Väl produktivitetshanteringsmetoder och teknologier. Väl produktivitetshantering

INTRODUKTION De viktigaste högproduktiva oljefälten i Ryssland befinner sig i slutskedet av utvecklingen med hög vattenminskning och låg oljeproduktion. Den nuvarande oljeproduktionen fylls inte på fullt ut av ökningen av reserver under geologisk utforskning, kvaliteten på nyupptäckta oljereserver sjunker ständigt. I detta avseende blir problemet med att upprätthålla och öka produktiviteten i produktionsbrunnar mer och mer 10. 02. 2018 2

INTRODUKTION Intensitet - en indikator på objektets effektivitet under en viss tidsperiod. I förhållande till oljeproduktion är detta flödet av en brunn. Om intensifiering förstås som en ökning av produktiviteten, så är det i oljeproduktionen en process för produktionsutveckling baserad på rationell användning av tekniska resurser och resultaten av vetenskapliga och tekniska framsteg. Det vill säga intensifieringen av oljeutvinning från en produktionsbrunn är en ökning av dess produktivitet på grund av geologiska och tekniska åtgärder, förbättring av tekniska driftsätt, optimering av tekniska driftsätt 10.02.2018 3

INTRODUKTION Oljekällornas produktivitet är en av de viktigaste indikatorerna som bestämmer effektiviteten i oljeproduktionen vid fältutveckling, särskilt under svåra geologiska och fysiska förhållanden. Svåra geologiska och fysiska förhållanden för oljefält inkluderar oftast: låg permeabilitet för produktiva formationer; ökat lerinnehåll i reservoaren; spräckt-porös struktur av reservoaren; en hög grad av heterogenitet av produktiva lager; hög vattenskärning; hög viskositet av reservoarvätskor (olja); hög gasmättnad av olja. 10. 02. 2018 4

INTRODUKTION Försämringen av filtreringsegenskaperna hos en produktiv formation är förknippad med en minskning av reservoarens absoluta eller relativa (fas)permeabilitet. Orsakerna till minskningen av absolut permeabilitet: en minskning av genomströmningen av filtreringskanaler under tilltäppning av porutrymmet i reservoaren, deformationsprocesser som inträffar i reservoaren med en minskning av reservoartrycket. Minskning av faspermeabilitet 10. 02. 2018 5

INLEDNING En av huvudorsakerna till försämringen av formationens filtreringsegenskaper är minskningen av reservoartrycket och trycket vid bottenhålen i produktionsbrunnar. Dessutom är det nödvändigt att under driften av brunnar bedöma inverkan av termodynamiska förhållanden och geologiska och fysiska faktorer på deras produktivitet. Övervakning, utvärdering och prognostisering av produktionsbrunnars produktivitet är nödvändig för en effektiv hantering av denna indikator vid utvecklingen av oljefält. 10. 02. 2018 6

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSRESERVOIR OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 1. 1. Oljereservoar, reservoar, avlagring I processen för bildning och migration i tarmarna av jordskorpan ackumuleras oljereservoarer i naturliga reservoarer. En naturlig reservoar är en reservoar för olja, gas eller vatten i reservoarbergarter överlagrade av dåligt permeabla bergarter. Toppen av en reservoar där olja och gas samlas kallas en fälla. En oljeuppsamlare (gas, vatten) är en sten som har kommunicerande hålrum i form av porer, sprickor, grottor etc., fylld (mättad) med olja, gas eller vatten och som kan släppa ut dem när ett tryckfall skapas. 10. 02. 2018 7

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR En betydande ansamling av olja (gas) lämplig för industriell utveckling i en fälla i en naturlig reservoar kallas en fyndighet. En samling av olje- eller gasfyndigheter sammankopplade med ett område av jordens yta bildar ett fält. Huvuddelen av oljefälten är begränsad till sedimentära bergarter, som kännetecknas av en skiktad (skiktad) struktur. En oljereservoar kan uppta en del av volymen av en eller flera reservoarer i vilka gas, olja och vatten är fördelade enligt deras densitet. 10. 02. 2018 8

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR En oljereservoar inkluderar en kolväteavlagring och ett angränsande vattenmättat (vattentryck) område. En fyndighet som innehåller olja med löst gas kallas olja (Fig. 1. 1). 10. 02. 2018 9

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR En oljefyndighet med ett gaslock kallas gasolja (Fig. 1. 2). Om gaslocket är stort (volymen av den del av behållaren med gaslock överstiger volymen av behållaren mättad med olja), fältet 10. 02. 2018 10

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Den oljemättade delen av formationen kallas i detta fall oljekanten (fig. 1. 3). Ytan längs vilken gaslocket och oljan gränsar under reservoarförhållanden kallas gas-oljekontakt (GOC), ytan av avgränsningen av olja och vatten kallas vatten-oljekontakt (WOC). Skärningslinjen mellan ytan av WOC (GOC) med toppen av den produktiva formationen är den yttre konturen, med botten av formationen - den inre konturen av oljeinnehållet (gas). 10. 02. 2018 11

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR En avsättning kallas en full reservoar om kolväten upptar porutrymmet genom hela den produktiva formationens tjocklek (se fig. 1. 2). I en ofullständig reservoar fyller inte kolväten reservoaren över hela dess tjocklek (se fig. 1. 3). v. I avlagringar med marginell (kontur) vatten gränsar olja och vatten till reservoarens vingar (se fig. 1. 3), i avlagringar med bottenvatten - över hela avlagringsområdet (se fig. 1. 1) och 1. 2). Oljeavlagringar är huvudsakligen begränsade till tre typer av reservoarer - porös (granulär), sprucken och blandad struktur. 10. 02. 2018 12

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Porreservoarer är Ø sammansatta av sandig-siltig terrigena bergarter, bergarter Ø vars porutrymme består av intergranulära håligheter. Samma struktur i porutrymmet är typisk för kalkstenar och dolomiter 10. 02. 2018 13

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR I rent spruckna reservoarer (huvudsakligen karbonat) bildas porutrymmet av ett system av sprickor. Reservoardelar mellan sprickor är täta, lågpermeabilitet, icke-spräckta stenblock, vars porutrymme inte deltar i filtreringsprocesser. I praktiken är spruckna reservoarer av blandad typ vanligare, vars porvolym inkluderar både spricksystem och porutrymmet hos block, såväl som grottor och karsthåligheter. 10. 02. 2018 14

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Karbonatformationer är oftast spruckna porösa reservoarer av sin typ. Huvuddelen av oljan i dem finns i blockens porer, vätskan överförs längs sprickorna. Sedimentära bergarter är de viktigaste reservoarerna för olja och gas. Cirka 60 % av världens oljereserver är begränsade till fruktansvärda, 39 % - till karbonatavlagringar, 1% - till väderbitna metamorfa och magmatiska bergarter. På grund av de olika förhållandena för bildandet av sediment kan de geologiska och fysikaliska egenskaperna hos produktiva formationer den 10.02.2018 för olika fält variera kraftigt 15

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR kallas filtreringskapacitiva egenskaper. Oljereservoarbergens filtrerings- och reservoaregenskaper kännetecknas av följande huvudindikatorer: porositet, permeabilitet, kapilläregenskaper, specifik yta, sprickbildning.

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPER HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Kapacitetsegenskaper hos berg bestäms av dess porositet. Porositet kännetecknas av närvaron av hålrum (porer, sprickor, grottor) i berget, som är en reservoar för vätskor (vatten, olja) och gaser. Det finns generell, öppen och effektiv porositet. 10. 02. 2018 17

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Total (absolut, total) porositet bestäms av närvaron av alla tomrum i berget. Koefficienten för total porositet är lika med förhållandet mellan volymen av alla tomrum och bergets synliga volym. Öppen porositet (mättnadsporositet) kännetecknas av volymen av kommunicerande (öppna) hålrum i vilka vätska eller gas kan tränga in. Den effektiva porositeten bestäms av den del av volymen öppna porer (hålrum) som deltar i filtreringen (volymen öppna porer minus volymen bundet vatten de innehåller). 10. 02. 2018 18

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Filtreringsegenskaperna hos bergarter kännetecknar deras permeabilitet - förmågan att passera vätskor eller gaser genom sig själva när de skapar ett tryckfall. Rörelsen av vätskor eller gaser i ett poröst medium kallas filtrering. Enligt storleken på den tvärgående storleken är porkanalerna (filtreringskanaler) uppdelade i: superkapillär - med en diameter på mer än 0,5 mm; kapillär - från 0,5 till 0,0002 mm; subkapillär - mindre än 0,0002 mm. 10. 02. 2018 19

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR I superkapillära kanaler rör sig vätska fritt under inverkan av gravitationen; i kapillärkanalerna är vätskans rörelse svår (det är nödvändigt att övervinna verkan av kapillärkrafter), gasen rör sig ganska lätt; i subkapillära kanaler rör sig inte vätska under tryckfall som skapas under fältutveckling. Under drift av olja 10. 02. 2018 20

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR För att karakterisera permeabiliteten hos oljebärande bergarter finns absolut, fas (effektiv) och relativ permeabilitet. 10.02.2018 21

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Absolut permeabilitet är permeabiliteten hos ett poröst medium när endast en fas (gas eller homogen vätska) rör sig i det i frånvaro av andra faser. Effektiv (fas)permeabilitet är bergets permeabilitet för en av vätskorna eller för en gas medan två eller flera faser är i porutrymmet samtidigt. Den relativa permeabiliteten för ett poröst medium definieras som förhållandet mellan fasen 10. 02. 2018 22

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Permeabla bergarter inkluderar Ø sand, Ø sandsten, Ø kalksten. Till ogenomtränglig eller dåligt genomsläpplig - Ø lera, Ø skiffer, Ø sandsten med lercementering etc. En av bergarternas viktiga egenskaper är deras sprickbildning, som kännetecknas av Ø densitet, Ø skrymdensitet och Ø spricköppning. 10. 02. 2018 23

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Densitet är förhållandet mellan antalet sprickor Δn, som skär normalen för deras plan, och längden av denna normala =Δl: GтΔl. (1) Bulkdensitet δt kännetecknar tätheten av sprickor vid vilken punkt som helst av formationen: δt = ΔS/ΔVf, (2) där ΔS är hälften av ytan av alla sprickor i en elementär bergvolym ΔVf, m– 1. Volymen av sprickor i en elementär bergvolym ΔVt = ΔS ∙ bt, (3) 10. 02. 2018 24

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPER HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Sprickporositetskoefficient mt förhållandet mellan sprickvolym och bergvolym. Med hänsyn till formlerna (2) och (3), mt = bt ∙ δt. (4) Permeabilitet för sprucket berg (exklusive permeabilitet för intersprickade block), µm 2, när sprickor är vinkelräta mot filtreringsytan, kt = 85 000 ∙ 2∙ bt ∙ mt, (5) där bt är spricköppning, mm; mf är sprickporositet, fraktioner av en enhet. 10.02.2018 25

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 1. 3. Reservoarheterogenitet Geologisk reservoarheterogenitet är variationen av litologiska och fysiska egenskaper hos bergarter och sektioner. Kolvätefyndigheter är huvudsakligen flerskiktiga, en enskild produktionsanläggning innehåller flera lager och mellanlager, korrelerade efter område, därför studeras geologisk heterogenitet längs sektionen och längs området. Detta tillvägagångssätt gör det möjligt för Ø att karakterisera variationen av parametervärden i volym som påverkar fördelningen av olje- och gasreserver i undergrunden och deras 10. 02. 2018 26

