cursul 1

Tema: interpretarea rezultatelor studiilor hidrodinamice ale sondelor pentru luarea deciziilor de management.

Introducere

Metode de managementacestea sunt toate tipurile de impact tehnologic asupra instalațiilor care nu au legătură cu schimbările în sistemul de dezvoltare și au ca scop îmbunătățirea eficienței dezvoltării terenului.

Managementul dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze este necesar pentru a asigura conformitatea cu indicatorii de dezvoltare planificați și efectivi. Managementul dezvoltării este adesea denumit „managementul dezvoltării”, adică. este necesar să se apropie volumele de producţie planificate de cele efective. Există 2 ateliere principale în atelierul de producție pentru producția de petrol și gaze (CDNG) și menținerea presiunii din rezervor (RPM). Deoarece petrolul este produs în CDNG, activitățile se referă în primul rând la lucrul cu puțurile de producție.

1. Optimizarea funcționării puțurilor de producție cu scăderea presiunii în fundul găurii, i.e. modificarea amenajării echipamentelor de fund pentru a asigura un debit mai mare.
2. Managementul productivității sondelor de intensificare (tratarea cu acid a puțurilor de sondă, fracturare hidraulică, sidetracking).

Clasificarea metodelor de management

1) Creșterea productivității puțului datorită scădea presiunea de fund.

2) Impact asupra zonei de fund a puțurilor (managementul productivității) în vederea intensificării fluxului (injectivitate) - fracturare hidraulică, sidetracking, tratamente cu acid etc.

3) Oprirea fântânilor tăiate cu apă mare.

1. ridicarea presiunea de fund a puțurilor de injecție;
2. forarea puţurilor de producţie suplimentare (în cadrul fondului de rezervă) sau revenirea puţurilor din alte orizonturi.
3. Transferul frontului de injecție.
4. Utilizarea inundațiilor la fața locului.
5. Aplicarea lucrărilor de izolare.
6. Alinierea profilului de aflux sau de injectivitate;
7. Aplicarea de noi metode pentru recuperarea îmbunătățită a uleiului.

OPTIMIZAREA FUNCȚIONĂRII PUTANȚEI creșterea productivității datorită reducerii presiunii în fundul găurii.

Selecția puțurilor pentru optimizarea funcționării acestora, tăiere scăzută a apei, factor de productivitate ridicat și rezervă de reducere a presiunii de fund.

La optimizarea funcționării puțului, este necesar să se evalueze creșterea ratei de producție cu o scădere a presiunii în fundul găurii.

Dacă puțul înainte de optimizare funcționează cu un anumit debit de fluid la presiunea corespunzătoare în fundul găurii, este greșit să presupunem că odată cu o scădere a presiunii în fundul găurii, productivitatea acesteia va rămâne cu siguranță, iar creșterea ratei de producție poate fi determinată de valoarea productivității în cazul de bază.

La scăderea presiunii în fundul găurii, ar trebui să se țină cont de procesele fizice care au loc în rezervor (în primul rând în zonele din apropierea sondei), cum ar fi deformarea, creșterea saturației cu gaz etc.

Prin urmare, este necesar să se fundamenteze modelele de flux ținând cont de abaterile de la legea liniară Darcy, ai căror parametri sunt determinați în timpul studiilor hidrodinamice ale puțurilor (HPT).

1. Mișcenko I.T. Producția de petrol de puț.
2. Bravichev, Bravicheva Paliy. Capitolul 9

Toate modelele analitice ale fluxului de intrare (sub formă de formule specifice) conțin parametri care caracterizează rezervorul și proprietățile fizice ale sistemului. Aceste proprietăți sunt determinate în medie pe întregul volum de drenaj: permeabilitate echivalentă în volumul de drenaj, piezo și conductivitate hidraulică. Prin urmare, formulele de aflux pot fi utilizate pentru a evalua capacitățile de producție ale puțurilor atunci când se justifică metoda de funcționare cu opțiunea de amenajare a echipamentului.

