Dezvoltarea se realizează pe baza unui proiect de operare de probă, a unei scheme tehnologice de dezvoltare industrială sau pilot, a unui proiect de dezvoltare. În proiectul de dezvoltare, pe baza datelor de explorare și de producție de testare, se determină condițiile în care va fi exploatat câmpul: structura geologică a acestuia, proprietățile de rezervor ale rocilor, proprietățile fizico-chimice ale fluidelor, saturarea rocilor cu apă, gaz. , ulei, presiuni de rezervor, temperaturi etc. Pe baza acestor date, cu ajutorul calculelor hidrodinamice, se stabilesc indicatorii tehnici de funcționare a zăcămintelor pentru diverse opțiuni pentru sistemul de dezvoltare, evaluare economică opțiuni și alege-o pe cea mai bună.
Sistemele de dezvoltare prevăd: alocarea obiectelor de dezvoltare, succesiunea punerii în dezvoltare a obiectelor, rata de forare a câmpurilor, metode de influențare a formațiunilor productive pentru a maximiza recuperarea petrolului; numărul, raportul, locația și ordinea punerii în funcțiune a puțurilor de producție, injecție, control și rezervă; modul lor de operare; metode de reglare a proceselor de dezvoltare; masuri de protectie a mediului. Sistemul de dezvoltare adoptat pentru un anumit domeniu predetermina indicatori tehnici și economici - debitul, modificarea acestuia în timp, factorul de recuperare a petrolului, investițiile de capital, costul 1 tonă de petrol etc. Sistem rațional de dezvoltare campuri petroliere asigură un nivel dat de petrol și gaze asociate cu indicatori tehnici și economici optimi, protecție eficientă a mediului.
Principalii parametri care caracterizează sistemul de dezvoltare: raportul dintre suprafața petrolieră a câmpului și numărul de puțuri de injecție și producție (densitatea rețelei puțurilor), raportul dintre rezervele de petrol recuperabile ale câmpului și numărul de puțuri - rezervele recuperabile per sondă (eficiența sistemului de dezvoltare), raportul dintre numărul de injecții și numărul de puțuri producători (intensitatea dezvoltării rezervelor); raportul dintre numărul de puțuri de rezervă forate după ce zăcământul a fost pus în dezvoltare pentru a recupera mai complet petrol (fiabilitatea sistemului de dezvoltare). Sistemul de dezvoltare se caracterizează și prin parametri geometrici: distanța dintre puțuri și rânduri de puțuri, lățimea benzii dintre puțuri de injecție (cu sisteme de dezvoltare bloc-rând), etc. în trei puncte) amplasarea puțurilor de producție; cu contururi mobile purtătoare de petrol, amplasarea puțurilor ține cont de forma acestor contururi. Sistemele de dezvoltare a câmpurilor petroliere fără stimularea rezervorului sunt rareori utilizate, în majoritatea cazurilor Câmpul este dezvoltat cu inundații. Cea mai utilizată inundație de apă în buclă cu rând de blocuri. De asemenea, ele creează sisteme de inundare ariei cu o distanță între puțuri de 400-800 m.
Alături de alegerea sistemului de dezvoltare, alegerea unei tehnologii eficiente de dezvoltare este de mare importanță. Sistemul și tehnologia sunt în principiu independente; diferite tehnologii de dezvoltare sunt utilizate în același sistem. Principalii indicatori tehnologici ai procesului de dezvoltare: producția curentă și cumulativă de petrol, apă, lichid; ritmul de dezvoltare, tăierea apei în producția puțului, presiunea și temperatura rezervorului, precum și acești parametri în punctele caracteristice ale rezervorului și puțului (în fundul și capul sondei, la limitele elementelor etc.); GOR în puțuri individuale și pentru câmp în ansamblu. Acești indicatori se modifică în timp în funcție de regimurile de zăcământ (natura apariției forțelor in situ care deplasează petrolul pe fundul puțurilor) și de tehnologia de dezvoltare. Un indicator important al dezvoltării câmpurilor petroliere și al eficacității tehnologiei utilizate este valoarea actuală și finală a valorificării petrolului. Dezvoltarea pe termen lung a câmpurilor petroliere în regim elastic este posibilă doar în unele cazuri, deoarece. De obicei, presiunea rezervorului scade în timpul dezvoltării și are loc un regim de gaz dizolvat în rezervor. Factorul final de recuperare a uleiului în timpul dezvoltării în acest mod este mic, atinge rar (cu permeabilitate bună la formare și vâscozitate scăzută a uleiului) valoarea de 0,30-0,35. Odată cu utilizarea tehnologiei de inundații, factorul final de recuperare a petrolului crește la 0,55-0,6 (0,45-0,5 în medie). Cu vâscozitate crescută a uleiului (20-50,10 -3 Pa.s) nu depășește 0,3-0,35, iar cu vâscozitate ulei peste 100,10 -3 Pa.s - 0,1. Inundarea cu apă în aceste condiții devine ineficientă. Pentru a crește valoarea finală a factorului de recuperare a petrolului se folosesc tehnologii bazate pe metode fizico-chimice și termice de influențare a rezervorului (vezi Metode de producție termică). În metodele fizico-chimice, uleiul este înlocuit de solvenți, gaz presiune ridicata, surfactanți, soluții polimerice și micelare-polimeri, soluții de acizi și alcalii. Utilizarea acestor tehnologii face posibilă reducerea tensiunii la contactul „fluidul deplasant ulei” sau eliminarea acesteia (deplasarea uleiului de către solvenți), îmbunătățirea umectabilității rocilor prin fluidul deplasant, îngroșarea fluidului deplasant și, prin urmare, reducerea raportul dintre vâscozitatea uleiului și vâscozitatea fluidului, făcând procesul de deplasare a uleiului din formațiuni mai durabil și mai eficient. Metodele fizico-chimice de stimulare a rezervorului măresc recuperarea petrolului cu 3-5% (agenți tensioactivi), cu 10-15% (inundare polimerică și micelară), cu 15-20% (dioxid de carbon). Utilizarea metodelor de înlocuire a uleiului cu solvenți face teoretic posibilă recuperarea completă a uleiului. Cu toate acestea, lucrările-pilot au evidențiat o serie de dificultăți în implementarea practică a acestor metode de recuperare a petrolului: sorbția agenților tensioactivi de către mediul de rezervor, modificarea concentrației acestora, separarea compozițiilor de substanțe (inundare micelar-polimer), extracția doar a hidrocarburilor ușoare. (dioxid de carbon), reducerea eficienței de baleiaj (solvenți și gaz de înaltă presiune), etc. De asemenea, se dezvoltă cercetări în domeniul metodelor termochimice de recuperare a uleiului cu efectul combinat al căldurii și reactivilor chimici asupra rezervorului - alcalin termic, Inundarea termopolimerului, folosirea catalizatorilor pentru reactii in situ etc.Se exploreaza si posibilitatile de crestere a valorificarii petrolului din rezervoare prin influentarea acestora prin metode biochimice, pe baza introducerii bacteriilor in rezervorul de petrol, ca urmare a vitalului activitate din care se formează substanțe care îmbunătățesc fluiditatea și facilitează extragerea uleiului.
Există 4 perioade în dezvoltarea câmpurilor petroliere: producția de petrol în creștere, constantă, în scădere bruscă și în scădere lent (etapa târzie).
