توسعه نفت و میدان های گازی- زمینه ای از علم که به شدت در حال توسعه است. توسعه بیشتر آن با استفاده از فناوری های جدید برای استخراج نفت از زیرزمین، روش های جدید برای شناخت ماهیت فرآیندهای درجا، استفاده از روش های پیشرفته برای برنامه ریزی اکتشاف و توسعه میادین، استفاده از سیستم های کنترل خودکار همراه خواهد بود. برای فرآیندهای استخراج مواد معدنی از زیرزمین، توسعه روش‌هایی برای حسابداری دقیق ساختار لایه‌ها و فرآیندهای طبیعت رخ داده در آنها بر اساس مدل‌های قطعی اجرا شده بر روی رایانه‌های قدرتمند.
توسعه حوزه های نفتییک رشته پیچیده مستقل از رشته های علوم و مهندسی است که دارای بخش های خاص خود است که مربوط به مطالعه سیستم ها و فناوری ها برای توسعه میدانی، برنامه ریزی و اجرای اصل اساسی توسعه، طراحی و تنظیم توسعه میدان است.
علم توسعه میدان نفتی اجرای استخراج مبتنی بر علمی از زیر خاک هیدروکربن ها و مواد معدنی همراه آن است. تفاوت اساسی توسعه میدان نفتی با سایر علوم در این است که مهندس مخزن دسترسی مستقیم به مخازن نفتی ندارد. تمام اطلاعات از طریق چاه های حفر شده به دست می آید.
میادین نفت و نفت و گاز انباشته‌ای از هیدروکربن‌ها در پوسته زمین هستند که به یک یا چند ساختار زمین‌شناسی محلی محدود شده‌اند. ذخایر هیدروکربنی موجود در مزارع معمولاً در لایه‌ها یا توده‌هایی از سنگ‌های متخلخل و نفوذپذیر که دارای توزیع‌های زیرزمینی متفاوت و زمین‌شناسی متفاوت هستند، رخ می‌دهند. مشخصات فیزیکی.
نفت، که در سازندهای متخلخل قرار دارد، تحت فشار و فشار هیدرواستاتیکی از آبهای کانتور قرار دارد. لایه ها فشار سنگ را تجربه می کنند - وزن سنگ های پوشاننده. یک درپوش گاز ممکن است بالای یک مخزن نفت قرار گیرد و به مخزن فشار وارد کند. در داخل مخزن، نیروهای کشسان نفت، گاز، آب و سنگ سازند عمل می کنند.
لایه های نفت، آب، گاز و اشباع چگالی متفاوتی دارند و متناسب با تجلی نیروهای گرانشی در رسوبات توزیع می شوند. مایعات غیر قابل اختلاط - روغن و آب، که در منافذ و مویرگ های کوچک در تماس هستند، تحت تأثیر نیروهای مولکولی سطحی قرار دارند و در تماس با سنگ جامد - کشش مرطوب کننده. هنگامی که بهره برداری از سازند آغاز می شود، تعادل طبیعی این نیروها به دلیل کاهش فشار در مخزن به هم می خورد و پیچیده ترین نمود آنها آغاز می شود و در نتیجه حرکت سیالات در سازند آغاز می شود. بسته به اینکه چه نیروهایی باعث این حرکت غالب می شوند، حالت های عملیاتی مختلف مخازن نفت متمایز می شوند.
1. 2. حالت های عملیاتی ذخایر نفتی
حالت عملیاتی یک کانسار تجلی نوع غالب انرژی مخزن در طول فرآیند توسعه است.
پنج حالت کارکرد ذخایر نفتی وجود دارد: الاستیک. پمپ آب؛ گاز محلول؛ فشار گاز؛ گرانشی؛ مختلط این تقسیم به رژیم‌ها در «شکل خالص» بسیار خودسرانه است. در توسعه میدان واقعی، حالت های مختلط عمدتاً ذکر شده است.
حالت الاستیک یا بسته الاستیک
در این حالت، روغن از محیط متخلخل به دلیل انبساط الاستیک مایعات (روغن و آب) و همچنین کاهش (فشرده شدن) حجم منفذ با کاهش فشار مخزن جابجا می شود. حجم کل مایع برگرفته از سازند ناشی از این نیروها با ظرفیت کشسانی سنگ ها، اشباع این حجم از مایع و میزان کاهش فشار سازند تعیین می شود.
Ql = (Rpl. start – Rtek) Vp 
*
*= متر 
n + 
جایی که
* - ظرفیت الاستیک
n - ظرفیت کشسانی سنگ
g - ظرفیت الاستیک مایع
m- تخلخل
Rpl start و P tek – فشار اولیه و جریان مخزن
شرط اصلی برای رژیم الاستیک این است که فشار مخزن و سوراخ کف از فشار اشباع بیشتر شود، سپس روغن در حالت تک فاز باشد.
اگر نهشته از نظر سنگ شناسی یا زمین ساختی محدود، مهر و موم شده باشد، یک رژیم بسته الاستیک ظاهر می شود.
در حجم کل مخزن، ذخیره الاستیک نفت معمولاً کسر کوچکی (تقریباً 10-5٪) نسبت به کل ذخیره را تشکیل می دهد، اما می تواند مقدار نسبتاً زیادی نفت را در واحدهای جرمی بیان کند.
