Metode in tehnologije upravljanja produktivnosti. Dobro upravljanje produktivnosti

UVOD Glavna visoko produktivna naftna polja v Rusiji so v zaključni fazi razvoja z visoko vodnatostjo in nizko stopnjo proizvodnje nafte. Sedanja proizvodnja nafte ni v celoti napolnjena s povečanjem zalog med geološkimi raziskavami, kakovost na novo odkritih zalog nafte nenehno upada. S tem v zvezi postaja vse večji problem vzdrževanja in povečevanja produktivnosti proizvodnih vrtin 10. 02. 2018 2

UVOD Intenzivnost - pokazatelj učinkovitosti objekta za določeno časovno obdobje. V zvezi s proizvodnjo nafte je to pretok vrtine. Če intenzifikacijo razumemo kot povečanje produktivnosti, potem je pri proizvodnji nafte proces razvoja proizvodnje, ki temelji na racionalni uporabi tehničnih virov in dosežkih znanstvenega in tehnološkega napredka. To pomeni, da je intenziviranje črpanja nafte iz proizvodne vrtine povečanje njegove produktivnosti zaradi geoloških in tehničnih ukrepov, izboljšanje tehničnih sredstev delovanja, optimizacija tehnoloških načinov delovanja 10.02.2018 3

UVOD Produktivnost naftnih vrtin je eden glavnih kazalcev, ki določajo učinkovitost pridobivanja nafte pri razvoju polja, zlasti v težkih geoloških in fizičnih razmerah. Težke geološke in fizične razmere za naftna polja najpogosteje vključujejo: nizko prepustnost proizvodnih formacij; povečana vsebnost gline v rezervoarju; razpokano-porozna struktura rezervoarja; visoka stopnja heterogenosti proizvodnih plasti; visok vodni rez; visoka viskoznost rezervoarskih tekočin (nafta); visoka nasičenost nafte s plinom. 10. 2. 2018 4

UVOD Poslabšanje filtracijskih lastnosti produktivne formacije je povezano z zmanjšanjem absolutne ali relativne (fazne) prepustnosti rezervoarja. Razlogi za zmanjšanje absolutne prepustnosti: zmanjšanje prepustnosti filtracijskih kanalov med zamašitvijo pornega prostora rezervoarja, deformacijski procesi, ki se pojavljajo v rezervoarju z zmanjšanjem tlaka v rezervoarju. Zmanjšanje fazne prepustnosti 10. 2. 2018 5

UVOD Eden od glavnih vzrokov za poslabšanje filtracijskih značilnosti formacije je zmanjšanje tlaka v rezervoarju in tlaka na dnu proizvodnih vrtin.Poleg tega je med obratovanjem vrtin potrebno oceniti vpliv termodinamičnih pogojev. geološki in fizikalni dejavniki na njihovo produktivnost. Spremljanje, vrednotenje in napovedovanje produktivnosti proizvodnih vrtin je potrebno za učinkovito upravljanje tega kazalnika pri razvoju naftnih polj. 10. 2. 2018 6

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH LEŽIŠČ IN OBRATOVALNIH POGOJEV PROIZVODNIH VRTIN 1. 1. Naftni rezervoar, rezervoar, nahajališče V procesu nastajanja in migracije v drobovju zemeljske skorje se NAFTA kopiči v naravnih rezervoarjih. Naravni rezervoar je rezervoar nafte, plina ali vode v kamninah, ki jih prekrivajo slabo prepustne kamnine. Vrh rezervoarja, kjer se kopičita nafta in plin, se imenuje past. Zbiralnik nafte (plina, vode) je kamnina, ki ima med seboj povezane praznine v obliki por, razpok, kavern ipd., ki so napolnjene (nasičene) z nafto, plinom ali vodo in jih lahko sprostijo, ko nastane padec tlaka. 10. 2. 2018 7

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Znatno kopičenje nafte (plina), primernega za industrijsko izkoriščanje, v pasti naravnega rezervoarja se imenuje nahajališče. Zbirka nahajališč nafte ali plina, ki jih povezuje eno območje zemeljske površine, tvori polje. Glavnina naftnih polj je omejena na sedimentne kamnine, za katere je značilna plastna (slojna) struktura. Naftni rezervoar lahko zavzema del prostornine enega ali več rezervoarjev, v katerih so plin, nafta in voda porazdeljeni glede na njihovo gostoto. 10. 2. 2018 8

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN DELOVNIH POGOJEV PROIZVODNIH VRTIN Naftno ležišče vključuje nahajališče ogljikovodikov in sosednje območje, nasičeno z vodo (vodni tlak). Nafta, ki vsebuje nafto z raztopljenim plinom, se imenuje nafta (slika 1. 1). 10. 2. 2018 9

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Nahajališče nafte s plinskim pokrovom se imenuje plinsko olje (slika 1. 2). Če je plinski pokrov velik (prostornina dela rezervoarja s plinskim pokrovom presega prostornino rezervoarja, nasičenega z nafto), polje 10. 02. 2018 10

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Z nafto nasičen del formacije se v tem primeru imenuje naftni rob (slika 1. 3). Površina, vzdolž katere je meja plinskega pokrova in nafte v pogojih rezervoarja, se imenuje stik plin-nafta (GOC), površina razmejitve nafte in vode pa se imenuje stik voda-nafta (WOC). Linija presečišča površine WOC (GOC) z vrhom produktivne formacije je zunanja kontura, z dnom formacije - notranja kontura vsebnosti nafte (plina). 10. 2. 2018 11

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Nahajališče se imenuje polno ležišče, če ogljikovodiki zasedajo porni prostor po celotni debelini produktivne formacije (glej sliko 1. 2). V nepopolnem rezervoarju ogljikovodiki ne napolnijo rezervoarja po vsej njegovi debelini (glej sliko 1. 3). v. V nahajališčih z obrobno (konturno) mejo vode, nafte in vode na krilih rezervoarja (glej sliko 1. 3), v nahajališčih s spodnjo vodo - na celotnem območju nahajališča (glej sliko 1. 1 in 1. 2). Nahajališča nafte so omejena predvsem na tri vrste rezervoarjev - porozno (zrnato), razpokano in mešano strukturo. 10. 2. 2018 12

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Porni rezervoarji so Ø sestavljeni iz peščeno-meljastih terigenih kamnin, kamnin Ø katerih porni prostor sestavljajo medzrnske votline. Enaka zgradba pornega prostora je značilna za apnence in dolomite 10. 02. 2018 13

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN V čisto razpokninskih rezervoarjih (predvsem karbonatnih) je porni prostor sestavljen iz sistema razpok. Deli rezervoarja med razpoki so gosti, nizko prepustni, nerazpokani bloki kamnin, katerih porni prostor ne sodeluje pri filtracijskih procesih. V praksi so pogostejši mešani razpoklinski rezervoarji, katerih porni volumen vključuje tako razpoklinske sisteme kot porni prostor blokov ter kaverne in kraške votline. 10. 2. 2018 14

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Najpogosteje so karbonatne formacije po svojem tipu razpoklinsko-porozni rezervoarji. Glavnina olja v njih je v porah blokov, tekočina se prenaša vzdolž razpok. Sedimentne kamnine so glavni rezervoarji nafte in plina. Približno 60% svetovnih zalog nafte je omejenih na terigene, 39% - na karbonatne usedline, 1% - na preperele metamorfne in magmatske kamnine. Zaradi različnih pogojev za nastanek sedimentov se lahko geološke in fizikalne lastnosti produktivnih formacij na dan 10.02.2018 na različnih področjih zelo razlikujejo 15

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN, se imenujejo filtracijsko-kapacitivne lastnosti. Za filtracijske in rezervoarske lastnosti kamnin naftnih rezervoarjev so značilni naslednji glavni kazalci: poroznost, prepustnost, kapilarne lastnosti, specifična površina, razpokljivost.

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Zmogljivostne lastnosti kamnine določa njena poroznost. Za poroznost je značilna prisotnost praznin (por, razpok, kavern) v kamnini, ki so rezervoar za tekočine (voda, olje) in pline. Obstajajo splošna, odprta in učinkovita poroznost. 10. 2. 2018 17

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Celotno (absolutno, totalno) poroznost določa prisotnost vseh praznin v kamnini. Koeficient skupne poroznosti je enak razmerju med prostornino vseh praznin in vidno prostornino kamnine. Odprto poroznost (nasičeno poroznost) označuje prostornina komunicirajočih (odprtih) praznin, v katere lahko prodre tekočina ali plin. Efektivna poroznost je določena s tistim delom prostornine odprtih por (praznin), ki sodeluje pri filtraciji (volumen odprtih por minus volumen vezane vode, ki jo vsebujejo). 10. 2. 2018 18

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Filtracijske lastnosti kamnin označujejo njihovo prepustnost - sposobnost prepuščanja tekočin ali plinov skozi sebe, ko ustvarjajo padec tlaka. Gibanje tekočin ali plinov v poroznem mediju imenujemo filtracija. Glede na velikost prečne velikosti so kanali por (filtracijski kanali) razdeljeni na: superkapilarne - s premerom več kot 0,5 mm; kapilara - od 0,5 do 0,0002 mm; subkapilarni - manj kot 0,0002 mm. 10. 2. 2018 19

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN V superkapilarnih kanalih se tekočina prosto giblje pod delovanjem gravitacije; v kapilarnih kanalih je gibanje tekočine težko (potrebno je premagati delovanje kapilarnih sil), plin se premika precej enostavno; v subkapilarnih kanalih se tekočina ne premika pod padci tlaka, ki nastanejo med razvojem polja. Med obratovanjem nafte 10. 2. 2018 20

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Za karakterizacijo prepustnosti naftonosnih kamnin ločimo absolutno, fazno (efektivno) in relativno prepustnost. 10.02.2018 21

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIKALNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Absolutna prepustnost je prepustnost poroznega medija, ko se v njem giblje samo ena faza (plin ali homogena tekočina) v odsotnosti drugih faz. Efektivna (fazna) prepustnost je prepustnost kamnine za eno od tekočin ali za plin, medtem ko sta dve ali več faz hkrati v prostoru por. Relativna prepustnost poroznega medija je definirana kot razmerje med fazo 10. 02. 2018 22

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Med prepustne kamnine spadajo Ø peski, Ø peščenjaki, Ø apnenci. Na neprepustne ali slabo prepustne - Ø gline, Ø skrilavci, Ø peščenjaki z glinasto cementacijo itd. Ena od pomembnih lastnosti kamnin je njihova razdrobljenost, ki jo označujejo Ø gostota, Ø nasipna gostota in Ø odprtost razpok. 10. 2. 2018 23

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Gostota je razmerje med številom prelomov Δn, ki sekajo normalo njihovih ravnin, in dolžino te normale Δl: Gт = Δn/Δl. (1) Nasipna gostota δt označuje gostoto razpok na kateri koli točki formacije: δt = ΔS/ΔVf, (2) kjer je ΔS polovica površine vseh razpok v elementarni prostornini kamnine ΔVf, m– 1. Prostornina razpok v elementarni prostornini kamnine ΔVt = ΔS ∙ bt, (3) 02. 10. 2018 24

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Koeficient razpokanske poroznosti mt razmerje med razpokanim volumnom in volumnom kamnine. Ob upoštevanju enačb (2) in (3) je mt = bt ∙ δt. (4) Prepustnost razpokane kamnine (brez prepustnosti medsebojno razpokanih blokov), µm 2, ko so prepomi pravokotni na filtracijsko površino, kt = 85.000 ∙ 2∙ bt ∙ mt, (5) kjer je bt odprtina razpoke, mm; mf je poroznost razpok, del enote. 10.02.2018 25

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN 1. 3. Heterogenost ležišča Geološka heterogenost ležišča je spremenljivost litoloških in fizikalnih lastnosti kamnin po območju in prerezu. Nahajališča ogljikovodikov so večinoma večplastna, en sam proizvodni objekt vsebuje več plasti in vmesnih plasti, ki so med seboj povezani po območju, zato se geološka heterogenost preučuje vzdolž odseka in vzdolž območja. Ta pristop omogoča Ø karakterizacijo variabilnosti vrednosti parametrov glede na prostornino, ki vplivajo na porazdelitev zalog nafte in plina v podzemlju in njihovo 10. 2. 2018 26