În toate etapele dezvoltării câmpurilor petroliere, controlul, analiza și reglarea procesului de dezvoltare se realizează fără modificarea sistemului de dezvoltare sau cu modificarea parțială a acestuia. Reglementarea procesului de dezvoltare a câmpurilor petroliere poate îmbunătăți eficiența deplasării petrolului. Influențând rezervorul, ele măresc sau slăbesc debitele de filtrare, își schimbă direcția, drept urmare secțiunile de câmp anterior nedrenate sunt implicate în dezvoltarea și are loc o creștere a ratei de recuperare a petrolului, o scădere a producția de apă asociată și o creștere a factorului final de recuperare a petrolului. Metode de reglare a dezvoltării zăcămintelor petroliere: creșterea productivității sondelor prin reducerea presiunii de fund (trecerea la o metodă de funcționare mecanizată, stabilirea unui mod de funcționare forțat sau optim al sondei); închiderea fântânilor foarte udate; creșterea presiunii de refulare; puțuri de producție suplimentare (rezervă) sau retur de puțuri din alte orizonturi; deplasarea frontului de injecție; utilizarea inundațiilor focale și selective; efectuarea de lucrări de izolare; alinierea profilului de aflux sau injectivitatea puțului; impact asupra zonei de fund pentru stimularea fluxului de intrare (fractura hidraulică, perforare hidrosandblast, tratament cu acid); aplicarea metodelor fizice și chimice de recuperare îmbunătățită a uleiului (injectarea acidului sulfuric, agenți tensioactivi etc. în rezervor). Dezvoltarea formațiunilor de mică adâncime saturate cu ulei de vâscozitate ridicată se realizează în unele cazuri prin metoda minei (vezi).
SISTEME DE DEZVOLTARE
Dezvoltarea este un proces bazat pe știință (set de lucrări) pentru controlul mișcării fluidului într-un rezervor de petrol, gaz sau condens prin:
Alegerea obiectului de dezvoltare;
Amplasarea puțurilor sau selectarea densității modelului puțului;
Determinarea presiunii optime de fund;
Alegerea modului natural de exploatare a zăcământului sau necesitatea aplicării metodei impactului artificial asupra zăcământului;
Metoda și agentul PPD;
Utilizarea anumitor tehnologii de dezvoltare;
Determinări de gradient de presiune;
Un set de măsuri pentru controlul și reglarea procesului de dezvoltare.
Un sistem de dezvoltare a câmpului este înțeles ca un ansamblu de măsuri tehnologice și tehnice care asigură extragerea petrolului, gazelor, condensului și componentelor asociate din rezervoare și controlul acestui proces.
În funcție de numărul, grosimea, tipurile și caracteristicile de filtrare ale rezervoarelor, adâncimea fiecăreia dintre formațiunile productive, gradul de conectivitate hidrodinamică a acestora etc. sistemul de dezvoltare a terenului poate prevedea alocarea unuia, două sau mai multe obiecte de dezvoltare (obiecte operaționale) în secțiunea sa geologică.
La evidențiereala câmp două sau mai multe obiecte pentru fiecare dintre ei, al lor sistem de dezvoltare rațională . Fiind legat între ei , sistemele de dezvoltare a instalațiilor operaționale individuale sunt sistem rațional de dezvoltare a câmpului în ansamblu .
Rational este un sistem de dezvoltare care oferă:
Nevoile țării de petrol (gaz);
Extracția mai completă a petrolului, gazelor, condensului și componentelor utile asociate din rezervoare este posibilă la cel mai mic cost.
Până la mijlocul anilor 40. dezvoltarea câmpurilor petroliere s-a realizat numai folosind energia naturală a zăcămintelor.
De la mijlocul anilor 40. ca urmare a descoperirii de noi regiuni de petrol și gaze, dezvoltarea industriei petroliere este asociată în principal cu dezvoltarea zăcămintelor de tip platformă, care se caracterizează prin suprafețe mari cu petrol, adâncimi semnificative ale principalelor formațiuni productive și, în majoritatea cazurilor, un regim natural ineficient - presiune elastică a apei, transformându-se rapid într-un regim de gaz dizolvat.
Într-o perioadă relativ scurtă de timp, oamenii de știință și lucrătorii din producție au fundamentat teoretic și au demonstrat în practică necesitatea și posibilitatea utilizării unor sisteme de dezvoltare fundamental noi, cu aport artificial de energie suplimentară în rezervoarele productive de petrol prin injectarea de apă în ele. Utilizarea pe scară largă a metodei de inundare a apei a început la mijlocul anilor 1940. Inițial, a fost introdus în noile câmpuri petroliere din Bashkiria și Tataria - Tuimazinsky, Romashkinsky, Shkapovsky, Bavlinsky etc., apoi a fost distribuit în toate regiunile producătoare de petrol ale țării în noi câmpuri cu regimuri naturale insuficient de eficiente.
Utilizarea inundațiilor de apă a făcut posibilă dezvoltarea zăcămintelor de petrol într-un ritm destul de ridicat cu un număr semnificativ mai mic de puțuri, accelerarea lansării instalațiilor de producție la niveluri ridicate de producție și dublarea în medie a recuperării petrolului în comparație cu dezvoltarea în moduri ineficiente.
Sistemele de dezvoltare a inundațiilor oferă cel mai mare efect în dezvoltarea zăcămintelor de petrol cu vâscozitate scăzută, limitate la formațiuni productive, cu eterogenitate moderată și permeabilitate crescută. La dezvoltarea zăcămintelor cu o performanță geologică degradată (vâscozitate crescută a petrolului de zăcământ, permeabilitate redusă a rocilor de zăcământ), folosind inundarea cu apă, se realizează și o creștere a factorului de recuperare a petrolului de aproape 2 ori față de valoarea acestuia în timpul dezvoltării în mod natural, dar valorile absolute ale acestui coeficient nu sunt în toate cazurile destul de mari.
Pentru fiecare dintre aceste puncte, ar trebui luate decizii care să îndeplinească cel mai pe deplin caracteristicile geologice ale unității operaționale. În același timp, pentru unele puncte, recomandări pot fi date fără echivoc deja pe baza cercetărilor de teren și geologice, pentru altele pot fi oferite două sau trei recomandări apropiate. Pe această bază, specialiștii în domeniul tehnologiei de dezvoltare a câmpului efectuează calcule hidrodinamice ale mai multor opțiuni pentru sistemul de dezvoltare. Opțiunile diferă în combinația de recomandări de puncte bazate pe date geologice. Dintre acestea, alegeți cea mai bună opțiune care îndeplinește cerințele pentru un sistem de dezvoltare rațional. Alegere cea mai bună opțiune executa pe baza compararea dinamicii indicatorilor tehnologici si economici anuali dezvoltarea optiunilor avute in vedere.
Studiile de generalizare a experienței de dezvoltare a câmpurilor petroliere cu deplasarea petrolului de către apă, efectuate în diferiți ani și la diferite scări, indică faptul că influenta principala asupra dinamicii indicatorilor tehnico-economici ai dezvoltării are performanța pe teren obiecte. În același timp, utilizarea unui sistem de dezvoltare care să corespundă condițiilor geologice și fizice face posibilă uniformizarea în mare măsură a caracteristicilor geologice și de teren nefavorabile ale instalațiilor de producție.
Motivul alocării facilităţilor operaţionale şi opţiunile optime pentru sistemele de dezvoltare pentru fiecare dintre ele se bazează pe model geologic fiecare dintre depozite și depozitul în ansamblu.
Modelul geologic al zăcământului.
Justificarea selectării instalațiilor de producție și a opțiunilor optime pentru sistemele de dezvoltare pentru fiecare dintre acestea se bazează pe modelul geologic format prin începerea lucrărilor de proiectare pentru fiecare dintre zăcăminte și câmpul în ansamblu.
Modelul geologic este:
Complex de hărți și diagrame grafice de câmp-geologic;
date digitale;
Curbe care caracterizează dependențele dintre diverși parametri ai depozitelor,
Precum și o descriere verbală a caracteristicilor depozitelor (partea de text).
