تطوير النفط و حقول الغاز- مجال العلوم يتطور بشكل مكثف. وسيرتبط تطويرها الإضافي باستخدام التقنيات الجديدة لاستخراج النفط من باطن الأرض، والأساليب الجديدة للتعرف على طبيعة العمليات في الموقع، واستخدام الأساليب المتقدمة لتخطيط استكشاف الحقول وتطويرها، واستخدام أنظمة التحكم الآلية بالنسبة لعمليات استخراج المعادن من باطن الأرض، تم تطوير طرق المحاسبة التفصيلية لبنية الطبقات والعمليات الطبيعية التي تحدث فيها بناءً على نماذج حتمية يتم تنفيذها على أجهزة كمبيوتر قوية.
تطوير حقول النفطهو مجال معقد ومستقل من مجالات العلوم والهندسة، وله أقسام خاصة به تتعلق بدراسة أنظمة وتقنيات التطوير الميداني وتخطيط وتنفيذ المبدأ الأساسي للتطوير وتصميم وتنظيم التطوير الميداني.
علم تطوير حقول النفط هو تنفيذ عملية استخلاص المواد الهيدروكربونية والمعادن المرافقة الموجودة فيها بشكل علمي من باطن الأرض. والفرق الأساسي بين تطوير حقول النفط والعلوم الأخرى هو أن مهندس المكامن لا يملك إمكانية الوصول المباشر إلى مكامن النفط. جميع المعلومات تأتي من خلال الآبار المحفورة.
حقول النفط والغاز هي تراكمات من الهيدروكربونات في القشرة الأرضية، محصورة في واحد أو أكثر من الهياكل الجيولوجية المحلية. عادة ما تتكون الرواسب الهيدروكربونية الموجودة في الحقول في طبقات أو كتل من الصخور المسامية والنفاذة التي لها توزيعات مختلفة تحت الأرض وخصائص جيولوجية مختلفة. الخصائص الفيزيائية.
يتعرض النفط الموجود في التكوينات المسامية للضغط الهيدروستاتيكي والضغط من المياه الكنتورية. تتعرض الطبقات لضغط الصخور - وزن الصخور المغطاة. قد يقع غطاء الغاز فوق خزان النفط، مما يضغط على الخزان. داخل الخزان، تعمل القوى المرنة من النفط والغاز والماء وتكوين الصخور.
تتميز طبقات النفط والماء والغاز والطبقات المشبعة بكثافات مختلفة وتتوزع في الرواسب وفقًا لمظهر قوى الجاذبية. السوائل غير القابلة للامتزاج - الزيت والماء، التي تتلامس في المسام الصغيرة والشعيرات الدموية، تخضع لعمل القوى الجزيئية السطحية، وتتلامس مع الصخور الصلبة - ترطيب التوتر. وعندما يبدأ استغلال التكوين، يختل التوازن الطبيعي لهذه القوى بسبب انخفاض الضغط في الخزان ويبدأ تجلياتها الأكثر تعقيدا، ونتيجة لذلك تبدأ حركة الموائع في التكوين. اعتمادا على القوى التي تسبب هذه الحركة، يتم تمييز أوضاع التشغيل المختلفة لخزانات النفط.
1. 2. طرق تشغيل الرواسب النفطية
إن وضع تشغيل الرواسب هو مظهر من مظاهر النوع السائد من طاقة المكمن أثناء عملية التطوير.
هناك خمس طرق لتشغيل رواسب النفط: مرنة؛ مضخة مياه الغاز المذاب ضغط الغاز؛ الجاذبية. مختلط. وهذا التقسيم إلى أنظمة "في شكل نقي" هو أمر تعسفي للغاية. في التطوير الميداني الحقيقي، يتم ملاحظة الأوضاع المختلطة بشكل أساسي.
الوضع المرن أو المرن المغلق
في هذا الوضع، يتم إزاحة الزيت من الوسط المسامي بسبب التمدد المرن للسوائل (الزيت والماء)، بالإضافة إلى انخفاض (ضغط) حجم المسام مع انخفاض ضغط الخزان. الحجم الكلي للسائل. يتم تحديد المأخوذ من التكوين بسبب هذه القوى من خلال القدرة المرنة للصخور وتشبع هذا الحجم بالسائل وحجم الانخفاض في ضغط التكوين
Ql = (Rpl.start – Rtek) Vp 
*
*= م 
ن + 
أين
* - القدرة المرنة
ن - السعة المرنة للصخر
ز - القدرة المرنة للسائل
م- المسامية
Rpl start وP tek – ضغط الخزان الأولي والحالي
الشرط الرئيسي للنظام المرن هو أن يتجاوز ضغط الخزان والبئر ضغط التشبع، ثم يكون الزيت في حالة أحادية الطور.
إذا كان الإيداع محدودًا من الناحية الحجرية أو التكتونية ومختومًا، فسيظهر نظام مرن مغلق.
في حجم الخزان بأكمله، يشكل الاحتياطي المرن للنفط عادةً جزءًا صغيرًا (حوالي 5-10٪) مقارنة بالاحتياطي الإجمالي، ولكنه يمكن أن يعبر عن كمية كبيرة إلى حد ما من النفط بوحدات الكتلة.
ويتميز هذا النظام بانخفاض كبير في ضغط المكمن خلال الفترة الأولية لسحب النفط وانخفاض في معدلات تدفق النفط
ضغط الماء المرن أو وضع ضغط الماء
إذا كانت المنطقة الطرفية لخزان النفط تتمتع بإمكانية الوصول إلى السطح النهاري أو كانت منطقة طبقة المياه الجوفية واسعة النطاق والخزان الموجود فيها شديد النفاذية. عندها سيكون نظام هذا التكوين هو ضغط الماء المرن الطبيعي. يتم إزاحة النفط من الخزان عن طريق ضغط الماء المحيطي أو السفلي. عند حدوث التوازن (التوازن) بين سحب السائل من الخزان ودخول المياه الهامشية أو السفلية إلى الخزان، يظهر نظام ضغط الماء، والذي يسمى أيضًا ضغط الماء العسر نظرًا لتساوي كميات المياه المختارة السائل (النفط والماء) والمياه التي تغزو الخزان.