این رژیم با کاهش قابل توجه فشار مخزن در طول دوره اولیه برداشت نفت و کاهش نرخ جریان نفت مشخص می شود.
حالت الاستیک فشار آب یا فشار آب
در صورتی که سطح لبه مخزن نفت به سطح روز دسترسی داشته باشد یا سطح آبخوان وسیع و مخزن موجود در آن نفوذپذیری بالایی داشته باشد. سپس رژیم چنین سازندی فشار طبیعی الاستیک آب خواهد بود. روغن توسط فشار کانتور یا آب پایین از مخزن خارج می شود. هنگامی که تعادل (تعادل) بین خروج مایع از مخزن و ورود آب حاشیه یا پایین به مخزن اتفاق می افتد، یک رژیم فشار آب خود را نشان می دهد که به دلیل برابری مقادیر انتخاب شده به آن فشار آب سخت نیز می گویند. مایع (روغن، آب) و نفوذ آب به مخزن.
رژیم با کاهش ناچیز در Rpl و کاهش ثابت در خطوط حامل روغن مشخص می شود.
رژیم فشار آب مصنوعی
در مرحله کنونی توسعه صنعت نفت، توسعه ذخایر نفتی از طریق غرقابی، یعنی استفاده از تزریق آب، از اهمیت بالایی برخوردار است. در حالت فشار آب مصنوعی، منبع اصلی انرژی مخزن، انرژی آب پمپ شده به مخزن است. در این حالت، استخراج سیال از سازند باید برابر با حجم آب تزریق شده باشد، سپس یک رژیم فشار آب سفت و سخت ایجاد می شود که با ضریب جبران برای استخراج با تزریق مشخص می شود.
Kcomp = 
جبران بازیابی با تزریق، نسبت حجم آب تزریق شده به سازند به حجم سیال خارج شده از سازند در شرایط مخزن است.
اگر Kcomp > یا = 1، یک رژیم فشار آب صلب در کانسار برقرار می شود.
Kcomp< 1. то упругий водонапорный режим.
جبران استخراج با تزریق می تواند فعلی (در یک زمان معین) یا انباشته (از ابتدای توسعه) باشد.
حالت گاز محلول
با بهره وری پایین مخزن و خرابی اتصال با ناحیه فشار آب، فشار مخزن در نهایت به فشار اشباع و پایین تر کاهش می یابد. در نتیجه، گاز شروع به آزاد شدن از نفت می کند، که با کاهش فشار منبسط می شود و روغن را از مخزن جابجا می کند، یعنی. هجوم نفت به دلیل انرژی انبساط گاز محلول در نفت رخ می دهد. حباب های این گاز در حال انبساط، نفت را ارتقا می دهند و خود در امتداد سازند به سمت پایین چاه ها حرکت می کنند.
در بیشتر موارد، گاز آزاد شده از نفت تحت تأثیر گرانش شناور می شود و یک درپوش گاز (ثانویه) تشکیل می دهد و رژیم درپوش گاز ایجاد می شود.
تأثیر فرآیند جابجایی نفت به دلیل انرژی گاز ناچیز است، زیرا ذخایر انرژی گاز خیلی زودتر از زمان خروج نفت تمام می شود.
توسعه سپرده ها در این حالت با موارد زیر همراه است:
کاهش سریع مخزن P و کاهش نرخ جریان چاه.
کانتور حامل روغن بدون تغییر باقی می ماند.
حالت فشار گاز
خود را در ذخایر نفتی با درپوش بزرگ گاز نشان می دهد. کلاهک گاز به تجمع گاز آزاد در بالای ذخایر نفتی اشاره دارد.
روغن عمدتاً به دلیل انرژی انبساط گاز درپوش گاز در Ppl کمتر از اشباع P جریان می یابد. توسعه ذخایر با حرکت تماس گاز و نفت، نفوذ گاز به چاه ها و افزایش ضریب گاز همراه است. بازده استخراج نفت از یک مخزن بسته به خواص مخزن مخزن، تمایل مخزن، ویسکوزیته روغن و غیره بسیار متفاوت است. رژیم فشار گاز دقیق فقط با تزریق مداوم مقدار کافی گاز به درپوش گاز امکان پذیر است.
حالت جاذبه
رژیم گرانشی با تمام شدن کامل انواع انرژی توسعه می یابد. نفت از مخزن تحت تأثیر جاذبه (گرانش) به کف چاه می افتد و پس از آن استخراج می شود.
انواع زیر متمایز می شوند:
1) رژیم گرانشی با کانتور حامل روغن متحرک (فشار-گرانش)، که در آن نفت، تحت تأثیر وزن خود، از شیب یک سازند شیب دار حرکت می کند و قسمت های زیرین آن را پر می کند. نرخ جریان چاه کوچک و ثابت است.
2) رژیم گرانشی با خطوط ثابت حامل روغن (با سطح آزاد) که در آن سطح روغن زیر سقف یک سازند افقی است. نرخ جریان چاه کمتر از آنهایی است که در حالت فشار-گرانش هستند و به آرامی در طول زمان کاهش می‌یابند.