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH REZERVOARJEV IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Glede na cilje in cilje študije, stopnjo raziskanosti polja, se različne metode široko uporabljajo pri določanju geološke heterogenosti rezervoarjev, ki jih lahko z določeno mero konvencionalnosti združimo v tri skupine: a) geološke in geofizikalne, b) laboratorijske in eksperimentalne, c) terenske in hidrodinamične. 10. 2. 2018 27

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIKALNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Interpretacija terenskih geofizikalnih raziskav vrtin. S pomočjo teh metod je podrobna študija odseka nahajališča, delitev odseka nahajališča, korelacija odsekov vrtin, ob upoštevanju litoloških in petrografskih značilnosti, enako ob upoštevanju paleontoloških 10 02. 2018 28

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH REZERVOARJEV IN POGOJEV OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Končni rezultat geoloških in geofizikalnih metod so geološki profili in litološke karte, ki prikazujejo značilnosti strukture proizvodnih plasti vzdolž odseka in območja ter razkrijejo razmerja med posameznimi parametri stratumov. 10. 2. 2018 29

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Podrobno predstavo o fizikalnih lastnostih kamnin dobimo s preučevanjem jedra z laboratorijskimi metodami. V laboratorijskih študijah se določi poroznost, prepustnost, granulometrična sestava, vsebnost karbonatov, nasičenost z vodo. Vendar pa je treba pred širjenjem vrednosti parametrov rezervoarja na celotno prostornino nahajališča ali na njegov del skrbno vezati proučevane vzorce jedra za izbiro v proizvodnem odseku 10.02.2018 30

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Terenske hidrodinamične metode so metode, ki omogočajo pridobivanje podatkov, ki označujejo hidrodinamične lastnosti formacij. Hidrodinamične študije so namenjene preučevanju lastnosti rezervoarja rezervoarja, hidrodinamičnih značilnosti rezervoarja in fizikalnih lastnosti tekočine, ki nasiči rezervoar. Hidrodinamične študije določajo koeficiente hidravlične prevodnosti, piezoprevodnosti, prepustnosti, 10. 2. 2018 31

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN. Te metode omogočajo tudi oceno stopnje enakomernosti formacije, identifikacijo litoloških zaslonov, ugotavljanje razmerja med formacijami vzdolž odseka in vrtinami vzdolž območje in oceniti nasičenost kamnin z nafto. Heterogenost rezervoarjev je mogoče oceniti z uporabo indikatorjev, ki označujejo značilnosti geološke zgradbe nahajališč. 10. 2. 2018 32

, I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Heterogenost plasti je mogoče oceniti z uporabo indikatorjev, ki označujejo značilnosti geološke zgradbe nahajališč. Ti kazalniki vključujejo predvsem koeficient disekcije in vsebnost peska. Kompartmentalizacijski koeficient Кр se določi za rezervoar kot celoto in se izračuna tako, da se vsota peščenih vmesnih plasti za vse vrtine deli s skupnim številom vrtin, ki so prodrle v rezervoar: število vrtin, ki so prodrle v rezervoar (6) kjer n 1, n 2, . . . , nm je število plasti rezervoarja v vsaki vrtini; N je skupno število vrtin, ki so prodrle v rezervoar. 10. 2. 2018 33

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Razmerje med neto in bruto vrednostjo Kp je razmerje med efektivno debelino heff in skupno debelino formacije htot, ugotovljeno v odseku dane vrtine: vrtina ( 7) Za rezervoar kot celoto je razmerje neto-bruto enako razmerju skupne dejanske debeline formacije v vseh vrtinah do skupne skupne debeline formacije v teh vrtinah. Za nahajališča nafte v regiji Perm Kama se koeficienti razdelitve in razmerje med neto in bruto gibljejo od 1,38 do 14,8 oziroma od 0,18 do 0,87. (V praksi se naučite teh 10. 02. 2018 34

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN 1. 4. Sestava in lastnosti plastičnih tekočin. Plastične tekočine, ki nasičijo produktivne formacije, vključujejo nafto, plin in vodo. Nafta je kompleksna mešanica organskih spojin, predvsem ogljikovodikov in njihovih derivatov. Fizikalne in kemijske lastnosti olj iz različnih nahajališč in celo različnih plasti istega nahajališča so zelo raznolike. Glede na konsistenco ločimo olja Ø lahko gibljiva, Ø visoko viskozna (skoraj ne tekoča) ali strjevalna v normalnih pogojih. Barva olj se spreminja od zelenkasto rjave do črne. 10. 2. 2018 35

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Obstajajo elementarne, frakcijske in skupinske sestave nafte. Elementna sestava. Glavna elementa v sestavi nafte sta ogljik in vodik. V povprečju olje vsebuje 86 % ogljika in 13 % vodika. Drugi elementi (kisik, dušik, žveplo itd.) V olju so nepomembni. Lahko pa bistveno vplivajo na fizikalno-kemijsko 10. 02. 2018 36

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Sestava skupine. Skupinsko sestavo nafte razumemo kot količinsko razmerje posameznih skupin ogljikovodikov v njej. 1. Parafinski ogljikovodiki (alkani) so nasičeni (nasičeni) ogljikovodiki s splošno formulo Cn. H2n+2. Vsebnost olja je 30–70 %. Obstajajo alkani normalne (n-alkani) in izostrukture (izoalkani). Nafta vsebuje plinaste alkane С 2–С 4 (v obliki raztopljenega plina), tekoče alkane С 5–С 16 (večji del frakcij tekočega olja), trdne alkane С 17–С 53, ki so vključeni v 10.02.2018 37

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIKALNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN 2. Naftenski ogljikovodiki (cikloalkani) so nasičeni aliciklični ogljikovodiki s splošno formulo Cn. H2n, Cn. H 2 n– 2 (biciklični) ali Cn. H 2 n– 4 (tricikličen). Olje vsebuje predvsem pet- in šestčlenske naftene. Vsebnost olja je 25–75 %. Vsebnost naftenov narašča z večanjem molekulske mase nafte. 3. Aromatski ogljikovodiki so spojine, katerih molekule vsebujejo ciklične polikonjugirane sisteme. Ti vključujejo benzen in njegove homologe, toluen, fenantren itd. Vsebnost olja je 10–15%. 10. 2. 2018 38

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN DELOVNIH POGOJEV PROIZVODNIH VRTIN, žveplo, kovine. Sem spadajo: smole, asfalteni, merkaptani, sulfidi, disulfidi, tiofeni, porfirini, fenoli, naftenske kisline. Velika večina heteroatomskih spojin je v frakcijah z največjo molekulsko maso 10. 02. 2018 39

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Frakcijska sestava nafte odraža vsebnost spojin, ki izparijo v različnih temperaturnih območjih. Olja vrejo v zelo širokem temperaturnem območju - 28–550 °C in več. Pri segrevanju od 40–180 °С letalski bencin zavre; 40–205 ° С - motorni bencin; 200–300 ° С – kerozin; 270–350 °С - nafta. Pri višjih temperaturah oljne frakcije izvrejo. Glede na vsebnost lahkih frakcij, ki vrejo do 350 ° C, delimo olja na olja tipa T 1 (več kot 45%), 10.02.2018 40

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Gostota nahajališča nafte je odvisna od njene sestave, tlaka, temperature in količine plina, raztopljenega v njej (slika 1. 4). 10. 2. 2018 41

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Manjša kot je gostota nafte, večji je izkoristek lahkih frakcij. Vsi plini, raztopljeni v olju, nimajo enakega vpliva na njegovo gostoto. Z naraščanjem tlaka se gostota nafte močno zmanjša, ko je nasičena z ogljikovodikovimi plini.V olju so najbolj topni ogljikov dioksid in ogljikovodikovi plini, manjšo pa dušik. Pri znižanju tlaka se iz olja najprej sprosti dušik, nato ogljikovodiki (najprej suhi, nato maščobni) in ogljikov dioksid. 10.02.2018 42

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Tlak, pri katerem se plin začne sproščati iz nafte, se imenuje nasičeni tlak (Psat). Tlak nasičenja je odvisen od razmerja volumnov nafte in raztopljenega plina v nahajališču, od njihove sestave in temperature rezervoarja. V naravnih razmerah je lahko nasičeni tlak enak tlaku v rezervoarju ali manjši od njega: v prvem primeru je nafta popolnoma nasičena s plinom, v drugem primeru pa premalo nasičena s plinom. Razlika med nasičenim tlakom in tlakom v rezervoarju 10. februarja 2018 se lahko spreminja od desetink do desetin 43

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Za vzorce nafte, vzete iz različnih delov nahajališča, so lahko značilni različni tlaki nasičenja. To je posledica spremembe lastnosti nafte in plina znotraj območja, z vplivom na naravo sproščanja plina iz nafte lastnosti kamnine, lastnosti kamnine z vplivom količine in lastnosti vezanega voda in drugi dejavniki. voda Dušik, raztopljen v rezervoarskem olju, poveča tlak nasičenja. 10. 2. 2018 44

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN 10. 2. 2018 45

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Viskoznost - sposobnost tekočine ali plina, da se upre gibanju nekaterih plasti snovi glede na druge. Dinamična viskoznost je določena z Newtonovim zakonom: (8) kjer je A kontaktna površina gibljivih plasti tekočine (plina), m 2; F je sila, potrebna za vzdrževanje razlike v hitrostih dv med plastmi H; dy je razdalja med gibljivimi plastmi tekočine (plina), m; - koeficient dinamične viskoznosti (koeficient 10.02.2018 46

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Viskoznost nahajališčne nafte se zaradi velike količine raztopljenega plina, visokega tlaka in temperaturne odvisnosti vedno bistveno razlikuje od viskoznosti izločene nafte (sl. 1. 5, 1. 6) . Viskoznost nafte v pogojih rezervoarjev različnih polj se giblje od stotin m.Pa∙s do desetink m.Pa∙s. V pogojih rezervoarja je lahko viskoznost nafte desetkrat manjša od viskoznosti izločene nafte. 10. 2. 2018 47

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN DELOVNIH POGOJEV PROIZVODNIH VRTIN Poleg dinamične viskoznosti se za izračun uporablja kinematična viskoznost - lastnost tekočine, da se upira gibanju enega dela tekočine glede na drugega z (9) ob upoštevanju gravitacije: kjer je koeficient kinematične viskoznosti, m 2/s; - gostota olja, kg/m 3. 10. 02. 2018 48

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN DELOVNIH POGOJEV PROIZVODNIH VRTIN Nafta ima, tako kot vse tekočine, elastičnost, tj. sposobnost spreminjanja prostornine pod vplivom zunanjega pritiska. Zmanjšanje prostornine je označeno s koeficientom stisljivosti (ali nasipne elastičnosti): (10) kjer je V prostornina, ki jo zavzema olje pri tlaku P, m 3; V je sprememba prostornine olja s spremembo tlaka za vrednost P, m 3. Koeficient stisljivosti je odvisen od: tlaka, temperature, sestave olja, količine raztopljenega plina. Olja, ki ne vsebujejo raztopljenega plina, imajo razmeroma nizek faktor stisljivosti 0,4 - 0,7 GPa-1, lahka olja s precejšnjo vsebnostjo raztopljenega plina pa povečan faktor stisljivosti (do 14 GPa-1). 10.02.2018 49

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN pogoji v ležišču in po ločevanju plina na površini: površina (11) kjer je V rezervoar prostornina nafte v pogojih v ležišču, m 3; Vdeg - prostornina olja pri atmosferskem tlaku in temperaturi 20 ° C po razplinjevanju, m 3. Z uporabo volumetričnega koeficienta lahko določimo krčenje olja U, to je zmanjšanje prostornine nastalega olja, ko se ekstrahira na površje, običajno označeno s črko U (12) 02. 10. 2018 50