يتميز النظام بانخفاض طفيف في Rpl وانخفاض مستمر في الكفاف الحامل للنفط.
نظام ضغط الماء الاصطناعي
في المرحلة الحالية من تطور صناعة النفط، فإن تطوير رواسب النفط من خلال الغمر بالمياه، أي باستخدام حقن المياه، له أهمية كبيرة. في وضع ضغط المياه الاصطناعي، المصدر الرئيسي لطاقة الخزان هو طاقة المياه التي يتم ضخها في الخزان. في هذه الحالة يجب أن يكون استخلاص السائل من التكوين مساويا لحجم الماء المحقون، ثم يتم إنشاء نظام ضغط الماء الصلب الذي يتميز بمعامل التعويض عن الاستخلاص بالحقن.
كمب = 
إن التعويض عن الاسترداد عن طريق الحقن هو نسبة حجم الماء المحقون في التكوين إلى حجم السائل المسحوب من التكوين تحت ظروف المكمن.
إذا كانت Kcomp > أو = 1، فسيتم إنشاء نظام ضغط ماء جامد في الرواسب.
Kcomp< 1. то упругий водонапорный режим.
يمكن أن يكون التعويض عن الاستخراج عن طريق الحقن حاليًا (في وقت معين) أو متراكمًا (منذ بداية التطوير).
وضع الغاز المذاب
مع انخفاض إنتاجية المكمن وتدهور الاتصال بمنطقة ضغط الماء، ينخفض ضغط المكمن في النهاية إلى ضغط التشبع وما دونه. ونتيجة لذلك، يبدأ الغاز في الانطلاق من النفط، والذي يتمدد مع انخفاض الضغط ويزيح النفط من المكمن، أي. يحدث تدفق النفط بسبب طاقة التوسع للغاز المذاب في النفط. تتوسع فقاعات هذا الغاز وتعزز النفط وتتحرك على طول التكوين إلى قاع الآبار.
في معظم الحالات، يطفو الغاز المنطلق من النفط إلى الأعلى تحت تأثير الجاذبية، مشكلًا غطاءًا غازيًا (ثانويًا) ويتطور نظام الغطاء الغازي.
إن تأثير عملية إزاحة النفط بسبب طاقة الغاز غير مهم، لأن يتم استنفاد احتياطيات الطاقة من الغاز في وقت أبكر بكثير من إمكانية سحب النفط.
يرافق تطوير الودائع في هذا الوضع ما يلي:
انخفاض سريع في الخزان P وانخفاض معدلات تدفق الآبار؛
يبقى محيط الحاملة للنفط دون تغيير.
وضع ضغط الغاز
يتجلى في رواسب النفط بغطاء غاز كبير. يشير غطاء الغاز إلى تراكم الغاز الحر فوق رواسب النفط.
يتدفق النفط إلى القاع بشكل رئيسي بسبب طاقة تمدد الغاز في غطاء الغاز عند Ppl أقل من تشبع P. ويصاحب تطور الرواسب حركة التلامس بين الغاز والنفط واختراق الغاز في الآبار وزيادة عامل الغاز. تختلف كفاءة استخراج النفط من المكمن بشكل كبير اعتمادًا على خصائص المكمن، وميل المكمن، ولزوجة الزيت، وما إلى ذلك. لا يمكن تطبيق نظام صارم لضغط الغاز إلا من خلال الحقن المستمر لكمية كافية من الغاز في غطاء الغاز.
وضع الجاذبية
يتطور نظام الجاذبية مع الاستنفاد الكامل لجميع أنواع الطاقة. ويهبط النفط من المكمن إلى قاع البئر تحت تأثير الجاذبية (الجاذبية)، وبعد ذلك يتم استخراجه.
تتميز الأنواع التالية:
1) نظام الجاذبية مع كفاف متحرك حامل للنفط (جاذبية الضغط)، حيث يتحرك النفط، تحت تأثير وزنه، أسفل منحدر تكوين شديد الانحدار ويملأ أجزائه السفلية؛ معدلات تدفق الآبار صغيرة وثابتة.
2) نظام الجاذبية مع كفاف ثابت حامل للنفط (مع سطح حر)، حيث يكون مستوى الزيت تحت سقف التكوين الأفقي. تكون معدلات تدفق الآبار أقل من تلك الموجودة في وضع الجاذبية والضغط وتتناقص ببطء مع مرور الوقت.
نادراً ما يكون وضع الجاذبية ووضع الغاز المذاب هو القوة الدافعة الرئيسية، ومع ذلك، فإنه يمكن أن يزيد من استخلاص الزيت بما يصل إلى 0.2، وذلك بمصاحبة عملية استخراج النفط.
أوضاع مختلطة
في الختام، تجدر الإشارة إلى أن خزان النفط نادراً ما يعمل في أي وضع خلال فترة التشغيل بأكملها.
النظام الذي يكون فيه المظهر المتزامن لطاقات الغاز المذاب ومرونة وضغط الماء ممكنًا، يسمى الغاز مختلطًا. تساهم الظروف الطبيعية للودائع فقط في تطوير وضع تشغيل معين. يمكن إنشاء نظام معين أو الحفاظ عليه أو استبداله بأنظمة أخرى عن طريق تغيير معدل الاختيار والسحب الكلي للسائل، وإدخال طاقة إضافية إلى الخزان، وما إلى ذلك.
تم تأليف كتاب "أساسيات تطوير حقول النفط والغاز"، الذي تمت طباعته عشرين طبعة، على أساس دورات المحاضرات التي ألقاها المؤلف في مركز تدريبشل انترناشيونال بتروليوم ماتشابيج بي.في. (سيبم).
يغطي المنشور مجموعة واسعة من القضايا المتعلقة بتطوير حقول النفط والغاز. ميزة مميزةالكتاب هو توجهه العملي. يتم تقديم الأسس المادية للتطوير الميداني بطريقة بسيطة وسهلة المتابعة تطبيق عملي الأساليب الرياضية. بجانب المواد النظريةيحتوي كل فصل تقريبًا على مهام لتطوير المهارات العملية للمتخصصين في صناعة النفط والغاز. بالنسبة للمتخصصين، ستكون الإضافة القيمة هي الطريقة المقدمة في الكتاب لإعادة حساب المعاملات الرقمية في الصيغ عند الانتقال من نظام وحدات القياس إلى أنظمة أخرى.