حالت جاذبه و حالت گاز محلول به ندرت نیروی محرکه اصلی هستند، با این حال، همراه با فرآیند استخراج نفت، می توانند بازیافت نفت را تا 0.2 افزایش دهند.
حالت های ترکیبی
در خاتمه، لازم به ذکر است که یک مخزن نفت به ندرت در یک حالت در کل دوره بهره برداری کار می کند.
رژیمی که در آن تجلی همزمان انرژی های گاز محلول، خاصیت ارتجاعی و فشار آب ممکن است، گاز مخلوط نامیده می شود. شرایط طبیعی سپرده تنها به توسعه یک حالت عملیاتی خاص کمک می کند. یک رژیم خاص را می توان با تغییر میزان انتخاب و برداشت کلی مایع، وارد کردن انرژی اضافی به مخزن و غیره ایجاد، حفظ یا جایگزین کرد.
کتاب "مبانی توسعه میدان نفت و گاز" که بیست بار تجدید چاپ شده است، بر اساس دوره های سخنرانی نویسنده در مرکز آموزش Shell Internationale Petroleum Maatschappij B.V. (SIPM).
این نشریه طیف گسترده ای از مسائل مربوط به توسعه میادین نفت و گاز را پوشش می دهد. ویژگی مشخصهکتاب جهت گیری عملی آن است. مبانی فیزیکی توسعه میدان به صورت ساده و آسان برای دنبال کردن ارائه شده است کاربرد عملی روش های ریاضی. بعلاوه مواد نظریتقریباً هر فصل شامل وظایفی برای توسعه مهارت های عملی متخصصان صنعت نفت و گاز است. برای متخصصان، روشی است که در کتاب برای محاسبه مجدد ضرایب عددی در فرمول ها هنگام حرکت از یک سیستم واحد اندازه گیری به سیستم های دیگر ارائه شده است.
برای طیف گسترده ای از متخصصان صنعت نفت و گاز، معلمان و دانشجویان دانشگاه توصیه می شود.
توسعه میدان های گازی تحت رژیم گاز.
توسعه میدان های گازی در شرایط گازی به دلیل سادگی نسبی موضوع در ابتدای کتاب مورد بحث قرار گرفته است. در زیر نحوه تعیین ضریب بازیافت گاز و محاسبه مدت زمان توسعه را نشان خواهیم داد.
سادگی موضوع با این واقعیت توضیح داده می شود که گاز یکی از معدود موادی است که حالت آن را با فشار، حجم و دما (PVT) می توان با یک رابطه ساده که شامل این سه پارامتر است توصیف کرد. یکی دیگر از این مواد بخار اشباع است. اما، برای مثال، برای نفت حاوی گاز محلول، چنین وابستگی وجود ندارد. همانطور که در فصل 2 نشان داده شده است، پارامترهای PVT که شرایط چنین مخلوط هایی را تعیین می کنند باید به صورت تجربی بدست آیند.
محتوا
پیشگفتار
قدردانی به یاد نامگذاری لارنس پی دایک
1. برخی از مفاهیم اساسی زیربنای توسعه نفت و گاز
1.1. معرفی
1.2. محاسبه ذخایر هیدروکربنی اولیه
1.3. تغییر فشار مخزن بر حسب عمق
1.4. بازیافت نفت: عامل بازیافت نفت
1.5. توسعه میدان های گازی در شرایط گازی
1.6. کاربرد معادله حالت گاز واقعی
1.7. تعادل مواد برای مخزن گاز: ضریب بازیافت گاز
1.8. حالات فازی هیدروکربن ها مراجع
2. تجزیه و تحلیل خواص PVT سیالات سازند
2.1. معرفی
2.2. تعریف پارامترهای اساسی
2.3. نمونه برداری سیال مخزن
2.4. به دست آوردن داده های اولیه PVT در آزمایشگاه و تبدیل آن برای استفاده در میدان
2.5. روش دیگری برای بیان نتایج تحقیقات آزمایشگاهی PVT
2.6. طیف کاملی از منابع مطالعات PVT
3. کاربرد روش تعادل مواد در توسعه میادین نفتی
3.1. معرفی
3.2. معادله تعادل مواد برای ذخایر نفت و گاز به صورت کلی
3.3. معادله تعادل مواد خطی
3.4. حالت های عملیاتی سپرده گذاری
3.5. رژیم الاستیک تبدیل به رژیم گاز محلول
3.6. حالت فشار گاز
3.7. رژیم فشار آب طبیعی
3.8. رژیم الاستیک-پلاستیک مراجع
4. قانون دارسی و کاربرد آن
4.1. معرفی
4.2. قانون دارسی انرژی بالقوه سیالات
4.3. تخصیص شخصیت ها
4.4. واحدها انتقال از یک سیستم واحد به سیستم دیگر
4.5. انرژی بالقوه گاز واقعی
4.6. کاهش فشار
4.7. فیلتراسیون شعاعی حالت پایدار تشدید جریان نفت به چاه
4.8. جریان دو فاز. فاز و نفوذپذیری نسبی
4.9. روش‌ها برای افزایش بازیابی نفت مراجع
5. معادله دیفرانسیل پایه فیلتراسیون شعاعی
5.1. معرفی