Printre plăcile grafice și diagrame sunt necesare:
Secțiune litologică și stratigrafică consolidată a zăcământului;
Scheme detaliate de corelare;
Harti structurale care reflecta structura tectonica a facilitatii operationale;
Hărți ale suprafețelor rezervorului obiectului cu desenarea contururilor inițiale ale potențialului de petrol și gaze;
Profile geologice pentru unitatea de producție care reflectă condițiile de apariție a petrolului și gazelor;
Hărți de distribuție a rezervoarelor (pentru fiecare strat separat);
Hărți ale capacității totale, eficiente, efective saturate de petrol și saturate de gaz în ansamblu pentru obiect și pentru straturi individuale.
Pentru caracteristicile specifice zăcământului sunt prevăzute hărțile și diagramele suplimentare necesare (schema de fundamentare a poziției WOC și GWC, hărți de distribuție a rezervoarelor de diverse tipuri, hartă de temperatură, hartă coeficient de absorbție a luminii, hartă permeabilitate etc. ).
Datele digitale se caracterizează prin:
Porozitate,
Permeabilitate,
Saturația inițială cu petrol (gaz) a rocilor de rezervor;
Capacitate saturată de petrol (gaz) completă, eficientă și eficientă;
Grosimea secțiunilor permeabile între straturi;
Proprietățile fizice și chimice ale rezervorului de petrol, gaz, condens, apă.
Totodată, pentru fiecare parametru se indică: numărul determinărilor prin diferite metode și numărul puțurilor studiate; intervale de valori; evaluarea eterogenității la toate nivelurile ierarhice; valoarea medie a obiectului ca întreg și a părților sale.
Grupul de date digitale mai include;
Serii statistice de distribuție a permeabilității; micro- și macro-eterogeneitatea rezervoarelor (raportul volumelor de rezervoare de diferite tipuri, coeficienții raportului net-brut, disecție, discontinuitate, confluență etc.); condiții termobarice; rezultatele studiilor fizice și hidrodinamice ale deplasării petrolului (gazului) efectuate în condiții de laborator de către agenți, a căror utilizare este așteptată în dezvoltarea obiectului.
Cele mai importante date digitale care caracterizează modelul geologic al câmpului includ:
Sold și rezerve recuperabile de petrol, gaze, condensat, componente valoroase asociate;
Dimensiunea zonei de ulei;
Lățimea, lungimea și înălțimea depozitului;
Dimensiunile părților zăcământului - zone pur petrol, ulei-apă, petrol și gaz, petrol și gaz-apă, gaz-apă.
Printre curbele care caracterizează dependențele dintre parametri se numără:
Curbe ale dependenței proprietăților fizice ale petrolului și gazului de presiune și temperatură,
Caracteristicile permeabilităților de fază,
Dependența eficienței deplasării de permeabilitate.
Partea de text a modelului geologic al lacului de acumulare descrie regimul său natural și, pe baza tuturor materialelor de mai sus, stabilește principalele caracteristici geologice și fizice ale lacului de acumulare care determină alegerea soluțiilor tehnologice și sistemul de dezvoltare în ansamblu, ca precum şi afectarea indicatorilor de dezvoltare aşteptaţi.
Sisteme de dezvoltare a zăcămintelor petroliere
În condiții naturale.
Zăcămintele de petrol cu regimuri naturale eficiente includ zăcăminte cu regimuri actionate de apă și active elastice conduse de apă.
Cea mai comună metodă de stimulare - inundarea cu apă - nu aduce rezultatele dorite atunci când vâscozitatea petrolului în condiții de rezervor este mai mare de 30-40 mPa s, deoarece în acest caz nu se creează un front stabil de deplasare a uleiului de către apă în rezervor. : acesta din urmă se deplasează rapid prin straturile intermediare cele mai subțiri și mai permeabile ale rezervorului, lăsând nedezvoltat volumul principal al zăcământului. Inundarea cu apă nu poate fi
Sistem de dezvoltare a unui zăcământ de petrol folosind presiunea apelor marginale. Sistemul este utilizat pentru zăcăminte de petrol de tip rezervor cu regim natural de apă sau activ elastic de apă. Acesta prevede forarea zăcământului cu puțuri de producție cu amplasarea lor în principal în porțiunea pur petrolieră a zăcământului în rânduri închise („inelare”) paralele cu conturul interior al capacității de țiței. Dacă este posibil, se observă o aranjare în șah a puțurilor. Pentru a prelungi perioada de funcționare fără apă a puțurilor, distanța dintre rândurile de puțuri poate fi setată ceva mai mare decât între puțuri în rânduri. În același scop, în puțurile rândului exterior, partea inferioară a grosimii saturate de petrol a formațiunii nu este de obicei perforată. În puțurile rândurilor interioare, formațiunea saturată de petrol este perforată pe toată grosimea sa. În procesul de dezvoltare, contururile purtătoare de ulei sunt „contractate”, dimensiunea depozitului este redusă. În consecință, puțurile rândului inelar exterior sunt treptat inundate și scoase din funcțiune, apoi, prin anumite etape, puțurile rândurilor următoare.
Sistem de dezvoltare folosind presiunea apei de jos. Sistemul este utilizat pentru depozitele de ulei de tip masiv (de obicei, întreaga zonă sau aproape întreaga zonă a zăcămintei este acoperită de apă), care au un mod activ de presiune a apei sau elastic-apă-presiune. În timpul dezvoltării unor astfel de zăcăminte, deplasarea petrolului de către apă este însoțită de o creștere pe scară largă a OWC, adică. intervalele de rezervor situate aproximativ la aceleași repere hipsometrice sunt udate succesiv; depozitele sunt în scădere.
Cu o înălțime de depozit măsurată în zeci de metri, puțurile sunt distanțate uniform și formațiunea este perforată în ele de la acoperiș până la o limită acceptată convențional, la câțiva metri distanță de WOC. Cu o înălțime de depozit de 200-300 m sau mai mult (ceea ce este tipic unor depozite masive din rezervoare de carbonat), este de preferat să se plaseze puțurile într-o rețea care se îngroașă spre centrul zăcământului, menținând principiul rezervelor de petrol egale pe bine. În același timp, abordarea deschiderii părții productive a secțiunii în puțuri depinde de caracteristicile de filtrare ale zăcământului. Cu vâscozitate scăzută a petrolului - până la 1-2 mPa s, permeabilitate ridicată și structură relativ omogenă a straturilor productive, este posibilă deschiderea părții superioare a capacității saturate de petrol în puțuri, deoarece în astfel de condiții petrolul din partea inferioară poate fi deplasată la intervalele deschise. Cu o vâscozitate scăzută a petrolului și o structură eterogenă a rocilor de rezervor sau cu o vâscozitate crescută a petrolului, poate fi implementată deschiderea secvențială a capacității saturate cu ulei.
Sistem de dezvoltare folosind energia gazului eliberat din petrol. Sistemul este utilizat în regim de gaz dizolvat și prevede forarea unei unități de producție, de obicei de-a lungul unei rețele uniforme cu perforare în toate puțurile de întreaga capacitate saturată cu petrol.
Sistem de dezvoltare cu utilizarea combinată a capului de apă de formare și a gazului din capacul de gaz. Sistemul de dezvoltare a părții petroliere a unui rezervor de motorină prevede utilizarea unui regim mixt al zăcământului și deplasarea petrolului prin apă de contur și gaz de cap. Cu acest sistem, puțurile sunt dispuse într-o rețea uniformă și doar o parte din capacitatea saturată de petrol este perforată în ele cu o abatere semnificativă de la contacte.
Deoarece apa are o putere de spălare mai bună decât gazul, sistemul este preferat pentru depozitele cu capace de gaz relativ mici.