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSRESERVOIR OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Beroende på målen och syftena med studien, stadiet för utforskning av fältet, används olika metoder i stor utsträckning för att bestämma den geologiska reservoarens heterogenitet, reservoarens geologiska egenskaper. som med en viss grad av konventionalitet kan kombineras i tre grupper: a) geologisk och geofysisk, b) laboratoriemässig och experimentell, c) fält- och hydrodynamisk. 10. 02. 2018 27

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR tolkning av geofysiska fältundersökningar av brunnar. Med hjälp av dessa metoder, en detaljerad studie av sektionen av fyndigheten, uppdelningen av sektionen av fyndigheten, korrelationen av sektioner av brunnar, med hänsyn till de litologiska och petrografiska egenskaperna, samma med hänsyn till de paleontologiska 10 02. 2018 28

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSRESERVOIR OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Slutresultatet av geologiska och geofysiska metoder är geologiska profiler och litologiska kartor som visar egenskaperna hos strukturen hos produktiva skikt och avslöjar längs sektionen och samband mellan enskilda parametrar i strata. 10. 02. 2018 29

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA FÖR PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR En detaljerad uppfattning om de fysiska egenskaperna hos bergarter erhålls genom att undersöka kärnan med laboratoriemetoder. I laboratoriestudier bestäms porositet, permeabilitet, granulometrisk sammansättning, karbonathalt, vattenmättnad. Men innan värdena för reservoarparametrar sprids till hela volymen av fyndigheten eller till någon del av den, är det nödvändigt att noggrant knyta de studerade kärnproverna för urval i det produktiva avsnittet 10.02.2018 30

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Fälthydrodynamiska metoder är metoder som gör det möjligt att erhålla data som karakteriserar de hydrodynamiska egenskaperna hos formationer. Hydrodynamiska studier syftar till att studera reservoaregenskaperna hos reservoaren, de hydrodynamiska egenskaperna hos reservoaren och de fysikaliska egenskaperna hos vätskan som mättar reservoaren. Hydrodynamiska studier bestämmer koefficienterna för hydraulisk konduktivitet, piezokonduktivitet, permeabilitet, 10. 02. 2018 31

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Dessa metoder gör det också möjligt att bedöma graden av likformighet i formationen, identifiera litologiska skärmar, fastställa förhållandet mellan formationer längs sektionen och brunnar längs sektionen. område och utvärdera oljemättnaden av bergarter. Reservoarernas heterogenitet kan bedömas med hjälp av indikatorer som karakteriserar egenskaperna hos avsättningarnas geologiska struktur. 10. 02. 2018 32

, I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Heterogeniteten hos skikten kan bedömas med hjälp av indikatorer som kännetecknar egenskaperna hos den geologiska strukturen hos avlagringar. Dessa indikatorer inkluderar först och främst koefficienterna för dissektion och sandinnehåll. KoКр bestäms för reservoaren som helhet och beräknas genom att dividera summan av sandmellanskikt för alla brunnar med det totala antalet brunnar som har penetrerat reservoaren: antalet brunnar som har penetrerat reservoaren (6) där n 1, n 2, . . . , nm är antalet reservoarlager i varje brunn; N är det totala antalet brunnar som har penetrerat reservoaren. 10. 02. 2018 33

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Netto-till-brutto-förhållande Kp är förhållandet mellan den effektiva tjockleken heff och den totala formationens tjocklek htot spårad i sektionen av en given brunn: brunn: 7) För reservoaren som helhet är netto-till-brutto-förhållandet lika med förhållandet mellan den totala effektiva formationstjockleken i alla brunnar och den totala totala formationstjockleken i dessa brunnar. För oljefyndigheter i Perm Kama-regionen varierar koefficienterna för uppdelning och netto-till-brutto-kvoten från 1,38 till 14,8 respektive från 0,18 till 0,87. (Lär dig dessa i praktiken 10. 02. 2018 34

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 1. 4. Sammansättning och egenskaper hos formationsvätskor Formationsvätskor som mättar produktiva formationer inkluderar olja, gas och vatten. Olja är en komplex blandning av organiska föreningar, främst kolväten och deras derivat. De fysikaliska och kemiska egenskaperna hos oljor från olika fält och till och med olika skikt av samma fält är mycket olika. Enligt konsistensen utmärker sig oljor Ø lättrörlig, Ø högviskös (nästan inte flytande) eller stelnar under normala förhållanden. Färgen på oljor varierar från grönbrun till svart. 10. 02. 2018 35

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Det finns elementära, fraktionerade, gruppsammansättningar av olja. Elementsammansättning. Huvudämnena i oljans sammansättning är kol och väte. I genomsnitt innehåller olja 86 % kol och 13 % väte. Andra grundämnen (syre, kväve, svavel etc.) i olja är obetydliga. De kan dock avsevärt påverka den fysikalisk-kemiska 10. 02. 2018 36

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Gruppens sammansättning. Oljans gruppsammansättning förstås som det kvantitativa förhållandet mellan enskilda grupper av kolväten i den. 1. Paraffinkolväten (alkaner) är mättade (mättade) kolväten med den allmänna formeln Cn. H2n+2. Innehållet i olja är 30–70 %. Det finns alkaner med normala (n-alkaner) och isostrukturer (isoalkaner). Olja innehåller gasformiga alkaner С 2–С 4 (i form av löst gas), flytande alkaner С 5–С 16 (huvuddelen av flytande oljefraktioner), fasta alkaner С 17–С 53, som ingår i 10.02.2018 37

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 2. Nafteniska kolväten (cykloalkaner) är mättade alicykliska kolväten med den allmänna formeln Cn. H2n, Cn. H 2 n– 2 (bicyklisk) eller Cn. H 2 n– 4 (tricyklisk). Oljan innehåller huvudsakligen fem- och sexledade naftener. Innehållet i olja är 25–75 %. Innehållet av naftener ökar när oljans molekylvikt ökar. 3. Aromatiska kolväten är föreningar vars molekyler innehåller cykliska polykonjugerade system. Dessa inkluderar bensen och dess homologer, toluen, fenantren etc. Innehållet i olja är 10–15 %. 10. 02. 2018 38

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR, svavel, metaller. Dessa inkluderar: hartser, asfaltener, merkaptaner, sulfider, disulfider, tiofener, porfyriner, fenoler, naftensyror. De allra flesta heteroatomära föreningar finns i fraktionerna med högst molekylvikt 10. 02. 2018 39

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Oljans fraktionella sammansättning återspeglar innehållet av föreningar som kokar bort i olika temperaturintervall. Oljor kokar bort i ett mycket brett temperaturområde - 28–550 °C och uppåt. Vid uppvärmning från 40–180 °С kokar flygbensin bort; 40–205 °С - motorbensin; 200–300 °С – fotogen; 270–350 °С - nafta. Vid högre temperaturer kokar oljefraktionerna bort. Beroende på innehållet av lätta fraktioner som kokar upp till 350 ° C, delas oljor in i oljor av typ T 1 (mer än 45%), 10.02.2018 40

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Reservoaroljans densitet beror på dess sammansättning, tryck, temperatur och mängden gas som är löst i den (fig. 1. 4). 10. 02. 2018 41

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Ju lägre densitet av olja, desto högre utbyte av lätta fraktioner. Inte alla gaser, när de är lösta i olja, har samma effekt på dess densitet. Med en tryckökning minskar oljans densitet avsevärt när den är mättad med kolvätegaser Koldioxid och kolvätegaser har högst löslighet i olja och kväve har lägre löslighet. När trycket sänks frigörs först kväve från oljan, sedan kolvätegaser (först torra, sedan feta) och koldioxid. 10.02.2018 42

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Trycket vid vilket gas börjar frigöras från olja kallas mättnadstryck (Psat). Mättnadstrycket beror på förhållandet mellan volymerna olja och löst gas i fyndigheten, på deras sammansättning och reservoartemperatur. Under naturliga förhållanden kan mättnadstrycket vara lika med reservoartrycket eller vara mindre än det: i det första fallet är oljan helt mättad med gas, i det andra fallet är den undermättad med gas. Skillnaden mellan mättnadstryck och reservoartryck den 10 februari 2018 kan variera från tiondelar till tiotals 43

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Oljeprover tagna från olika delar av reservoaren kan karakteriseras av olika mättnadstryck. Detta beror på förändringen av egenskaperna hos olja och gas inom området, med påverkan på karaktären av gasutsläpp från olja av bergets egenskaper, bergets egenskaper med inverkan av mängden och egenskaperna hos bunden vatten och andra faktorer. vatten Kväve löst i reservoarolja ökar mättnadstrycket. 10. 02. 2018 44

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 10. 02. 2018 45

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Viskositet - förmågan hos en vätska eller gas att motstå rörelsen av vissa lager av materia i förhållande till andra. Dynamisk viskositet bestäms genom Newtons lag: (8) där A är kontaktytan för rörliga lager av vätska (gas), m 2; F är kraften som krävs för att upprätthålla skillnaden i hastigheter dv mellan skikten H; dy är avståndet mellan rörliga lager av vätska (gas), m; - koefficient för dynamisk viskositet (koefficient 10.02.2018 46

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Viskositeten hos reservoarolja skiljer sig alltid väsentligt från viskositeten hos separerad olja, på grund av en stor mängd löst gas, högt tryck och temperaturberoende (fig. 1. 5, 1. 6). Oljans viskositet i reservoarförhållanden i olika fält varierar från hundratals m. Pa∙s till tiondelar av m. Pa∙s. Under reservoarförhållanden kan oljans viskositet vara tio gånger mindre än viskositeten hos den separerade oljan. 10. 02. 2018 47

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Förutom dynamisk viskositet används kinematisk viskositet för beräkningar - egenskapen hos en vätska att motstå rörelsen av en del av vätskan i förhållande till en annan del av vätskan (9) med hänsyn till gravitationen: Var är koefficienten för kinematisk viskositet, m 2/s; - oljedensitet, kg/m 3. 10. 02. 2018 48

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA FÖR PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Olja, som alla vätskor, har elasticitet, det vill säga förmågan att ändra sin volym under påverkan av yttre tryck. Volymminskningen kännetecknas av kompressibilitetskoefficienten (eller bulklasticiteten): (10) där V är volymen som upptas av olja vid tryck P, m 3; V är förändringen av oljevolymen med en tryckförändring med värdet P, m 3. Kompressibilitetskoefficienten beror på: tryck, temperatur, oljesammansättning, mängd löst gas. Oljor som inte innehåller löst gas har en relativt låg kompressibilitetsfaktor på 0,4 - 0,7 GPa-1, och lätta oljor med ett betydande innehåll av löst gas har en ökad kompressibilitetsfaktor (upp till 14 GPa-1). 10.02.2018 49

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR reservoarförhållanden och efter separation av gas på ytan: yta (11) där V-reservoar är volymen av olja under reservoarförhållanden, m 3; Vdeg - volymen olja vid atmosfärstryck och en temperatur på 20 ° C efter avgasning, m 3. Med hjälp av den volymetriska koefficienten kan man bestämma krympningen av olja U, det vill säga minskningen av volymen av formationsolja när den utvinns till ytan, vanligtvis betecknad med bokstaven U (12) 10. 02. 2018 50

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Petroleumgaser består av en blandning av gasformiga kolväten huvudsakligen av paraffinserien (metan, etan, propan, helkol), nitrogen, buteldioxid, nitrogendioxid , vätesulfid. Innehållet av kväve, svavelväte, koldioxid kan nå flera tiotals procent. Kolvätegaser, beroende på sammansättning, tryck, temperatur, finns i fyndigheten i olika aggregattillstånd: Ø gasformiga, Ø flytande, Ø i form av gas-vätskeblandningar. 10. 02. 2018 51