5.2. خروجی اصلی معادله دیفرانسیلفیلتراسیون شعاعی
5.3. شرایط اولیه و مرزی
5.4. خطی سازی معادله دیفرانسیل اصلی فیلتراسیون شعاعی سیالات با تراکم پذیری کم و ثابت
کتابشناسی - فهرست کتب
6. معادلات ورودی های شبه ثابت و ثابت به چاه
6.1. معرفی
6.2. راه حل برای جریان شبه ثابت
6.3. راه حل جریان ثابت
6.4. مثالی از استفاده از معادلات ورودی شبه ثابت و حالت ثابت
6.5. شکل تعمیم یافته معادله ورودی شبه ثابت
کتابشناسی - فهرست کتب
7. حل معادله هدایت پیزوالکتریک در دبی ثابت و استفاده از آن برای مطالعه چاه های نفت
7.1. معرفی
7.2. راه حل برای جریان ثابت
7.3. محلول با سرعت جریان ثابت برای شرایط فیلتراسیون ناپایدار و شبه پایدار
7.4. پارامترهای بدون بعد 209
7.5. اصل برهم نهی نظریه عمومی تست چاه
7.6. تجزیه و تحلیل نتایج آزمایش چاه توسط روش بازیابی فشار پیشنهاد شده توسط متیوز، برونز و هایزبراک
7.7. تجزیه و تحلیل عملی نتایج آزمایش چاه با استفاده از روش بازیابی فشار_
7.8. مطالعه با استفاده از روش تغییرات چندگانه در حالت کار چاه
7.9. تأثیر نقص چاه بر میزان و ماهیت نفوذ
7.10. برخی از جنبه های عملی تست چاه
7.11. محاسبه جریان ورودی به چاه پس از خاموش کردن آن مراجع
8. جریان گاز واقعی. اکتشاف چاه گاز
8.1. معرفی
8.2. خطی سازی و حل معادله دیفرانسیل پایه فیلتراسیون شعاعی گاز واقعی
8.3. روش راسل، گودریچ و همکاران.
8.4. روش الحسینی، رعیمی و کرافورد
8.5. مقایسه روش فشار مربع و روش فشار شبه
8.6. انحراف جریان از قانون دارسی
8.7. تعیین ضریب f با در نظر گرفتن انحراف از قانون دارسی
8.8. محلول با سرعت جریان ثابت برای مورد فیلتر کردن گاز واقعی
8.9. نظریه عمومی اکتشاف چاه گاز
8.10. بررسی چاه های گاز با استفاده از روش تغییر حالت چندگانه
8.11. بررسی چاه های گاز با استفاده از روش بازیافت فشار
8.12. تجزیه و تحلیل نتایج یک مطالعه با استفاده از روش بازیابی فشار در ذخایر نفتی فعال در حالت گاز محلول
8.13. بررسی کوتاهروش های تجزیه و تحلیل نتایج
خوب تست کردن
کتابشناسی - فهرست کتب
9. سرازیر شدن آب به مخزن
9.1. معرفی
9.2. نظریه جریان ناپایدار هیرس و ون اوردینگن
9.3. کاربرد تئوری آبخوان هیرس و ون اوردینگن برای بازسازی تاریخ توسعه
9.4. تئوری تقریبی فتکوویچ در مورد هجوم آب به مخزن برای مورد منطقه آبخوان محدود
9.5. پیش بینی حجم ورودی_
9.6. کاربرد روش‌های محاسبه دبی آب به بخار چرخه‌ای و تیمارهای حرارتی
کتابشناسی - فهرست کتب
10. جابجایی غیر قابل امتزاج
10.1. معرفی
10.2. فرضیات فیزیکی و پیامدهای آنها
10.3. معادله محاسبه کسر سیال در یک جریان
10.4. نظریه جابجایی یک بعدی باکلی-لورت
10.5. محاسبه تولید نفت
10.6. جابجایی در شرایط تفکیک گرانشی
10.7. با در نظر گرفتن تأثیر ناحیه انتقال ارتفاع محدود در محاسبات جابجایی
10.8. جابجایی از سازندهای ناهمگن لایه ای
10.9. جابجایی در غیاب کامل تعادل عمودی
10.10. مدلسازی عددی جابجایی غیرقابل اختلاط در طی فیلتراسیون مایعات تراکم ناپذیر
کتابشناسی - فهرست کتب
تمرینات
1.1. شیب فشار هیدرواستاتیکگاز در رسوبات
1.2. تعادل مواد مخزن گاز
2.1. حجم انتخاب شده به شرایط مخزن کاهش می یابد
2.2. تبدیل داده های دیفرانسیل گاز زدایی به پارامترهای PVT میدانی Bo، Rs و Bg
3.1. حالت الاستیک (روغن اشباع نشده)
3.2. حالت گاز محلول (فشار زیر فشار اشباع)
3.3. تزریق آب پس از کاهش فشار مخزن به زیر فشار اشباع آغاز می شود
3.4. حالت فشار گاز
4.1. انتقال از یک سیستم واحد به سیستم دیگر
6.1. محاسبه تغییرات در نفوذپذیری ناحیه نزدیک چاه
7.1. تقریب لگاریتمی تابع Ei(x)
7.2. تست خوب با استفاده از روش تغییر حالت تک
7.3. پارامترهای بدون بعد
7.4. انتقال از فیلتراسیون ناپایدار به فیلتراسیون شبه پایدار
7.5. به دست آوردن وابستگی برای فشار بدون بعد