يوصى به لمجموعة واسعة من المتخصصين في صناعة النفط والغاز والمعلمين وطلاب الجامعات.
تطوير حقول الغاز في ظل نظام الغاز.
تمت مناقشة تطوير حقول الغاز في ظل ظروف الغاز في بداية الكتاب بسبب البساطة النسبية للموضوع. وفيما يلي سنبين كيفية تحديد عامل استخلاص الغاز وحساب مدة فترة التطوير.
تفسر بساطة الموضوع بحقيقة أن الغاز هو أحد المواد القليلة التي يمكن وصف حالتها، التي تحددها الضغط والحجم ودرجة الحرارة (PVT)، بعلاقة بسيطة تتضمن هذه المعلمات الثلاثة. مادة أخرى من هذا القبيل هي البخار المشبع. ولكن، على سبيل المثال، بالنسبة للنفط الذي يحتوي على غاز مذاب، لا يوجد مثل هذا الاعتماد. وكما هو موضح في الفصل 2، يجب الحصول على معلمات PVT التي تحدد حالة هذه المخاليط تجريبيًا.
محتوى
مقدمة
شكر وتقدير في ذكرى تسمية لورانس ب. دايك
1. بعض المفاهيم الأساسية التي يقوم عليها تطوير النفط والغاز
1.1. مقدمة
1.2. حساب الاحتياطيات الهيدروكربونية الأولية
1.3. التغير في ضغط الخزان حسب العمق
1.4. استخلاص النفط: عامل استخلاص النفط
1.5. تطوير حقول الغاز في ظل ظروف الغاز
1.6. تطبيق معادلة حالة الغاز الحقيقي
1.7. ميزان المواد لخزان الغاز: عامل استخلاص الغاز
1.8. حالات الطور للهيدروكربونات. المراجع
2. تحليل خواص PVT لسوائل التكوين
2.1. مقدمة
2.2. تعريف المعلمات الأساسية
2.3. أخذ عينات من سوائل الخزان
2.4. الحصول على بيانات PVT الأساسية في المختبر وتحويلها للاستخدام الميداني
2.5. طريقة أخرى للتعبير عن النتائج البحوث المختبريةالجندي
2.6. مجموعة كاملة من مراجع دراسات PVT
3. تطبيق أسلوب التوازن المادي في تطوير الحقول النفطية
3.1. مقدمة
3.2. معادلة التوازن المادي لرواسب النفط والغاز بشكل عام
3.3. معادلة توازن المواد الخطية
3.4. أوضاع تشغيل الودائع
3.5. النظام المرن يتحول إلى نظام الغاز المذاب
3.6. وضع ضغط الغاز
3.7. نظام ضغط الماء الطبيعي
3.8. المراجع نظام البلاستيك المرن
4. قانون دارسي وتطبيقه
4.1. مقدمة
4.2. قانون دارسي. الطاقة المحتملة للسوائل
4.3. تعيين الشخصيات
4.4. الوحدات. الانتقال من نظام وحدات إلى آخر
4.5. الطاقة المحتملة للغاز الحقيقي
4.6. انخفاض الضغط
4.7. الترشيح الشعاعي للحالة المستقرة. تكثيف تدفق النفط إلى البئر
4.8. تدفق على مرحلتين. المرحلة والنفاذية النسبية
4.9. طرق الاستخلاص المعزز للنفط. المراجع
5. المعادلة التفاضلية الأساسية للترشيح الشعاعي
5.1. مقدمة
5.2. الإخراج الرئيسي المعادلة التفاضليةالترشيح الشعاعي
5.3. الشروط الأولية والحدية
5.4. خطية المعادلة التفاضلية الرئيسية للترشيح الشعاعي للسوائل ذات الانضغاطية المنخفضة والثابتة
فهرس
6. معادلات التدفقات شبه الثابتة والثابتة إلى البئر
6.1. مقدمة
6.2. الحل لتدفق شبه ثابت
6.3. حل التدفق الثابت
6.4. مثال على استخدام معادلات التدفق الداخل شبه المستقر والحالة المستقرة
6.5. الشكل المعمم لمعادلة التدفق الداخل شبه الثابت
فهرس
7. حل معادلة التوصيل الكهرضغطي بمعدل تدفق ثابت واستخدامها في دراسة آبار النفط
7.1. مقدمة
7.2. الحل للتدفق المستمر
7.3. الحل بمعدل تدفق ثابت لظروف الترشيح غير المستقر وشبه المستقر
7.4. المعلمات بلا أبعاد209
7.5. مبدأ التراكب. النظرية العامة لاختبار الآبار
7.6. تحليل نتائج اختبار الآبار بطريقة استعادة الضغط التي اقترحها ماثيوز وبرونز وهيزبراك
7.7. تحليل عملي لنتائج اختبارات الآبار باستخدام طريقة استرجاع الضغط_
7.8. الدراسة باستخدام أسلوب التغيرات المتعددة في وضع تشغيل البئر
7.9. تأثير عيوب البئر على درجة وطبيعة الاختراق
7.10. بعض الجوانب العملية لاختبار الآبار
7.11. محاسبة التدفق إلى البئر بعد إغلاقه. المراجع
8. تدفق الغاز الحقيقي. استكشاف آبار الغاز
8.1. مقدمة
8.2. الخطية وحل المعادلة التفاضلية الأساسية للترشيح الشعاعي للغاز الحقيقي
8.3. طريقة راسل وجودريتش وآخرون.