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Naftni plini so sestavljeni iz mešanice plinastih ogljikovodikov pretežno parafinske vrste (metan, etan, propan, butan), dušika, helija, argona, ogljikovega dioksida , vodikov sulfid. Vsebnost dušika, vodikovega sulfida, ogljikovega dioksida lahko doseže več deset odstotkov. Ogljikovodikovi plini so glede na sestavo, tlak, temperaturo v nahajališču v različnih agregatnih stanjih: Ø plinastem, Ø tekočem, Ø v obliki plinsko-tekočinskih mešanic. 10. 2. 2018 51

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIKALNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Če v naftnem nahajališču ni plinskega pokrova, to pomeni, da je ves plin raztopljen v nafti. Ko se tlak med razvojem nahajališča zmanjša, se bo ta plin (povezani naftni plin) sprostil iz nafte. Gostota mešanice plinov: (13) kjer je molski prostorninski delež; gostota - i-ta komponenta, kg / m 3; Relativna gostota plina v zraku (14) Za normalne pogoje zrak 1, 293 kg/m 3; za standardne pogoje zrak 1, 205 kg/m 3. 10. 02. 2018 52

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Za idealne mešanice plinov je značilna aditivnost parcialnih tlakov in delnih volumnov. Za idealne pline je tlak mešanice enak vsoti parcialnih tlakov komponent (Daltonov zakon (16)): kjer je Р tlak mešanice plinov, Pa; pi parcialni tlak i-te komponente v mešanici, Pa; 10. 2. 2018 53

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIKALNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN v tem primeru (17) Aditivnost delnih volumnov komponent mešanice plinov je izražena z Amagovim zakonom: (18) Amag ali (19) kjer je V – prostornina mešanica plinov, m 3; Vi je prostornina i-te komponente v mešanici, s. Analitično razmerje med tlakom, temperaturo in prostornino plina imenujemo enačba stanja.Stanje idealnega plina pri standardnih pogojih je označeno z enačbo Mendelejeva. Clapeyron PV = GRT, kjer je P absolutni tlak, Pa; V - prostornina, m 3; G je količina snovi, mol; R - 02.10.2018 univerzalna plinska konstanta, Pa∙m 3 / mol∙deg; (20) 54

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Za idealni plin (21) Realni plini se ne podrejajo zakonom idealnega plina, faktor stisljivosti z pa označuje stopnjo odstopanja realnih plinov od Mendelejev-Clapeyronov zakon. Odstopanje je povezano z medsebojnim delovanjem plinskih molekul, ki imajo določeno lastno prostornino. V praktičnih izračunih lahko z 1 vzamemo pri atmosferskem tlaku. Z naraščanjem tlaka in temperature se vrednost koeficienta superstisljivosti vedno bolj razlikuje od 1. Vrednost z je odvisna od sestave plina, tlaka, temperature 10. februar 2018 (njihove kritične in reducirane vrednosti) in jo je mogoče določiti 55

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Kritični tlak je tlak snovi (ali mešanice snovi) v kritičnem stanju. Pri tlaku pod kritičnim lahko sistem razpade na dve ravnotežni fazi - tekočino in paro. Pri kritičnem tlaku se fizična razlika med tekočino in paro izgubi, snov preide v enofazno stanje. Zato lahko kritični tlak definiramo kot mejni (najvišji) tlak nasičene pare v pogojih soobstoja tekoče faze in pare. Kritična temperatura je temperatura snovi v kritičnem stanju. Za posamezne snovi je kritična temperatura definirana kot temperatura, pri kateri se razlike v fizikalnih lastnostih med tekočino in hlapi, 10.02.2018 56

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Pri kritičnih temperaturah postaneta gostoti nasičene pare in tekočine enaki, meja med njima izgine in toplota uparjanja se obrne na 0. Poznavanje stisljivosti faktor, lahko ugotovimo prostornino plina v rezervoarskih pogojih: (22) kjer se oznake z indeksom "pl" nanašajo na rezervoarske pogoje, z indeksom "0" pa na standardne (površinske). 10. 2. 2018 57

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Faktor prostornine plina se uporablja pri pretvorbi prostornine plina pri standardnih pogojih v pogoje v rezervoarju in obratno (na primer pri izračunu zalog): (23 ) Dinamična viskoznost plina je odvisna od povprečne dolžine in povprečne hitrosti molekul: (24) Dinamična viskoznost zemeljskega plina pri standardnih pogojih je majhna in ne presega 0,01 - 0,02 m.Pa∙s. Z naraščanjem temperature narašča (z naraščanjem temperature se povečujeta povprečna hitrost in dolžina poti molekul), pri tlaku nad 3 MPa pa začne viskoznost padati z naraščanjem temperature. 58

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Viskoznost plina praktično ni odvisna od tlaka (zmanjšanje hitrosti in dolžine poti molekul z naraščajočim tlakom se kompenzira s povečanjem v gostoti). Topnost plinov v olju in vodi. Iz količine Topnost plinov v olju in vodi. Od plina, raztopljenega v nahajalnem olju, so odvisne vse njegove najpomembnejše lastnosti: viskoznost, stisljivost, toplotna razteznost, gostota itd. Porazdelitev komponent naftnega plina med tekočo in plinasto fazo določajo zakonitosti procesov raztapljanja. 10. 2. 2018 59

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Proces raztapljanja idealnega plina pri nizkih tlakih in temperaturah opisuje Henryjev zakon (25), kjer je VG prostornina tekočine - topila, m 3; - koeficient topnosti plina, Pa-1; VŽ - količina plina, raztopljenega pri določeni temperaturi, m 3; P je tlak plina nad površino tekočine, Pa. Koeficient topnosti plina kaže, koliko plina je raztopljenega v enoti prostornine tekočine pri danem tlaku: (26) 10.02.2018 60

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN OBRATOVANJE PROIZVODNIH VRTIN Koeficient topnosti je odvisen od narave plina in tekočine, tlaka, temperature. Narava vode in ogljikovodikov je različna, zato je ogljikovodikova komponenta naftnega plina manj topna v vodi kot v olju. Neogljikovodične spojine naftnega plina (CO, CO 2, H 2 S, N 2) se bolje topijo v vodi. Na primer, formacijska voda cenomanskega horizonta je močno karbonizirana (do 5 m 3 CO 2 na 1 tono vode). Z naraščanjem tlaka se topnost plina povečuje, z naraščanjem temperature pa zmanjšuje. Topnost plina je odvisna tudi od stopnje mineralizacije vode. 10. 2. 2018 61

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH REZERVOARJEV IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Ko se plin premika skozi rezervoar, opazimo tako imenovani učinek dušenja - zmanjšanje tlaka plinskega toka, ko se premika skozi zožitve v kanalih. Hkrati je opazna tudi sprememba temperature. Intenzivnost spremembe temperature T s spremembo tlaka P je označena z Joule-Thomsonovo enačbo: (27) kjer je t Joule-Thomsonov koeficient (odvisen od narave plina, tlaka, temperature), K/Pa. 10. 2. 2018 62

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH LEŽIŠČ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Sestava ležiščne vode je raznolika in odvisna od narave naftnega ležišča, ki se izkorišča, fizikalnih in kemijskih lastnosti nafte in plina. V formacijskih vodah je vedno raztopljena določena količina soli, predvsem kloridi (do 80-90%) celotne vsebnosti soli. Vrste formacijske vode: dno (voda zapolnjuje pore rezervoarja pod nahajališčem); obrobno (voda napolni pore okoli rezervoarja); vmesni (med plastmi); ostanek (voda v z nafto ali plinom nasičenem delu rezervoarja, ki je ostala od nastajanja rezervoarja). 10.02.2018 63

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Plastična voda je pogosto sredstvo, ki izpodriva nafto iz formacije, njene lastnosti pa vplivajo na količino izpodrinjene nafte. Glavne fizikalne lastnosti formacijskih tekočin so gostota in viskoznost. Viskoznost filtrirane tekočine neposredno vpliva na produktivnost vrtine. 10. 2. 2018 64

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Pojav vode pri pridobivanju naftnih vrtin lahko povzroči nastanek vodno-naftnih emulzij. Vodne kroglice v olju se hitro stabilizirajo s površinsko aktivnimi spojinami in mehanskimi nečistočami, ki jih vsebuje (delci gline, peska, produkti korozije jekla, železov sulfid), nato pa se dodatno dispergirajo. Za nastale emulzije voda-olje je značilna visoka viskoznost. Najbolj stabilne emulzije nastanejo, ko je vsebnost vode v izdelku 35 - 75 %. Nafta pod določenimi pogoji lahko povzroči intenzivnejše nastajanje asfaltno-smolno-parafinskih usedlin (ARPD). 10. 2. 2018 65

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN 1. 5. Termodinamični pogoji Vsa nahajališča ogljikovodikov imajo večjo ali manjšo zalogo različnih vrst energije, ki se lahko uporabijo za premikanje nafte in plina na dno vodnjakov. Potencial nahajališč je bistveno odvisen od vrednosti začetnega formacijskega tlaka in dinamike njegovega spreminjanja med razvojem nahajališča. Začetni (statični) tlak v rezervoarju Рpl. začetni - to je tlak v rezervoarju v naravnih razmerah, to je pred ekstrakcijo tekočin ali plina iz njega. Vrednost začetnega akumulacijskega tlaka v nahajališču in zunaj njega Ø je določena z značilnostmi naravnega vodnega sistema, na katerega je nahajališče omejeno, Ø pa z lokacijo nahajališča v tem sistemu. 10. 2. 2018 66

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Naravne vodnotlačne sisteme delimo na infiltracijske in elizijske sisteme, ki se razlikujejo po pogojih nastanka, Ø značilnostih filtracijskih procesov in Ø vrednostih tlaka. Nahajališča ogljikovodikov, povezana s sistemi, ki jih poganja voda, imajo lahko različne vrednosti začetnega tlaka formacije na isti globini produktivnih formacij. Glede na stopnjo skladnosti začetnega tlaka nastajanja na globini pojavljanja rezervoarjev ločimo dve skupini nahajališč ogljikovodikov: nahajališča z začetnim tlakom nastajanja, ki ustreza hidrostatičnemu tlaku; ustreza hidrostatskemu tlaku rezervoarja z začetnim rezervoarskim tlakom, 10. 2. 2018 67

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN V geološki in terenski praksi je običajno, da se nahajališča prve vrste imenujejo nahajališča z normalnim rezervoarskim tlakom, druga vrsta - nahajališča z nenormalnim rezervoarskim tlakom . Takšna delitev je pogojna, saj je vsaka vrednost začetnega formacijskega tlaka povezana z geološkimi značilnostmi območja in je normalna za obravnavane geološke razmere. V vodonosniku velja, da je začetni formacijski tlak enak hidrostatičnemu tlaku, ko ustrezna piezometrična višina na vsaki točki približno ustreza globini formacije. Tlak v rezervoarju, blizu hidrostatičnemu, je značilen za infiltracijske vodnotlačne sisteme in na njih omejene usedline. V mejah nahajališč nafte in plina vrednosti začetnega tlaka v rezervoarju presegajo vrednost tega indikatorja v vodonosniku pri enakih absolutnih višinah rezervoarjev. 10.02.2018 68

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Razlika med rezervoarskim in hidrostatičnim tlakom na eni absolutni točki rezervoarja se običajno imenuje nadtlak v rezervoarju Pizb. V infiltracijskih sistemih navpični gradient tlaka v rezervoarju za nahajališča nafte in plina, tudi ob upoštevanju presežnega tlaka, običajno ne presega 0,008 0,013 MPa/m. Zgornja meja je značilna za nahajališča plina velike višine. Povišanega formacijskega tlaka v grebenih usedlin infiltracijskih vodnotlačnih sistemov ne smemo zamenjevati s superhidrostatičnim tlakom. 10. 2. 2018 69

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN DELOVNIH POGOJEV PROIZVODNIH VRTIN Skladnost tlaka v rezervoarju s hidrostatiko, tj. globino rezervoarja, se ocenjuje po vrednosti tlaka v vodonosniku rezervoarja neposredno na meje nahajališča. Z navpičnim gradientom več kot 0,013 MPa / m se formacijski tlak šteje za superhidrostatičnega (SHPP), z gradientom, manjšim od 0,008 MPa / m - manj kot hidrostatični. V prvem primeru gre za ultravisok (SVPD), v drugem primeru za ultra nizek (LPP) rezervoarski tlak. Prisotnost SGPD v rezervoarjih je mogoče razložiti z dejstvom, da na določeni stopnji geološke zgodovine rezervoar prejme povečano količino tekočine zaradi presežka njegove stopnje dotoka nad hitrostjo odtoka. 10. 2. 2018 70