7.6. تجزیه و تحلیل نتایج تحقیق با استفاده از روش بازیابی فشار. لایه بی پایان
7.7. تجزیه و تحلیل نتایج تحقیق با استفاده از روش بازیابی فشار. حجم زهکشی محدود
7.8. تجزیه و تحلیل نتایج تحقیق با استفاده از روش تغییرات چندگانه در حالت کارکرد چاه
7.9.روش های تجزیه و تحلیل جریان اضافی به چاه پس از خاموش شدن آن
8.1. تجزیه و تحلیل نتایج حاصل از مطالعه چاه گاز با استفاده از روش تغییرات چند حالته با فرض وجود شرایط فیلتراسیون شبه پایدار
8.2. تجزیه و تحلیل نتایج حاصل از مطالعه چاه گاز با استفاده از روش تغییرات چند حالته با فرض وجود شرایط فیلتراسیون ناپایدار
8.3. تجزیه و تحلیل نتایج تحقیق با استفاده از روش بازیابی فشار
9.1. کاربرد محلول در فشار ثابت
9.2. برازش مدل آبخوان مرزی با استفاده از نظریه جریان ورودی ناپایدار هرست و ون اوردینگن
9.3. محاسبه جریان آب ورودی به مخزن با استفاده از روش فتکوویچ
10.1. محاسبه سهم آب در ورودی
10.2. پیش بینی تولید در هنگام طغیان آب
10.3. جابجایی در شرایط تفکیک گرانشی
10.4. ساخت منحنی‌های نفوذپذیری فاز نسبی متوسط برای یک سازند ناهمگن لایه‌ای (شرایط تفکیک گرانشی)
نمایه موضوعی
زیر توسعه میدان گازیبه کنترل روند حرکت گاز در مخزن به چاه های تولیدی با استفاده از سیستم معینی برای قرار دادن تعداد معینی چاه در یک منطقه، ترتیب و سرعت راه اندازی آنها، حفظ حالت کار مورد نظر و تنظیم تعادل اشاره دارد. انرژی مخزن
نیاز اساسی برای یک سیستم توسعه- تضمین حداقل هزینه برای تولید حجم معین گاز با درجه اطمینان سیستم معین و مطابقت با استانداردهای حفاظت از زیر خاک. دستیابی به این شرایط در مرحله طراحی سیستم توسعه انجام می شود انتخاب بهینهو با در نظر گرفتن تمام عناصر آن که اصلی ترین آنها عبارتند از:
حالت توسعه سپرده؛
نمودار قرارگیری چاه؛
حالت عملیات فن آوری چاه ها و طراحی آنها؛
طرح جمع آوری و آماده سازی گاز.
ویژگی های توسعه میدان گازیاین است که توسعه میدان ها در واقع قبل از ترسیم پروژه توسعه آغاز می شود (این به دلیل این واقعیت است که تعدادی از ویژگی های میدان را نمی توان در مرحله اکتشاف به دست آورد و همچنین به دلایل اقتصادی - هزینه بالای اکتشاف میدان های گازی).
توسعه میدان های گازی در دو مرحله انجام می شود:
در مرحله اول، بهره برداری صنعتی آزمایشی از کانسار انجام می شود.
در مرحله دوم، توسعه صنعتی بر اساس پروژه ای انجام می شود که بر اساس داده های نسبتاً کامل و قابل اعتماد از توسعه صنعتی آزمایشی تهیه شده است.
روش اصلی تولید گاز و میعانات گازی جریان دارد، زیرا گاز موجود در سازند تولیدی دارای انرژی کافی است تا از حرکت آن از طریق کانال های مویرگی سازند به کف چاه های گاز اطمینان حاصل کند.
تجهیزات دهانه و کف چاه های گاز و همچنین طراحی چاه گاز تقریباً شبیه چاه های نفت است.
هنگام تولید گاز، نکته اصلی محافظت از لوله ها و تجهیزات در برابر اثرات تهاجمی سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن است که به توسعه خوردگی لوله ها و تجهیزات کمک می کند. به طور گسترده ای در عمل چاه های گاز استفاده می شود بازدارنده ها، به عنوان مثال مواد، هنگامی که وارد یک محیط خورنده، سرعت خوردگی به طور قابل توجهی کاهش می یابد و یا خوردگی به طور کامل متوقف می شود.
فرآیند دوچرخه سواری- روش توسعه میدان های میعانات گازیبا حفظ فشار مخزن با تزریق مجدد گاز به افق تولیدی. در این حالت گاز تولید شده در این میدان (و در صورت لزوم از میدان های دیگر) پس از استخراج هیدروکربن های با جوش بالا (C5+B) از آن استفاده می شود. حفظ فشار مخزن مانع از آزاد شدن هیدروکربن های با جوش بالا از گاز مخزن می شود که در نتیجه تراکم رتروگراد (به پدیده های رتروگراد مراجعه کنید) در افق تولیدی رخ می دهد و میعانات گازی را تشکیل می دهد (که در غیر این صورت عملاً از بین می رود).