8.4. طريقة الحسيني والريمي وكروفورد
8.5. مقارنة بين طريقة الضغط المربع وطريقة الضغط الزائف
8.6. انحراف التدفق عن قانون دارسي
8.7. تحديد المعامل f مع مراعاة الانحراف عن قانون دارسي
8.8. الحل بمعدل تدفق ثابت لحالة ترشيح الغاز الحقيقي
8.9. النظرية العامة لاستكشاف آبار الغاز
8.10. دراسة آبار الغاز باستخدام طريقة تغير الأوضاع المتعددة
8.11. دراسة آبار الغاز باستخدام طريقة استخلاص الضغط
8.12. تحليل نتائج دراسة باستخدام طريقة استخلاص الضغط في رواسب النفط العاملة في وضع الغاز المذاب
8.13. مراجعة قصيرةطرق تحليل النتائج
اختبار جيد
فهرس
9. تدفق المياه إلى الخزان
9.1. مقدمة
9.2. نظرية التدفق غير المستقر لـ هيرست وفان إيفردينجن
9.3. تطبيق نظرية طبقات المياه الجوفية لهيرست وفان إيفردينجن لإعادة بناء تاريخ التنمية
9.4. نظرية فيتكوفيتش التقريبية لتدفق المياه إلى الخزان في حالة منطقة طبقة المياه الجوفية المحدودة
9.5. التنبؤ بحجم التدفق_
9.6. تطبيق طرق حساب تدفق المياه إلى المعالجات البخارية والحرارية الدورية
فهرس
10. النزوح غير القابل للامتزاج
10.1. مقدمة
10.2. الافتراضات المادية وعواقبها
10.3. معادلة لحساب جزء السائل في التدفق
10.4. نظرية باكلي-ليفريت للإزاحة أحادية البعد
10.5. حساب إنتاج النفط
10.6. النزوح في ظل ظروف الفصل الجاذبية
10.7. مع الأخذ في الاعتبار تأثير المنطقة الانتقالية ذات الارتفاع المحدود في حسابات الإزاحة
10.8. النزوح من التكوينات غير المتجانسة الطبقات
10.9. النزوح في غياب تام للتوازن الرأسي
10.10. النمذجة العددية للإزاحة غير القابلة للامتزاج أثناء ترشيح السوائل غير القابلة للضغط
فهرس
تمارين
1.1. الانحدار الضغط الهيدروليكيالغاز في الودائع
1.2. التوازن المادي لخزان الغاز
2.1. تم تقليل الحجم المحدد إلى ظروف الخزان
2.2. تحويل بيانات التفريغ التفاضلي إلى معلمات PVT الميدانية Bo وRs وBg
3.1. الوضع المرن (الزيت غير المشبع)
3.2. وضع الغاز المذاب (الضغط أقل من ضغط التشبع)
3.3. يبدأ حقن الماء بعد انخفاض ضغط الخزان عن ضغط التشبع
3.4. وضع ضغط الغاز
4.1. الانتقال من نظام وحدات إلى آخر
6.1. حساب التغيرات في نفاذية المنطقة القريبة من البئر
7.1. التقريب اللوغاريتمي للدالة Ei(x)
7.2. اختبار جيد باستخدام طريقة تغيير الوضع الواحد
7.3. معلمات بلا أبعاد
7.4. الانتقال من الترشيح غير المستقر إلى الترشيح شبه الثابت
7.5. الحصول على تبعيات للضغط بلا أبعاد
7.6. تحليل نتائج البحث باستخدام طريقة استعادة الضغط. طبقة لا نهاية لها
7.7. تحليل نتائج البحث باستخدام طريقة استعادة الضغط. حجم الصرف محدود
7.8. تحليل نتائج البحث باستخدام أسلوب التغيرات المتعددة في وضع تشغيل البئر
7.9. طرق تحليل التدفق الإضافي إلى البئر بعد إغلاقه
8.1. تحليل نتائج دراسة بئر غازي باستخدام طريقة تغيرات الأوضاع المتعددة مع افتراض وجود ظروف ترشيح شبه ثابتة
8.2. تحليل نتائج دراسة بئر غازي باستخدام طريقة تغيرات الأوضاع المتعددة مع افتراض وجود ظروف ترشيح غير مستقرة
8.3. تحليل نتائج البحث باستخدام طريقة استعادة الضغط
9.1. تطبيق الحل عند الضغط المستمر
9.2. تركيب نموذج لطبقة المياه الجوفية الحدودية باستخدام نظرية التدفق غير المستقر لـ هيرست وفان إيفردينجن
9.3. حساب تدفق المياه إلى الخزان باستخدام طريقة فيتكوفيتش
10.1. حساب حصة المياه في التدفق
10.2. التنبؤ بالإنتاج أثناء الفيضانات المائية
10.3. النزوح في ظل ظروف الفصل الجاذبية
10.4. بناء منحنيات متوسط نفاذية الطور النسبي للتكوين غير المتجانس ذو الطبقات (ظروف الفصل الجاذبية)
دليل الموضوع.
تحت تطوير حقول الغازيشير إلى التحكم في عملية حركة الغاز من المكمن إلى آبار الإنتاج باستخدام نظام معين لوضع عدد محدد من الآبار في منطقة ما، وترتيب ووتيرة تشغيلها، والحفاظ على وضع التشغيل المقصود، وتنظيم التوازن من طاقة الخزان.
المتطلبات الأساسية لنظام التطوير- ضمان الحد الأدنى من تكاليف إنتاج كميات معينة من الغاز بدرجة معينة من الموثوقية والامتثال لمعايير حماية باطن الأرض. يتم تحقيق هذه الشروط في مرحلة تصميم نظام التطوير الاختيار الأمثلومراعاة كافة عناصرها وأهمها:
وضع تطوير الودائع.
مخطط وضع البئر؛
وضع التشغيل التكنولوجي للآبار وتصميمها؛
مخطط جمع الغاز وإعداده.
ملامح تطوير حقول الغازهو أن تطوير الحقول يبدأ فعلياً قبل وضع مشروع التطوير (وهذا يرجع إلى عدم إمكانية الحصول على عدد من خصائص الحقل في مرحلة الاستكشاف، وكذلك لأسباب اقتصادية – ارتفاع تكلفة التنقيب حقول الغاز).
ويتم تطوير حقول الغاز على مرحلتين:
في المرحلة الأولى، يتم تنفيذ الاستغلال الصناعي التجريبي للرواسب؛
وفي المرحلة الثانية، يتم تنفيذ التنمية الصناعية وفقًا لمشروع تم إعداده على أساس بيانات كاملة وموثوقة إلى حد ما من التنمية الصناعية التجريبية.