La gestionarea dezvoltării unui rezervor eterogen, evaluarea parametrilor echivalenti nu reflectă imaginea reală a fluxurilor de filtrare. Prin urmare, în cazul volumelor de drenaj eterogene, interpretarea rezultatelor testelor puțului se realizează atunci când acestea sunt reproduse folosind produse software de modelare hidrodinamică.

Modele de flux liniar utilizate pentru evaluarea capacităților de producție ale puțurilor într-un rezervor omogen (în optimizare).

1. Evaluarea capacităților de producție a puțurilor cu scăderea presiunii în fundul găurii (în cazul unei linii indicator liniar).

Pentru filtrarea radială conform legii lui Darcy, există formula Dupuis.

(1)

unde coeficientul de proporționalitate dintre debitul și retragerea se numește factor de productivitate a sondei,

k permeabilitatea sistemului „rezervor-fluid”, determinată în timpul studiilor geofizice ale materialului de miez în condițiile inițiale ale rezervorului (presiunea inițială a rezervorului și saturația apei din rezervor, egală cu Sf.). R la raza de influență a sondei (în lipsa datelor jumătate din distanța dintre puțuri).

2. Este necesar să se estimeze indicele efectiv de productivitate al sondei. Acest lucru se datorează, de obicei, faptului că, atunci când un rezervor este excitat de un puț, au loc procese tehnogene primare (chiar și la reduceri mici), ducând la apariția unor rezistențe suplimentare de filtrare.

Procese tehnogene primare care au loc în zonele din apropierea sondei:

1. pătrunderea lichidului de distrugere și a lichidului de spălare în timpul lucrărilor subterane și al dezvoltării puțului;
2. pătrunderea impurităților mecanice și a produselor de coroziune ai metalelor în timpul uciderii sau spălării puțurilor;
3. deformarea rocii la gaura de jos în timpul forării;

În plus, majoritatea puțurilor sunt imperfecte în ceea ce privește gradul și natura deschiderii formațiunii productive, astfel încât afluxul are loc prin perforații, și nu de-a lungul întregii suprafețe laterale a puțului.

În cursul proceselor tehnogene primare, apar rezistențe suplimentare la filtrare, ceea ce duce la o scădere a debitului. pentru că aceste rezistente depind de un numar foarte mare de factori, fiind imposibil de evaluat analitic. Sunt luate în considerare prin introducerea parametrului S , care se numește factor de piele. S se determină pe baza rezultatelor studiilor hidrodinamice ale puțurilor prin metoda modificărilor succesive ale selecțiilor în stare de echilibru.

(2)

(3)

Dacă factorul de productivitate real este suficient de mare și o scădere ușoară a presiunii în fund poate duce la o creștere semnificativă a producției de sondă, atunci scăderea presiunii în fund ca metodă de management al dezvoltării este justificată.

De exemplu, dacă factorul de productivitate real este de 15 m 3 /(zi·MPa), apoi scăderea presiunii în fund chiar și cu 5 atm. duce la o creștere a debitului cu până la 7,5 m 3 zile

Presiunea din fundul găurii poate fi redusă prin schimbarea modurilor și dimensiunilor standard ale echipamentului de fund în structura de bază. Pentru a face acest lucru, trebuie să cunoașteți metodele de selectare a opțiunii de aspect pentru principalele metode de operare. Aceasta este una dintre sarcinile de care ne vom ocupa în cadrul atelierelor.

Dacă factorul efectiv de productivitate este scăzut, această metodă de management nu este eficientă.

De exemplu, dacă factorul de productivitate real este de 2 m 3 /(zi·MPa), apoi scăderea presiunii de fund cu 5 atm. duce la o creștere a debitului de numai 1 m 3 zile

În acest caz, este necesar să se folosească a doua metodă de control controlul productivității puțului.

1. Alegerea metodei de control al productivității puțului.

2. Evaluarea criteriilor tehnologice - creșterea ritmului de producție etc.

Rezolvarea acestei probleme se realizează prin modelarea hidrodinamică a procesului de dezvoltare.