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN V takšnih sistemih se tlak ustvari z iztiskanjem vode iz plasti rezervoarja med njihovim zbijanjem pod vplivom hidrostatičnega tlaka, geodinamičnih procesov, kot posledica cementacije kamnin, toplotno raztezanje vode itd. V elizijskem sistemu je območje polnjenja najbolj potopljen del rezervoarja, iz katerega se voda premika v smeri dviga formacije do območij izpusta. Del geostatičnega tlaka se prenese na to vodo, zato se rezervoarski tlak v z vodo nasičenem delu rezervoarja, ki meji na nahajališče ogljikovodikov, poveča v primerjavi z normalnim hidrostatskim tlakom. S povečanjem tesnosti vodno-tlačnega sistema in prostornine stisnjene vode se povečajo vrednosti AGPD. To je še posebej značilno za formacije, ki se pojavljajo v velikih globinah med debelimi plastmi glinastih kamnin, v medslani in podslani 10. 02. 2018 71

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Znotraj elizijskih vodotlačnih sistemov je pritisk v hipsometrično visokih delih nahajališč nafte in plina ter v infiltracijskih sistemih rahlo povečan zaradi presežka rezervoarja. Tlak v rezervoarju je manjši od hidrostatičnega (z navpičnim gradientom manj kot 0,008 MPa/m), je redek. Prisotnost nizkih tlakov v rezervoarjih je mogoče razložiti z dejstvom, da so na določeni stopnji geološke zgodovine nastali pogoji, ki so privedli do pomanjkanja formacijske vode v rezervoarju, na primer s povečanjem poroznosti, povezane z izpiranjem ali prekristalizacijo. kamnin. Količina vode, ki nasiči praznino, se lahko zmanjša tudi zaradi znižanja temperature rezervoarjev 10. 2. 2018 72

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Parametri ležišča med njegovim delovanjem, ravni in dinamika letne proizvodnje nafte in plina. Pri ocenjevanju vrednosti poroznosti in prepustnosti rezervoarjev pri njihovem naravnem pojavu iz jedra je treba upoštevati vrednost tlaka formacije rezervoarja.

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH LEŽIŠČ IN OBRATOVALNIH POGOJEV PROIZVODNIH VRTIN Poznavanje vrednosti začetnega ležiščnega tlaka ležišča in vseh ležečih slojev ležišča je potrebno pri utemeljitvi tehnologije vrtanja in zasnove vrtine, tj. izbruhi, plazovi, zataknjene cevi, s čimer se poveča stopnja popolnosti penetracije rezervoarja brez zmanjšanja produktivnosti rezervoarja v primerjavi z njegovimi naravnimi lastnostmi. Skladnost tlaka v rezervoarju s hidrostatičnim tlakom lahko služi kot pokazatelj zaprtosti nahajališča v sistem infiltracijskega vodnega tlaka. V teh pogojih je mogoče pričakovati, da se bo med razvojem akumulacijskega rezervoarja tlak v akumulacijskem bazenu razmeroma počasi zmanjševal. Pri izdelavi prve projektne dokumentacije za izvedbo 10. 2. 2018 74

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Podatki o temperaturi plasti so potrebni pri preučevanju lastnosti plastičnih tekočin (nafta, plin in voda), določanju režima formacije in dinamike gibanja podzemne vode, ko reševanje različnih tehničnih vprašanj v zvezi z zamašitvijo vrtin, perforacijo ipd. Merjenje temperature v zamašenih in nezaslojenih vrtinah se izvaja z maksimalnim termometrom ali elektrotermometrom. 10. 2. 2018 75

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Pred meritvijo mora vrtina mirovati 20-25 dni, da se vzpostavi naravni temperaturni režim, porušen z vrtanjem ali obratovanjem. Med vrtanjem se običajno meri temperatura v vrtinah, ki so zaradi tehničnih razlogov začasno ustavljene. V proizvodnih vrtinah je merjenje temperature zanesljivo le za interval globin produktivne (proizvodne) formacije. Za pridobitev zanesljivih temperaturnih podatkov v drugih intervalih mora biti vrtina 10. februarja 2018 zaprta za daljši čas. 76

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ TER POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN V ta namen se uporabljajo nedelujoče ali začasno zaprte proizvodne vrtine. Pri meritvah v vrtinah je treba upoštevati možno znižanje naravne temperature zaradi pojava plina (učinek dušilke). Podatki o meritvah temperature se uporabljajo za določitev geotermalnega koraka in geotermalnega gradienta. Geotermalni korak - razdalja v metrih pri poglabljanju, za katero se temperatura kamnin naravno dvigne za 1 °C, se določi po formuli: (28) 10. 02. 2018 77

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN kjer je G geotermalna stopnja, m/°С; H je globina mesta merjenja temperature, m; h je globina plasti s konstantno temperaturo, m; T temperatura na globini H, °C; t stalna temperatura na globini h, °C. Za natančnejšo karakterizacijo geotermalne stopnje so potrebne meritve temperature v celotni vrtini. Takšni podatki omogočajo izračun vrednosti geotermalnega koraka v različnih intervalih odseka, pa tudi določitev geotermalnega gradienta, to je porasta temperature v °C z globino (29) na vsakih 100 m. 02. 2018 78

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Na območjih težke izmenjave vode je vrednost geotermalne stopnice v vodonosniku odvisna od njegove hipsometrične lege. Na območjih nizkega gibanja vode, kjer praktično ni izmenjave vode, je geotermalna stopnja 10. 02. 2018 79

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Po karti geoizoterm presojamo oslabitev podzemnega toka zaradi poslabšanja prepustnosti peščenjakov, spremljamo dinamiko in smer gibanja podzemne vode. Antiklinale so cone zvišane temperature, sinklinale pa cone z nižjo temperaturo. Za zgornje plasti zemeljske skorje (10 - 20 km) je vrednost geotermalnega koraka v povprečju 33 m/°C in 10. 02. 2018 80

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN V naftnih nahajališčih so glavne sile, ki premikajo plasti: tlak konturne vode, ki nastane pod delovanjem njene mase; mase konturnega vodnega tlaka, ki nastanejo zaradi elastičnega raztezanja kamnin in vode; tlak plina v plinski kapici; elastičnost plina, ki se sprošča iz olja, raztopljenega v 81 10. 02. 2018; plin

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN S prevladujočo manifestacijo enega od navedenih virov energije ločimo režime nahajališč nafte: 1. na vodni pogon; 2. elastični pritisk vode; 3. tlak plina (način plinske kapice); 4. raztopljeni plin; 5. gravitacija. 10. 2. 2018 82

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN geološke in fizikalne značilnosti nahajališča (termobarične razmere, fazno stanje ogljikovodikov in njihove lastnosti); pogoji pojavljanja in lastnosti rezervoarskih kamnin; stopnja hidrodinamične povezanosti nahajališča od 83 10.02.2018

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Razmere v rezervoarju lahko pomembno vplivajo na pogoje v rezervoarju. Pri uporabi naravne energije pri razvoju nahajališč je od režima odvisno: intenzivnost zmanjšanja tlaka v rezervoarju; energetska zaloga nahajališča na vsaki stopnji razvoja; obnašanje premikajočih se meja nahajališča (GOC, GWC, WOC); sprememba obsega depozita ob dvigu 10. 2. 2018 84

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Zaloga naravne energije in oblike njene manifestacije določajo učinkovitost razvoja nahajališča: stopnja letne proizvodnje nafte (plina); dinamika drugih kazalnikov razvoja; možna stopnja končnega pridobivanja zalog iz podzemlja. 10. 2. 2018 85

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Način obratovanja nahajališča vpliva na način obratovanja nahajališča na različne načine vpliva na trajanje obratovanja vrtin; izbira sheme razvoja polja za polje itd. Način nahajališča med njegovim delovanjem je mogoče oceniti na podlagi krivulj sprememb tlaka v rezervoarju in plinskega faktorja celotnega nahajališča. 10. 2. 2018 86

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN DELOVNIH POGOJEV PROIZVODNIH VRTIN 1. V režimu vodnega tlaka je glavna vrsta energije tlak mejne vode, ki prodre v rezervoar in popolnoma kompenzira količino tekočine, odvzete iz vrtine. Obseg nahajališča nafte se postopoma zmanjšuje zaradi naraščanja OWC. Da bi zmanjšali proizvodnjo povezane vode iz formacije, v vrtinah, izvrtanih blizu ali znotraj OWC, spodnji del formacije, nasičene z nafto, običajno ni perforiran. 10. 2. 2018 87

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN 10. 2. 2018 88

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH ZEMLJIŠČ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN. V vodnem načinu je dosežen visok faktor pridobivanja nafte - 0,6 0,7 To je posledica sposobnosti vode (zlasti mineralizirane formacijske vode), da dobro izpere nafto in jo izpodrine iz votlin rezervoarskih kamnin + kombinacija 10.02.2018. 89

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN 10.02.2018 90

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN 1. Odvzem tekočine ni v celoti kompenziran z vodo, ki prodre v nahajališče 2. Zmanjšanje tlaka v rezervoarju se postopoma razširi izven rezervoarja in zajame območje vodonosni del rezervoarja. 3. Tu poteka širjenje kamnine in formacijske vode. 4. Koeficienti elastičnosti vode in kamnin so nepomembni, če pa je območje zmanjšanega tlaka pomembno (večkrat večje od velikosti rezervoarja), elastične sile rezervoarja ustvarijo znatno rezervo energije. 10. 2. 2018 91

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN elastične sile samega nahajališča oziroma vodonosnika rezervoarja, m 3; Vn, Vv - prostornine naftonosnega dela rezervoarja in vodonosnega dela, vključenega v proces zmanjšanja tlaka v rezervoarju m 3; , - volumetrična elastičnost formacije v naftonosnem in vodonosnem delu (, kjer je m povprečni koeficient poroznosti, Pa-1; w, p, so volumetrični koeficienti elastičnosti tekočine in kamnine), Pa- 1. Delež nafte, pridobljene zaradi elastičnosti naftonosnega območja rezervoarja, je majhen, saj je prostornina nahajališča (najpogosteje) manjša od prostornine vodonosnika. 10. 2. 2018 92

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Elastični vodni tlak se običajno kaže 1. v usedlinah infiltracijskih vodnotlačnih sistemov, 2. s šibko hidrodinamično povezavo z območjem napajanja (zaradi do velike oddaljenosti), 3. zmanjšana prepustnost ležišča in povečana viskoznost nafte; 4. v velikih nahajališčih z znatnimi odvzemi tekočine, ki niso v celoti kompenzirani z vdorom plastične vode v nahajališče; 5. v nahajališčih, omejenih na elizijske vodnotlačne sisteme. 10. 2. 2018 93

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH LEŽIŠČ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Pogoji obstoja: pojavljanje nahajališča na velikem območju izven nahajališča; presežek začetnega tlaka v rezervoarju nad tlakom nasičenja. Razmere so slabše kot pri vodnem načinu. CIN - 0, 55. 10. 02. 2018 94

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN 3. Plinskotlačni režim - nafta se izpodrine iz ležišča pod vplivom tlaka plina v plinskem pokrovu. V tem primeru se med razvojem nahajališča tlak v rezervoarju zmanjša, plinska kapica se razširi in GOC se premakne navzdol. 10. 2. 2018 95

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN plin v njej in z visoko vertikalno prepustnostjo formacije plin delno napolni plinsko kapo m.