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Om det inte finns något gaslock i en oljefyndighet betyder detta att all gas är löst i olja. När trycket minskar under utvecklingen av fältet kommer denna gas (associerad petroleumgas) att frigöras från oljan. Densitet för blandningen av gaser: (13) där är den molära volymfraktionen; densitet - i:te komponenten, kg / m 3; Relativ densitet av gas i luft (14) För normala förhållanden luft 1, 293 kg/m 3; för standardförhållanden luft 1, 205 kg/m 3. 10. 02. 2018 52

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Idealiska gasblandningar kännetecknas av additiviteten av partialtryck och partialvolymer. För ideala gaser är blandningens tryck lika med summan av partialtrycken för komponenterna (Daltons lag (16)): där Р är trycket för blandningen av gaser, Pa; pi är partialtrycket för den i:te komponenten i blandningen, Pa; 10. 02. 2018 53

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPER HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR i detta fall (17) Additiviteten för delvolymer av gasblandningskomponenter uttrycks av Amags lag: (18) Där V eller – (19) gasblandning, m 3; Vi är volymen av den i:te komponenten i blandningen, s. Det analytiska förhållandet mellan tryck, temperatur och volym hos en gas kallas tillståndsekvationen.Tillståndet för en idealgas under standardförhållanden kännetecknas av Mendelejevs ekvation. Clapeyron PV = GRT där P är absolut tryck, Pa; V - volym, m3; G är mängden ämne, mol; R - 02.10.2018 universell gaskonstant, Pa∙m 3 / mol∙grad; (20) 54

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR För idealgas (21) Verkliga gaser följer inte lagarna för idealgas, och kompressibilitetsfaktorn z kännetecknar graden av avvikelse från verklig gas. Mendeleev-Clapeyron lag. Avvikelsen är förknippad med växelverkan mellan gasmolekyler som har en viss egen volym. I praktiska beräkningar kan z 1 tas vid atmosfärstryck. Med ökande tryck och temperatur skiljer sig värdet på supalltmer från 1. Värdet på z beror på gasens sammansättning, tryck, temperatur den 10 februari 2018 (deras kritiska och reducerade värden) och kan bestämmas 55

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Kritiskt tryck är trycket hos ett ämne (eller en blandning av ämnen) i dess kritiska tillstånd. Vid ett tryck under det kritiska kan systemet sönderdelas i två jämviktsfaser - vätska och ånga. Vid kritiskt tryck går den fysiska skillnaden mellan vätska och ånga förlorad, ämnet övergår i ett enfas tillstånd. Därför kan det kritiska trycket definieras som det begränsande (högsta) trycket för mättad ånga under förhållanden med samexistens mellan vätskefasen och ånga. Kritisk temperatur är temperaturen hos ett ämne i dess kritiska tillstånd. För enskilda ämnen definieras den kritiska temperaturen som den temperatur vid vilken skillnaderna i fysikaliska egenskaper mellan vätska och ånga, 10.02.2018 56

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Vid kritiska temperaturer blir tätheten av mättad ånga och vätska densamma, gränsen mellan dem försvinner och förångningsvärmen omvandlas till komprimeringsvärme. faktor, kan man hitta volymen av gas i reservoarförhållanden: (22) där beteckningar med index "pl" hänvisar till reservoarförhållanden och med index "0" - till standard (yta). 10. 02. 2018 57

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Gasvolymfaktorn används vid omvandling av gasvolymen under standardförhållanden till reservoarförhållanden och vice versa (till exempel vid beräkning av reserver): (23) ) Gasens dynamiska viskositet beror på medellängden och på molekylernas medelhastighet: (24) Den dynamiska viskositeten för naturgas under standardförhållanden är liten och överstiger inte 0,01 - 0,02 m. Pa∙s. Den ökar med ökande temperatur (när temperaturen ökar ökar medelhastigheten och längden på molekylernas väg), men vid ett tryck på mer än 3 MPa börjar viskositeten minska med ökande temperatur. 58

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPER HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Gasens viskositet beror praktiskt taget inte på trycket (minskningen i hastigheten och längden av molekylernas bana kompenseras med ökande tryck i densitet). Gasernas löslighet i olja och vatten. Från kvantitet Gasernas löslighet i olja och vatten. Alla dess viktigaste egenskaper beror på gasen löst i reservoarolja: viskositet, kompressibilitet, termisk expansion, densitet, etc. Fördelningen av petroleumgaskomponenter mellan vätske- och gasfasen bestäms av upplösningsprocessernas lagar. 10. 02. 2018 59

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Upplösningsprocessen för en idealgas vid låga tryck och temperaturer beskrivs av Henrys lag (25) där VG är volymen vätska - lösningsmedel, m 3; - gaslöslighetskoefficient, Pa-1; VЖ - mängden gas löst vid en given temperatur, m 3; P är gastrycket över vätskeytan, Pa. Gaslöslighetskoefficienten visar hur mycket gas som är löst i en volymenhet vätska vid ett givet tryck: (26) 10.02.2018 60

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Löslighetskoefficienten beror på typen av gas och vätska, tryck, temperatur. Vatten och kolvätens natur är olika, så kolvätekomponenten i petroleumgas är mindre löslig i vatten än i olja. Icke-kolväteföreningar av petroleumgas (CO, CO 2, H 2 S, N 2) löser sig bättre i vatten. Till exempel är bildningsvatten från den cenomanska horisonten starkt kolsyrat (upp till 5 m 3 CO 2 per 1 ton vatten). När trycket ökar ökar gasens löslighet och när temperaturen stiger minskar den. Gasens löslighet beror också på graden av mineralisering av vattnet. 10. 02. 2018 61

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSRESERVOIR OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR När gas rör sig genom en reservoar observeras den så kallade strypeffekten - en minskning av gasflödestrycket när den rör sig genom förträngningar i kanaler. Samtidigt observeras också en förändring i temperaturen. Intensiteten av temperaturändringen T med en ändring i trycket P kännetecknas av Joule-Thomson-ekvationen: (27) där t är Joule-Thomson-koefficienten (beror på gasens natur, tryck, temperatur), K/Pa. 10. 02. 2018 62

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSRESERVOIR OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Sammansättningen av reservoarvattnet är varierande och beror på naturen hos den oljereservoar som utnyttjas, de fysiska och kemiska egenskaperna hos olja och gas. En viss mängd salter löses alltid i formationsvatten, främst klorider (upp till 80-90%) av den totala salthalten. Formationsvattentyper: botten (vatten som fyller porerna i reservoaren under avsättningen); marginell (vatten som fyller porerna runt behållaren); mellanliggande (mellan skikten); kvarvarande (vatten i den oljemättade eller gasmättade delen av reservoaren, överbliven från reservoarens bildande). 10.02.2018 63

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Formationsvatten är ofta ett medel som tränger undan olja från formationen, och dess egenskaper påverkar mängden olja som undanträngs. De huvudsakliga fysikaliska egenskaperna hos formationsvätskor är densitet och viskositet. Viskositeten hos den filtrerade vätskan har en direkt inverkan på brunnsproduktiviteten. 10. 02. 2018 64

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Uppkomsten av vatten i produktionen av oljekällor kan leda till bildning av vatten-oljeemulsioner. Vattenkulor i olja stabiliseras snabbt av de ytaktiva föreningarna och mekaniska föroreningar som finns i den (partiklar av lera, sand, stålkorrosionsprodukter, järnsulfid), och sedan sprids de ytterligare. De resulterande vatten-oljeemulsionerna kännetecknas av hög viskositet. De mest stabila emulsionerna bildas när produktens vattenavskärning är 35 - 75%. Oljeöversvämning under vissa förhållanden kan orsaka mer intensiv bildning av asfalten-harts-paraffinavlagringar (ARPD). 10. 02. 2018 65

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 1. 5. Termodynamiska förhållanden Alla kolväteförekomster har en större eller mindre reserv av olika typer av energi som kan användas för att flytta olja och gas till bottnen av brunnar. Potentialen för avlagringar beror väsentligt på värdet av det initiala formationstrycket och dynamiken i dess förändring under utvecklingen av fyndigheten. Initialt (statiskt) reservoartryck Рpl. initial - detta är trycket i reservoaren under naturliga förhållanden, det vill säga före utvinningen av vätskor eller gas från den. Värdet på det initiala reservoartrycket i fyndigheten och utanför den Ø bestäms av egenskaperna hos det naturliga vattendrivna systemet, till vilket fyndigheten är begränsad, och Ø av platsen för fyndigheten i detta system. 10. 02. 2018 66

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Naturliga vattentryckssystem är uppdelade i infiltrations- och elisionssystem, som skiljer sig åt i formationsförhållanden, Ø egenskaper hos filtreringsprocesser och Ø tryck. Kolväteavlagringar associerade med vattendrivna system av dessa typer kan ha olika värden på det initiala formationstrycket på samma djup av produktiva formationer. Beroende på graden av överensstämmelse med det initiala formationstrycket vid djupet av förekomsten av reservoarer, särskiljs två grupper av kolväteavlagringar: avsättningar med initialt formationstryck motsvarande hydrostatiskt tryck; motsvarande det hydrostatiska trycket i reservoaren med det initiala reservoartrycket, 10. 02. 2018 67

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR I geologisk och fältpraxis är det vanligt att benämna avlagringarna av den första typen av avlagringar med normalt reservoartryck, den andra typen - avlagringar med onormalt reservoartryck . En sådan uppdelning är villkorad, eftersom varje värde på det initiala formationstrycket är förknippat med områdets geologiska egenskaper och är normalt för de geologiska förhållandena som övervägs. I en akvifer anses det initiala formationstrycket vara lika med det hydrostatiska trycket när motsvarande piezometriska höjd, vid varje punkt, ungefär motsvarar formationens djup. Reservoartryck, nära hydrostatiskt, är typiskt för infiltrationsvattentrycksystem och avlagringar begränsade till dem. Inom gränserna för olje- och gasavlagringar överstiger värdena för det initiala reservoartrycket värdet på denna indikator i akvifären vid samma absoluta höjder av reservoarerna. 10.02.2018 68

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Skillnaden mellan reservoaren och det hydrostatiska trycket vid en absolut markering av reservoaren kallas vanligen för överskottet av reservoartrycket Pizb. I infiltrationssystem går den vertikala reservoartryckgradienten för olje- och gasfyndigheter, även med hänsyn till övertryck, vanligtvis inte längre än 0,008 0,013 MPa/m. Den övre gränsen är typisk för gasavlagringar av stor höjd. Ökat formationstryck i toppen av avlagringar av infiltrationsvattentrycksystem ska inte förväxlas med superhydrostatiskt tryck. 10. 02. 2018 69

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Överensstämmelsen mellan reservoartrycket och hydrostatisk, dvs. reservoarens djup, bedöms av värdet av trycket i reservoaren direkt vid akvifären. insättningens gränser. Med en vertikal gradient på mer än 0,013 MPa/m anses formationstrycket som superhydrostatiskt (SHPP), med en gradient på mindre än 0,008 MPa/m - mindre än hydrostatiskt. I det första fallet finns det ett ultrahögt (SVPD), i det andra fallet ett ultralågt (LPP) reservoartryck. Närvaron av SGPD i reservoarer kan förklaras av det faktum att reservoaren i ett visst skede av den geologiska historien får en ökad mängd vätska på grund av överskottet av dess inflödeshastighet över utflödeshastigheten. 10. 02. 2018 70