Cu un volum semnificativ al părții de ulei a zăcămintei, în comparație cu capacul de gaz, o acțiune mai eficientă a presiunii apei și o scădere a influenței capacului de gaz se manifestă la unghiuri mari de scufundare și o înălțime semnificativă a părții de ulei a depozitul, presiunea ridicată a rezervorului, permeabilitatea crescută și conductivitatea hidraulică a rocilor de rezervor. În condițiile luate în considerare, dezvoltarea zăcământului este foarte complicată din cauza formării conurilor de gaz și apă. Acest lucru trebuie luat în considerare atunci când se justifică intervalele de perforare și debitele puțului.
Sistemul cu utilizarea presiunii apelor de formare cu un GOC staționar. Sistemul prevede asigurarea extracției petrolului dintr-un zăcământ de petrol și gaze (cu un regim natural potențial mixt) numai ca urmare a pătrunderii apelor de formare cu volum constant al capacului de gaz. Stabilizarea GOC în poziția sa inițială este asigurată prin reglarea presiunii în capacul de gaz prin extragerea unor volume strict justificate de gaz din acesta prin puțuri speciale, corespunzătoare ratei de reducere a presiunii în partea petrolieră a zăcământului. Cu un astfel de sistem de dezvoltare, intervalul de perforare în puțuri poate fi situat ceva mai aproape de GOC în comparație cu poziția sa cu utilizarea combinată a presiunii apei și gazului. Cu toate acestea, și aici, atunci când alegeți un interval de perforare, ar trebui să țineți cont de posibilitatea formării conurilor de gaz și apă și de necesitatea de a prelungi perioada de funcționare fără apă a puțurilor în condiții de creștere a OWC.
Informații similare.
Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Foloseste formularul de mai jos
Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.
Găzduit la http://www.allbest.ru/
Introducere
1. Conceptul de sistem de dezvoltare
2. Secvența de rezolvare a problemelor de proiectare a dezvoltării câmpurilor petroliere
3. Etapele dezvoltării rezervorului
Concluzie
Cărți uzate
Introducere
Petrolul și gazele sunt minerale combustibile. Sunt un amestec natural complex de hidrocarburi de diferite structuri cu impurități de compuși non-hidrocarburi. În funcție de compoziție, presiune și temperatură, hidrocarburile pot fi în stare solidă, lichidă sau gazoasă. În anumite condiții, o parte din hidrocarburi poate fi în stare lichidă și, în același timp, o altă parte poate fi în stare gazoasă. Amestecuri de hidrocarburi care se află în stare lichidă atât în condiții de rezervor, cât și de suprafață se numesc ulei.
Compoziția uleiului este extrem de complexă și variată. Poate varia semnificativ chiar și în cadrul aceluiași depozit. În același timp, toate proprietățile fizice și chimice ale uleiului și, în primul rând, calitățile sale comerciale sunt determinate de compoziția sa.
Clasificarea teritoriilor purtătoare de petrol și gaze și zonarea petrogeologică sunt baza pentru identificarea regularităților în distribuția acumulărilor de petrol și gaze în scoarța terestră, a căror cunoaștere este necesară pentru prognoza bazată științific a potențialului de petrol și gaze al subsolului. şi alegerea direcţiilor de prospectare şi explorare.
1. Conceptul de sistem de dezvoltare
Sistemul de dezvoltare a zăcămintelor de petrol (zăcăminte de petrol) se caracterizează ca un ansamblu de măsuri tehnologice și tehnice care asigură managementul dezvoltării zăcămintelor de petrol și au ca scop realizarea unei recuperări ridicate a rezervelor de petrol din straturile productive cu respectarea condițiilor de protejare a zăcămintelor de petrol. subsol. Sistemul de dezvoltare determină numărul de unități de autodezvoltare din secțiunea de teren, numărul puțurilor, locația și succesiunea forării acestora, justifică necesitatea și metoda impactului artificial asupra straturilor productive, metoda de exploatare a sondei și determină principalele măsuri de reglementare a procesului de dezvoltare pentru a obține o recuperare ridicată a petrolului, stabilește un set de măsuri de cercetare a lucrărilor privind zăcămintele de petrol și controlul asupra stării de dezvoltare.
Pentru același domeniu pot fi denumite multe sisteme care diferă prin numărul puțurilor de producție, prin amplasarea lor pe structură, prin metoda de influențare a straturilor productive etc., prin urmare, este nevoie de formularea conceptului de un rațional. sistem de dezvoltare. Următoarele prevederi principale sunt acceptate ca criterii pentru un sistem de dezvoltare rațional.
1. Cel mai mic grad de interacțiune între puțuri ar trebui să fie asigurat de un sistem de dezvoltare rațional. Interacțiunea minimă între puțuri se realizează prin creșterea distanței dintre ele. Pe de altă parte, pe măsură ce distanța dintre puțuri crește, numărul lor total în câmp scade, ceea ce duce la o scădere a ratei totale de producție a puțurilor. În plus, într-o formațiune eterogenă, o creștere a distanței dintre puțuri poate duce la faptul că unele dintre lentilele saturate cu petrol, semilentillele sau straturile intermediare nu vor fi acoperite de puțuri și nu vor fi incluse în dezvoltare.
Astfel, cea mai mică interacțiune între puțuri nu poate servi ca unic criteriu atotcuprinzător pentru raționalitatea sistemului de dezvoltare.
2. Cel mai mare factor de recuperare a uleiului ar trebui să fie asigurat de un sistem rațional. Cu acoperirea completă a rezervorului de ulei prin procesul de deplasare, se poate obține o recuperare maximă a uleiului. Această condiție, în special în rezervoare eterogene, poate fi îndeplinită cu o amplasare mai apropiată a puțurilor. În plus, deoarece cei mai mari coeficienți sunt atinși cu un regim de antrenare a apei, iar afluxurile naturale de apă adesea nu asigură rate de dezvoltare ridicate, este nevoie de a crea un regim de antrenare artificială a apei prin pomparea apei sau a gazului în rezervor.
O examinare atentă a celor două criterii denumite indică faptul că acestea conțin două cerințe opuse. Primul criteriu necesită utilizarea de grile rare, al doilea - o grilă mai densă. În plus, îngroșarea puțurilor și menținerea presiunii din rezervor cresc costul petrolului. Prin urmare, nici cel mai mic grad de interacțiune între sonde, nici factorul maxim de recuperare a petrolului separat nu pot fi luate ca singure criterii pentru raționalitatea sistemului de dezvoltare.
3. Costul minim al petrolului ar trebui să fie asigurat de un sistem de dezvoltare rațional. Din mai multe opțiuni de dezvoltare luate în considerare în timpul procesului de proiectare, este selectată opțiunea care oferă cea mai mare recuperare a uleiului. Criteriile de mai sus, deși determină corect liniile directoare pentru alegerea unui sistem de dezvoltare, cu toate acestea, niciunul dintre ele nu poate fi considerat definitoriu, întrucât nu țin cont de nevoile de petrol ale țării, stabilite de planurile economice naționale.
Astfel, conceptul de sistem de dezvoltare rațional în forma sa finală este formulat astfel: un sistem de dezvoltare rațional trebuie să asigure producția de petrol specificată de plan la costuri minime și factori de recuperare a petrolului cât mai mari posibil.
Trebuie remarcat faptul că la începutul anilor 1970, un număr de cercetători au pus problema excluderii cerinței de cost minim ca criteriu de raționalitate a opțiunilor de dezvoltare și acceptării profitului ca criteriu determinant.
Dacă ne întoarcem la structura formulei profitului
P \u003d Q (C-- C),
unde P - profit; Q -- producția cumulată de petrol; C -- prețul de vânzare al petrolului; C este costul, apoi cu un preț de vânzare reglementat (stabilit) pentru petrol, profitul este determinat de cost și de producția cumulativă de petrol.
O anumită creștere a costului primar datorată forării unui număr suplimentar de puțuri nu reduce întotdeauna profiturile, deoarece în etapa de dezvoltare luată în considerare, creșterea producției și profitul suplimentar rezultat acoperă costurile asociate forării și deservirii puțurilor suplimentare.