De exemplu, dacă sidetracking este utilizat ca metodă de control, calculele hidrodinamice ar trebui să aibă ca scop justificarea parametrilor tehnologiei specificate (lungimea puțului orizontal, profil etc.).

Pentru 1 poziție, este necesar să se determine dimensiunea zonei de fund a puțului.

De exemplu, dacă zona de fund a puțului este de 10 m sau mai mult, atunci tratamentul cu acid poate fi ineficient. Acest lucru se întâmplă în rezervoarele de carbonat care absorb noroiul, fluidele de dezvoltare, blana. impurități etc.

3. Rezistențe suplimentare la filtrare apar datorită formării în apropierea puțului, așa-numita zonă de fund. Zona de fund are parametri de proiectare k CCD și R CCD (Fig. 2)

(4)

Formula este derivată pe baza continuității fluxului de filtrare: debitul de intrare în zona fundului găurii trebuie să fie egal cu debitul de intrare în fundul găurii.

Desigur, există o relație între factorul de piele și parametrii calculați ai zonei fundhole

(5)

În practică, dimensiunea zonei de fund a puțului este adesea neglijată și debitul este calculat folosind formula (6)

(6)

În acest caz, se obține o valoare supraestimată a permeabilității zonei de fund a puțului. La prelucrarea rezultatelor studiilor hidrodinamice pentru un număr mare de câmpuri din regiunea Urali-Volga și Siberia de Vest s-a obținut un coeficient de adaptare care permite o evaluare mai adecvată a acestui parametru. Coeficientul de adaptare, adică există previziuni optimiste și pesimiste.

Metoda de estimare a parametrilor zonei de fund a unei sonde conform testului sondei.

1. Factorul de productivitate real al sondei se determină folosind metodele teoriei matematice a experimentului (metoda celor mai mici pătrate).

2. Se estimează o valoare supraestimată a permeabilității zonei de fund (forma 6).

3. Cu ajutorul coeficientului de adaptare se precizează permeabilitatea zonei de fund.

4. Se calculează raza zonei de fund a sondei (forma 4).

5. Se calculează factorul de piele și raza redusă a puțului.

Exemplu. Fie valoarea coeficientului de productivitate a sondei egală cu 2 m 3 /(zi MPa). Datele inițiale necesare pentru calcule sunt următoarele: permeabilitatea zonei îndepărtate (în afara CCD) - 100 10-15 m2 ; raza conturului de alimentare al sondei este de 150 m; raza sondei 0,1 m; grosime productivă decojită 10 m; coeficientul volumetric și vâscozitatea dinamică a lichidului sunt egale cu 1 și, respectiv, 5 10-3 Pa s

Permeabilitatea rezervorului, determinată pe baza factorului de productivitate, este 13,47 10-15 m2 , ținând cont de necesitatea de a subestima valoarea specificată pentru CCD - k CCD poate varia de la 9,62 10 -15 până la 11.225  10 -15 . Raza zonei de fund, determinată prin formula (4), variază de la 14,83 la 37,97 m.

Astfel, sidetracking, mai degrabă decât tratamentul acid, poate fi propusă ca metodă de management.

Următorul pas este efectuarea de calcule hidrodinamice multivariante (seminare).

5. Pentru depresie scăzutăParametrii sondei și factorul de piele sunt parametri ai modelului de flux LINEAR. Acești parametri sunt determinați prin metodele teoriei matematice a experimentului (în acest caz, metoda celor mai mici pătrate).

Metoda celor mai mici pătrate este următoarea.

1. O serie variațională de valori ale parametrului studiat este construită pe baza rezultatelor studiilor geologice și geofizice și a experienței de teren.

2. Se calculează criteriul F pentru fiecare valoare a parametrului studiat:

Dacă numărul estimat de valori ale parametrilor m , atunci se calculează criteriul de m ori.

Parametrul dorit corespunde celei mai mici valori calculate a criteriului F.

• Valoarea estimată a debitului poate fi obținută din formula de intrare pentru o anumită valoare a parametrului dorit. Asa de, . Pe baza acestor valori calculate, F1.
• Valoarea calculată a debitului poate fi obținută utilizând un model hidrodinamic al volumului de drenaj folosind produse software. În acest caz, testele bine sunt reproduse folosind produsele software specificate.