الطريقة الرئيسية لإنتاج الغاز ومكثفات الغاز هي التدفق، حيث أن الغاز الموجود في التكوين الإنتاجي لديه طاقة عالية بما يكفي لضمان حركته عبر القنوات الشعرية للتكوين إلى قيعان آبار الغاز.
المعدات الموجودة عند فوهة وأسفل آبار الغاز، وكذلك تصميم بئر الغاز، تشبه تقريبًا آبار النفط.
عند إنتاج الغاز، فإن الشيء الرئيسي هو حماية أنابيب الغلاف والمعدات من التأثيرات العدوانية لكبريتيد الهيدروجين وثاني أكسيد الكربون، والتي تساهم في تطوير تآكل الأنابيب والمعدات. الأكثر استخدامًا في ممارسة تشغيل آبار الغاز هي المثبطات، أي المواد، عند إدخالها في بيئة مسببة للتآكل، ينخفض معدل التآكل بشكل كبير أو يتوقف التآكل تمامًا.
عملية ركوب الدراجات- طريقة التطوير حقول مكثفات الغازمع الحفاظ على ضغط المكمن عن طريق إعادة حقن الغاز في الأفق الإنتاجي. وفي هذه الحالة يتم استخدام الغاز المنتج في هذا الحقل (وإذا لزم الأمر من حقول أخرى) بعد استخلاص الهيدروكربونات عالية الغليان (C5+B) منه. يؤدي الحفاظ على ضغط المكمن إلى منع إطلاق الهيدروكربونات عالية الغليان من غاز المكمن نتيجة التكثيف التراجعي (انظر الظواهر التراجعية) في الأفق الإنتاجي، مما يؤدي إلى تكوين مكثفات الغاز (والتي تكون مفقودة عمليًا).
يتم استخدام عملية التدوير عندما يكون من الممكن الحفاظ على احتياطيات الغاز في حقل معين لفترة زمنية معينة. اعتمادا على نسبة أحجام الغازات المحقونة والمنتجة، يتم تمييز عملية التدوير الكاملة والجزئية. في الحالة الأولى، يتم ضخ كل الغاز المنتج في الحقل إلى المكمن بعد استخلاص الهيدروكربونات C5+B منه. ونتيجة لذلك، فإن أحجام إنتاج الغاز المخفضة لظروف المكمن تتجاوز أحجام حقنه في المكمن (في ظل ظروف مماثلة)، ولا يمكن الحفاظ على ضغط المكمن الأولي وينخفض بنسبة 3-7٪. لذلك، إذا كان الضغط عند بداية تكثيف خليط المكمن يساوي تقريباً ضغط المكمن الأولي في المكمن، فإن التكثيف الجزئي للهيدروكربونات عالية الغليان يحدث في المكمن الإنتاجي. يصل المعامل المتوقع لاسترداد المكثفات من التكوين مع عملية التدوير الكاملة إلى 70-80% (انظر أيضًا استرداد المكثفات). للحفاظ على ضغط الخزان عند مبتدأويتم تعويض الانخفاض في حجم الغاز المحقون عن طريق جذب الغاز من الحقول الأخرى. في عملية التدوير الجزئي، يتم حقن جزء من الغاز الناتج في التكوين (بعد استخلاص الهيدروكربونات عالية الغليان منه). تبلغ نسبة الأحجام (المخفضة إلى ظروف المكمن) للغازات المحقونة والمسحوبة 60-85%. في هذه الحالة، يمكن أن يصل انخفاض ضغط المكمن إلى 40% من الضغط الأولي، لكن معظم الهيدروكربونات عالية الغليان تبقى في غاز المكمن. إن عامل استرداد المكثفات المتوقع لعملية التدوير الجزئي هو 60-70%.
ويمكن تنفيذ عمليات إعادة التدوير الكاملة والجزئية مباشرة بعد تشغيل الحقل، وكذلك في حالة تطويره لبعض الوقت في وضع النضوب. ومع ذلك، كلما بدأ تنفيذ عملية التدوير في وقت لاحق، انخفض معامل استرداد مكثفات التكوين. يتم تحديد جدوى استخدام عملية التدوير من خلال الكفاءة الاقتصادية التي يتم تحقيقها من خلال إنتاج المكثفات الإضافية (مقارنة بتطوير الحقل في وضع الاستنفاد). وكقاعدة عامة، تتم عملية التدوير في الحقول ذات المحتوى الأولي من المكثفات في غاز المكمن أعلى من 200 جم/م3. يتم تحديد فعالية عملية التدوير أيضًا من خلال درجة التغير الرأسي في نفاذية الأفق الإنتاجي. للحقول مع درجة عاليةعدم تجانس الخزان، قد تكون عملية التدوير غير فعالة حتى مع محتوى رائعالمكثفات في الغاز.
يوصى باستخدام عملية التدوير الكاملة في الحقول التي تحتوي مخاليط تكوينها على تساوي درجة الحرارة لفقد مكثفات التكوين الحاد (تم إنشاؤها بناءً على نتائج دراسات عملية التكثيف التفاضلي). في هذه الحالة، حتى الانخفاض الطفيف (10-15٪) في ضغط الخزان يؤدي إلى خسائر كبيرة في المكثفات في الخزان (تصل إلى 50٪ من الاحتياطيات الأولية). يتم تنفيذ عملية التدوير الجزئي في الحقول التي تحتوي مخاليط تكوينها على منحنيات مسطحة لفقد المكثفات؛ ثم، عندما ينخفض ضغط المكمن بنسبة 30-40% عن الضغط الأولي، يتم إطلاق ما يصل إلى 20% من المكثفات من غاز المكمن (من احتياطياته الأولية)، ويتم استخراج المكثفات المتبقية في غاز المكمن مع الغاز إلى السطح. يمكن استخلاص المكثفات التي سقطت في وقت سابق في الأفق الإنتاجي جزئيًا من التكوين بسبب تبخرها عندما تمر فوقها أجزاء جديدة من الغاز المحقون في التكوين. اختيار نوع مختلف من عملية إعادة التدوير، بما في ذلك. ويتم تنفيذ نسبة أحجام الغازات المحقونة والمسحوبة نتيجة للحسابات الفنية والاقتصادية، والتي تأخذ في الاعتبار أيضًا خصائص الحقل واحتياجات المنطقة المحددة من الغاز الطبيعي والمكثفات. عند تنفيذ عملية التدوير، لزيادة معدل تغطية التكوين بالغاز المحقون، يتم وضع آبار الإنتاج والحقن، كقاعدة عامة، على شكل بطاريات حلقية تقع على أكبر مسافة ممكنة من بعضها البعض. لأن غالبًا ما يتجاوز حقن آبار الحقن إنتاجية آبار الإنتاج، ويبلغ عدد آبار الحقن في الحقل 1.5-3 مرات عدد أقلالتشغيل.