În condițiile unor resurse limitate ale statului în ceea ce privește numărul de instalații de foraj, conducte și alte echipamente, acceptarea acestei condiții ar însemna deturnarea unor costuri mari de materiale către zăcăminte prin reducerea explorării câmpului și dezvoltarea producției de petrol în zone noi. În plus, formula prezentată mai sus reflectă profitul curent, iar din moment ce producția de petrol scade în timp după atingerea unui maxim, în plus, cu atât mai mult nivel inalt atinge producția curentă (în % din rezerve), cu atât declinul ulterioar este mai rapid și, prin urmare, profitul curent maxim nu înseamnă profitul maxim acumulat.
Astfel, costul minim sau costul minim rămâne în prezent decisiv atunci când se decide asupra unei opțiuni de dezvoltare rațională. Proiectarea dezvoltării este alegerea unei astfel de opțiuni care ar îndeplini cerințele unui sistem de dezvoltare rațional.
Când începeți proiectarea dezvoltării, următoarele întrebări sunt rezolvate în mod constant:
· se analizează indicatorii economici şi tehnologici ai dezvoltării şi se selectează o variantă a unui sistem raţional de dezvoltare;
· se efectuează calcule hidrodinamice pentru stabilirea indicatorilor de dezvoltare tehnologică pentru mai multe opțiuni care diferă prin numărul de sonde, modalitatea de influențare a formațiunilor productive, condițiile de funcționare a sondei etc.;
· se determină datele geologice și fizice inițiale ale zăcământului de petrol și proprietățile lichidelor și gazelor care îl saturează;
Se calculează eficiența economică a opțiunilor de dezvoltare.
În modul condus de apă, procesul de udare a puțurilor de gaz este un proces natural. Dar, în același timp, este necesar să se prevadă un astfel de număr de puțuri producătoare de gaze, o astfel de amplasare a acestora în ceea ce privește zona gazoasă și regimurile tehnologice corespunzătoare pentru funcționarea puțurilor de gaze, un sistem de amenajare și transport. gaze care ar asigura cea mai mare recuperare a gazelor, profit maxim la cele mai mici costuri de capital.
Există trei perioade de dezvoltare a zăcămintelor de gaze:
I - perioada de crestere a productiei de gaze;
II - perioada de producție constantă (maxim atins) de gaze;
III - perioada de scadere a productiei de gaze.
În prima perioadă de creștere a producției de gaze, zăcământul este forat, zăcământul este echipat, zăcământul este pus în dezvoltare planificată, iar la sfârșitul primei perioade, producția maximă de gaze planificată (prevăzută de proiectul de dezvoltare) este atins. Această perioadă, în funcție de mărimea depozitului și a rezervelor, durează de la 2-3 ani până la 5-7 ani sau mai mult. Perioada de producere continuă de gaze continuă până când 65-75% din rezervele de gaze sunt retrase din zăcământ, uneori chiar mai mult.
Perioada de scădere a producției de gaze continuă până la atingerea extracției minime rentabile de gaze din zăcământ, care depinde de prețul gazului și de legea fiscală existentă.
2. Secvența de rezolvare a problemelor de proiectare a dezvoltării câmpurilor petroliere
dezvoltarea câmpului petrolier
Pe baza experienței în dezvoltarea câmpurilor petroliere, s-a stabilit următoarea procedură de proiectare și conținutul principalelor documente de proiectare:
1) schema (planul) operațiunii de probă;
2) schema tehnologică de dezvoltare;
3) proiect de dezvoltare;
4) proiect complex de dezvoltare.
Schema de operare experimentală. Această schemă este întocmită pentru a obține date suplimentare despre caracteristicile geologice și de câmp ale rezervorului, fluidelor din rezervor, condițiile de funcționare a sondei cu determinarea prelungirilor maxime și a debitelor maxime, muncă de cercetare hydrointerference (hidroprospecție), studiul injectivității puțurilor de injecție.
Schema de operare pilot justifică forarea prioritară a sondelor de producție atunci când explorarea câmpului nu este încă finalizată, rezervele de petrol și gaze nu au fost încă aprobate de Comitetul Rezervelor de Stat al Federației Ruse (Comisia de Stat pentru Rezerve).
Schema de operare pilot este întocmită luând în considerare datele de testare a sondelor de explorare și o evaluare preliminară a rezervelor de petrol. Conținutul schemei de operare de probă reflectă următoarele aspecte:
· fundamentează complexul necesar de studii de teren geologic și geofizice;
· sunt prezentate pe scurt structura geologică a zăcământului și caracteristicile geologice și fizice ale formațiunilor și fluidelor;
· determină (aproximativ) volumul investițiilor de capital și costul preconizat al petrolului;
· Calculați (aproximativ) principalii indicatori tehnologici pentru producția de petrol, gaze, apă, modificarea presiunii rezervorului pentru câțiva ani de dezvoltare, determinați locația și numărul puțurilor de producție;
· se efectuează un calcul aproximativ al rezervelor de petrol și gaze;
· se lucrează la injecția pilot de apă sau testarea altor metode de influențare a zăcămintei.
Scheme de operare de probă pentru non depozite mari sunt întocmite de direcţiile tehnologice ale asociaţiilor, Laboratorul Central de Cercetări Ştiinţifice. După acordul cu organele teritoriale din Gosgortekhnadzor, schema este aprobată de asociația producătoare de petrol.
Pentru depozitele mari, schemele de operare pilot sunt întocmite de institute de cercetare și proiectare, coordonate cu organismele, asociațiile Gosgortekhnadzor și aprobate de Minister.
Schema de dezvoltare se întocmește pentru zăcăminte cu o complexitate semnificativă a structurii geologice, atunci când rezervele de petrol sunt aprobate de Comitetul Rezervelor de Stat pentru categoriile joase (B și C1), iar rezultatele explorării și exploatării de probă nu permit determinarea definitivă. sistemul de dezvoltare.
Scopul schemei tehnologice:
1) schițați un sistem de amenajare a puțurilor în zăcăminte și stabiliți numărul acestora;
2) stabilirea necesității și schițarea unui sistem de menținere a presiunii în rezervor;
3) determină modificarea indicatorilor tehnico-economici de dezvoltare pe o perioadă de până la 10-15 ani;
4) stabilirea procedurii de forare a obiectelor la un câmp multistrat și succesiunea de forare a puțurilor la obiect;
5) să fundamenteze setul necesar de studii în vederea controlării dezvoltării și obținerii de informații suplimentare despre caracteristicile geologice și comerciale ale obiectelor de dezvoltare.
Diagrama fluxului de dezvoltare a conținutului include următoarele secțiuni:
Partea geologică. Furnizează date despre structura geologică a câmpului, rezultatele studierii proprietăților zăcămintelor ale formațiunilor productive, proprietăților fluidelor zăcămintelor, evaluează conținutul de petrol și rezervele de petrol și gaze, evidențiază starea de funcționare a zăcămintelor de petrol,
Partea tehnologica. În această parte sunt fundamentate datele inițiale pentru calculele hidrodinamice, se stabilește schema de dezvoltare (opțiuni) și metodologia pentru calculele hidrodinamice. Se efectuează calcule hidrodinamice pentru a determina indicatorii tehnologici ai opțiunilor de dezvoltare pentru 10-15 ani.
Partea economica. Fundamentează eficacitatea opțiunilor de dezvoltare cu determinarea volumului investițiilor de capital, costurilor de exploatare, cost prime, perioadei de rambursare a investițiilor de capital etc. scopul obținerii de informații geologice și de teren extinse pentru pregătirea ulterioară a unui proiect de dezvoltare.