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR I sådana system skapas tryck genom att vatten pressas ut ur reservoarskikten under deras packning under inverkan av hydrostatiskt tryck, geodynamiska processer, som ett resultat av cementering, som ett resultat av cementering. av bergarter, termisk expansion av vatten etc. I ett elisionssystem är påfyllningsområdet den mest nedsänkta delen av reservoaren, från vilken vatten rör sig i riktning mot formationens uppgång till utloppsområdena. En del av det geostatiska trycket överförs till detta vatten, så reservoartrycket i den vattenmättade delen av reservoaren, som gränsar till kolväteavlagringen, ökar jämfört med det normala hydrostatiska trycket. Med en ökning av vattentrycksystemets närhet och volymen vatten som pressas in i det ökar värdena för AGPD. Detta är särskilt typiskt för formationer som förekommer på stora djup mellan tjocka skikt av lerhaltiga bergarter, i mellansalt och undersalt 10. 02. 2018 71

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Inom elisionsvattentrycksystem är trycket i hypsometriskt höga delar av olje- och gasavlagringar, såväl som i överskott av infiltrationssystem, något ökat på grund av reservoarsystem. Reservoartrycket är mindre än hydrostatiskt (med en vertikal gradient på mindre än 0,008 MPa/m), är sällsynt. Förekomsten av låga tryck i reservoarer kan förklaras av det faktum att i ett visst skede av geologisk historia skapades förhållanden som ledde till ett underskott av bildningsvatten i reservoaren, till exempel med en ökning av porositeten i samband med urlakning eller omkristallisering av stenar. Volymen vatten som mättar det tomma utrymmet kan också minska på grund av en minskning av temperaturen i reservoarerna 10. 02. 2018 72

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR reservoarparametrar under dess drift, nivåer och dynamik för den årliga olje- och gasproduktionen. Värdet på reservoarens formationstryckvärde måste beaktas vid bedömning av värdena för porositet och permeabilitet för reservoarer i deras naturliga förekomst från kärnan.

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSRESERVOIR OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Att känna till värdet av reservoarens initiala reservoartryck och alla överliggande reservoarlager är nödvändigt när man motiverar borrtekniken och utformningen av utbrott av brunnar, i. fastnade rör, vilket ökar graden av perfektion av reservoarpenetration utan att minska reservoarens produktivitet jämfört med dess naturliga egenskaper. Överensstämmelse med reservoartrycket med hydrostatiskt tryck kan tjäna som en indikator på begränsningen av avsättningen till. Under dessa förhållanden kan man förvänta sig att reservoartrycket under utvecklingen av reservoaren kommer att minska relativt långsamt. Vid upprättande av det första projektdokumentet för utveckling 10. 02. 2018 74

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Information om formationstemperatur är nödvändiga för att studera egenskaperna hos formationsvätskor (olja, gas och vatten), för att bestämma formationsregimen och grundvattenrörelsens dynamik, när lösa olika tekniska problem relaterade till brunnspluggning, perforering etc. Temperaturmätning i kapslade eller okapslade brunnar utförs med en maxtermometer eller en elektrotermometer. 10. 02. 2018 75

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA FÖR PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Före mätning måste brunnen vara i vila i 20-25 dagar för att återställa den naturliga temperaturregimen som störs av borrning eller drift. Vid borrning mäts vanligtvis temperaturen i brunnar som tillfälligt stoppas av tekniska skäl. I produktionsbrunnar är temperaturmätning tillförlitlig endast för intervallet av djup i den produktiva (produktions) formationen. För att få tillförlitliga temperaturdata i andra intervall måste brunnen stängas av den 10 februari 2018 under lång tid. 76

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR För detta ändamål används lediga eller tillfälligt malkula produktionsbrunnar. Vid mätning i brunnar bör man ta hänsyn till eventuell minskning av naturlig temperatur på grund av gasmanifestationer (gaspåverkan). Temperaturmätningsdata används för att bestämma det geotermiska steget och den geotermiska gradienten. Geotermiskt steg - avståndet i meter vid fördjupning med vilket temperaturen på stenarna naturligt stiger med 1 ° C, bestäms av formeln: (28) 10. 02. 2018 77

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR där G är det geotermiska stadiet, m/°С; H är djupet för temperaturmätningsplatsen, m; h är skiktets djup med konstant temperatur, m; T är temperaturen på djupet H, °С; t är den konstanta temperaturen på djupet h, °C. För en mer exakt karakterisering av det geotermiska skedet är det nödvändigt att ha temperaturmätningar genom hela borrhålet. Sådana data gör det möjligt att beräkna värdet av det geotermiska steget i olika intervall av sektionen, samt att bestämma den geotermiska gradienten, det vill säga temperaturökningen i °C med ett djup på (29) var 100:e m. 10. 02. 2018 78

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR I zoner med svårt vattenutbyte beror värdet på det geotermiska steget i akvifären på dess hypsometriska position. I områden med låg vattenrörelse, med praktisk frånvaro av vattenutbyte, är det geotermiska skedet 10. 02. 2018 79

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Enligt kartan över geoisotermer bedömer man dämpningen av underjordiskt flöde på grund av försämring av permeabiliteten hos sandstenarnas rörelser i grundvattnets dynamiska riktningar och riktningar. dvs antikliner är zoner med ökad temperatur och synkliner är zoner med lägre temperatur. För de övre lagren av jordskorpan (10 - 20 km) är värdet på det geotermiska steget i genomsnitt 33 m / ° C och 10. 02. 2018 80

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR I oljeavlagringar är huvudkrafterna som flyttar lagren: trycket av konturvatten, som uppstår under verkan av dess massa; massor av konturvattentryck skapat av den elastiska expansionen av berg och vatten; trycket på gasen i gaslocket; elasticiteten hos gasen som frigörs från olja upplöst i 81 10. 02. 2018; gas

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Med den dominerande manifestationen av en av de namngivna energikällorna särskiljs regimerna för oljeavlagringar respektive vattendrivna: 1. 2. elastiskt vattentryck; 3. gastryck (gaslocksläge); 4. löst gas; 5. gravitation. 10. 02. 2018 82

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR geologiska och fysikaliska egenskaper hos fyndigheten (termobariska förhållanden, fastillstånd för kolväten och deras egenskaper); förekomstförhållanden och egenskaper hos reservoarbergarter; graden av hydrodynamisk anslutning av fyndigheten sedan 83 10.02.2018

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Reservoarförhållandena kan ha en betydande inverkan på reservoarförhållandena. När du använder naturlig energi vid utvecklingen av avlagringar beror följande på regimen: intensiteten av minskningen av reservoartrycket; energireserven för fyndigheten i varje utvecklingsstadium; beteendet hos fyndighetens rörliga gränser (GOC, GWC, WOC); förändring av insättningens volym när den dras ut 10. 02. 2018 84

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Reserven av naturlig energi och formerna för dess manifestation bestämmer effektiviteten i utvecklingen av fyndigheten: graden av årlig produktion av olja (gas); dynamiken hos andra utvecklingsindikatorer; den möjliga graden av slutlig återvinning av reserver från undergrunden. 10. 02. 2018 85

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Driftsättet för fyndigheten påverkar fyndighetens funktionssätt påverkar varaktigheten av brunnarnas drift på olika sätt; val av ett fältutvecklingsschema för ett fält, etc. Läget för en fyndighet under dess drift kan bedömas utifrån kurvorna för ändringar i reservoartrycket och gasfaktorn för hela fyndigheten. 10. 02. 2018 86

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 1. I vattentrycksregimen är den huvudsakliga energitypen trycket från marginellt vatten, som tränger in i reservoaren och helt kompenserar för mängden. av vätska som tagits från brunnen. Volymen av oljefyndigheten minskar gradvis på grund av ökningen av OWC. För att minska produktionen av tillhörande vatten från formationen, i brunnar som borrats nära eller inom OWC, är den nedre delen av den oljemättade formationen vanligtvis inte perforerad. 10. 02. 2018 87

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 10. 02. 2018 88

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA HOS PRODUKTIONSRESERVOIRER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR . I det vattendrivna läget uppnås en hög oljeutvinningsfaktor - 0,6 0,7. Detta beror på förmågan hos vatten (särskilt mineraliserat formationsvatten) att väl tvätta ut olja och tränga undan den från 10.02.2018 hålrum av reservoarbergarter + kombination 89

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 10.02.2018 90

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 1. Vätskeuttag kompenseras inte helt av att vatten tränger in i avlagringen. 2. Minskning av trycket i reservoaren sträcker sig gradvis utöver reservoarområdet och täcker ut reservoarområdet. den vattenförande delen av behållaren. 3. Det är här expansionen av berget och formationsvattnet sker. 4. Elasticitetskoefficienterna för vatten och berg är obetydliga, men om området med reducerat tryck är betydande (många gånger större än reservoarens storlek), skapar reservoarens elastiska krafter en betydande reserv av energi. 10. 02. 2018 91

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR elastiska krafter hos själva avsättningen respektive reservoarens akvifer, m 3; Vн, Vв - volymer av den oljebärande delen av reservoaren och den vattenförande delen som är involverade i processen för att minska reservoartrycket m 3; , - volymetrisk elasticitet för formationen i de olje- och vattenförande delarna (där m är medelporositetskoefficienten, Pa-1; w, p, är de volymetriska elasticitetskoefficienterna för vätskan och berget), Pa- 1. Andelen olja som erhålls på grund av elasticiteten i det oljebärande området av reservoaren är liten, eftersom volymen av avsättningen är (oftast) mindre än volymen av akvifären. 10. 02. 2018 92

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Elastiskt vattentrycksläge yttrar sig vanligtvis 1. i avlagringar av infiltrationsvattentrycksystem, 2. med en svag hydrodynamisk koppling till återuppladdningsområdet (pga. till stor avstånd), 3. minskad reservoarpermeabilitet och ökad oljeviskositet; 4. i stora avlagringar med betydande vätskeuttag som inte helt kompenseras av formationsvatten som tränger in i avlagringen; 5. i avlagringar begränsade till elisionsvattentrycksystem. 10. 02. 2018 93

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKA HOS PRODUKTIONSRESERVOIR OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Existensförhållanden: förekomst av reservoar över ett stort område utanför fyndigheten; överskott av initialt reservoartryck över mättnadstryck. Förutsättningarna är sämre än i det vattendrivna läget. CIN - 0, 55. 10. 02. 2018 94

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 3. Gastrycksregim - olja förskjuts från reservoaren under inverkan av gastrycket i gaslocket. I det här fallet, under utvecklingen av avsättningen, minskar reservoartrycket, gaslocket expanderar och GOC rör sig ner. 10. 02. 2018 95

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR gas i den och med hög vertikal permeabilitet av formationen fyller gas delvis på gaslocket m.