مراحل تطور الودائع
عند تطوير مخزون النفط هناك أربع مراحل:
ط - زيادة إنتاج النفط.
II- استقرار إنتاج النفط.
ثالثا - انخفاض إنتاج النفط.
رابعا – المرحلة المتأخرة من استغلال الودائع .
على المرحلة الأولىيتم ضمان الزيادة في أحجام إنتاج النفط بشكل أساسي من خلال إدخال آبار إنتاج جديدة في ظروف الضغط العالي للمكامن. وطريقة إنتاج النفط خلال هذه الفترة هي التدفق، ولا يوجد قطع للمياه. مدة المرحلة الأولى حوالي 4-6 سنوات.
المرحلة الثانية- استقرار إنتاج النفط - يبدأ بعد حفر مخزون البئر الرئيسي. خلال هذه الفترة، يزداد إنتاج النفط قليلاً أولاً ثم يبدأ في الانخفاض ببطء. يتم تحقيق زيادة في إنتاج النفط:
1) سماكة نمط البئر؛ 2) زيادة حقن الماء أو الغاز في التكوين للحفاظ على ضغط الخزان؛ 3) القيام بأعمال للتأثير على مناطق قاع الآبار وزيادة نفاذية التكوين وما إلى ذلك.
يمكن أن تصل نسبة قطع المياه في المنتجات إلى 50%. مدة المرحلة الثانية حوالي 5-7 سنوات.
المرحلة الثالثة- انخفاض إنتاج النفط - يتميز بانخفاض إنتاج النفط، وزيادة في انقطاع المياه في إنتاج الآبار، وانخفاض كبير في ضغط الخزان. خلال هذه الفترة، تعمل جميع الآبار باستخدام طرق الاستخراج الآلية. تنتهي هذه المرحلة عند الوصول إلى نسبة قطع المياه 80 – 90%.
المرحلة الرابعة- المرحلة المتأخرة من استغلال المكمن - تتميز بكميات منخفضة نسبياً من سحب النفط وعمليات سحب كبيرة للمياه. تصل نسبة قطع الماء في المنتج إلى 90-95% أو أكثر. هذه الفترة هي الأطول وتستمر من 15 إلى 20 سنة.
المدة الإجمالية لتطوير أي حقل نفط هي 40-50 سنة من البداية وحتى الربحية النهائية.
ويبين الشكل 43 مراحل تطور الحقول النفطية.
الشكل 43 مراحل تطوير حقول النفط.
أكبر حقول النفط في منطقتنا - جمهورية الأدمرت (تشوتيرسكو-كينجوبسكوي، ميشكينسكوي، إلنيكوفسكوي) و منطقة بيرم- Kokuyskoye وBatyrbayskoye وPavlovskoye وBaklanovskoye وOsinskoye وUnvinskoye وSibirskoye في المرحلة الثالثة أو الرابعة من التطوير.
عند تطوير حقول الغاز ومكثفات الغاز، يتم التمييز بين المراحل التالية:
ط - زيادة إنتاج الغاز.
II- إنتاج الغاز المستمر.
ثالثا – انخفاض إنتاج الغاز .
من أجل تجنب الحفاظ على أهمية كبيرة الموارد الماديةيبدأ تطوير حقول الغاز أثناء الحفر والتطوير. ومع تشغيل الآبار الجديدة ونقاط التجميع ومحطات الضغط وخطوط أنابيب الغاز، يزداد الإنتاج من الحقل. ولذلك تسمى المرحلة التي تتزامن مع الحفر وتطوير الحقل مرحلة زيادة الإنتاج.
بعد تشغيل كافة القدرات الإنتاجية للغاز والتي تحددها الجدوى الفنية والإقتصادية، مرحلة الإنتاج المستمر. ويتم سحب أكثر من 60% من احتياطيات الغاز من الحقول الكبيرة خلال هذه الفترة.
ومع استنفاد احتياطيات الغاز وطاقة المكامن، تنخفض معدلات تدفق الآبار، ويتم إيقاف تشغيل الآبار المغمورة بالمياه، وينخفض إنتاج الغاز من الحقل. وتسمى هذه المرحلة من التطور مرحلة تراجع الإنتاج. ويستمر حتى ينخفض استخراج الغاز إلى ما دون المستوى المربح.
مثل هذه المراحل لإنتاج الغاز هي نموذجية للحقول الكبيرة، فعند تطوير الحقول ذات الاحتياطيات المتوسطة غالباً ما تغيب مرحلة إنتاج الغاز الثابت، وعند تطوير حقول الغاز ومكثفات الغاز ذات الاحتياطيات الضئيلة، لا توجد مراحل إنتاج غاز ثابت ومتزايد .
أما حقول الغاز العملاقة في بلادنا (أورينجويسكوي، ميدفيزي، يامبورغسكوي)، فقد دخلت مرحلة تراجع الإنتاج.
تصميم التطوير وعملية التطوير تعتمد على المرحلة. وثائق التصميم التكنولوجي هي كما يلي:
1. مشروع التشغيل التجريبي للرواسب والآبار.
2. المخططات التكنولوجية للتنمية الصناعية الرائدة (لتشغيل الغاز).
3. خطط التطوير التكنولوجي.
4. المشاريع التنموية.
5. تحديث المشاريع التنموية (قبل التطوير).
6. تحليل التنمية.
يتم تطوير حقول النفط والغاز على أساس الوثائق المذكورة أعلاه. وتحدد شروط وإجراءات وضع الحقول قيد التطوير من خلال "قواعد تطوير حقول النفط والغاز ومكثفات الغاز".