În prezent, la interpretarea încercărilor de sondă, se estimează permeabilitatea echivalentă (conductivitate hidraulică, piezoconductivitate).

Acest lucru este justificat atunci când se evaluează debitele de sondă.

Pentru a gestiona dezvoltarea, este necesar să existe informații nu despre permeabilitatea echivalentă, ci despre eterogenitatea volumului de drenaj. De exemplu, pentru a cunoaște permeabilitatea stratificată. Prin urmare, se folosesc produse software pentru modelarea hidrodinamică.

Dacă se cere determinarea parametrilor ecuației fluxului mediat pe volumul de drenaj, în unele cazuri se construiește un așa-numit sistem de ecuații normale, care se obține prin diferențierea criteriului celor mai mici pătrate cu parametrul dorit.

Să fie un experiment activ Yi (Xi), i =1,2…n . Este necesar să se determine parametrii tendinței liniare Y=A+BX prin metoda celor mai mici pătrate.

Criteriile metodei.

Parametrii A și B sunt determinați prin rezolvarea următorului sistem de ecuații:

sau

6. Evaluarea productivității efective a puțului.

În cazul general, ecuația fluxului liniar are forma:

Dacă parametrul C este semnificativ, atunci există un gradient de presiune inițial (C negativ).

Deci, există rezultate bune ale testelor, este necesar să se determine parametrii tendinței liniare Y-Q, X-.