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Orsaker till separation av fyndigheten och akviferområdet: Ø en kraftig minskning av permeabiliteten i fyndighetens perifera zon nära OWC; Ø förekomsten av tektoniska störningar som begränsar avlagringen, etc. Geologiska förhållanden som bidrar till manifestationen av gastrycksregimen: närvaron av en stor gaskåpa med tillräcklig energi för att tränga undan olja; betydande höjd av oljedelen av fyndigheten; avsätter hög permeabilitet av formationen vertikalt; vertikal låg viskositet av reservoarolja (2 - 3 m. Pa s). 10. 02. 2018 97

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Under utvecklingen av fyndigheten, på grund av sänkningen av GOC, reduceras volymen av oljedelen av fyndigheten. För att förhindra förtida gasgenombrott i oljekällor perforeras den nedre delen av den oljemättade tjockleken i dem på ett visst avstånd från GOC. Vid utveckling under gastrycksförhållanden minskar reservoartrycket konstant. Hastigheten för dess nedgång beror på graden av dess nedgång beror på förhållandet mellan volymerna av gas- och oljedelarna i fyndigheten, 10. 02. 2018 98

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR ORF i gastrycksläge 0, 4. Detta förklaras av instabiliteten hos förskjutningsfronten (som leder gasens rörelse genom de mest permema) reservoar), bildandet av gaskoner, minskad effektivitet av oljeförskjutning av gas, jämfört med vatten. 10.02.2018 99

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Medelvärdet av GOR för fyndigheten under den initiala utvecklingsperioden kan förbli ungefär konstant. När GOC sänks kommer gas från gaslocket in i brunnarna, gas frigörs från olja, värdet på gasfaktorn börjar öka kraftigt och nivån på oljeproduktionen minskar. Oljeproduktionen sker praktiskt taget utan tillhörande vatten. I sin rena form finns den i Krasnodar 10. 02. 2018 100

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR, förskjuter olja till brunnar. Läget i sin rena form manifesterar sig i frånvaro av inflytande från akvifärområdet, med nära eller lika värden på det initiala reservoartrycket och mättnadstrycket, med ett ökat gasinnehåll i reservoarolja, 10. 02. 2018 101

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Under utvecklingsprocessen minskar oljemättnaden i formationen, volymen av avsättningen förblir oförändrad. I detta avseende, i produktionsbrunnar, är hela den oljemättade tjockleken av formationen perforerad. 10.02.2018 102

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Dynamiken för reservoarutvecklingen i regimen för upplöst gas: reservoartrycket minskar stadigt och intensivt, skillnaden mellan mättnadstrycket ökar med tiden, reservoartrycket ökar med tiden och det nuvarande reservoartrycket. gasfaktorn är initialt konstant, ökar sedan och flera gånger högre än formationsgasinnehållet leder avgasningen av formationsoljan till en signifikant ökning av dess viskositet, med tiden, på grund av avgasningen av formationsoljan, minskar GOR signifikant, under hela utvecklingsperioden är medelvärdet av fältgasfaktorn 4–5 gånger högre än 103 10. 02 2018

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Bildandet av smala depressionskratrar nära varje brunn är typiskt. Placeringen av producerande brunnar är tätare än i regimer med oljeförskjutning av vatten. Slutlig återvinningsfaktor 0,2 - 0,3 och med låg gashalt - 0,15 10. 02. 2018 104

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 5. Tyngdkraftsläge - olja rör sig i reservoaren till brunnarna under påverkan av själva oljans gravitation. Det fungerar när fyndigheten inte har andra energikällor eller deras reserv är uttömd. Det manifesterar sig efter slutförandet av regimen för upplöst gas, d.v.s. efter oljeavgasning och en minskning av reservoartrycket. Även om det ibland kan vara naturligt. Manifestationen av regimen underlättas av en betydande höjd av den oljemättade delen av reservoaren, 10. 02. 2018 105

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR Flödeshastigheten ökar med en minskning av hypsometriska märken av intervall för formationens penetration. Den övre delen av reservoaren fylls gradvis med gas som frigörs från olja, volymen (av oljedelen) av reservoaren minskar och olja dras ut med en mycket låg hastighet - upp till 1% per år av utvinningsbara reserver. Reservoartrycket i detta läge är vanligtvis tiondelar av MPa, gasinnehåll - enheter av kubikmeter per 1 m3.

I. FAKTORER SOM BESTÄMAR DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR SAMMANFATTNING 1. För närvarande används naturliga regimer endast om de ger oljeutvinning på 40 % eller mer. Vanligtvis är detta en vattendrivning eller en vattendrivning. aktiv elastisk vattendrivning. 2. Det elastiska vattendrivningsläget i sin rena form fungerar vanligtvis när de första 5-10% av utvinningsbara oljereserver utvinns, 3. När reservoartrycket faller under mättnadstrycket blir läget för upplöst gas av primär betydelse. 4. Ineffektiva naturliga regimer, vanligtvis i början av utvecklingen, omvandlas till mer än 10. 02. 2018 107

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 5. Typen av regim måste fastställas i de tidiga stadierna av utarbetandet av de första dokumenten för utveckling för att korrekt underbygga utvecklingssystemet, för att lösa frågan om behovet av att påverka reservoaren, för att välja stimuleringsmetod. 6. Typen av regim bestäms på grundval av att studera de geologiska och hydrogeologiska egenskaperna hos vattentryckssystemet som helhet och de geologiska och fysiska egenskaperna hos själva fyndigheten. 10.02.2018 108

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR-systemet i förhållande till försörjningsområdet, faktorer som bestämmer den hydrodynamiska kopplingen av olika punkter i systemet (förekomstförhållanden, permeabilitet, natur 10.211.09821.09.021.

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA FÖR PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR För den studerade fyndigheten är det nödvändigt att erhålla data: reservoaregenskaper hos olja och gas, om reservoarens termobariska förhållanden. 10.02.2018 110

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA KARAKTERISTIKARNA HOS PRODUKTIONSFORMATIONER OCH DRIFTSVILLKOR FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR 7. Analoger för att bestämma utvecklingssättet för en fyndighet har tidigare satts i drift avlagringar med samma horisont med liknande geologiska och fysiska egenskaper. 8. I frånvaro eller otillräcklighet av indirekta data sätts en del av fyndigheten i provdrift på kort sikt (prospekteringsbrunnar), under vilka följande mäts och kontrolleras: förändringar i reservoartrycket i själva fyndigheten och i akvifären region, gasfaktorns beteende, vattenavbrott i brunnar, produktivitet, växelverkan mellan reservoaren och kantregionen och aktiviteten hos den senare (observation av tryck i piezometrisk 111 10. 02. 2018

I. FAKTORER SOM BESTÄMMER DE GEOLOGISKA OCH FYSIKALISKA EGENSKAPERNA HOS PRODUKTIONSRESERVOIR OCH DRIFTSFÖRHÅLLANDEN FÖR PRODUKTIONSBRUNNAR När piezometriska brunnar är placerade på olika avstånd från fyndigheten, kan inte bara själva faktumet av denna interaktion avslöjas, utan också den allmänna depressionens karaktär. tratt i reservoaren. Blyproduktionsbrunnar för testproduktion borras för att erhålla nödvändig information på relativt kort tid, eftersom dessa brunnar kan ge hög oljeutvinning på kort tid. 10. 02. 2018 112

Under driften av brunnar minskar deras produktivitet av ett antal anledningar. Därför är metoderna för artificiell påverkan på bottenhålszonen ett kraftfullt sätt att öka effektiviteten i oljeutvinningen.

Bland brunnens produktivitetshanteringsmetoder genom att påverka bottenhålszonen har inte alla samma effektivitet, men var och en av dem kan ge maximal positiv effekt endast om en specifik brunn väljs väl. Därför, när man använder en eller annan metod för artificiell påverkan på bottenhålszonen, är frågan om val av brunn grundläggande. Samtidigt kan behandlingar, även effektiva sådana, som utförs i enskilda brunnar inte ge någon signifikant positiv effekt på hela fyndigheten eller fältet. Både ur synpunkten att intensifiera utvecklingen av reserver, och ur synvinkeln att öka den ultimata oljeutvinningsfaktorn.

Systemtekniken innebär i grunden intensifiering av produktionen av dåligt dränerade oljereserver från heterogena reservoarer, och bestämmer också principerna för den maximala effekten som erhålls när man använder metoder för att öka brunnsproduktiviteten. Svagt dränerade reserver bildas också i reservoarer med en skarp filtreringsheterogenitet, när olja ersätts med injicerat vatten endast i högpermeabilitetsskillnader, vilket leder till ett lågt svep av reservoaren genom översvämning.

Lösningen av specifika problem med deltagande i utvecklingen av dåligt dränerade reserver och att öka brunnarnas produktivitet är baserad på ganska många tekniker för att intensifiera utvecklingen av reserver.

I områden av fyndigheten, i vars sektion det finns mycket permeabla mellanskikt tvättade med vatten, som förutbestämmer objektets låga täckning genom vattenöversvämning, är det nödvändigt att utföra arbete för att begränsa och reglera vatteninflöden.

I sådana arbeten är en oumbärlig förutsättning för systemteknik den samtidiga påverkan på närkantszonerna av både injektions- och produktionsbrunnar.

Innan man bestämmer typen av påverkan måste fyndigheten eller en del av den delas upp i karakteristiska områden. Samtidigt, under den första utvecklingsperioden av platsen, är det möjligt att utföra arbete för att öka produktiviteten hos brunnar, och därefter, under översvämning, åtgärder för att reglera (begränsa) vatteninflöden.

Det bör noteras att när man identifierar ett avlagringsområde med en starkt uttalad heterogenitet i zonen och lager för lager, först och främst utsätts bottenhålszonerna i de brunnar som bildar huvudriktningarna för filtreringsflöden för artificiell påverkan, vilket låter dig ändra dessa riktningar i tid för att involvera icke-dränerade zoner i utvecklingen, vilket ökar täckningen av objektet genom vattenöversvämning. När man utför sådant arbete är det möjligt att använda både en teknik och ett komplex av olika teknologier.

En av de viktiga förutsättningarna för tillämpningen av systemteknik är bevarandet av en ungefärlig jämlikhet av injektions- och uttagsvolymer, d.v.s. Eventuella åtgärder för att intensifiera oljeinflöden bör åtföljas av åtgärder för att öka injektionsbrunnarnas injektionsförmåga.

De grundläggande principerna för systemteknik är följande:

• 1. Principen för samtidig behandling av bottenhålszoner av injektions- och produktionsbrunnar inom det valda området.
• 2. Principen för massbehandling av CCD-området.
• 3. Principen för CCD-behandlingsperiodicitet.
• 4. Principen för stegvis behandling av bottenhålszoner i brunnar som har öppnat heterogena reservoarer.
• 5. Principen för programmerbarhet för att ändra riktningen för filtreringsflöden i reservoaren på grund av valet av brunnar för behandling enligt ett tidigare specificerat program.
• 6. Principen om brunnsbehandlingens lämplighet för specifika geologiska och fysiska förhållanden, systemets reservoar- och filtreringsegenskaper i brunnszonen och i hela området.

Därför är frågan om att välja brunnar för behandling av bottenhålszoner en av de viktigaste.

Ryska federationens utbildnings- och vetenskapsministerium
Filial av Federal State Budgetary Educational
institutioner för högre yrkesutbildning
"Udmurt State University" i staden Votkinsk

Testa
Inom disciplinen "Skötsel av brunnsproduktivitet och
intensifiering av oljeproduktionen"

Slutförd av: elev i gruppen З-Вт-131000-42(k)
Lonshakov Pavel Sergeevich

Kontrolleras av: Kandidat för tekniska vetenskaper, docent Borkhovich S.Yu.

Votkinsk 2016

Urval av kandidatbrunnar för behandling av bottenhålszoner.