أول وثيقة مشروع لتطوير الرواسب الهيدروكربونية هي مشروع التشغيل التجريبي (PE). يتم إجراء التشغيل التجريبي للحصول على البيانات الأولية لوضع مخطط تكنولوجي للتنمية الصناعية التجريبية (لرواسب النفط) والتشغيل الصناعي التجريبي (لرواسب الغاز). يتم تجميعها لمدة 10-15 سنة. وهي تدعم المؤشرات التكنولوجية والتقنية والاقتصادية لتنمية الودائع.
بعد الاستلام معلومات إضافيةمعلومات حول الإيداع والتكوين، وعلى أساس إعادة حساب الاحتياطيات، يتم إعداد مشروع تطوير الخزان.
يبرر المشروع كافة المؤشرات الخاصة بتطور الوديعة حتى نهاية عمر الحقل.
عندما تنحرف مؤشرات التنمية الفعلية بشكل كبير عن مؤشرات التصميم، يتم إعداد مشروع تطوير محدث.
على اخر مرحلةتطوير الحقل، يتم وضع مشروع ما قبل التطوير. هدفها الرئيسي: تبرير التدابير الرامية إلى زيادة استخراج النفط.
هناك 4 مراحل (انظر الشكل 40)، وفي وضع الغاز هناك 3 مراحل.
1. تطوير المنشأة (الوديعة) - يتميز بزيادة إنتاج النفط وزيادة عدد الآبار وينتهي عند تحقيق إنتاج النفط التصميمي.
2. المرحلة الرئيسية - تتميز بمستوى مرتفع ومستقر لإنتاج النفط. وبنهاية المرحلة تكون هناك زيادة في قطع المياه عن المنتج، في حين يتم استرداد 40-60% من الاحتياطيات القابلة للاسترداد.
3. انخفاض حاد في إنتاج النفط - انخفاض عدد آبار الإنتاج (بسبب سقيها)، وانخفاض معدلات التدفق، وزيادة كمية المياه المنتجة. وفي نهاية المرحلة يتم إنتاج 80-90% من الاحتياطيات القابلة للاستخراج.
4. المرحلة النهائية – تتميز بانخفاض معدلات تدفق الآبار وارتفاع قطع المياه عن الآبار والإنتاج بشكل عام.
أرز. 40.
السيطرة الجيولوجية والميدانية على عملية تطوير الرواسب الهيدروكربونية
الغرض من الرقابة: من الضروري الحصول على كمية كافية من المعلومات لاتخاذ قرار بشأن الحاجة إلى تنظيم التنمية.
تتميز طرق التحكم التالية:
1. الطرق الهيدروديناميكية - تسمح لك بدراسة إنتاجية الطبقات والمعلمات الجيولوجية والفيزيائية الأخرى باستخدام المعدات العميقة.
2. الطرق الجيوفيزيائية - تسمح لك بالتحكم في موضع التلامس وطبيعة تشبع التكوين بالسوائل الحالي.
3. الطرق الفيزيائية والكيميائية التي تسمح لك بالتحكم التركيب الكيميائيوالخصائص الفيزيائية للنفط والغاز والماء.
في عملية مراقبة التطوير، يتم الحصول على المعلومات الأولية لتحليل التطوير. الغرض الرئيسي من التحليل هو مقارنة التصميم ومؤشرات التطوير الفعلية. يتم إجراء تحليل التطوير من قبل أقسام إنتاج النفط والغاز (OGPD) وإدارات إنتاج الغاز (GPU). يتم تحليل الرواسب الكبيرة والمتوسطة الحجم مرة كل 5 سنوات بمشاركة معاهد البحوث (SRI). وفي هذه الحالة تتم دراسة التغير مع مرور الوقت للمؤشرات التالية:
إنتاج النفط
استخراج السائل
إنتاج الغاز
حقن الماء والغاز
مخزون جيد (لأغراض مختلفة)
ضغط الخزان
موقف الاتصال.
عند إجراء تحليل التطوير، يتم تجميع المستندات الرسومية التالية:
خريطة التطوير (خريطة الإنتاج الإجمالي) - تم تجميعها على أساس خريطة هيكلية توضح مواقع محيطات محتوى النفط والغاز، ومواقع الآبار من مختلف الفئات. لكل بئر، يتم إعداد مخطط دائري لإجمالي الإنتاج (التراكمي) من النفط والغاز والمياه.
خريطة الوضع الحالي للتنمية (الإنتاج الحالي) - في شكل رسوم بيانية دائرية، يظهر معدل الإنتاج الحالي للآبار في تاريخ تجميع الخريطة. وإلا فهي مشابهة لخريطة التطوير.
جدول التطوير - التغيرات في مؤشرات التطوير مع مرور الوقت.
جداول التشغيل - ديناميكيات المؤشرات الرئيسية لتطوير البئر الفردية.
خريطة الأيزوبار - مراقبة تغيرات الضغط داخل الخزان.
خريطة قطع مياه المنتج - يتم تجميع دراسة قطع مياه الخزان وحركة OWC في خطوط عزل لنسبة الماء في السائل المنتج.
خريطة عامل الغاز - عندما يعمل الخزان في وضع الغاز المذاب أو وضع ضغط الغاز. أنها تسمح لك بالتحكم في عملية التطوير. ويلاحظ زيادة في عامل الغاز في المناطق انخفاض حادضغط الخزان.
عندما يتم تحديد انحرافات المؤشرات الفعلية عن المؤشرات التصميمية، يتم تنظيم عملية تطوير الودائع.