فرآیند چرخه زمانی استفاده می شود که امکان حفظ ذخایر گاز یک میدان معین برای مدت معینی وجود داشته باشد. بسته به نسبت حجم گازهای تزریق شده و تولید شده، یک فرآیند چرخه کامل و جزئی متمایز می شود. در حالت اول، تمام گاز تولید شده در میدان پس از استخراج هیدروکربن های C 5 + B به مخزن پمپ می شود. در نتیجه حجم تولید گاز کاهش یافته به شرایط مخزن از حجم تزریق آن به مخزن بیشتر می شود (در شرایط مشابه)، امکان حفظ فشار اولیه مخزن وجود ندارد و 3-7 درصد کاهش می یابد. بنابراین، اگر فشار در ابتدای تراکم مخلوط مخزن تقریباً برابر با فشار مخزن اولیه در مخزن باشد، در این صورت تراکم جزئی هیدروکربن های با جوش بالا در مخزن مولد رخ می دهد. ضریب پیش‌بینی‌شده بازیافت میعانات از سازند با یک فرآیند چرخه کامل به 70-80٪ می‌رسد (همچنین به بازیابی میعانات مراجعه کنید). برای حفظ فشار مخزن در سطح ورودیکاهش حجم گاز تزریقی با جذب گاز از میدان های دیگر جبران می شود. در فرآیند چرخه جزئی، بخشی از گاز تولید شده به سازند تزریق می شود (پس از استخراج هیدروکربن های با جوش بالا از آن). نسبت حجم (کاهش شده به شرایط مخزن) گازهای تزریقی و خروجی 60-85 درصد است. در این حالت کاهش فشار مخزن می تواند به 40 درصد فشار اولیه برسد، اما بیشتر هیدروکربن های با جوش بالا در گاز مخزن باقی می مانند. ضریب بازیافت میعانات پیش بینی شده برای فرآیند دوچرخه سواری جزئی 60-70٪ است.
فرآیندهای بازیافت کامل و جزئی را می توان بلافاصله پس از بهره برداری از میدان و همچنین در صورت توسعه آن برای مدتی در حالت تخلیه انجام داد. با این حال، هرچه اجرای فرآیند دوچرخه سواری دیرتر آغاز شود، ضریب بازیابی میعانات تشکیل کمتر می شود. امکان سنجی استفاده از فرآیند دوچرخه سواری با بازده اقتصادی حاصل از تولید میعانات اضافی (در مقایسه با توسعه میدان در حالت تخلیه) تعیین می شود. به عنوان یک قاعده، فرآیند چرخش در میادین با محتوای اولیه میعانات در گاز مخزن بالاتر از 200 گرم بر متر مکعب انجام می شود. اثربخشی فرآیند دوچرخه سواری نیز با درجه تغییر عمودی در نفوذپذیری افق تولیدی تعیین می شود. برای زمینه هایی با درجه بالاناهمگونی مخزن، فرآیند دوچرخه سواری ممکن است حتی با آن بی اثر باشد محتوای عالیمیعانات گازی
فرآیند چرخه کامل برای استفاده در میادینی توصیه می شود که مخلوط های تشکیل آنها دارای ایزوترم های تلفات میعانات تشکیل شیب دار هستند (ساخته شده بر اساس نتایج مطالعات فرآیند تراکم تفاضلی). در این حالت، حتی یک کاهش کوچک (10-15٪) در فشار مخزن منجر به تلفات قابل توجه میعانات در مخزن (تا 50٪ از ذخایر اولیه) می شود. فرآیند دوچرخه‌سواری جزئی در زمین‌هایی انجام می‌شود که مخلوط‌های تشکیل‌دهنده آنها دارای منحنی‌های همدما از دست دادن میعانات مسطح هستند. سپس با کاهش 30-40 درصدی فشار مخزن نسبت به فشار اولیه، تا 20 درصد میعانات گازی (از ذخایر اولیه آن) از گاز مخزن خارج می شود و میعانات باقی مانده در گاز مخزن همراه با گاز استخراج می شود. به سطح. میعاناتی که زودتر در افق تولیدی ریخته می‌شود به دلیل تبخیر آن در هنگام عبور بخش‌های تازه گاز تزریق شده به سازند می‌تواند تا حدی از سازند استخراج شود. انتخاب یک نوع فرآیند بازیافت، از جمله. و نسبت حجم گازهای تزریقی و برداشتی، در نتیجه محاسبات فنی و اقتصادی انجام می شود که ویژگی های میدان، نیاز منطقه مورد نظر به گاز طبیعی و میعانات را نیز در نظر می گیرد. هنگام اجرای فرآیند دوچرخه سواری، برای افزایش میزان پوشش سازند با گاز تزریقی، چاه های تولید و تزریق، به عنوان یک قاعده، به شکل باتری های حلقه ای قرار می گیرند که در بیشترین فاصله ممکن از یکدیگر قرار دارند. زیرا تزریق چاه های تزریقی اغلب از بهره وری چاه های تولید فراتر می رود، تعداد چاه های تزریق در میدان 1.5-3 برابر است. تعداد کمترعملیاتی.