Schema tehnologică, de regulă, este întocmită de institutele de cercetare și proiectare, coordonate în districtul Gosgortekhnadzor și asociație, și aprobată de Ministerul Industriei Petrolului al Federației Ruse.
Proiectul de dezvoltare se întocmește pentru un zăcământ dat în exploatare pe baza unei scheme de exploatare de probă, când structura geologică a zăcământului este simplă, sau a unei scheme tehnologice.
Proiectul de dezvoltare definește și fundamentează aceleași probleme ca și schema tehnologică cu studiul lor mai profund. Astfel, indicatorii tehnologici și economici sunt determinați pe etape și pentru întreaga perioadă de dezvoltare. Proiectul fundamentează recuperarea finală a petrolului și metodele de creștere a acestuia și conturează măsurile de reglementare a procesului de dezvoltare. Fondul de rezerva al sondelor este fundamentat. Calculele hidrodinamice în proiectul de dezvoltare sunt efectuate ținând cont de eterogenitatea straturilor productive folosind metode dovedite.
La dezvoltarea depozitelor mari, proiecte complexe(scheme) de dezvoltare, în care, împreună cu justificarea sistemului de dezvoltare, se dă o schemă de dezvoltare a unui zăcământ petrolier cu rezolvarea următoarelor sarcini: proiectarea colectării, pregătirii și transportului petrolului și gazelor; determinarea volumului și succesiunii construcției instalațiilor de colectare; proiectarea instalațiilor de menținere a presiunii rezervorului.
3. Etape de dezvoltare a depozitului
Dezvoltarea zăcămintelor de petrol se caracterizează prin patru etape:
Etapa I - creșterea producției de petrol;
etapa - atingerea nivelului maxim al producției de petrol și stabilizarea acestuia;
etapa - scaderea productiei de petrol;
Etapa IV - producția târzie (finală) de petrol.
În prima etapă se înregistrează o creștere a producției de petrol datorită punerii în funcțiune a noilor sonde din foraj. Această perioadă este caracterizată de producția de ulei fără apă. La sfârșitul etapei I apare apă în unele fântâni. în curs de desfăşurare munca pregatitoare, iar uneori începe injectarea de apă sau alt agent de stimulare pentru a menține presiunea din rezervor. După finalizarea forării și punerea în funcțiune a întregului stoc de sondă, are loc stabilizarea, adică. atingerea nivelului maxim al producţiei de petrol şi păstrarea acestuia. Această perioadă poate fi de 4-5 ani. Dezvoltatorii de subsol iau măsuri pentru a menține nivelul maxim de producție de petrol cât mai mult timp posibil. Acest lucru se realizează prin atingerea nivelului de proiectare al injecției de apă (sau a unui alt agent de influență) pentru menținerea presiunii din rezervor, efectuarea diferitelor măsuri geologice și tehnice atât în puțurile de petrol, cât și în cele de injecție, introducerea unor pompe de productivitate mai mare (cu o metodă mecanizată de producere a petrolului). ), efectuarea de lucrări de reparații și izolare. Dacă este necesar, se forează puțuri de rezervă. De asemenea, se iau măsuri pentru creșterea factorului de funcționare a sondei, precum și pentru reducerea stocului inactiv de sondă. Un loc important îl ocupă lucrările de cercetare în puțurile de producție și injecție etc.
Etapa a III-a - scăderea producției de petrol. În această perioadă, scăderea ritmului de producție în puțurile de petrol se produce din cauza creșterii tăierilor de apă, scăderii presiunii din rezervor, puturilor intrate în reparație etc. Pescarii iau măsuri pentru a reduce rata de scădere a producției de petrol. Acest lucru se realizează prin aceleași măsuri ca în etapa II. Luând în considerare cunoștințele mai mari și studiile detaliate, se introduc măsuri geologice și tehnice mai eficiente. Pe baza analizei studiilor de teren obținute, se acordă o mare atenție includerii în lucrare a straturilor intermediare productive neperformante prin forarea laterale orizontale, efectuarea de tratamente acide intervalale, fracturarea hidraulică dirijată, descărcarea fantelor, tratarea puțurilor cu oxidat etc. Se lucrează mult pentru reducerea afluxurilor de apă în puțurile producătoare, se folosește inundarea ciclică a apei etc. Există o problemă cu eliminarea unor volume mari de ape de formare. Rata de udare a puțurilor de producție în timpul dezvoltării zăcămintelor de petrol depinde de raportul dintre vâscozitățile uleiului și apei:
W0=
Studiile de teren au stabilit că (presupunând permeabilitatea uniformă a rezervorului) dacă W0 < 3, то происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременное опережающее обводнение нефтяных скважин. Если W0> 3 - are loc o avansare prematură a apei spre fundul puțurilor de producție și udarea rapidă a puțurilor. În acest sens, se lucrează la reducerea valorii W0 prin ingrosarea apei injectate in rezervor cu poliacrilamida sau biopolimer. La etapele I - II - III de dezvoltare se preconizează selectarea principalelor rezerve de petrol (80-90% din rezervele recuperabile).
Etapa IV a dezvoltării câmpului este cea finală. În stadiul IV, se notează debite scăzute și retrageri de ulei, dar retrageri mari de apă din formațiune. Această perioadă durează relativ mult timp - până la profitabilitatea dezvoltării câmpului.
La sfârşitul etapelor III şi IV de dezvoltare, operarea forţată a puţurilor este posibilă prin extragerea unor volume mari de apă din formaţie (8-12 m 3 de apă de formare la 1 tonă de petrol produs).
Termenii și volumele de producție ale fiecărei etape sunt determinate în schema tehnologică de dezvoltare a câmpului.
Concluzie
Importanța industriei de petrol și gaze în economia națională a țării este foarte mare. Aproape toate industriile Agricultură, transportul, medicina si doar populatia tarii la nivelul actual de dezvoltare consuma petrol, gaze naturale si produse petroliere. Astfel, consumul lor în interiorul țării crește de la an la an.
Perspectivele dezvoltării complexului de petrol și gaze sunt legate de resursele potențiale uriașe de petrol și gaze care se află în intestine. Acestea includ suprafețe mari de terenuri promițătoare, atât pe uscat, cât și în zone de apă, unde există condiții prealabile pentru descoperirea unor acumulări semnificative de petrol și gaze.
Acest lucru este valabil și pentru zonele în care producția de hidrocarburi s-a desfășurat de mult timp și pentru cele în care lucrările de explorare practic nu au fost efectuate. Printre primele se numără regiunea Ural-Volga, Timan-Pechora, Siberia de Vest, Ciscaucasia, Marea Caspică, Siberia de Est, Orientul Îndepărtat (Sakhalin). În aceste zone sunt încă concentrate resurse semnificative de petrol și gaze prognozate, care trebuie explorate și creșterea rezervelor de hidrocarburi din țară în viitorul apropiat.
În aceste regiuni, perspectivele de căutare a unor noi instalații de petrol și gaze pot fi legate de:
· prospectarea și explorarea petrolului și gazelor în rezervoare de carbonat;
· cu identificarea orizonturilor promițătoare la adâncimi mari (mai mult de 4,5 km);
· cu identificarea capcanelor nestructurale și căutarea depunerilor de hidrocarburi pe versanții ridicărilor arcuite și laterale ale depresiunilor etc.
În plus, există perspective pentru descoperirea de noi instalații de petrol și gaze în părți neexplorate ale Rusiei, unde lucrările nu au fost efectuate deloc sau au fost efectuate în volume mici și nu au dat un rezultat pozitiv. Acestea includ, de exemplu, regiunile centrale ale părții europene a Rusiei. Aici există depresiuni ale scoarței terestre (Moscova și Mezen), formate dintr-un strat gros de depozite antice. Perspectivele pentru potențialul petrolului și gazelor din aceste depresiuni sunt asociate cu depozitele din Vendian (proterozoic), paleozoic inferior și superior.