Den främsta orsaken till brunnarnas låga produktivitet, tillsammans med reservoarens dåliga naturliga permeabilitet och perforering av dålig kvalitet, är en minskning av permeabiliteten i bottenhålsbildningszonen.
Reservoarens nära bottenzon är reservoarens område runt borrhålet, som är föremål för den mest intensiva påverkan av olika processer som följer med konstruktionen av brunnen och dess efterföljande miljö och bryter mot den initiala jämvikten, mekanisk och fysisk. - reservoarens kemiska tillstånd.
Själva borrningen introducerar en förändring i fördelningen av inre spänningar i det omgivande berget. En minskning av brunnsproduktiviteten under borrning sker också som ett resultat av penetrationen av lösningen eller dess filtrat in i bottenhålsbildningszonen. När filtratet interagerar med bildningens saltvatten, kan olösliga salter bildas och fällas ut, svällning av lercement och igensättning av stabila emulsioner och en minskning av brunnarnas faspermeabilitet. Det kan också finnas dålig kvalitet på perforering på grund av användningen av lågeffektperforatorer, särskilt i djupa brunnar, där laddningsexplosionsemulsionen absorberas av energin från höga hydrostatiska tryck.
En minskning av permeabiliteten för bottenhålsbildningszonen inträffar under brunnsdrift, åtföljd av en kränkning av den termobariska jämvikten i reservoarsystemet och frigörandet av fri gas, paraffin och asfalthartshaltiga ämnen från oljan, som täpper till ångutrymmet av reservoaren.
Intensiv kontaminering av bottenhålsbildningszonen noteras också som ett resultat av penetration av arbetsvätskor under olika reparationsarbeten i brunnar. Injektionsbrunnarnas injektionsförmåga försämras på grund av blockering av porutrymmet av oljeprodukter som finns i det injicerade vattnet. Som ett resultat av penetrationen av sådana processer ökar motståndet för vätske- och gasfiltrering, brunnsflödeshastigheterna minskar och det finns ett behov av artificiell stimulering av bottenhålsbildningszonen för att öka brunnsproduktiviteten och förbättra deras hydrodynamiska förbindelse med bildning.
I brunnar med en förorenad bottenhålszon observeras en minskning av vätskeproduktionen samtidigt som man bibehåller samma driftsförhållanden, lägre flödeshastigheter jämfört med närliggande brunnar i detta fält. Identifiering av sådana brunnar görs på basis av fältdata eller som ett resultat av beräkningar. Beräkningsmetoden är följande: radien för brunnsdräneringsområdet uppskattas och vätskeflödet beräknas med hjälp av Dupuis-formeln; om den beräknade flödeshastigheten är betydligt högre än den faktiska, kan det antas att det finns förorening av bottenhålszonen. Dessutom kan försämringen av reservoaregenskaperna i bottenhålszonen identifieras baserat på resultaten av hydrodynamiska studier.
Effektiviteten av att tillämpa en eller annan metod för att påverka utvecklingsobjektet bestäms av reservoarens geologiska egenskaper, egenskaperna hos reservoarvätskor och parametrar som kännetecknar utvecklingstillståndet. Valet av brunnar för BHT enligt fältets genomsnittliga egenskaper är inte alltid framgångsrikt, särskilt för produktiva karbonatavlagringar, som kännetecknas av lager-för-lager och zonal heterogenitet av reservoarer, både i struktur och egenskaper.
De viktigaste geologiska kriterierna som avgör framgången för BHT-applikationen inkluderar följande:
a. kollektortyp (sprickad, sprucken-porös eller porös), som bestämmer komponentsammansättningen för vattentätande kompositioner (till exempel för ...

Eftersom olja produceras i CDNG avser verksamheten främst arbete med produktionsbrunnar. Optimering av driften av produktionsbrunnar med en minskning av bottenhålstrycket, d.v.s. en förändring i layouten av utrustning i hålet för att säkerställa en högre flödeshastighet.

Dela arbete på sociala nätverk

Om detta verk inte passar dig finns en lista med liknande verk längst ner på sidan. Du kan också använda sökknappen

Föreläsning 1

Ämne: tolkning av resultaten av hydrodynamiska studier av brunnar för att fatta förvaltningsbeslut.

Introduktion

Hanteringsmetoderdessa är alla typer av teknisk påverkan på anläggningar som inte är relaterade till förändringar i utvecklingssystemet och som syftar till att effektivisera fältutvecklingen.

Hantering av utvecklingen av olje- och gasfält är nödvändig för att säkerställa att de planerade och faktiska utvecklingsindikatorerna följs. Utvecklingsledning kallas ofta för ”utvecklingsledning”, d.v.s. det är nödvändigt att föra de planerade produktionsvolymerna närmare de faktiska. Det finns 2 huvudverkstäder i produktionsverkstaden för olje- och gasproduktion (CDNG) och reservoartryckshållning (RPM). Eftersom olja produceras i CDNG avser verksamheten främst arbete med produktionsbrunnar.

1. Optimering av driften av produktionsbrunnar med en minskning av bottenhålstrycket, d.v.s. ändra layouten på utrustning i borrhålet för att ge en högre flödeshastighet.
2. Produktivitetshantering för intensifiering av brunnar (syrabehandling av brunnar, hydraulisk sprickbildning, sidospår).

Klassificering av förvaltningsmetoder

1) Ökning av brunnsproduktivitet pga minska bottenhålstryck.

2) Påverkan på brunnarnas bottenhålszon (produktivitetshantering) för att intensifiera inflödet (injektivitet) - hydraulisk sprickbildning, sidospår, syrabehandlingar, etc.

3) Avstängning av brunnar med högt vatten.

1. höjning bottenhålstryck i injektionsbrunnar;
2. borra ytterligare produktionsbrunnar (inom reservfonden) eller återföra brunnar från andra horisonter.
3. Överföring av injektionsfronten.
4. Användning av punktöversvämning.
5. Applicering av isoleringsarbeten.
6. Justering av inflödes- eller injektivitetsprofilen;
7. Tillämpning av nya metoder för ökad oljeutvinning.

OPTIMERING AV BRUNNSDRIFTEN ökad produktivitet på grund av sänkning av bottenhålets tryck.

Urval av brunnar för att optimera deras drift lågt vattenavskärning, hög produktivitetsfaktor och reserv för tryckreducering i botten.

Vid optimering av brunnsdrift är det nödvändigt att utvärdera ökningen av produktionshastigheten med en minskning av bottenhålstrycket.

Om brunnen före optimering arbetar med en viss vätskeflödeshastighet vid motsvarande bottenhålstryck, är det fel att anta att med en minskning av bottenhålstrycket kommer dess produktivitet säkerligen att förbli och ökningen i produktionshastighet kan bestämmas av produktivitetsvärdet i basfallet.

När man sänker bottenhålstrycket bör man ta hänsyn till de fysikaliska processer som sker i reservoaren (främst i de nära borrhålszonerna), såsom deformation, gasmättnadstillväxt etc.

Därför är det nödvändigt att underbygga inflödesmodeller med hänsyn till avvikelser från den linjära Darcy-lagen, vars parametrar bestäms under hydrodynamiska studier av brunnar (HPT).

1. Mishchenko I.T. Brunnsolja produktion.
2. Bravichev, Bravicheva Paliy. Kapitel 9

Alla analytiska modeller av inflödet (i form av specifika formler) innehåller parametrar som kännetecknar reservoaren och systemets fysiska egenskaper. Dessa egenskaper bestäms i genomsnitt över hela dräneringsvolymen: permeabilitetsekvivalent i dräneringsvolymen, piezo och hydraulisk konduktivitet. Därför kan inflödesformlerna användas för att bedöma brunnars produktionskapacitet när man motiverar driftmetoden med alternativet för utrustningslayout.

Vid hantering av utvecklingen av en heterogen reservoar återspeglar bedömningen av ekvivalenta parametrar inte den verkliga bilden av filtreringsflöden. Därför, i fallet med heterogena dräneringsvolymer, utförs tolkningen av brunnstestresultaten när de reproduceras med hjälp av mjukvaruprodukter för hydrodynamisk modellering.

Linjära inflödesmodeller som används för att utvärdera produktionskapaciteten hos brunnar i en homogen reservoar (i optimering).

1. Utvärdering av produktionskapaciteten för brunnar med en minskning av bottenhålstrycket (i fallet med en linjär indikatorlinje).

För radiell filtrering enligt Darcys lag finns Dupuis-formeln.

(1)

där proportionalitetskoefficienten mellan flödeshastighet och neddragning kallas brunnsproduktivitetsfaktorn,

k permeabiliteten för "reservoar-vätska"-systemet, bestämd under geofysiska studier av kärnmaterial under initiala reservoarförhållanden (initial reservoartryck och reservoarvattenmättnad, lika med S St.). R till brunnens påverkansradie (i avsaknad av data halva avståndet mellan brunnarna).

2. Det är nödvändigt att uppskatta brunnens faktiska produktivitetsindex. Detta beror vanligtvis på det faktum att när en reservoar exciteras av en brunn, inträffar primära teknogena processer (även vid låga avlopp), vilket leder till uppkomsten av ytterligare filtreringsmotstånd.

Primära teknogena processer som förekommer i zoner nära borrhål:

1. penetrering av dödande vätska och spolvätska under underjordsarbete och brunnsutveckling;
2. penetration av mekaniska föroreningar och korrosionsprodukter av metaller under brunnsdödning eller spolning;
3. bergdeformation vid bottenhålet under borrning;

Dessutom är de flesta brunnar ofullkomliga när det gäller graden och naturen av öppningen av den produktiva formationen, så inflödet sker genom perforeringar och inte längs brunnens hela sidoyta.

Under loppet av primära teknogena processer uppstår ytterligare filtreringsmotstånd, vilket leder till en minskning av flödeshastigheten. Därför att dessa resistenser beror på ett mycket stort antal faktorer, det är omöjligt att utvärdera dem analytiskt. De beaktas genom att parametern introduceras S , som kallas hudfaktorn. S bestäms baserat på resultaten av hydrodynamiska studier av brunnar genom metoden för successiva förändringar i steady-state val.

(2)

(3)

Om den faktiska produktivitetsfaktorn är tillräckligt hög och en liten minskning av bottenhålstrycket kan leda till en betydande ökning av brunnsproduktionen, är det motiverat att sänka bottenhålstrycket som en utvecklingsstyrningsmetod.

Till exempel, om den faktiska produktivitetsfaktorn är 15 m 3 /(dag·MPa), sedan minskningen av bottenhålstrycket även med 5 atm. leder till en ökning av flödet med så mycket som 7,5 m 3 dagar

Bottenhålstrycket kan minskas genom att ändra lägen och standardstorlekar för utrustning i bottenhålet i den grundläggande layouten. För att göra detta måste du känna till metoderna för att välja layoutalternativet för huvuddriftsmetoderna. Detta är en av uppgifterna som vi kommer att ta itu med i verkstäderna.

Om den faktiska produktivitetsfaktorn är låg är denna hanteringsmetod inte effektiv.

Till exempel, om den faktiska produktivitetsfaktorn är 2 m 3 /(dag·MPa), sedan minskningen av bottenhålstrycket med 5 atm. leder till en ökning av flödet med endast 1 m 3 dagar

I detta fall är det nödvändigt att använda den andra styrmetoden för brunnsproduktivitetskontroll.

1. Val avd.

2. Utvärdering av tekniska kriterier - ökning av produktionstakt m.m.

Lösningen av detta problem utförs med hydrodynamisk modellering av utvecklingsprocessen.

Till exempel, om sidospårning används som en kontrollmetod, bör hydrodynamiska beräkningar syfta till att motivera parametrarna för den specificerade tekniken (längden på den horisontella brunnen, profilen etc.).