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Vzroki za ločitev območja nahajališča in vodonosnika: Ø močno zmanjšanje prepustnosti v obrobnem območju nahajališča v bližini OWC; Ø prisotnost tektonskih motenj, ki omejujejo nahajališče itd. Geološki pogoji, ki prispevajo k manifestaciji režima plinskega tlaka: prisotnost velikega plinskega pokrova z zadostno energijo za izpodrivanje nafte; pomembna višina naftnega dela nahajališča; odlaga visoko prepustnost formacije navpično; navpična nizka viskoznost rezervoarskega olja (2 - 3 m. Pa s). 10. 2. 2018 97

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Med razvojem nahajališča se zaradi zniževanja GC zmanjša prostornina naftnega dela nahajališča. Da bi preprečili prezgodnje preboje plina v naftne vrtine, je spodnji del z nafto nasičene debeline perforiran v njih na določeni razdalji od GOC. Pri razvoju v pogojih plinskega tlaka se tlak v rezervoarju nenehno zmanjšuje. Hitrost njegovega padanja je odvisna od hitrosti njenega padanja je odvisna od razmerja količin plinskega in naftnega dela nahajališča, 10. 2. 2018 98

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN ORF v plinskotlačnem načinu 0, 4. To je razloženo z nestabilnostjo fronte izpodrivanja (vodilno gibanje plina skozi najbolj prepustne dele rezervoar), nastanek plinskih stožcev, zmanjšana učinkovitost izpodrivanja nafte s plinom v primerjavi z vodo. 10.02.2018 99

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Povprečni GG za nahajališče v začetnem obdobju razvoja lahko ostane približno nespremenjen. Ko se GOC zniža, plin iz plinskega pokrova vstopi v vrtine, plin se sprosti iz nafte, vrednost plinskega faktorja začne strmo naraščati, raven proizvodnje nafte pa se zmanjša. Proizvodnja nafte poteka praktično brez vode. V čisti obliki ga najdemo v Krasnodarju 10. 02. 2018 100

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN, izpodrivajo nafto v vrtine. Način v čisti obliki se kaže v odsotnosti vpliva območja vodonosnika, s podobnimi ali enakimi vrednostmi začetnega tlaka v rezervoarju in tlaka nasičenja, s povečano vsebnostjo plina v rezervoarju nafte, 10. 2. 2018 101

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN V procesu razvoja se nasičenost formacije z nafto zmanjšuje, prostornina nahajališča ostaja nespremenjena. V zvezi s tem je v proizvodnih vrtinah celotna z nafto nasičena debelina formacije perforirana. 10.02.2018 102

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Dinamika razvoja nahajališča v režimu raztopljenega plina: ležiščni tlak enakomerno in intenzivno pada, razlika med nasičenim tlakom in trenutnim rezervoarskim tlakom s časom narašča, faktor plina je sprva konstanten, nato se poveča in je nekajkrat višji od vsebnosti plina v formaciji, razplinjevanje nafte iz formacije vodi do znatnega povečanja njegove viskoznosti, sčasoma se zaradi razplinjevanja nafte iz formacije GOR bistveno zmanjša, v celotnem razvojnem obdobju je povprečna vrednost faktorja poljskega plina 4–5-krat večja od 103 10. 02 2018

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Značilno je nastajanje ozkih depresijskih kraterjev v bližini vsake vrtine. Postavitev proizvodnih vrtin je gostejša kot v režimih z izpodrivanjem nafte z vodo. Končni faktor izkoristka 0,2 - 0,3, z nizko vsebnostjo plina - 0,15 10. 02. 2018 104

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN 5. Gravitacijski način - nafta se premika v rezervoarju do vrtin pod vplivom gravitacije same nafte. Deluje, ko ležišče nima drugih virov energije ali pa je njihova zaloga izčrpana. Pojavi se po zaključku režima raztopljenega plina, to je po razplinjevanju nafte in znižanju tlaka v rezervoarju. Čeprav je včasih lahko naravno. Manifestacijo režima olajša znatna višina z nafto nasičenega dela rezervoarja, 10. 02. 2018 105

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Pretok narašča z zmanjšanjem hipsometričnih oznak intervalov prodiranja formacije. Zgornji del rezervoarja se postopoma polni s plinom, ki se sprošča iz nafte, prostornina (naftnega dela) rezervoarja se zmanjšuje, nafta pa se črpa z zelo nizko stopnjo - do 1% na leto izterljivih zalog. Tlak v rezervoarju v tem načinu je običajno desetin MPa, vsebnost plina - enote kubičnih metrov na 1 m3.

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJI OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN POVZETEK 1. Trenutno se naravni režimi uporabljajo le, če zagotavljajo 40-odstotno izkoriščanje nafte ali več. Običajno je to bodisi vodni režim ali režim aktivnega elastičnega vodnega pogona. 2. Elastični vodni pogon v svoji čisti obliki običajno deluje, ko je izčrpanih prvih 5-10 % zalog nafte, ki jih je mogoče pridobiti, 3. Ko tlak v rezervoarju pade pod tlak nasičenja, postane način raztopljenega plina najpomembnejši. 4. Neučinkoviti naravni režimi se običajno na samem začetku razvoja spremenijo v več kot 10. 02. 2018 107

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN 5. Vrsto režima je treba določiti v zgodnjih fazah priprave prvih dokumentov za razvoj, da se pravilno utemelji razvojni sistem, reši vprašanje potrebe po vplivu na rezervoar, za izbiro metode stimulacije. 6. Vrsta režima se določi na podlagi proučevanja geoloških in hidrogeoloških značilnosti vodno-tlačnega sistema kot celote ter geoloških in fizikalnih značilnosti samega nahajališča. 10.02.2018 108

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJEV DELOVANJA sistema PROIZVODNIH VRTIN glede na oskrbovalno območje, dejavniki, ki določajo hidrodinamično povezanost različnih točk sistema (pogoji pojavljanja, prepustnost, narava 10.02.2018 109

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Za proučevano nahajališče je potrebno pridobiti podatke: o ležiščnih lastnostih nafte in plina, o termobaričnih razmerah nahajališča. 10.02.2018 110

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH FORMACIJ IN POGOJE OBRATOVANJA PROIZVODNIH VRTIN 7. Analogi pri določanju načina razvoja nahajališča so predhodno dana v obratovanje nahajališča istega horizonta s podobnimi geološkimi in fizikalnimi lastnostmi. 8. V primeru odsotnosti ali pomanjkanja posrednih podatkov se del nahajališča da v poskusno kratkotrajno obratovanje (raziskovalne vrtine), pri katerem se merijo in kontrolirajo: spremembe rezervoarskega tlaka v samem nahajališču in v vodonosniku; območje, obnašanje faktorja plina, vodnatost v vrtinah, produktivnost, interakcija rezervoarja z robnim območjem in aktivnost slednjega (opazovanje tlaka v piezometriji 111 10. 02. 2018

I. DEJAVNIKI, KI DOLOČAJO GEOLOŠKE IN FIZIČNE ZNAČILNOSTI PROIZVODNIH REZERVOARJEV IN POGOJE DELOVANJA PROIZVODNIH VRTIN Ko se piezometrične vrtine nahajajo na različnih razdaljah od nahajališča, se lahko razkrije ne samo dejstvo te interakcije, ampak tudi narava splošne depresije. lijak v rezervoarju. Vodilne proizvodne vrtine za poskusno proizvodnjo se izvrtajo, da se pridobijo potrebne informacije v razmeroma kratkem času, saj lahko te vrtine v kratkem času proizvedejo velik izkoristek nafte. 10. 2. 2018 112

Med delovanjem vodnjakov se njihova produktivnost zmanjša iz več razlogov. Zato so metode umetnega vpliva na območje spodnje luknje močno sredstvo za povečanje učinkovitosti pridobivanja nafte.

Med metodami upravljanja produktivnosti vrtine z vplivom na območje dna vrtine nimajo vse enako učinkovite, vendar lahko vsaka od njih doseže največji pozitivni učinek le, če je izbrana določena vrtina. Zato je pri uporabi ene ali druge metode umetnega vpliva na območje dna vrtine vprašanje izbire vrtine temeljnega pomena. Hkrati obdelave, tudi učinkovite, ki se izvajajo v posameznih vrtinah, morda ne bodo imele pomembnega pozitivnega učinka na celotno nahajališče ali polje. Tako z vidika intenziviranja razvoja zalog kot z vidika povečanja končnega faktorja črpanja nafte.

Sistemska tehnologija v bistvu vključuje intenzifikacijo proizvodnje slabo izpraznjenih zalog nafte iz heterogenih rezervoarjev in določa tudi principe največjega učinka, doseženega pri uporabi metod za povečanje produktivnosti vrtine. Šibko izsušene zaloge nastajajo tudi v rezervoarjih z močno filtracijsko heterogenostjo, ko se nafta nadomesti z vbrizgano vodo le v razlikah visoke prepustnosti, kar vodi do nizkega premetavanja rezervoarja s poplavljanjem.

Rešitev specifičnih problemov vključevanja v razvoj slabo izsušenih rezerv in povečanja produktivnosti vrtin temelji na številnih tehnologijah za intenziviranje razvoja rezerv.

Na območjih nahajališča, v odseku katerih so visoko prepustne plasti, oprane z vodo, ki vnaprej določajo nizko pokritost objekta z vodo, je potrebno izvesti dela za omejitev in regulacijo dotokov vode.

Pri takšnih delih je nepogrešljiv pogoj za sistemsko tehnologijo hkraten vpliv na obrobne cone injekcijskih in proizvodnih vrtin.

Pred določitvijo vrste vpliva je treba nahajališče ali njegov del razdeliti na značilna območja. Hkrati je v začetnem obdobju razvoja mesta mogoče izvesti dela za povečanje produktivnosti vodnjakov, nato pa med poplavami ukrepe za regulacijo (omejitev) dotokov vode.

Treba je opozoriti, da so pri prepoznavanju območja nahajališča z močno izrazito consko in plastno heterogenostjo najprej umetno izpostavljena območja dna vrtin, ki tvorijo glavne smeri filtracijskih tokov, kar vam omogoča, da te smeri spremenite pravočasno, da vključite nedrenirana območja v razvoj in s tem povečate pokritost objekta s poplavljanjem. Pri izvajanju takšnega dela je mogoče uporabiti eno tehnologijo in kompleks različnih tehnologij.

Eden od pomembnih pogojev za uporabo sistemske tehnologije je ohranjanje približne enakosti volumnov vbrizgavanja in odvzema, tj. vse ukrepe za povečanje dotoka nafte morajo spremljati ukrepi za povečanje injektivnosti injekcijskih vrtin.

Osnovna načela sistemske tehnologije so naslednja:

• 1. Načelo hkratne obdelave spodnjih con injekcijskih in proizvodnih vrtin znotraj izbranega območja.
• 2. Princip množične obdelave področja CCD.
• 3. Načelo periodičnosti obdelave CCD.
• 4. Načelo postopnega zdravljenja spodnjih območij vrtin, ki imajo odprte heterogene rezervoarje.
• 5. Načelo programiranja spreminjanja smeri filtracijskih tokov v rezervoarju zaradi izbire vrtin za obdelavo po predhodno določenem programu.
• 6. Načelo ustreznosti čiščenja vrtine specifičnim geološkim in fizikalnim razmeram, rezervoarskim in filtracijskim lastnostim sistema v območju vrtine in na celotnem območju.

Zato je vprašanje izbire vrtin za obdelavo območij dna vrtine eno najpomembnejših.

Ministrstvo za izobraževanje in znanost Ruske federacije
Podružnica zveznega državnega proračuna za izobraževanje
zavode višjega strokovnega izobraževanja
"Udmurtska državna univerza" v mestu Votkinsk

Test
V disciplini "Upravljanje produktivnosti vrtin in
intenzifikacija proizvodnje nafte"

Izpolnil: študent skupine З-Вт-131000-42(k)
Lonšakov Pavel Sergejevič

Preveril: kandidat tehničnih znanosti, izredni profesor Borkhovich S.Yu.

Votkinsk 2016

Izbira kandidatnih vrtin za obdelavo podvodnih območij.