مراحل توسعه سپرده
هنگام توسعه یک ذخایر نفتی، چهار مرحله وجود دارد:
I - افزایش تولید نفت؛
II- تثبیت تولید نفت.
III - کاهش تولید نفت.
چهارم - مرحله آخر بهره برداری سپرده.
بر مرحله اولافزایش حجم تولید نفت عمدتاً با ورود به توسعه چاه های تولیدی جدید در شرایط فشار مخزن بالا تضمین می شود. روش تولید روغن در این مدت روان است، قطعی آب وجود ندارد. مدت مرحله اول حدود 4-6 سال است.
مرحله دوم- تثبیت تولید نفت - پس از حفاری چاه اصلی آغاز می شود. در این دوره تولید نفت ابتدا اندکی افزایش می یابد و سپس به آرامی شروع به کاهش می کند. افزایش تولید نفت حاصل می شود:
1) ضخیم کردن الگوی چاه؛ 2) افزایش تزریق آب یا گاز به سازند برای حفظ فشار مخزن. 3) انجام کار برای تأثیرگذاری بر نواحی سوراخ پایین چاه ها و افزایش نفوذپذیری سازند و غیره.
قطع آب محصولات می تواند به 50٪ برسد. مدت مرحله دوم حدود 5-7 سال است.
مرحله سوم- کاهش تولید نفت - با کاهش تولید نفت، افزایش قطع آب در تولید چاه و افت شدید فشار مخزن مشخص می شود. در این مدت تمامی چاه ها با استفاده از روش های مکانیزه استخراج فعالیت می کنند. این مرحله زمانی به پایان می رسد که 80 تا 90 درصد آب قطع شود.
مرحله چهارم- مرحله آخر بهره برداری از مخزن - با حجم نسبتاً کم برداشت نفت و برداشت آب زیاد مشخص می شود. قطع آب محصول به 90-95٪ یا بیشتر می رسد. این دوره طولانی ترین است و 15-20 سال طول می کشد.
کل مدت توسعه هر میدان نفتی از ابتدا تا سود نهایی 40 تا 50 سال است.
شکل 43 مراحل توسعه میدان نفتی را نشان می دهد.
شکل 43 مراحل توسعه میدان نفتی.
بزرگترین میدان های نفتی منطقه ما - جمهوری اودمورت (Chutyrsko-Kiengopskoye، Mishkinskoye، Elnikovskoye) و منطقه پرم- Kokuyskoye، Batyrbayskoye، Pavlovskoye، Baklanovskoye، Osinskoye، Unvinskoye، Sibirskoye در مرحله 3 یا 4 توسعه هستند.
هنگام توسعه میادین گاز و میعانات گازی، مراحل زیر مشخص می شود:
I - افزایش تولید گاز؛
II- تولید گاز ثابت;
III - کاهش تولید گاز.
به منظور جلوگیری از حفاظت از قابل توجه است منابع مادیتوسعه میدان های گازی در حین حفاری و توسعه آغاز می شود. با راه اندازی چاه های جدید، نقاط جمع آوری، ایستگاه های کمپرسور و خطوط لوله گاز، تولید از میدان افزایش می یابد. بنابراین مرحله ای که همزمان با حفاری و توسعه میدان است نامیده می شود مرحله افزایش تولید.
پس از راه اندازی کلیه ظرفیت های تولید گاز که با توجه به امکان فنی و اقتصادی تعیین می شود، مرحله تولید مداوم. در این مدت بیش از 60 درصد ذخایر گاز از میادین بزرگ خارج می شود.
با کاهش ذخایر گاز و انرژی مخزن، نرخ جریان چاه کاهش می‌یابد، چاه‌های غرق‌شده از رده خارج می‌شوند و تولید گاز از میدان کاهش می‌یابد. این مرحله از توسعه نامیده می شود مرحله کاهش تولید. این تا زمانی ادامه می یابد که استخراج گاز به زیر سطح سوددهی کاهش یابد.
چنین مراحلی از تولید گاز برای میادین بزرگ معمول است؛ هنگام توسعه میادین با ذخایر متوسط، مرحله تولید گاز ثابت اغلب وجود ندارد و در هنگام توسعه میادین گازی و میعانات گازی با ذخایر ناچیز، هیچ مرحله ای از افزایش و تولید گاز ثابت وجود ندارد. .
در مورد میادین عظیم گازی کشورمان (اورنگویسکویه، مدوژیه، یامبورگسکویه) وارد مرحله کاهش تولید شده اند.
فرآیند طراحی و توسعه مبتنی بر مرحله است. اسناد طراحی تکنولوژیک به شرح زیر است:
1. پروژه بهره برداری آزمایشی از کانسارها و چاه ها.
2. طرح های تکنولوژیکی توسعه صنعتی آزمایشی (برای گاز - عملیات).
3. طرح های توسعه فن آوری.
4. پروژه های عمرانی.
5. پروژه های توسعه به روز شده (قبل از توسعه).
6. تجزیه و تحلیل توسعه.