Potențialul de petrol și gaze este, de asemenea, asociat cu părți neexplorate ale Siberiei de Est și Orientului Îndepărtat, unde posibile orizonturi productive pot fi în depozitele paleozoice și mezozoice. Printre acestea se numără, de exemplu, depresiunea Turguz (4 km adâncime). Pot fi făcute noi descoperiri în apele arctice ale Rusiei, pe raftul Mărilor Barents și Kara, care sunt o continuare geologică a părților de platformă ale plăcilor rusești și ale Siberiei de Vest, iar acestea din urmă sunt cele mai productive părți ale Rusiei.
Cărți uzate
1. Dunaev F.F., Egorov V.I., N.N. Pobedonostseva N.N., Syromyatnikov E.S. Economia industriei de petrol și gaze. M: Nedra, 2003.
2. Egorov V.I., Zlotnikova L.G. Economia industriei petrolului și gazelor și petrochimice. - M: „Chimie”, 2002.
3. Zykin M.Ya., Kozlov V.A., Plotnikov A.A. Metode de explorare accelerată a zăcămintelor de gaze. - M.: Nedra, 2000.
4. Mstislavskaya L.P. Producția de petrol și gaze (Probleme, probleme, soluții): Tutorial. - M.: Universitatea de Stat Rusă de Petrol și Gaze, 1999.
5. Salmanov F.K., Nesterov I.I., Poteryaeva V.V. Modele de distribuție a câmpurilor mari de petrol și gaze în scoarța terestră. - M.: Nedra, 2001.
6. Kalinina V.P., Didenko T.V. Mijloace de producție și progres tehnic în întreprinderile din industria petrolului și gazelor. - M: MING, 1999.
Găzduit pe Allbest.ru
Documente similare
Analiza dezvoltării zăcămintelor de petrol ca obiecte de modelare. Calculul indicatorilor tehnologici ai dezvoltării câmpului pe baza modelelor unui rezervor stratificat-eterogen și a deplasării pistonului uleiului de către apă. Volumul de ulei în condiții de rezervor.
test, adaugat 21.10.2014
Luarea în considerare a elementelor de bază ale dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze. Caracteristicile straturilor productive și structura depozitelor; compoziția și proprietățile petrolului, gazelor și apei. Aprobarea solutiilor de dezvoltare tehnologica; compararea designului și a indicatorilor efectivi.
lucrare de termen, adăugată 03.10.2014
Studierea metodelor sistemului de dezvoltare a zăcămintelor de petrol și gaze. Determinarea unui sistem rațional de extragere a uleiului din intestine. Alegerea echipamentelor pentru depozitarea uleiului după extragerea din depozite, precum și pentru transport. Descrierea principalelor tipuri de rezervoare.
lucrare de termen, adăugată 11.11.2015
Caracteristicile geologice și fizice ale zăcămintelor. Proprietăți fizice fluide de formare. Analiza dezvoltării rezervelor de petrol. Proiectarea unui puț orizontal lateral și a unui proces de dezvoltare a puțului folosind modelare matematică.
lucrare de termen, adăugată 03.05.2015
Tendințele în exterior optimiste și problematice în dezvoltarea câmpurilor petroliere. Încălcări ale sistemelor de dezvoltare a designului. Metode și direcții principale pentru îmbunătățirea eficienței dezvoltării câmpurilor petroliere și asigurarea unei producții stabile de petrol.
prezentare, adaugat 30.03.2010
Caracteristicile fizice și chimice ale petrolului și gazelor. Deschiderea și pregătirea câmpului minat. Caracteristici ale dezvoltării unui câmp petrolier prin metoda exploatării termice. Excavarea lucrărilor miniere. Proiectarea și selectarea instalației principale de ventilație.
teză, adăugată 06.10.2014
Structura geologică a zăcământului. Stratigrafia și litologia secțiunii sedimentare. Proprietățile fizice și chimice și compoziția petrolului, gazelor și apei. Analiza indicatorilor tehnologici ai dezvoltării zăcămintelor. Analiza stadiului actual de dezvoltare, activități în derulare.
teză, adăugată 12.11.2013
Proprietăți fizice și zăcăminte de petrol și gaze. Etape și tipuri de lucrări geologice. Forarea sondelor de petrol și gaze și exploatarea acestora. Tipuri de energie de rezervor. Moduri de dezvoltare a zăcămintelor de petrol și gaze. Colectarea pe teren și prepararea petrolului și gazelor.
rezumat, adăugat 14.07.2011
Studii geofizice și hidrodinamice ale indicatorilor tehnologici ai dezvoltării zăcămintelor de petrol AV ale zăcământului Samotlor. Modelarea hidrodinamică a etanșeității și dezvoltării rezervelor reziduale în condiția activării dezvoltării rezervorului.
articol, adăugat 28.08.2013
Informații despre zăcământul Zapadno-Kommunarskoye. Proprietățile de rezervor ale formațiunii. Proprietățile fizice și chimice ale petrolului, gazelor și apei. Calculul rezervelor de petrol și gaze. Caracteristicile sistemului de stimulare rezervor. Determinarea eficacității dezvoltării zăcămintelor de petrol.
Adnotare: Dezvoltarea zăcămintelor minerale este un sistem de măsuri organizatorice și tehnice pentru extragerea mineralelor din intestine.
Dezvoltarea zăcămintelor minerale este un sistem de măsuri organizatorice și tehnice pentru extragerea mineralelor din intestine. Dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze se realizează cu ajutorul forajelor. Uneori se folosește producția de petrol de mină (zăcământul petrolier Yarega, Republica Komi).
Sistemul de dezvoltare a zăcămintelor și zăcămintelor petroliere este înțeles ca o formă de organizare a deplasării petrolului în straturi către puțurile de producție.
Sistemul de dezvoltare a câmpului petrolier este determinat de:
- procedura de punere în dezvoltare a instalațiilor operaționale ale unui domeniu multistrat;
- grile de amplasare a puțurilor la instalații, ritmul și ordinea punerii în funcțiune a acestora;
- modalități de a regla echilibrul și utilizarea energiei de rezervor.
Este necesar să se facă distincția între sistemele de dezvoltare ale zăcămintelor multistrat și zăcămintelor individuale (depozite cu un singur strat).
Obiect de dezvoltare - una sau mai multe formațiuni productive ale câmpului, identificate prin condiții geologice și tehnice și considerente economice pentru forarea și exploatarea unui singur sistem de sonde.
Când selectați obiecte, luați în considerare:
- proprietățile geologice și fizice ale rocilor rezervor;
- proprietățile fizice și chimice ale petrolului, apei și gazelor;
- starea de fază a hidrocarburilor și regimul rezervorului;
- echipamente și tehnologie de exploatare a puțurilor.
Obiectele de dezvoltare sunt împărțite în independente și returnabile. Obiectele returnabile, spre deosebire de cele independente, se presupune că sunt dezvoltate de puțuri care exploatează în primul rând un alt obiect.
Grilă de plasare a puțurilor
Grila puțurilor - natura poziției relative a puțurilor de producție și injecție la o unitate de producție, indicând distanțele dintre ele (densitatea rețelei). Fântânile sunt dispuse după o grilă uniformă și o grilă neuniformă (în principal pe rânduri). Formele de plasă sunt pătrate, triunghiulare și poligonale. Cu o grilă triunghiulară, pe zonă sunt amplasate mai multe puțuri cu 15,5% decât cu o grilă pătrată în cazul distanțelor egale între puțuri.