Glavni razlog za nizko produktivnost vrtin, skupaj s slabo naravno prepustnostjo rezervoarja in slabo kakovostno perforacijo, je zmanjšanje prepustnosti območja nastajanja spodnje luknje.
Območje blizu dna rezervoarja je območje rezervoarja okoli vrtine, ki je podvrženo najmočnejšemu vplivu različnih procesov, ki spremljajo gradnjo vrtine in njenega poznejšega okolja ter kršijo začetno mehansko in fizikalno ravnotežje. -kemijsko stanje rezervoarja.
Samo vrtanje povzroči spremembo porazdelitve notranjih napetosti v okoliški kamnini. Zmanjšanje produktivnosti vrtine med vrtanjem se pojavi tudi zaradi prodiranja raztopine ali njenega filtrata v območje nastajanja spodnje luknje. Ko filtrat medsebojno deluje s formacijsko slano vodo, se lahko tvorijo in izločajo netopne soli, nabreka glinasti cement in zamašitev stabilnih emulzij ter zmanjšanje fazne prepustnosti vrtin. Lahko pride tudi do slabe kakovosti perforacije zaradi uporabe perforatorjev majhne moči, zlasti v globokih vrtinah, kjer se emulzija eksplozije naboja absorbira z energijo visokih hidrostatskih tlakov.
Med delovanjem vrtine pride do zmanjšanja prepustnosti območja nastajanja spodnjega dela vrtine, ki ga spremlja kršitev termobaričnega ravnovesja v rezervoarskem sistemu in sproščanje prostega plina, parafina in asfaltno-smolnih snovi iz nafte, ki zamašijo parni prostor rezervoar.
Intenzivna kontaminacija cone nastajanja dna vrtine je opažena tudi zaradi prodiranja delovnih tekočin med različnimi popravljalnimi deli v vrtinah. Injektnost injekcijskih vrtin se slabša zaradi blokade pornega prostora z naftnimi produkti, ki jih vsebuje vbrizgana voda. Zaradi prodiranja takšnih procesov se poveča upor filtracije tekočine in plina, zmanjša se pretok vodnjaka in obstaja potreba po umetni stimulaciji območja nastajanja spodnjega dela vrtine, da se poveča produktivnost vrtine in izboljša njihova hidrodinamična povezava z nastanek.
V vrtinah z onesnaženim območjem dna vrtine opazimo padec proizvodnje tekočine ob ohranjanju enakih delovnih pogojev, nižjih pretokov v primerjavi z bližnjimi vrtinami tega polja. Identifikacija takšnih vrtin se izvede na podlagi terenskih podatkov ali kot rezultat izračuna. Metoda izračuna je naslednja: oceni se polmer drenažnega območja vodnjaka in izračuna pretok tekočine po Dupuisovi formuli; če je izračunana stopnja pretoka bistveno višja od dejanske, se lahko domneva, da je prišlo do kontaminacije spodnjega območja vrtine. Poleg tega je mogoče na podlagi rezultatov hidrodinamičnih študij ugotoviti poslabšanje lastnosti rezervoarja v območju dna vrtine.
Učinkovitost uporabe ene ali druge metode vplivanja na objekt razvoja je določena z geološkimi značilnostmi rezervoarja, lastnostmi rezervoarskih tekočin in parametri, ki označujejo stanje razvoja. Izbira vrtin za BHT glede na povprečne značilnosti polja ni vedno uspešna, zlasti za produktivne karbonatne usedline, za katere je značilna poplastna in conska heterogenost rezervoarjev, tako v strukturi kot v lastnostih.
Glavna geološka merila, ki določajo uspeh aplikacije BHT, vključujejo naslednje:
a. tip zbiralnika (zlomljen, zdrobljen-porozen ali porozen), ki določa sestavo komponent za hidroizolacijske sestavke (npr. za ...

Ker se nafta pridobiva v CDNG, se dejavnosti nanašajo predvsem na delo s proizvodnimi vrtinami. Optimizacija delovanja proizvodnih vrtin z znižanjem tlaka na dnu vrtine, to je sprememba postavitve opreme v vrtini, da se zagotovi večji pretok.

Delite delo na družbenih omrežjih

Če vam to delo ne ustreza, je na dnu strani seznam podobnih del. Uporabite lahko tudi gumb za iskanje

Predavanje 1

Tema: interpretacija rezultatov hidrodinamičnih študij vrtin za sprejemanje upravljavskih odločitev.

Uvod

Metode upravljanjato so vse vrste tehnoloških vplivov na objekte, ki niso povezani s spremembami v sistemu razvoja in so namenjeni izboljšanju učinkovitosti razvoja polja.

Upravljanje razvoja naftnih in plinskih polj je potrebno za zagotovitev skladnosti z načrtovanimi in dejanskimi kazalniki razvoja. Upravljanje razvoja se pogosto imenuje »upravljanje razvoja«, tj. potrebno je načrtovane količine proizvodnje približati dejanskim. V proizvodni delavnici sta 2 glavni delavnici za pridobivanje nafte in plina (CDNG) in vzdrževanje rezervoarskega tlaka (RPM). Ker se nafta pridobiva v CDNG, se dejavnosti nanašajo predvsem na delo s proizvodnimi vrtinami.

1. Optimizacija delovanja proizvodnih vrtin z zmanjšanjem tlaka na dnu vrtine, tj. spreminjanje postavitve opreme v vrtini, da se zagotovi večji pretok.
2. Intenzificiranje upravljanja produktivnosti vrtine (kislinska obdelava vrtine vrtine, hidravlično lomljenje, stranski trak).

Razvrstitev metod upravljanja

1) Povečanje produktivnosti vodnjakov zaradi zmanjšanje tlak na dnu vrtine.

2) Vpliv na območje dna vrtine (upravljanje produktivnosti) z namenom povečanja dotoka (injektnost) - hidravlično lomljenje, stranski trak, obdelava s kislino itd.

3) Zapiranje vodnjakov z visoko vodo.

1. Raise spodnji tlak injekcijskih vrtin;
2. vrtanje dodatnih proizvodnih vrtin (v okviru rezervnega sklada) ali vračanje vrtin iz drugih obzorij.
3. Prenos sprednje strani vbrizgavanja.
4. Uporaba točkovnega poplavljanja.
5. Uporaba izolacijskih del.
6. Poravnava profila dotoka ali injektivnosti;
7. Uporaba novih metod za izboljšano pridobivanje nafte.

OPTIMIZACIJA DELOVANJA VRTINE povečanje produktivnosti zaradi zmanjšanja tlaka v dnu vrtine.

Izbira vrtin za optimizacijo njihovega delovanja z nizko vodnostjo, visokim faktorjem produktivnosti in rezervo zmanjšanja tlaka v dnu vrtine.

Pri optimizaciji delovanja vrtine je treba oceniti povečanje stopnje proizvodnje z zmanjšanjem tlaka v dnu vrtine.

Če vrtina pred optimizacijo deluje z določeno hitrostjo pretoka tekočine pri ustreznem tlaku na dnu vrtine, je napačno domnevati, da bo z zmanjšanjem tlaka na dnu vrtine njena produktivnost zagotovo ostala in povečanje stopnje proizvodnje je mogoče določiti z vrednostjo produktivnosti v osnovni primer.

Pri zniževanju tlaka na dnu vrtine je treba upoštevati fizikalne procese, ki se pojavljajo v rezervoarju (predvsem v območjih blizu vrtine), kot so deformacije, rast nasičenosti s plinom itd.

Zato je treba utemeljiti dotočne modele ob upoštevanju odstopanj od linearnega Darcyjevega zakona, katerega parametri so določeni med hidrodinamičnimi študijami vrtin (HPT).

1. Miščenko I.T. Proizvodnja nafte iz vodnjaka.
2. Bravičev, Bravičeva Palij. 9. poglavje

Vsi analitični modeli dotoka (v obliki specifičnih formul) vsebujejo parametre, ki označujejo rezervoar in fizikalne lastnosti sistema. Te lastnosti so določene v povprečju po celotnem drenažnem volumnu: ekvivalent prepustnosti v drenažnem volumnu, piezo in hidravlična prevodnost. Zato lahko formule dotoka uporabimo za oceno proizvodnih zmogljivosti vrtin pri utemeljevanju načina delovanja z možnostjo postavitve opreme.

Pri vodenju razvoja heterogenega rezervoarja ocena ekvivalentnih parametrov ne odraža realne slike filtracijskih tokov. Zato se v primeru heterogenih drenažnih volumnov interpretacija rezultatov preskusa vrtine izvaja, ko se reproducirajo s programskimi izdelki za hidrodinamično modeliranje.

Linearni dotočni modeli, ki se uporabljajo za oceno proizvodnih zmogljivosti vrtin v homogenem rezervoarju (v optimizaciji).

1. Ocena proizvodnih zmogljivosti vrtin z zmanjšanjem tlaka v dnu (v primeru linearne indikatorske črte).

Za radialno filtracijo po Darcyjevem zakonu obstaja Dupuisova formula.

(1)

kjer se sorazmernostni koeficient med pretokom in črpanjem imenuje faktor produktivnosti vrtine,

k prepustnost sistema "rezervoar-tekočina", določena med geofizikalnimi študijami materiala jedra v začetnih pogojih rezervoarja (začetni tlak rezervoarja in nasičenost rezervoarja z vodo, enaka S St.). R na vplivni polmer vrtine (v odsotnosti podatkov polovica razdalje med vrtinami).

2. Treba je oceniti dejanski indeks produktivnosti vrtine. To je običajno posledica dejstva, da ko rezervoar vzbuja vrtina, pride do primarnih tehnogenih procesov (tudi pri nizkih črpanjih), kar povzroči nastanek dodatnih filtracijskih uporov.

Primarni tehnogeni procesi, ki se pojavljajo v območjih vrtine:

1. prodiranje tekočine za ubijanje in tekočine za izpiranje med podzemnim remontom in razvojem vrtine;
2. prodiranje mehanskih nečistoč in produktov korozije kovin med zapiranjem ali izpiranjem vodnjaka;
3. deformacija kamnine na dnu vrtine med vrtanjem;

Poleg tega je večina vrtin nepopolnih glede na stopnjo in naravo odpiranja produktivne tvorbe, zato dotok poteka skozi perforacije in ne vzdolž celotne bočne površine vrtine.

Med potekom primarnih tehnogenih procesov nastanejo dodatni filtracijski upor, ki povzroči zmanjšanje pretoka. Ker ti odpori so odvisni od zelo velikega števila dejavnikov, zato jih je nemogoče analitično ovrednotiti. Upoštevajo se z uvedbo parametra S , ki se imenuje kožni faktor. S se določi na podlagi rezultatov hidrodinamičnih študij vodnjakov z metodo zaporednih sprememb izbir v stabilnem stanju.

(2)

(3)

Če je dejanski faktor produktivnosti dovolj visok in lahko rahlo zmanjšanje tlaka v vrtini vodi do znatnega povečanja proizvodnje v vrtini, je znižanje tlaka v vrtini kot metoda upravljanja razvoja upravičeno.

Na primer, če je dejanski faktor produktivnosti 15 m 3 /(dan·MPa), potem padec tlaka na dnu vrtine celo za 5 atm. vodi do povečanja pretoka za kar 7,5 m 3 /dan

Tlak v dnu vrtine je mogoče zmanjšati s spreminjanjem načinov in standardnih velikosti opreme v vrtini v osnovni postavitvi. Če želite to narediti, morate poznati metode za izbiro možnosti postavitve za glavne načine delovanja. To je ena izmed nalog, s katerimi se bomo ukvarjali na delavnicah.

Če je dejanski faktor produktivnosti nizek, ta metoda upravljanja ni učinkovita.

Na primer, če je dejanski faktor produktivnosti 2 m 3 /(dan·MPa), nato zmanjšanje tlaka v dnu vrtine za 5 atm. vodi do povečanja pretoka le za 1 m 3 /dan

V tem primeru je treba uporabiti drugo metodo nadzora produktivnosti vrtin.

1. Izbira metode nadzora produktivnosti vrtine.

2. Vrednotenje tehnoloških meril - povečanje proizvodne stopnje itd.

Rešitev tega problema poteka s hidrodinamičnim modeliranjem razvojnega procesa.

Na primer, če se stranski trak uporablja kot kontrolna metoda, morajo biti hidrodinamični izračuni usmerjeni v utemeljitev parametrov določene tehnologije (dolžina vodoravne vrtine, profil itd.).