Pagina 2

Alte lucrări conexe care vă pot interesa.vshm>
10947.		Sarcini de management al cercetării de marketing și modalități de rezolvare a acestora. Formarea programului de cercetare. Principalele grupe de metode de cercetare de marketing. Utilizarea rezultatelor cercetării de piață pentru a lua decizii de marketing	16,2 KB
	Sarcini de management al cercetării de marketing și modalități de rezolvare a acestora. Utilizarea rezultatelor cercetării de marketing pentru a lua decizii de marketing Cercetarea de marketing este studiul pieței din limba engleză. Philip Kotler definește cercetarea de marketing ca fiind determinarea sistematică a gamei de date necesare în legătură cu situația de marketing cu care se confruntă compania, culegerea, analiza și raportarea acestora asupra rezultatelor. Kotler F. cercetarea de marketing este o căutare sistematică și obiectivă, colectare, analiză și difuzarea informatiilor...
1828.		Criterii de decizie	116,95 KB
	Un criteriu de decizie este o funcție care exprimă preferințele unui decident (DM) și determină regula prin care este selectată o soluție acceptabilă sau optimă.
10997.		Aspecte psihologice ale luării deciziilor	93,55 KB
	DEZVOLTARE METODOLOGICĂ pentru prelegerea nr.9 la disciplina DECIZII DE MANAGEMENT Tema 9: Aspecte psihologice ale procesului decizional Pentru studenții specialității: 080507 Managementul organizației Aprobat în ședința Consiliului Metodologic al Institutului...
10567.		Tehnologie pentru dezvoltarea și adoptarea deciziilor manageriale	124,08 KB
	Metode de modelare și optimizare a deciziilor Metodele de modelare, numite și metode de cercetare operațională, se bazează pe utilizarea modelelor matematice pentru rezolvarea celor mai frecvente probleme de management. Numărul de modele posibile concrete este aproape la fel de mare ca și numărul de probleme pentru care sunt proiectate. Este evident că capacitatea de a prezice acțiunile concurenților este un avantaj semnificativ pentru orice organizație comercială. Dezvoltate inițial în scopuri militar-strategice, modelele...
7980.		Procesul de luare și implementare a deciziilor de management	24,35 KB
	Atunci când apare o problemă și este definită, este necesar să răspundem la următoarele întrebări: Care este esența problemei Unde a apărut problema obiectul echipei echipament de brigadă cu probleme Cine este problema subiectul problemei este social sau intelectual al acesteia. element Care este problema de legătură a problemei De ce este necesară rezolvarea problemei scopul rezolvării problemei Conceptul de soluție interpretat diferit în literatura științifică. Principalele componente ale unei decizii de management: o mulțime de opțiuni posibile; document legal...
11100.		Analiza procesului de luare a deciziilor manageriale	15,26 KB
	Luarea deciziilor manageriale în condițiile activării gândirii manageriale. Analiza procesului de luare a deciziilor manageriale. Activitățile liderului în îmbunătățirea eficienței luării deciziilor. Analizați procesul de luare a deciziilor manageriale.
10964.		Analiza sarcinilor și a metodelor de luare a deciziilor (DP)	46,89 KB
	Pentru alte persoane, motivele pentru a lua o decizie pot fi complet neclare. Prin urmare, din motive de claritate, ar trebui găsită o măsură numerică pentru a determina cât de adecvată este fiecare dintre soluții. Șeful companiei trebuie să decidă ce program de gestionare a întreprinderii trebuie achiziționat. Scopul principal este alegerea celui mai bun program pentru managementul întreprinderii.
12165.		Expunere pe Internet a rezultatelor cercetărilor științifice arheologice și etnografice în format 3D	17,85 KB
	Pentru prima dată în Rusia, au fost aplicate noi forme de expunere a rezultatelor cercetărilor arheologice și etnografice folosind tehnologii informaționale moderne prin prezentări pe Internet a rezultatelor cercetării în format 3D www. Se extind posibilitățile de prezentare a unui model tridimensional al unui obiect pentru specialiștii care nu sunt capabili să vadă obiectul la fața locului prin intermediul internetului. Expoziție online...
1719.		Caracteristici ale luării deciziilor manageriale în autoritățile vamale	40,07 KB
	Organizarea procesului de management în autoritățile vamale. Proces de management în sistemul autorităților vamale. Principii de organizare a proceselor de management în autoritățile vamale. Întrucât deciziile luate privesc nu numai managerul, ci și alte persoane și în multe cazuri întreaga organizație, înțelegerea naturii și esenței luării deciziilor este extrem de importantă pentru oricine dorește să reușească în domeniul managementului.
17937.		Baza de informatii pentru luarea deciziilor de management pe termen scurt	54,22 KB
	Studiile experților autohtoni și străini arată că până la 25 din toate deciziile manageriale, chiar înainte de a fi luate, ar putea fi evaluate ca fiind imposibil de fezabil și astfel se poate evita costul muncii manageriale pentru dezvoltarea și luarea deciziilor. Un defect atât de mare în activitatea de management indică o organizare extrem de ineficientă a procesului decizional în practica entităților de afaceri. Prin urmare, implementarea în practică a abordărilor bazate științific tocmai în pregătirea deciziilor manageriale și în stadiul actual de dezvoltare a...

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Utilizați formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

postat pe http://www.allbest.ru/

MINISTERUL EDUCAȚIEI ȘI ȘTIINȚEI AL FEDERATIEI RUSE

BUGETUL FEDERAL DE STAT INSTITUȚIA DE ÎNVĂȚĂMÂNTUL SUPERIOR PROFESIONAL

„UNIVERSITATEA DE STAT DE PETROL ȘI GAZ TYUMEN”

Filiala din Nijnevartovsk

DEPARTAMENTUL „AFACERI DE PETROLI ȘI GAZ”

Test

Managementul producției de bine

Completat de student gr.EDNbs-11(1) D.S. arcuri

Verificat: profesor D.M. Sakhipov

Nijnevartovsk 2014

Introducere

1. Metode pentru recuperarea îmbunătățită a uleiului folosind soluții de silicat-alcaline (SBR)

Bibliografie

Introducere

O necesitate obiectivă de a crește acoperirea părții mai puțin permeabile a rezervorului de impact în timpul udării progresive este de a limita filtrarea agentului de deplasare a uleiului prin straturile intermediare spălate și zonele rezervorului și debitul în puțurile de producție. Acest lucru ar trebui să conducă la o redistribuire a energiei apei injectate și la acoperire prin impactul straturilor intermediare cu permeabilitate scăzută. Rezolvarea acestei probleme nu este posibilă pe baza utilizării metodelor convenționale de izolare a apei în puțurile de producție din cauza volumului limitat al formațiunii tratate numai în zona fundului găurii. Sunt necesare metode care să permită pomparea unor volume mari de mase de hidroizolație în zone îndepărtate, pe baza utilizării de materiale și substanțe chimice ieftine și disponibile.