Sub densitatea rețelei de puțuri, ne referim la raportul dintre suprafața purtătoare de petrol și numărul de puțuri producătoare. Cu toate acestea, acest concept este foarte complex. Densitatea rețelei este determinată ținând cont de condițiile specifice. De la sfârşitul anilor 1950, zăcămintele au fost exploatate cu o densitate a reţelei de (3060)·10 4 m 2 /puţ. La câmpul Tuymazinskoye, densitatea grilei 2010 este de 4 m 2 /pudă. la o distanță între puțuri în rânduri de 400 m, Romashkinskoye -6010 4 m 2 / puț. - 1000 m 600 m, Samotlor - 6410 4 m 2 /puţ.
Etapele dezvoltării câmpului
O etapă este o perioadă a procesului de dezvoltare, caracterizată printr-o anumită schimbare regulată a indicatorilor tehnologici și tehnici și economici. Indicatorii tehnologici, tehnici și economici ai procesului de dezvoltare a zăcământului sunt înțeleși ca producția curentă (medie anuală) și totală (cumulativă), producția curentă și totală de fluide (petrol și apă), tăierea de apă a fluidului produs (raportul dintre producția curentă de apă la producția curentă de fluid), factorul curent și cumulat apă-ulei (raportul dintre producția de apă și producția de petrol), injecția curentă și cumulată de apă, compensarea injectării prin injecție (raportul dintre volumul injectat și volumul extras în condiții de rezervor ), factorul de recuperare a petrolului, numărul de puțuri (producție, injecție), presiunea rezervorului și în fundul găurii, factorul curent de gaz, debitele medii ale puțurilor de producție și injectivitatea puțurilor de injecție; cost de productie, performanţă forță de muncă, investiții de capital, costuri de exploatare, costuri reduse etc.
Conform dinamicii producției de petrol, există patru etape în procesul de dezvoltare a zăcămintelor de tip rezervor în rezervoare granulare în regim de apă (Fig. 6.1). Graficele sunt construite în funcție de timpul adimensional, care este raportul dintre producția cumulativă de fluid și rezervele de petrol din bilanţ.
Orez. 6.1.
Prima etapă - dezvoltarea unei unități operaționale - se caracterizează prin:
Durata etapei depinde de valoarea comercială a zăcământului și este de 4-5 ani, sfârșitul etapei este luat ca punct de inflexiune bruscă a curbei ratei producției de petrol (raportul mediei anuale producția de petrol la rezervele sale de sold).
A doua etapă - menținerea unui nivel ridicat de producție de petrol - se caracterizează prin:
A treia etapă - o scădere semnificativă a producției de petrol - se caracterizează prin:
Această etapă este cea mai dificilă și complexă pentru întregul proces de dezvoltare, sarcina sa principală este de a încetini rata de scădere a producției de petrol. Durata etapei depinde de durata etapelor anterioare și este de 5 10 ani sau mai mult. De obicei, este dificil să se determine granița dintre a treia și a patra etapă prin modificarea ratei medii anuale a producției de petrol. Poate fi definit cel mai clar de punctul de inflexiune al curbei de tăiere a apei.
Împreună, prima, a doua și a treia etapă sunt numite perioada principală de dezvoltare. În perioada principală, 80-90% din rezervele recuperabile de petrol sunt preluate din zăcăminte.
A patra etapă - cea finală - se caracterizează prin:
Durata celei de-a patra etape este comparabilă cu durata întregii perioade anterioare de dezvoltare a zăcămintelor, este de 15-20 de ani sau mai mult, este determinată de limita rentabilității economice, adică debitul minim la care se exploatează puțul. inca profitabil. Limita rentabilității apare de obicei la o tăiere de apă de aproximativ 98%.
Amplasarea puțurilor de producție și injecție în câmp
Pentru a menține presiunea rezervorului și a crește factorul de recuperare a rezervorului, care variază mult în diferite domenii, se utilizează injecția de apă sau gaz sub presiune în rezervoare productive prin puțuri de injecție. Prima metodă este asociată cu injectarea sub presiune înaltă (aproximativ 20 MPa) în rezervoarele de ulei de apă care a fost supusă unei pregătiri speciale. Distingeți între contur, intra-contur și inundarea suprafață a rezervoarelor de petrol.
Sistemul de dezvoltare a unui zăcământ de petrol înseamnă succesiunea forării sale operaționale în legătură cu metodele de influențare a zăcământului.
|
Sisteme de dezvoltare |
Zona de aplicare |
|
Bazat pe amplasarea puțurilor pe o rețea uniformă |
1. La dezvoltarea depozitelor de orice tip, limitate la formațiuni eterogene prin proprietățile litologice și fizice și cu permeabilitate scăzută (în special în zonele apropiate de contur), în timpul cărora se manifestă regimul gazelor dizolvate. |
|
2. În timpul dezvoltării unor zăcăminte de tip masiv, acoperite pe întreaga zonă de apă de fund. |
|
|
Bazat pe așezarea puțurilor în rânduri de-a lungul contururilor purtătoare de petrol sau pe rânduri de puțuri de injecție. |
În principal pentru depozitele de tip rezervor și mai rar litologice sau stratigrafice, dacă în timpul dezvoltării se poate păstra modul natural de presiune sau este afectat rezervorul. |
Sisteme de dezvoltare bazate pe amplasarea puțurilor pe o rețea uniformă
Grilele sunt împărțite în triunghiulare și pătrate. Cu o grilă triunghiulară, zona se drenează mai complet (91% din suprafață) decât cu o grilă pătrată (79%), dar numărul puțurilor pe unitatea de suprafață crește cu 15,4% față de una pătrată. Distanța dintre puțuri pe o rețea triunghiulară este determinată de formulă
unde l este distanța dintre puțuri în metri;
S este aria per sondă, în m2.
După rata de punere în funcțiune a puțurilor, se disting continuuși încet sisteme de dezvoltare. Cu un sistem continuu, toate puțurile sunt puse în funcțiune într-un timp scurt - într-un an. Pentru o perioadă mai lungă, sistemul este considerat lent.
După ordinea punerii în funcțiune a puțurilor, sistemele se disting:
îngroșare, când întreaga zonă este mai întâi acoperită cu o rețea rară de puțuri, iar apoi, în intervalele dintre primele puțuri, se forează puțuri din a doua etapă;
târâtoare, când primele puțuri sunt amplasate pe același rând, iar cele ulterioare sunt așezate într-o anumită direcție, orientate în raport cu elementele structurale ale rezervorului. Există următoarele sisteme de crawling:
a) târâșul în jos, atunci când rândurile sau grupurile de puțuri sunt construite succesiv în direcția de scufundare a formațiunii;
b) târârii în sus, când se formează succesiv rânduri sau grupuri de puţuri pe direcţia de ridicare a formaţiunii;
c) târâș de-a lungul loviturii, când primul grup de puțuri este suprapus peste lovitura rezervorului, iar grupurile ulterioare sunt așezate în direcția loviturii rezervorului.
Sisteme de dezvoltare bazate pe rânduri
În funcție de secvența de forare a zăcământului, se disting următoarele sisteme:
târâtoare, când dimensiunea mare a suprafeței productive nu permite punerea în dezvoltare activă a tuturor părților zăcământului. La început, nu se forează mai mult de trei rânduri de puțuri, situate paralel cu un rând de puțuri de injecție (contur purtător de apă). În același timp, o parte semnificativă a formațiunii rămâne neforată în prima perioadă. Al patrulea rând de puțuri este forat atunci când primul este inundat, al cincilea - când al doilea etc.
simultan, când forarea în rânduri se efectuează la dezvoltarea depozitelor mici și înguste, pe care este suficient să plasați trei sau patru rânduri de puțuri în raport cu axa pliului.
În funcție de metoda de amplasare a puțurilor de injecție, sistemele se disting:
cu inundare a marginilor;
cu inundare în buclă;
cu injecție de gaz în capacul de gaz (puțurile de injecție sunt situate în capac);
cu injectarea de gaz (de înaltă presiune sau gaz lichefiat) în partea petrolieră a zăcămintei.