För 1 position är det nödvändigt att bestämma storleken på brunnens bottenhålszon.

Till exempel, om brunnens bottenhålszon är 10 m eller mer, kan syrabehandlingen vara ineffektiv. Detta händer i karbonatreservoarer som absorberar lera, utvecklingsvätskor, päls. föroreningar etc.

3. Ytterligare filtreringsmotstånd uppstår på grund av formationen nära brunnen, den så kallade bottenhålszonen. Bottenhålszonen har designparametrar k CCD och R CCD (Fig. 2)

(4)

Formeln härleds utifrån kontinuiteten i filtreringsflödet: inflödet till bottenhålszonen måste vara lika med inflödet till bottenhålet.

Naturligtvis finns det ett samband mellan hudfaktorn och de beräknade parametrarna för bottenhålszonen

(5)

I praktiken försummas ofta storleken på brunnens bottenhålszon och flödeshastigheten beräknas med formeln (6)

(6)

I detta fall erhålls ett överskattat värde på permeabiliteten för brunnens bottenhålszon. Vid bearbetning av resultaten av hydrodynamiska studier för ett stort antal fält i Urals-Volga-regionen och västra Sibirien erhölls en anpassningskoefficient som möjliggör en mer adekvat bedömning av denna parameter. Anpassningskoefficient, det vill säga det finns optimistiska och pessimistiska prognoser.

Metod för att uppskatta parametrarna för bottenhålszonen i en brunn enligt brunnstest.

1. Den faktiska produktivitetsfaktorn för brunnen bestäms med metoderna i den matematiska experimentteorin (minsta kvadratmetoden).

2. Ett överskattat värde på bottenhålszonens permeabilitet uppskattas (formulär 6).

3. Med hjälp av anpassningskoefficienten specificeras permeabiliteten för bottenhålszonen.

4. Radien för brunnens bottenhålszon beräknas (formulär 4).

5. Hudfaktorn och brunnens reducerade radie beräknas.

Exempel. Låt värdet på bvara lika med 2 m 3 /(dag MPa). De initiala data som krävs för beräkningar är följande: permeabiliteten för fjärrzonen (utanför CCD) - 100 10-15 m2 ; brunnsmatningskonturens radie är 150 m; brunnsradie 0,1 m; avskalad produktiv tjocklek 10 m; vätskans volymkoefficient och dynamiska viskositet är lika med 1 respektive 5 10-3 Pa s

Reservoarpermeabiliteten, bestämd baserat på produktivitetsfaktorn, är 13,47 10-15 m2 , med hänsyn till behovet av att underskatta det angivna värdet för CCD - k CCD kan variera från 9,62 10 -15 till 11,225  10 -15 . Bottenhålszonens radie, bestämd med formel (4), sträcker sig från 14,83 till 37,97 m.

Således kan sidospår, snarare än syrabehandling, föreslås som en hanteringsmetod.

Nästa steg är att genomföra multivarianta hydrodynamiska beräkningar (seminarier).

5. För låg depressionborrhålsparametrar och hudfaktor är parametrar för den LINJÄRA inflödesmodellen. Dessa parametrar bestäms av metoderna för den matematiska experimentteorin (i detta fall metoden för minsta kvadrater).

Minsta kvadratmetoden är följande.

1. En variationsserie av värden för den studerade parametern byggs upp baserat på resultaten av geologiska och geofysiska studier och fälterfarenhet.

2. Kriteriet beräknas F för varje värde av den studerade parametern:

Om det uppskattade antalet parametervärden m , sedan beräknas kriteriet m gånger.

Den önskade parametern motsvarar det minsta beräknade värdet av kriteriet F.

• Det uppskattade värdet av flödeshastigheten kan erhållas från inflödesformeln för ett specifikt värde på den önskade parametern. Så, . Baserat på dessa beräknade värden F1.
• Det beräknade värdet av flödet kan erhållas med hjälp av en hydrodynamisk modell av dräneringsvolymen med hjälp av mjukvaruprodukter. I detta fall reproduceras brunntest med de angivna mjukvaruprodukterna.

För närvarande uppskattas den ekvivalenta permeabiliteten (hydraulisk konduktivitet, piezokonduktivitet) vid tolkning av brunnstester.

Detta är motiverat vid bedömning av brunnsflöden.

För att klara utvecklingen är det nödvändigt att ha information inte om motsvarande permeabilitet, utan om heterogeniteten i dräneringsvolymen. Till exempel för att känna till den skiktade permeabiliteten. Därför används mjukvaruprodukter för hydrodynamisk modellering.

Om det krävs att bestämma parametrarna för inflödesekvationen i medeltal över dräneringsvolymen, konstrueras i vissa fall ett så kallat system av normala ekvationer, vilket erhålls genom att differentiera minsta kvadratkriteriet med den önskade parametern.

Låt det bli ett aktivt experiment Yi (Xi), i = 1,2…n . Det är nödvändigt att bestämma parametrarna för den linjära trenden Y=A+BX med minsta kvadraters metod.

Metodkriterier.

Parametrarna A och B bestäms genom att lösa följande ekvationssystem:

eller

6. Bedömning av brunnens faktiska produktivitet.

I det allmänna fallet har den linjära inflödesekvationen formen:

Om parameter C är signifikant, så finns det en initial tryckgradient (C negativ).

Så det finns bra testresultat, det krävs för att bestämma parametrarna för den linjära trenden Y-Q, X-.

Sida 2

Andra relaterade verk som kan intressera dig.vshm>
10947.		Uppgifter för ledning av marknadsundersökningar och sätt att lösa dem. Bildande av forskningsprogrammet. Huvudgrupperna av metoder för marknadsundersökningar. Använda marknadsundersökningsresultat för att fatta marknadsföringsbeslut	16,2 kB
	Uppgifter för ledning av marknadsundersökningar och sätt att lösa dem. Använda resultaten av marknadsundersökningar för att fatta marknadsföringsbeslut Marknadsundersökningar är en studie av marknaden från engelska. Philip Kotler definierar marknadsundersökningar som det systematiska fastställandet av mängden data som är nödvändig i samband med marknadsföringssituationen som företaget står inför, deras insamling, analys och rapport om resultaten Kotler F. marknadsundersökningar är en systematisk och objektiv sökning, insamling, analys och spridning av information...
1828.		Beslutskriterium	116,95 kB
	Ett beslutskriterium är en funktion som uttrycker en beslutsfattares (DM) preferenser och bestämmer regeln för vilken en acceptabel eller optimal lösning väljs.
10997.		Psykologiska aspekter av beslutsfattande	93,55 kB
	METODISK UTVECKLING för föreläsning nr 9 om disciplinen LEDNINGSBESLUTEN Ämne 9: Psykologiska aspekter av beslutsfattande För studenter inom specialitet: 080507 Ledning av organisationen Godkänd vid ett möte i institutets metodråd ...
10567.		Teknik för utveckling och antagande av ledningsbeslut	124.08KB
	Modellering och beslutsoptimeringsmetoder Modelleringsmetoder, även kallade operationsforskningsmetoder, bygger på användning av matematiska modeller för att lösa de vanligaste ledningsproblemen. Antalet möjliga konkreta modeller är nästan lika stort som antalet problem som de är designade för. Det är uppenbart att förmågan att förutsäga konkurrenters agerande är en betydande fördel för alla kommersiella organisationer. Ursprungligen utvecklad för militärstrategiska ändamål, modeller ...
7980.		Processen att fatta och genomföra ledningsbeslut	24,35 kB
	När ett problem uppstår och definieras är det nödvändigt att besvara följande frågor: Vad är problemets essens Var uppstod problemet objektet för problemet brigadutrustningsteam Vem är problemet ämnet för problemet är dess sociala eller intellektuella element Vad är problemets sambandsproblem Varför är det nödvändigt att lösa problemet målet att lösa problemet Lösningsbegreppet tolkas olika i den vetenskapliga litteraturen. Huvudkomponenterna i ett förvaltningsbeslut: många möjliga alternativ; Lagligt dokument...
11100.		Analys av processen för att fatta ledningsbeslut	15,26 kB
	Att fatta ledningsbeslut under villkoren för aktivering av ledningstänkande. Analys av processen för att fatta ledningsbeslut. Ledarens aktiviteter för att förbättra effektiviteten i beslutsfattandet. Analysera processen för att fatta ledningsbeslut.
10964.		Analys av uppgifter och beslutsmetoder (DP)	46,89 kB
	För andra människor kan motiven för att fatta ett beslut vara helt oklara. Därför bör man för tydlighetens skull hitta ett numeriskt mått för att avgöra hur passande var och en av lösningarna är. Chefen för företaget måste bestämma vilket program för att leda företaget som ska köpas. Huvudmålet är att välja det bästa programmet för företagsledning.
12165.		Internetexponering av resultat av vetenskaplig arkeologisk och etnografisk forskning i 3D-format	17,85 kB
	För första gången i Ryssland tillämpades nya former för att visa resultaten av arkeologisk och etnografisk forskning med hjälp av modern informationsteknik genom internetpresentationer av forskningsresultat i 3D-format www. Möjligheterna att presentera en tredimensionell modell av ett objekt för specialister som inte kan se objektet på plats via Internet ökar. Onlineutställning...
1719.		Funktioner för att fatta ledningsbeslut hos tullmyndigheterna	40,07 kB
	Organisation av förvaltningsprocessen i tullmyndigheterna. Hanteringsprocessen i tullmyndigheternas system. Principer för organisation av ledningsprocesser i tullmyndigheter. Eftersom de fattade besluten inte bara berör chefen utan även andra människor och i många fall hela organisationen, är förståelsen av beslutsfattandets karaktär och väsen oerhört viktigt för alla som vill lyckas inom ledningsområdet.
17937.		Informationsbas för att fatta kortsiktiga förvaltningsbeslut	54,22 kB
	Studier av inhemska och utländska experter visar att upp till 25 av alla chefsbeslut, redan innan de fattades, kunde bedömas som omöjliga och därmed undvika kostnaden för chefsarbete för utveckling och beslutsfattande. En sådan hög defekt i ledningsaktivitet indikerar en extremt ineffektiv organisation av beslutsprocessen i praktiken av affärsenheter. Därför har implementeringen i praktiken av vetenskapligt baserade tillvägagångssätt just vid förberedelserna av ledningsbeslut och på det nuvarande utvecklingsstadiet ...

Skicka ditt goda arbete i kunskapsbasen är enkelt. Använd formuläret nedan

Studenter, doktorander, unga forskare som använder kunskapsbasen i sina studier och arbete kommer att vara er mycket tacksamma.

Postat på http://www.allbest.ru/

RYSKA FEDERATIONENS UTBILDNINGSMINISTERIET OCH VETENSKAP

FEDERAL STATE BUDGET UTBILDNINGSINSTITUT FÖR HÖGRE YRKESUTBILDNING

"TYUMEN STATE OIL AND GAS UNIVERSITY"

Filial i Nizhnevartovsk

AVDELNING "OLJE OCH GAS BUSINESS"

Testa

Brunnsproduktionsledning

Slutförd av student gr.EDNbs-11(1) D.S. Pilbågar

Kontrollerad: lärare D.M. Sakhipov

Nizhnevartovsk 2014

Introduktion

1. Metoder för förbättrad oljeutvinning med silikat-alkaliska lösningar (SBR)

Bibliografi

Introduktion

Ett objektivt behov av att öka täckningen av den mindre permeabla delen av reservoaren genom påverkan under progressiv vattning är att begränsa filtreringen av det oljeförträngande medlet genom de tvättade mellanskikten och zonerna i reservoaren och flödet in i produktionsbrunnar. Detta bör leda till en omfördelning av energin i det injicerade vattnet och täckning genom påverkan av mellanskikt med låg permeabilitet. Lösningen av detta problem är inte möjlig på grundval av användningen av konventionella metoder för vattenisolering i produktionsbrunnar på grund av den begränsade volymen av den behandlade formationen endast i bottenhålszonen. Det behövs metoder som tillåter pumpning av stora volymer av tätskiktsmassor till avlägsna områden baserat på användning av billiga och tillgängliga material och kemikalier.