În prezent, sunt bine cunoscute un număr mare de metode pentru creșterea eficienței de curățare a rezervorului, cum ar fi injectarea de apă îngroșată cu polimeri, spumă, injectarea periodică de reactivi în rezervor care reduc permeabilitatea straturilor intermediare individuale foarte permeabile spălate cu un agent de deplasare. , soluții silicat-alcaline (SAS), sisteme dispersate de polimeri (PDS), precum și diverse compoziții de substanțe chimice care se gelifică în condiții de rezervor.

1. Metode pentru recuperarea îmbunătățită a uleiului folosind soluții de silicat-alcaline (SBR).

Metoda de inundare alcalină a rezervoarelor de petrol se bazează pe interacțiunea alcaline cu uleiul de rezervor și roca. Când alcalii intră în contact cu uleiul, interacționează cu acizii organici, rezultând în formarea de agenți tensioactivi care reduc tensiunea interfacială la interfața ulei-soluție alcalină și cresc umecbilitatea rocii cu apă. Utilizarea soluțiilor alcaline este una dintre cele mai eficiente modalități de reducere a unghiului de contact al umezirii rocii cu apa, adică hidrofilizarea unui mediu poros, ceea ce duce la creșterea eficienței deplasării uleiului de către apă.

Orez. 1 Utilizarea metodelor chimice pentru a înlocui uleiul

Dintre compozițiile formatoare de sedimente, compozițiile de silicat-alcaline (SJS), soluțiile de polimeri alcalini (ASP), apa amoniacală, metilceluloza, bazate pe interacțiunea cu apa de formare cu formarea unui precipitat insolubil, sunt considerate în prezent a fi răspândite.

Sedimentarea in situ necesită interacțiunea silicaților de metale alcaline cu o sare de metal bivalent și hidroxid de sodiu sau sodă cu metale polivalente. Tehnologia se bazează pe utilizarea inundațiilor de silicat alcalin în injectarea alternativă a soluției de silicat de metal alcalin și a soluției de sare de metal divalent, separate de un melc de apă dulce. Ca silicat de metal alcalin, pot fi utilizați ortosilicat de sodiu și potasiu, metasilicat și pentohidrat, care, atunci când interacționează cu clorura de calciu, formează un precipitat care formează gel. În același timp, soluțiile acestor silicați la o concentrație de aproximativ 1% în soluție au o valoare a pH-ului apropiată de 13.

O altă tehnologie prevede injectarea secvențială a soluțiilor de melc de fier alcalin și feric. Ca urmare a interacțiunii alcaline cu sărurile cationilor multivalenți, la contactul cu marginile, se formează un precipitat voluminos, slab solubil de hidroxizi de cationi multivalenți. Cu toate acestea, controlul proceselor de sedimentare în condiții de rezervor prin injectarea de alcaline este o sarcină destul de dificilă.