Za 1 položaj je potrebno določiti velikost spodnjega območja vrtine.

Na primer, če je cona dna vrtine 10 m ali več, je obdelava s kislino morda neučinkovita. To se zgodi v karbonatnih rezervoarjih, ki absorbirajo blato, razvojne tekočine, krzno. nečistoče itd.

3. Dodatni filtracijski upor nastane zaradi tvorbe v bližini vrtine, tako imenovane cone spodnjega dela vrtine. Območje spodnje vrtine ima konstrukcijske parametre k CCD in R CCD (slika 2)

(4)

Formula je izpeljana na podlagi kontinuitete filtrirnega toka: dotok v cono dna vrtine mora biti enak dotoku v dno vrtine.

Seveda obstaja povezava med kožnim faktorjem in izračunanimi parametri pri dnu vrtine

(5)

V praksi se velikost območja dna vrtine pogosto zanemarja in se pretok izračuna po formuli (6)

(6)

V tem primeru dobimo precenjeno vrednost prepustnosti spodnjega območja vrtine. Pri obdelavi rezultatov hidrodinamičnih študij za veliko število polj v regiji Ural-Volga in Zahodni Sibiriji je bil pridobljen prilagoditveni koeficient, ki omogoča ustreznejšo oceno tega parametra. Prilagoditveni koeficient, tj. obstajajo optimistične in pesimistične napovedi.

Metoda za ocenjevanje parametrov spodnjega območja vrtine glede na preskus vrtine.

1. Dejanski faktor produktivnosti vrtine se določi z metodami matematične teorije eksperimenta (metoda najmanjših kvadratov).

2. Ocenjena je precenjena vrednost prepustnosti cone spodnje vrtine (obrazec 6).

3. S pomočjo prilagoditvenega koeficienta je določena prepustnost spodnjega območja vrtine.

4. Izračuna se polmer spodnjega območja vrtine (obrazec 4).

5. Izračuna se kožni faktor in zmanjšani polmer vrtine.

Primer. Naj bo vrednost koeficienta produktivnosti vrtine enaka 2 m 3 /(dan MPa). Začetni podatki, potrebni za izračune, so naslednji: prepustnost oddaljenega območja (zunaj CCD) - 100 10-15 m2 ; polmer konture vrtine je 150 m; polmer vodnjaka 0,1 m; ogoljena produktivna debelina 10 m; volumetrični koeficient in dinamična viskoznost tekočine sta enaka 1 oziroma 5 10-3 Pa s

Prepustnost rezervoarja, določena na podlagi faktorja produktivnosti, je 13,47 10-15 m2 , ob upoštevanju potrebe po podcenjevanju navedene vrednosti za CCD - k CCD lahko znaša od 9,62 10 -15 do 11,225  10 -15 . Polmer spodnjega območja vrtine, določen s formulo (4), se giblje od 14,83 do 37,97 m.

Tako je mogoče kot metodo upravljanja predlagati stranski tir namesto obdelave s kislino.

Naslednji korak je izvedba multivariantnih hidrodinamičnih izračunov (seminarjev).

5. Za nizko depresijoparametri vrtine in kožni faktor so parametri LINEARNEGA vtočnega modela. Ti parametri so določeni z metodami matematične teorije eksperimenta (v tem primeru metoda najmanjših kvadratov).

Metoda najmanjših kvadratov je naslednja.

1. Variacijska serija vrednosti proučevanega parametra je zgrajena na podlagi rezultatov geoloških in geofizikalnih študij ter izkušenj na terenu.

2. Merilo je izračunano F za vsako vrednost proučevanega parametra:

Če je ocenjeno število vrednosti parametrov m , potem se izračuna merilo m-krat.

Želeni parameter ustreza najmanjši izračunani vrednosti kriterija F.

• Ocenjeno vrednost pretoka lahko dobimo iz dotočne formule za določeno vrednost želenega parametra. Torej, . Na podlagi teh izračunanih vrednosti je F1.
• Izračunano vrednost pretoka lahko dobimo s hidrodinamičnim modelom drenažnega volumna z uporabo programskih izdelkov. V tem primeru se testi vrtin reproducirajo z uporabo določenih programskih izdelkov.

Trenutno se pri interpretaciji testov vrtine ocenjuje ekvivalentna prepustnost (hidravlična prevodnost, piezoprevodnost).

To je upravičeno pri ocenjevanju pretokov vodnjakov.

Za upravljanje razvoja je treba imeti informacije ne o ekvivalentni prepustnosti, temveč o heterogenosti drenažnega volumna. Na primer, poznati plastno prepustnost. Zato se uporabljajo programski izdelki za hidrodinamično modeliranje.

Če je treba določiti parametre enačbe dotoka, povprečene glede na prostornino drenaže, se v nekaterih primerih sestavi tako imenovani sistem normalnih enačb, ki se dobi z diferenciacijo kriterija najmanjših kvadratov z želenim parametrom.

Naj bo aktiven poskus Yi (Xi), i =1,2…n . Potrebno je določiti parametre linearnega trenda Y=A+BX po metodi najmanjših kvadratov.

Merila metode.

Parametra A in B se določita z reševanjem naslednjega sistema enačb:

oz

6. Ocena dejanske produktivnosti vrtine.

V splošnem primeru ima enačba linearnega dotoka obliko:

Če je parameter C pomemben, potem obstaja začetni gradient tlaka (C negativen).

Torej, obstajajo rezultati testov vodnjakov, potrebno je določiti parametre linearnega trenda Y-Q, X-.

stran 2

Druga sorodna dela, ki bi vas utegnila zanimati.vshm>
10947.		Naloge upravljanja trženjskih raziskav in načini njihovega reševanja. Oblikovanje raziskovalnega programa. Glavne skupine metod trženjskega raziskovanja. Uporaba rezultatov tržnih raziskav za sprejemanje tržnih odločitev	16,2 KB
	Naloge upravljanja trženjskih raziskav in načini njihovega reševanja. Uporaba rezultatov trženjskih raziskav za trženjske odločitve Trženjske raziskave so preučevanje trga iz angleščine. Philip Kotler opredeljuje trženjsko raziskovanje kot sistematično določanje nabora podatkov, potrebnih v povezavi s tržno situacijo, s katero se sooča podjetje, njihovo zbiranje, analiziranje in poročanje o rezultatih Kotler F. Trženjsko raziskovanje je sistematično in objektivno iskanje, zbiranje, analiza in širjenje informacij ...
1828.		Kriteriji odločanja	116,95 KB
	Odločitveni kriterij je funkcija, ki izraža preference odločevalca (DM) in določa pravilo, po katerem se izbere sprejemljiva oziroma optimalna rešitev.
10997.		Psihološki vidiki odločanja	93,55 KB
	METODOLOŠKI RAZVOJ za predavanje št. 9 o disciplini VODSTVENE ODLOČITVE Tema 9: Psihološki vidiki odločanja Za študente specialnosti: 080507 Upravljanje organizacije Odobreno na seji Metodološkega sveta Inštituta ...
10567.		Tehnologija za razvoj in sprejemanje managerskih odločitev	124,08 KB
	Metode modeliranja in optimizacije odločanja Metode modeliranja, imenovane tudi metode operacijskega raziskovanja, temeljijo na uporabi matematičnih modelov za reševanje najpogostejših problemov upravljanja. Število konkretnih možnih modelov je skoraj tako veliko kot število problemov, za katere so zasnovani. Očitno je, da je sposobnost predvidevanja dejanj konkurentov pomembna prednost za vsako komercialno organizacijo. Prvotno razviti za vojaško-strateške namene, modeli ...
7980.		Proces sprejemanja in izvajanja upravljavskih odločitev	24,35 KB
	Ko problem nastane in je definiran, je treba odgovoriti na naslednja vprašanja: Kaj je bistvo problema Kje je problem nastal Objekt problema Brigadna oprema ekipa Kdo je problem Predmet problema je njegova socialna ali intelektualna element Kaj je povezava problem problema Zakaj je potrebno rešiti problem cilj reševanja problema Pojem rešitve se v znanstveni literaturi različno razlaga. Glavni sestavni deli menedžerske odločitve: veliko možnih možnosti; pravni dokument...
11100.		Analiza procesa sprejemanja managerskih odločitev	15,26 KB
	Sprejemanje managerskih odločitev v pogojih aktivacije managerskega mišljenja. Analiza procesa sprejemanja managerskih odločitev. Aktivnosti vodje pri izboljšanju učinkovitosti odločanja. Analizirajte proces sprejemanja managerskih odločitev.
10964.		Analiza nalog in načinov odločanja (DP)	46,89 KB
	Za druge ljudi so lahko motivi za odločitev popolnoma nejasni. Zato je treba zaradi jasnosti poiskati numerično merilo, da se ugotovi, kako primerna je vsaka od rešitev. Vodja podjetja se mora odločiti, kateri program za upravljanje podjetja je treba kupiti. Glavni cilj je izbrati najboljši program za vodenje podjetja.
12165.		Internetna razstava rezultatov znanstvenih arheoloških in etnografskih raziskav v 3D formatu	17,85 KB
	Prvič v Rusiji so bile uporabljene nove oblike razstavljanja rezultatov arheoloških in etnografskih raziskav z uporabo sodobnih informacijskih tehnologij prek spletnih predstavitev rezultatov raziskav v 3D formatu www. Možnosti predstavitve tridimenzionalnega modela predmeta za strokovnjake, ki si predmeta ne morejo ogledati na kraju samem prek interneta, se širijo. Spletna razstava...
1719.		Značilnosti sprejemanja vodstvenih odločitev v carinskih organih	40,07 KB
	Organizacija procesa upravljanja v carinskih organih. Proces upravljanja v sistemu carinskih organov. Načela organizacije procesov upravljanja v carinskih organih. Ker sprejete odločitve ne zadevajo le vodje, temveč tudi druge ljudi in velikokrat celotno organizacijo, je razumevanje narave in bistva odločanja izjemno pomembno za vsakogar, ki želi uspeti na področju vodenja.
17937.		Informacijska baza za sprejemanje kratkoročnih upravljavskih odločitev	54,22 KB
	Študije domačih in tujih strokovnjakov kažejo, da bi lahko do 25 vseh managerskih odločitev, še preden so bile sprejete, ocenili kot neizvedljive in se tako izognili stroškom managerskega dela za razvoj in odločanje. Tako visoka pomanjkljivost v dejavnosti upravljanja kaže na izjemno neučinkovito organizacijo procesa odločanja v praksi poslovnih subjektov. Zato ima implementacija v prakso znanstveno utemeljenih pristopov prav pri pripravi managerskih odločitev in na današnji stopnji razvoja ...

Pošljite svoje dobro delo v bazo znanja je preprosto. Uporabite spodnji obrazec

Študenti, podiplomski študenti, mladi znanstveniki, ki bazo znanja uporabljajo pri študiju in delu, vam bodo zelo hvaležni.

Objavljeno na http://www.allbest.ru/

MINISTRSTVO ZA IZOBRAŽEVANJE IN ZNANOST RUSKE FEDERACIJE

ZVEZNA DRŽAVNA PRORAČUNSKA IZOBRAŽEVALNA INSTITUCIJA VISOKEGA STROKOVNEGA IZOBRAŽEVANJA

"TJUMENSKA DRŽAVNA UNIVERZA ZA NAFTO IN PLIN"

Podružnica v Nižnevartovsku

ODDELEK "NAFTNO IN PLINSKO POSLOVANJE"

Test

Upravljanje proizvodnje vrtin

Izpolnil študent gr.EDNbs-11(1) D.S. Loki

Preverjeno: učitelj D.M. Sahipov

Nižnevartovsk 2014

Uvod

1. Metode za izboljšano pridobivanje nafte z uporabo silikatnih alkalnih raztopin (SBR)

Bibliografija

Uvod

Objektivna potreba po povečanju pokritosti manj prepustnega dela rezervoarja z vplivom med postopnim namakanjem je omejitev filtracije sredstva za izpodrivanje nafte skozi izprane vmesne plasti in cone rezervoarja ter pretok v proizvodne vrtine. To naj bi povzročilo prerazporeditev energije vbrizgane vode in pokritost z vplivom nizko prepustnih vmesnih slojev. Rešitev tega problema ni mogoča na podlagi uporabe konvencionalnih metod izolacije vode v proizvodnih vrtinah zaradi omejenega obsega obdelane formacije le v coni dna. Potrebne so metode, ki omogočajo prečrpavanje velikih količin hidroizolacijskih mas v oddaljena območja na podlagi uporabe poceni in dostopnih materialov in kemikalij.