مقدمة ................................................. .... .............................................. .......... ...................................3
1. أسس تطوير حقول النفط والغاز ........................................ ................... .......5
1.1. توزيع الهيدروكربونات على طول ارتفاع الرواسب .......................................... ..................5
1.2. مفهوم ملامح القدرة الحاملة للنفط ومنطقة الماء والنفط للرواسب .............................. ..... 7
1.3. طرق تطوير حقول النفط ................................ ................................ . ........................... .....8
1.4. تقنيات التأثير على رواسب النفط ........................................... ....................... ..............أحد عشر
1.5. إزاحة النفط من الخزانات بواسطة عوامل مختلفة ........................................ 14
2. قياس الديون وقياس التدفق ........................................... .......................................................... .17
2.1. البارومترية .............................................. .......... .............................................. ................ ..........19
2.2. قياس الحرارة .............................................. .... .............................................. .......... ...........20
3. تحديد الخصائص التشغيلية للتكوينات الإنتاجية .......................................... 22
3.1. تحديد معدل التدفق وحقن الآبار .......................................... .......... .......22
3.2. تحديد قدرات خزان العمل ........................................... ....................... ......23
3.3. تحديد معامل الإنتاجية وضغط الخزان.................24
4. دراسة الحالة الفنية للآبار .......................................... .......................................................... 26
الببليوغرافيا ............................................ .................................................. ..... ................27
مقدمة
يتم تحديد التطوير الناجح لحقول النفط والغاز من خلال اختيار نظام التطوير. خلال عملية التطوير، هناك حاجة إلى مراقبة وتوضيح حالة الرواسب، مع الأخذ في الاعتبار المعلومات الجديدة حول البنية الجيولوجية التي تم الحصول عليها أثناء الحفر والتشغيل. ترجع الكفاءة العالية لأنظمة الغمر بالمياه إلى حقيقة أن حقن المياه يزيد من ضغط الخزان، ونتيجة لذلك يتم ضغط النفط بشكل أكثر كفاءة من المسام إلى آبار الإنتاج. الميزة الرئيسية لهذه الأنظمة هي أنه أثناء الغمر بالمياه تزداد كثافة استخراج النفط من الخزان. ومن ناحية أخرى، فإن مثل هذه الأساليب للحفاظ على ضغط الخزان تشكل خطراً على غمر التكوينات الإنتاجية بالمياه. قد تنشأ حالة عندما "تتقدم" المياه المحقونة على الزيت، وتتحرك عبر المناطق الأكثر نفاذية. وفي هذه الحالة، يتم عزل جزء من النفط الموجود في المكمن فيما يسمى بـ"الأعمدة"، الأمر الذي سيؤدي بدوره إلى تعقيد عملية استخراجه. من المهم جدًا أن تكون قادرًا على تنظيم عمليات الفيضانات المائية. تتطلب طرق التحكم المعتمدة على التغيرات في معدلات حقن الماء وسحب الزيت معلومات حول التغيرات الحالية في المكمن. تعتبر السيطرة على الفيضانات المائية واحدة من أهم و مشاكل معقدةتطوير حقول النفط. حاليًا، يتم إنتاج أكثر من 70% من النفط من الحقول التي يتم تشغيلها مع الحفاظ على ضغط الخزان من خلال الغمر بالمياه. إحدى القضايا الرئيسية في التطوير الرشيد لحقول النفط مع نظام ضغط الماء المرن الطبيعي، وكذلك عند استخدام الفيضانات الكنتورية والفيضانات داخل الدائرة، هي التحكم وتنظيم تقدم الخطوط الحاملة للنفط.
الغرض من التحكم الجيوفيزيائي هو الحصول على معلومات حول الحالة والتغيرات التي تحدث في التكوينات الإنتاجية أثناء تشغيلها. وفي الوقت نفسه، تعني الأساليب الجيوفيزيائية جميع الأساليب التي تم تنفيذها على أراضي الحقل. حاليًا، تطورت مراقبة التطوير إلى اتجاه منفصل له منهجيته وأساليبه ومعداته الخاصة. يتيح لك استخدام هذه الطرق حل المشكلات التالية:
1. تحديد الموقف ومراقبة تقدم OWC وGOC في عملية إزاحة النفط من المكمن؛
2. التحكم في حركة جبهة ماء الحقن عبر التكوين؛
3. تقييم معاملات تشبع النفط الحالي والنهائي واستخلاص النفط من المكامن.
4. دراسة الاستخلاص والحقن (قدرة التكوين على قبول الماء المحقون) للآبار.
5. تحديد حالة السوائل في حفرة البئر.
6. تحديد أماكن دخول الماء إلى البئر وتدفق الزيت والماء في الحلقة.
7. تقييم الحالة الفنية لآبار الإنتاج والحقن.
8. دراسة وضع التشغيل المعدات التكنولوجيةآبار الإنتاج
9. وضح البنية الجيولوجيةوالاحتياطيات النفطية.
حتى نهاية الأربعينيات من القرن العشرين، تمت دراسة OWC بشكل أساسي باستخدام بيانات التسجيل الكهربائي. وهذا، بطبيعة الحال، فرض قيوده: تم إجراء البحث فقط في الآبار المفتوحة، لذلك تلقى الجيولوجيون معلومات حول الموقع الأولي للتلامس بين الماء والنفط، والكفاف الأولي الحامل للنفط، وتشبع الزيت، وفترات الانثقاب. ولا يمكن تتبع حركة الكفاف الداخلي الحامل للنفط إلا من خلال ظهور الماء في آبار الإنتاج.
في الخمسينيات من القرن العشرين، مع إدخال التسجيل الإشعاعي، فرصة حقيقيةإنشاء طرق لفصل الخزانات الحاملة للنفط وخزانات المياه الجوفية في الآبار المغلفة. ومع ذلك، فإن نتائج هذه الطرق لا يمكن الاعتماد عليها إلا إذا ثبت أن الماء لا يدخل البئر من التكوينات الأخرى بسبب انتهاك العمود أو انسداد البئر. عند مراقبة التطور، فإن الشيء الرئيسي هو الاختلاف في الخواص النيوترونية لمياه التكوين المعدني. توجد الظروف الأكثر ملاءمة في الأماكن التي يزيد فيها تمعدن مياه التكوين عن 100 جم / لتر (الطبقات الديفونية والكربونية في مقاطعة النفط والغاز الفولغا-الأورال ~ 300 جم / لتر). الوضع أسوأ مع تمعدن يتراوح بين 20-30 جم/لتر (سيبيريا الغربية). في هذه الحالة، يلجأون إلى أساليب النيوترونات النبضية (PNN)، والتي تزيد بشكل كبير من الحساسية للخصائص النيوترونية للتكوين. جنبا إلى جنب مع الأساليب الثابتة والنبضية، أصبحت أساليب الراديو، وقياس الحرارة، والتسجيل الصوتي، وقياس الديون، فضلا عن تقنيات التفسير الخاصة على نطاق واسع عند مراقبة التنمية.