För närvarande är ett stort antal metoder för att öka välkända, såsom injektion av vatten förtjockat med polymerer, skum, periodisk injicering av reagens i reservoaren som minskar permeabiliteten hos individuella mycket permeabla mellanskikt tvättade med ett undanträngande medel , silikat-alkaliska lösningar (SAS), polymerdispergerade system (PDS), såväl som olika sammansättningar av kemikalier som gelerar i reservoarförhållanden.

1. Metoder för förbättrad oljeutvinning med användning av silikat-alkaliska lösningar (SBR).

Metoden för alkalisk översvämning av oljereservoarer är baserad på interaktionen av alkalier med reservoarolja och berg. När alkali kommer i kontakt med olja, interagerar det med organiska syror, vilket resulterar i bildandet av ytaktiva ämnen som minskar gränsytspänningen vid gränsytan mellan olja och alkalilösning och ökar bergets vätbarhet med vatten. Användningen av alkalilösningar är ett av de mest effektiva sätten att minska kontaktvinkeln för bergvätning med vatten, det vill säga hydrofilisering av ett poröst medium, vilket leder till en ökning av oljeförskjutningseffektiviteten med vatten.

Ris. 1 Användning av kemiska metoder för att ersätta olja

Av de sedimentbildande sammansättningarna anses för närvarande silikat-alkaliska sammansättningar (SJS), alkalipolymerlösningar (ASP), ammoniakvatten, metylcellulosa, baserade på interaktion med formationsvatten med bildning av en olöslig fällning, vara utbredda.

In-situ sedimentering kräver interaktion av alkalimetallsilikater med ett tvåvärt metallsalt och natriumhydroxid eller soda med flervärda metaller. Tekniken är baserad på användningen av alkalisilikatflödning vid alternerande injektion av alkalimetallsilikatlösning och tvåvärd metallsaltlösning åtskilda av en sötvattensnigel. Som alkalimetallsilikat kan natrium- och kaliumortosilikat, metasilikat och pentohydrat användas, vilka vid växelverkan med kalciumklorid bildar en gelbildande fällning. Samtidigt har lösningar av dessa silikater i en koncentration av cirka 1 % i lösning ett pH-värde nära 13.

En annan teknik möjliggör sekventiell injektion av slug-lösningar av alkali- och järnjärn. Som ett resultat av växelverkan mellan alkali och salter av flervärda katjoner bildas vid kontakt med kanterna en voluminös, svårlöslig fällning av hydroxider av flervärda katjoner. Kontroll av sedimentationsprocesser under reservoarförhållanden genom injektion av alkalier är dock en ganska svår uppgift.

På fälten i västra Sibirien var alkalisk översvämning en av de första metoderna för fysisk och kemisk stimulering av formationen. Metoden för påverkan har använts sedan 1976. Alla resultat som erhållits under ett omfattande fältexperiment förtjänar uppmärksamhet. Här testas två modifieringar av injicering av lågkoncentrerade alkalilösningar i reservoaren, vilka indikerar en låg effektivitet hos metoden. Det första fältexperimentet med injektion av en koncentrerad alkalilösning genomfördes 1985 på Trekhozernoyefältet, där en kant av en 10 % alkalilösning med en storlek på 0,14 % av platsens porvolym injicerades i två injektionsbrunnar . För individuellt producerade brunnar inom 4-5 månader. det skedde en minskning av vattenminskningen för de producerade produkterna. Så vattenavbrottet i början av experimentet var 55--90%, senare minskade det till 40--50%. Och först i slutet av 1990 ökade vattenminskningen till 70–80 %. En sådan kraftig minskning av den producerade produktens vattenavskärning kan förklaras av en förändring i reservoarens täckning genom påverkan i tjocklek på grund av igensättningen av reservoarens vattenspolade zoner och aktiveringen av tidigare oförsvämmade mellanskikt. I allmänhet erhölls 58,8 tusen ton olja på pilotplatsen under implementeringsperioden, med en specifik teknisk effektivitet på 53,5 ton per ton injicerat reagens. Liknande resultat erhölls vid Toluomskoyefältet. Även om reservoarens egenskaper är märkbart sämre: större dissektion, lägre permeabilitet och produktivitet. Volymen av den injicerade kanten var 0,3 % av formationens porvolym, området i början av experimentet vattnades med 40--50 %, efter injektion av alkalilösningen minskade vattensnittet till 20-30 % .

Ytterligare oljeproduktion uppgick till 35,8 tusen ton, eller 42,4 ton per ton förbrukat reagens. De erhållna positiva resultaten från fältexperimentet indikerar att tekniken är effektiv för medel- och lågpermeabilitetsformationer med liten (upp till 10 m) tjocklek.

Fälttester av stimuleringsmetoden för objekt representerade av en betydande reservoartjocklek på 15 m eller mer, såsom North Martym'inskaya-avlagringen och Martymya-Teterevskaya-avlagringen, visade inte låg effektivitet av dess tillämpning.

En 1% alkalisk lösning har använts i stor utsträckning på fyra fält i Perm-regionen (Shagirtsko-Gozhansky, Padunsky, Opalikinsky och Berezovsky), sedan 1978. Kommersiell implementering har genomförts sedan 1983 på fyra experimentplatser med 13 injektions- och 72 produktionsbrunnar . Den 1 januari 1991 uppgick ytterligare oljeproduktion i alla områden till 662,4 tusen ton. Ökningen av oljeutvinningen uppgick till 5,6 %. I det första avsnittet nådde ökningen av oljeutvinningsfaktorn 25,4 %. Den har den största kanten med en storlek på en porvolym av formationen. oljeåtervinningslösning alkaliinjektion

Experiment med att ändra vätbarheten visar att en 1% alkalilösning ökar hydrofiliciteten hos terrigena bergarter och inte ändrar vätbarheten i kalksten, medan förbrukningen av alkali och mängden sediment ökar med ökande vattensalthalt och alkalikoncentration. När mineraliseringen av vatten är 265 g/l bildas den maximala mängden sediment - 19 g/l, alkaliförbrukningen är 2,5 mg/g sten. De oljeträngande egenskaperna hos alkalilösningar utvärderades med användning av en centrifug. Sekventiell injektion av lösningar ökar deplacementeffektiviteten med 2,5-4%.

Tekniken för att kontrollera permeabiliteten för de vattenledande kanalerna i formationen med silikat-alkaliska lösningar introducerades i flera modifieringar. Den huvudsakliga modifieringen inkluderar injektion av separerande kanter av färskvatten och en lösning (en blandning av natriumhydroxid, flytande glas, polyakrylamid). Insprutningen av fälgar upprepas med jämna mellanrum efter 1–3 år, främst under 10–15 år. Kanterna på oljeförskjutningsmedel injiceras i följande sekvens: avfallsmineraliserat vatten som injiceras för att ersätta olja; delande kant av sötvatten; en bit natriumhydroxidlösning. Tekniken i fråga är emellertid endast inriktad på att reglera reservoarpermeabiliteten och kan inte effektivt blockera selektivt vattnade reservoarzoner, vilket endast är möjligt vid injicering av stora volymer av snigeln.

Bibliografi

1. Surguchev M.L. Sekundära och tertiära metoder för förbättrad oljeutvinning.

2. Amelin I.D., Surguchev M.L., Davydov A.V. Prognos för utvecklingen av oljefyndigheter i ett sent skede.

3. Shelepov V.V. Tillståndet för råvarubasen för oljeindustrin i Ryssland Ökad oljeutvinning.

4. Surguchev M.L., Zheltov Yu.V., Simkin E.M. Fysikaliska och kemiska mikroprocesser i olje- och gasreservoarer.

5. Klimov A.A. Metoder för ökad oljeutvinning.

Hosted på Allbest.ru

...

Liknande dokument

Egenskaper för den geologiska strukturen, reservoaregenskaper hos produktiva formationer. Analys av brunnsstocken, aktuella flöden och vattenavbrott. Utvärdering av effektiviteten av användningen av mikrobiologiska metoder för att öka oljeutvinningen under vattenöversvämningar.

avhandling, tillagd 2010-01-06


Förbättrad oljeutvinning: karakterisering av geologiska och tekniska åtgärder; fyndighetens tektonik och stratigrafi. Villkor för syrabehandlingar; analys av kemiska metoder för att öka produktiviteten hos brunnar i JSC "TNK-Nizhnevartovsk".

terminsuppsats, tillagd 2011-04-14


Allmän information och olje- och gaspotential för Bakhmetyevskoyefältet. X-mas tree enhet. Fördelar och nackdelar med gaslyft. Drift av brunnar med djupa pumpar. Metoder för ökad oljeutvinning. Borrning, reparation och forskning av brunnar.

praxisrapport, tillagd 2011-10-28


De viktigaste metoderna för att öka oljeutvinningen. Aktuell och slutlig oljeutvinningsfaktor. Vattenöversvämning som en högpotential metod för reservoarstimulering. Förbättrad oljeutvinning av reservoarer med fysikaliska och kemiska metoder. Hydraulisk sprickbildning av en oljereservoar.

presentation, tillagd 2015-10-15


Problemet med världsekonomins energiförsörjning genom användning av alternativa bränslekällor istället för traditionella. Praktiken att tillämpa metoder för förbättrad oljeutvinning i världen. Sök efter innovativa lösningar och teknologier för oljeutvinning i Ryssland.

uppsats, tillagd 2014-03-17


Geologiska och geofysiska egenskaper hos den vita tigerns oligocen. Analys av det aktuella utvecklingsläget och effektiviteten av oljeförflyttning med vatten. Sammansättning, funktioner och egenskaper hos det fysikalisk-kemiska mikrobiologiska komplexet; oljeförträngningsmekanismer.

vetenskapligt arbete, tillagt 2015-01-27


Kvaliteten på borrvätskor, deras funktioner vid borrning av en brunn. Egenskaper hos kemiska reagenser för beredning av borrvätskor, egenskaper hos deras klassificering. Användningen av vissa typer av lösningar för olika borrmetoder, deras parametrar.

terminsuppsats, tillagd 2012-05-22


Sammanställning och tillämpning av fotografiska lösningar. Rening av vatten för kemisk-fotografisk bearbetning av fotografiskt material. Utveckla, stoppa och fixa lösningar. Avfärgning och fixeringslösningar från använda fotografiska lösningar.

terminsuppsats, tillagd 2010-11-10


Förbättring av metoder för ökad oljeutvinning i Republiken Tatarstan. Karakteristika för brunnbeståndet i Ersubaykinskoyefältet. Analys av dynamiken i platsens drift vid användning av injektionstekniken med lågkoncentrationspolymerkomposition.

avhandling, tillagd 2017-07-06


Värdet av borrvätskor vid borrning av en brunn. Utrustning för att spola brunnar och förbereda lösningar, teknisk process. Beräkning av produktion och mellankolumner. hydrauliska förluster. Miljöproblem vid brunnsborrning.