Trenutno je znanih veliko metod za povečanje učinkovitosti čiščenja rezervoarja, kot so vbrizgavanje vode, zgoščene s polimeri, pena, periodično vbrizgavanje reagentov v rezervoar, ki zmanjšujejo prepustnost posameznih visoko prepustnih vmesnih plasti, opranih z izpodrivnim sredstvom. , silikatno-alkalne raztopine (SAS), polimerno dispergirane sisteme (PDS), kot tudi različne sestave kemikalij, ki želirajo v pogojih rezervoarja.

1. Metode za povečano pridobivanje nafte z uporabo silikatnih alkalnih raztopin (SBR).

Metoda alkalnega poplavljanja naftnih rezervoarjev temelji na interakciji alkalij z rezervoarsko nafto in kamnino. Ko alkalije pridejo v stik z oljem, medsebojno delujejo z organskimi kislinami, kar ima za posledico tvorbo površinsko aktivnih snovi, ki zmanjšajo medfazno napetost na meji olje-alkalna raztopina in povečajo omočljivost kamnine z vodo. Uporaba alkalijskih raztopin je eden najučinkovitejših načinov za zmanjšanje kontaktnega kota omočenja kamnin z vodo, to je hidrofilizacija poroznega medija, kar vodi do povečanja učinkovitosti izpodrivanja olja z vodo.

riž. 1 Uporaba kemičnih metod za izpodrivanje nafte

Od sestavkov, ki tvorijo usedline, se trenutno štejejo za razširjene silikatno-alkalne sestavke (SJS), alkalno-polimerne raztopine (ASP), amoniakovo vodo, metilcelulozo, ki temeljijo na interakciji s formacijsko vodo s tvorbo netopne oborine.

Sedimentacija in situ zahteva interakcijo silikatov alkalijskih kovin s soljo dvovalentne kovine in natrijevega hidroksida ali natrijevega pepela s polivalentnimi kovinami. Tehnologija temelji na uporabi poplavljanja z alkalnim silikatom pri izmeničnem vbrizgavanju raztopine silikatnih raztopin alkalijskih kovin in raztopine soli dvovalentnih kovin, ločenih s sladkovodno tekočino. Kot silikat alkalijskih kovin lahko uporabimo natrijev in kalijev ortosilikat, metasilikat in pentohidrat, ki pri interakciji s kalcijevim kloridom tvorijo gelasto oborino. Hkrati imajo raztopine teh silikatov v koncentraciji približno 1% v raztopini pH vrednost blizu 13.

Druga tehnologija omogoča zaporedno vbrizgavanje raztopin alkalij in železovega železa. Kot posledica interakcije alkalij s solmi večvalentnih kationov ob stiku robov nastane voluminozna, slabo topna oborina hidroksidov večvalentnih kationov. Vendar pa je nadzor procesov sedimentacije v pogojih rezervoarja z vbrizgavanjem alkalij precej težka naloga.

Na poljih Zahodne Sibirije je bilo alkalno poplavljanje ena prvih metod fizikalne in kemične stimulacije formacije. Metoda vpliva se uporablja od leta 1976. Vsi rezultati, pridobljeni v obsežnem terenskem poskusu, zaslužijo pozornost. Tu sta testirani dve modifikaciji vbrizgavanja nizko koncentriranih raztopin alkalij v rezervoar, ki kažeta na nizko učinkovitost metode. Prvi terenski poskus vbrizgavanja koncentrirane raztopine alkalije je bil izveden leta 1985 na polju Trekhozernoye, kjer je bil rob 10% raztopine alkalije z velikostjo 0,14% volumna por mesta vbrizgan v dve injekcijski vrtini. . Za posamezne proizvedene vrtine v 4-5 mesecih. zmanjšal se je vodnatost proizvedenih izdelkov. Tako je bil vodnat na začetku poskusa 55--90%, kasneje se je zmanjšal na 40--50%. In šele do konca leta 1990 se je zmanjšana količina vode povečala na 70--80%. Tako močno zmanjšanje vodnatosti proizvedenega proizvoda je mogoče razložiti s spremembo pokritosti rezervoarja z vplivom debeline zaradi zamašitve z vodo izplaknjenih območij rezervoarja in aktiviranja predhodno nenaplavljenih vmesnih plasti. Na splošno je bilo v obdobju izvajanja na pilotni lokaciji pridobljenih 58,8 tisoč ton nafte s specifičnim tehnološkim izkoristkom 53,5 ton na tono vbrizganega reagenta. Podobni rezultati so bili pridobljeni na polju Toluomskoye. Čeprav so lastnosti rezervoarja opazno slabše: večja disekcija, manjša prepustnost in produktivnost. Volumen vbrizganega roba je bil 0,3% volumna por formacije, območje na začetku poskusa je bilo zalito s 40--50%, po vbrizganju alkalne raztopine se je vodni rez zmanjšal na 20-30% .

Dodatna proizvodnja nafte je znašala 35,8 tisoč ton oziroma 42,4 tone na tono porabljenega reagenta. Dobljeni pozitivni rezultati terenskega poskusa kažejo, da je tehnologija učinkovita za srednje in nizko prepustne formacije majhnih (do 10 m) debelin.

Terenski preskusi stimulacijske metode za objekte, ki jih predstavlja pomembna debelina rezervoarja 15 m ali več, kot sta nahajališče Severna Martym'inskaya in nahajališče Martymya-Teterevskaya, niso pokazali nizke učinkovitosti njegove uporabe.

1% alkalna raztopina se od leta 1978 široko uporablja na štirih poljih v regiji Perm (Shagirtsko-Gozhansky, Padunsky, Opalikinsky in Berezovsky). Komercialna uporaba se izvaja od leta 1983 na štirih poskusnih mestih s 13 injekcijskimi in 72 proizvodnimi vrtinami. . Od 1. januarja 1991 je dodatna proizvodnja nafte na vseh območjih znašala 662,4 tisoč ton, povečanje črpanja nafte pa je znašalo 5,6%. V prvem odseku je povečanje faktorja pridobivanja nafte doseglo 25,4 %. Ima največji rob z velikostjo ene prostornine pore formacije. raztopina za pridobivanje olja vbrizgavanje alkalije

Poskusi spreminjanja omočljivosti kažejo, da 1 % raztopina alkalije poveča hidrofilnost terigenih kamnin in ne spremeni omočljivosti v apnencih, poraba alkalije in količina sedimenta pa naraščata z večanjem slanosti vode in koncentracije alkalije. Ko je mineralizacija vode 265 g / l, se tvori največja količina sedimenta - 19 g / l, poraba alkalije je 2,5 mg / g kamnine. Lastnosti alkalijskih raztopin glede izpodrivanja olja so bile ovrednotene s centrifugo. Zaporedno vbrizgavanje raztopin poveča učinkovitost izpodrivanja za 2,5-4%.

Tehnologija nadzora prepustnosti vodoprevodnih kanalov formacije s silikatno-alkalnimi raztopinami je bila uvedena v več modifikacijah. Glavna modifikacija vključuje vbrizgavanje ločilnih robov sveže vode in raztopine (mešanica natrijevega hidroksida, tekočega stekla, poliakrilamida). Injektiranje platišč se ponavlja občasno po 1–3 letih, večinoma na 10–15 let. Robovi sredstev za izpodrivanje olja se vbrizgajo v naslednjem zaporedju: odpadna mineralizirana voda se vbrizga za izpodrivanje olja; ločilni rob sladke vode; žlica raztopine natrijevega hidroksida. Vendar pa je obravnavana tehnologija namenjena le uravnavanju prepustnosti rezervoarja in ne more učinkovito blokirati selektivno navodnjenih območij rezervoarja, kar je možno le v primeru vbrizgavanja velikih količin žlebov.

Bibliografija

1. Surgučev M.L. Sekundarne in terciarne metode povečanega pridobivanja nafte.

2. Amelin I.D., Surgučev M.L., Davydov A.V. Napoved razvoja naftnih nahajališč v pozni fazi.

3. Shelepov V.V. Stanje surovin naftne industrije v Rusiji Povečano pridobivanje nafte.

4. Surguchev M.L., Zheltov Yu.V., Simkin E.M. Fizikalni in kemični mikroprocesi v nahajališčih nafte in plina.

5. Klimov A.A. Metode za izboljšano pridobivanje nafte.

Gostuje na Allbest.ru

...

Podobni dokumenti

Značilnosti geološke zgradbe, lastnosti rezervoarjev produktivnih formacij. Analiza fonda vrtin, trenutnih pretokov in vodnatosti. Ocena učinkovitosti uporabe mikrobioloških metod za povečanje črpanja nafte v pogojih poplavljanja.

diplomsko delo, dodano 01.06.2010


Izboljšano pridobivanje nafte: karakterizacija geoloških in tehničnih ukrepov; tektonika in stratigrafija nahajališča. Pogoji za zdravljenje s kislino; analiza kemijskih metod za povečanje produktivnosti vrtin v JSC "TNK-Nizhnevartovsk".

seminarska naloga, dodana 14.04.2011


Splošne informacije o naftnem in plinskem potencialu Bahmetjevskega polja. Naprava za božično drevo. Prednosti in slabosti plinskega dvigala. Delovanje vodnjakov z globinskimi črpalkami. Metode za izboljšano pridobivanje nafte. Vrtanje, popravilo in raziskave vodnjakov.

poročilo o praksi, dodano 28.10.2011


Glavne metode povečanja pridobivanja nafte. Trenutni in končni faktor izkoristka nafte. Poplavljanje kot visoko potencialna metoda stimulacije rezervoarja. Povečano pridobivanje nafte iz rezervoarjev s fizikalnimi in kemičnimi metodami. Hidravlično lomljenje naftnega rezervoarja.

predstavitev, dodana 15.10.2015


Problem oskrbe svetovnega gospodarstva z energijo z uporabo alternativnih virov goriva namesto tradicionalnih. Praksa uporabe metod povečanega pridobivanja nafte v svetu. Iskanje inovativnih rešitev in tehnologij za pridobivanje nafte v Rusiji.

esej, dodan 17.03.2014


Geološke in geofizikalne značilnosti oligocena nahajališča Beli tiger. Analiza trenutnega stanja razvoja in učinkovitosti izpodrivanja nafte z vodo. Sestava, funkcije in lastnosti fizikalno-kemijskega mikrobiološkega kompleksa; mehanizmi za izpodrivanje olja.

znanstveno delo, dodano 27.01.2015


Kakovost vrtalnih tekočin, njihove funkcije pri vrtanju vrtine. Značilnosti kemičnih reagentov za pripravo vrtalnih tekočin, značilnosti njihove razvrstitve. Uporaba določenih vrst raztopin za različne metode vrtanja, njihovi parametri.

seminarska naloga, dodana 22.05.2012


Sestavljanje in uporaba fotografskih rešitev. Čiščenje vode za kemično-fotografsko obdelavo fotografskega materiala. Razvijanje, zaustavitev in popravljanje rešitev. Rešitve za razbarvanje in fiksiranje uporabljenih fotografskih raztopin.

seminarska naloga, dodana 11.10.2010


Izboljšanje metod za povečano pridobivanje nafte v Republiki Tatarstan. Značilnosti vrtine polja Ersubaykinskoye. Analiza dinamike delovanja mesta pri uporabi tehnologije vbrizgavanja nizkokoncentrirane polimerne sestave.

diplomsko delo, dodano 6.7.2017


Vrednost vrtalnih tekočin pri vrtanju vrtine. Oprema za izpiranje vrtin in pripravo raztopin, tehnološki proces. Izračun proizvodnje in vmesnih stebrov. hidravlične izgube. Okoljski problemi pri vrtanju vrtin.