La câmpurile din Siberia de Vest, inundațiile alcaline au fost una dintre primele metode de stimulare fizică și chimică a formațiunii. Metoda influenței este folosită din 1976. Toate rezultatele obținute în cursul unui amplu experiment de teren merită atenție. Aici sunt testate două modificări ale injectării de soluții alcaline slab concentrate în rezervor, care indică o eficiență scăzută a metodei. Primul experiment de teren privind injectarea unei soluții alcaline concentrate a fost efectuat în 1985 la câmpul Trekhozernoye, unde o margine a unei soluții alcaline de 10% cu o dimensiune de 0,14% din volumul porilor locului a fost injectată în două godeuri de injecție. . Pentru puțuri produse individuale în 4-5 luni. s-a înregistrat o scădere a tăierii de apă a produselor produse. Deci, apa tăiată la începutul experimentului a fost de 55--90%, ulterior a scăzut la 40--50%. Și abia până la sfârșitul anului 1990, reducerea apei a crescut la 70--80%. O astfel de scădere bruscă a tăieturii de apă a produsului produs poate fi explicată printr-o modificare a acoperirii rezervorului prin impactul în grosime ca urmare a astupării zonelor spălate cu apă ale rezervorului și activării straturilor intermediare neinundate anterior. În general, la locul pilot au fost obținute 58,8 mii tone de ulei în perioada de implementare, cu o eficiență tehnologică specifică de 53,5 tone pe tona de reactiv injectat. Rezultate similare au fost obținute la câmpul Toluomskoye. Deși caracteristicile rezervorului sunt vizibil mai rele: disecție mai mare, permeabilitate și productivitate mai scăzute. Volumul marginii injectate a fost de 0,3% din volumul porilor formațiunii, zona de la începutul experimentului a fost udată cu 40--50%, după injectarea soluției alcaline, tăietura de apă a scăzut la 20-30% .

Producția suplimentară de ulei a fost de 35,8 mii tone, sau 42,4 tone pe tonă de reactiv uzat. Rezultatele pozitive obținute ale experimentului de teren indică faptul că tehnologia este eficientă pentru formațiuni cu permeabilitate medie și scăzută de grosimi mici (până la 10 m).

Testele pe teren ale metodei de stimulare pentru obiecte reprezentate de o grosime semnificativă a rezervorului de 15 m sau mai mult, cum ar fi zăcământul North Martym'inskaya și zăcământul Martymya-Teterevskaya, nu au arătat o eficiență scăzută a aplicării sale.

O soluție alcalină de 1% a fost utilizată pe scară largă la patru câmpuri din regiunea Perm (Shagirtsko-Gozhansky, Padunsky, Opalikinsky și Berezovsky), din 1978. Implementarea comercială a fost realizată din 1983 la patru locații experimentale cu 13 puțuri de injecție și 72 de producție. . La 1 ianuarie 1991, producţia suplimentară de petrol în toate zonele a fost de 662,4 mii tone, creşterea valorificării petrolului a fost de 5,6%. În prima secțiune, creșterea factorului de recuperare a petrolului a ajuns la 25,4%. Are cea mai mare margine cu dimensiunea unui volum de pori al formațiunii. soluție de recuperare a uleiului injecție alcalină

Experimentele privind modificarea umectabilității arată că o soluție alcalină de 1% crește hidrofilitatea rocilor terigene și nu modifică umecbilitatea în calcare, în timp ce consumul de alcali și cantitatea de sediment cresc odată cu creșterea salinității apei și a concentrației alcaline. Când mineralizarea apei este de 265 g/l, se formează cantitatea maximă de sediment - 19 g/l, consumul de alcali este de 2,5 mg/g rocă. Proprietățile de înlocuire a uleiului ale soluțiilor alcaline au fost evaluate folosind o centrifugă. Injectarea secvenţială a soluţiilor măreşte eficienţa deplasării cu 2,5-4%.

Tehnologia de control al permeabilității canalelor conductoare de apă ale formațiunii cu soluții silicato-alcaline a fost introdusă în mai multe modificări. Modificarea principală include injectarea de margini separatoare de apă dulce și o soluție (un amestec de hidroxid de sodiu, sticlă lichidă, poliacrilamidă). Injectarea jantelor se repetă periodic după 1-3 ani, în principal timp de 10-15 ani. Jantele agenților de deplasare a uleiului sunt injectate în următoarea secvență: apă mineralizată reziduală injectată pentru a înlocui uleiul; marginea de separare a apei proaspete; un melc de soluție de hidroxid de sodiu. Cu toate acestea, tehnologia luată în considerare vizează doar reglarea permeabilității rezervorului și nu poate bloca eficient zonele rezervorului udate selectiv, ceea ce este posibil numai în cazul injectării unor volume mari de melc.

Bibliografie

1. Surguchev M.L. Metode secundare și terțiare de recuperare îmbunătățită a petrolului.

2. Amelin I.D., Surguchev M.L., Davydov A.V. Prognoza dezvoltării zăcămintelor de petrol într-o etapă târzie.

3. Shelepov V.V. Starea bazei de materii prime a industriei petroliere din Rusia. Recuperarea crescută a petrolului.

4. Surguchev M.L., Zheltov Yu.V., Simkin E.M. Microprocese fizice și chimice în zăcămintele de petrol și gaze.

5. Klimov A.A. Metode pentru recuperarea îmbunătățită a uleiului.

Găzduit pe Allbest.ru

...

Documente similare

Caracteristicile structurii geologice, proprietățile de rezervor ale formațiunilor productive. Analiza stocului de sondă, debitelor curente și tăierea apei. Evaluarea eficacității utilizării metodelor microbiologice pentru creșterea recuperării petrolului în condiții de inundare a apei.

teză, adăugată la 06.01.2010


Valorificarea sporită a petrolului: caracterizarea măsurilor geologice și tehnice; tectonica şi stratigrafia zăcământului. Condiții pentru tratamente cu acid; analiza metodelor chimice pentru creșterea productivității puțurilor în SA „TNK-Nijnevartovsk”.

lucrare de termen, adăugată 14.04.2011


Informații generale și potențialul de petrol și gaze al zăcământului Bakhmetyevskoye. Dispozitiv pentru arborele de Crăciun. Avantajele și dezavantajele liftului cu gaz. Exploatarea puțurilor cu pompe de adâncime. Metode pentru recuperarea îmbunătățită a uleiului. Forarea, repararea si cercetarea sondelor.

raport de practică, adăugat la 28.10.2011


Principalele metode de creștere a recuperării petrolului. Factorul curent și final de recuperare a uleiului. Inundarea cu apă ca metodă cu potențial ridicat de stimulare a rezervorului. Recuperarea îmbunătățită a petrolului din rezervoare prin metode fizice și chimice. Fracturarea hidraulică a unui rezervor de ulei.

prezentare, adaugat 15.10.2015


Problema aprovizionării cu energie a economiei mondiale prin utilizarea surselor alternative de combustibil în locul celor tradiționale. Practica aplicării metodelor de recuperare îmbunătățită a petrolului în lume. Căutați soluții și tehnologii inovatoare pentru recuperarea petrolului în Rusia.

eseu, adăugat 17.03.2014


Caracteristicile geologice și geofizice ale Oligocenului zăcământului Tigrul Alb. Analiza stării actuale de dezvoltare și a eficienței deplasării uleiului de către apă. Compoziția, funcțiile și proprietățile complexului microbiologic fizico-chimic; mecanisme de deplasare a uleiului.

lucrare stiintifica, adaugata 27.01.2015


Calitatea fluidelor de foraj, funcțiile acestora la forarea unui puț. Caracteristicile reactivilor chimici pentru prepararea fluidelor de foraj, caracteristicile clasificării acestora. Utilizarea anumitor tipuri de soluții pentru diferite metode de foraj, parametrii acestora.

lucrare de termen, adăugată 22.05.2012


Compilarea și aplicarea soluțiilor fotografice. Epurarea apei pentru prelucrarea chimico-fotografica a materialelor fotografice. Dezvoltarea, oprirea și repararea soluțiilor. Solutii de decolorare si fixare din solutii fotografice uzate.

lucrare de termen, adăugată 10.11.2010


Îmbunătățirea metodelor de recuperare îmbunătățită a petrolului în Republica Tatarstan. Caracteristicile stocului de puțuri din câmpul Ersubaykinskoye. Analiza dinamicii funcționării locului atunci când se utilizează tehnologia de injecție a compoziției polimerice cu concentrație scăzută.

teză, adăugată 06.07.2017


Valoarea fluidelor de foraj la forarea unui puț. Echipamente pentru spălarea puțurilor și prepararea soluțiilor, proces tehnologic. Calculul producției și coloanelor intermediare. pierderi hidraulice. Probleme de mediu în forarea puțurilor.