میادین نفت و گاز بر اساس اسناد فوق در حال توسعه هستند. شرایط و روش بهره برداری از میادین توسط "قوانین توسعه میادین نفت، گاز و میعانات گازی" تعیین می شود.
اولین سند پروژه برای توسعه ذخایر هیدروکربنی، پروژه عملیات آزمایشی (PE) است. عملیات آزمایشی برای به دست آوردن داده های اولیه برای تهیه یک طرح فن آوری برای توسعه صنعتی آزمایشی (برای ذخایر نفت) و عملیات صنعتی آزمایشی (برای ذخایر گاز) انجام می شود. آنها برای 10-15 سال جمع آوری می شوند. آنها شاخص های فنی و فنی-اقتصادی توسعه سپرده را اثبات می کنند.
بعد از دریافت اطلاعات اضافیاطلاعات مربوط به کانسار و تشکیل و بر اساس محاسبه مجدد ذخایر، پروژه توسعه مخزن تهیه می شود.
این پروژه تمامی شاخص های توسعه سپرده را تا پایان عمر میدان توجیه می کند.
هنگامی که شاخص های توسعه واقعی به طور قابل توجهی از شاخص های طراحی منحرف می شوند، یک پروژه توسعه به روز طراحی می شود.
بر آخرین مرحلهتوسعه میدان، یک پروژه پیش توسعه طراحی شده است. هدف اصلی آن: توجیه اقدامات برای افزایش بازیافت نفت.
4 مرحله وجود دارد (شکل 40 را ببینید)، و در حالت گاز 3 مرحله وجود دارد.
1. توسعه یک شی (کانسار) - با افزایش تولید نفت، افزایش تعداد چاه ها مشخص می شود و زمانی که تولید نفت طراحی به دست می آید به پایان می رسد.
2. مرحله اصلی - با سطح بالا و پایدار تولید نفت مشخص می شود. در پایان مرحله، کاهش آب محصول افزایش می یابد، در حالی که 40-60 درصد از ذخایر قابل بازیافت بازیافت می شود.
3. کاهش شدید تولید نفت - تعداد چاه های تولیدی کاهش می یابد (به دلیل آبیاری آنها)، دبی کاهش می یابد و مقدار آب تولیدی افزایش می یابد. در پایان مرحله 80-90 درصد ذخایر قابل بازیافت تولید می شود.
4. مرحله نهایی - با نرخ جریان چاه کم و قطع آب زیاد چاه ها و تولید به طور کلی مشخص می شود.
برنج. 40.
کنترل زمین شناسی و میدانی بر روند توسعه ذخایر هیدروکربنی
هدف کنترل: به دست آوردن اطلاعات کافی برای تصمیم گیری در مورد نیاز به تنظیم توسعه ضروری است.
روش های کنترل زیر متمایز می شوند:
1. روش های هیدرودینامیکی - به شما امکان می دهد بهره وری لایه ها و سایر پارامترهای زمین شناسی و فیزیکی را با استفاده از تجهیزات عمیق مطالعه کنید.
2. روش های ژئوفیزیک - به شما امکان می دهد موقعیت تماس ها و ماهیت اشباع مایع فعلی سازند را کنترل کنید.
3. روش های فیزیکوشیمیایی که به شما امکان کنترل می دهد ترکیب شیمیاییو خواص فیزیکی نفت، گاز و آب.
در فرآیند کنترل توسعه، اطلاعات اولیه برای تجزیه و تحلیل توسعه به دست می آید. هدف اصلی تجزیه و تحلیل مقایسه طراحی و شاخص های توسعه واقعی است. تجزیه و تحلیل توسعه توسط دپارتمان های تولید نفت و گاز (OGPD) و بخش های تولید گاز (GPU) انجام می شود. ذخایر بزرگ و متوسط هر 5 سال یک بار با مشارکت موسسات تحقیقاتی (SRI) تجزیه و تحلیل می شوند. در این مورد، تغییر در طول زمان شاخص های زیر بررسی می شود:
تولید نفت
استخراج مایع
تولید گاز
تزریق آب و گاز
استوک چاه (برای اهداف مختلف)
فشار مخزن
موقعیت تماس.
هنگام انجام تجزیه و تحلیل توسعه، اسناد گرافیکی زیر جمع آوری می شوند:
نقشه توسعه (نقشه کل تولید) - بر اساس یک نقشه ساختاری تهیه شده است که موقعیت خطوط محتوای نفت و گاز، موقعیت چاه های دسته های مختلف را نشان می دهد. برای هر چاه، نمودار دایره ای از کل تولید (انباشته) نفت، گاز و آب تهیه می شود.
نقشه وضعیت فعلی توسعه (تولید فعلی) - در قالب نمودار دایره ای، میزان تولید فعلی چاه ها در تاریخ تدوین نقشه نشان داده شده است. در غیر این صورت شبیه نقشه توسعه است.
برنامه توسعه - تغییرات در شاخص های توسعه در طول زمان.
برنامه های عملیاتی - پویایی شاخص های اصلی توسعه یک چاه فردی.
نقشه ایزوبار - نظارت بر تغییرات فشار در مخزن.
نقشه قطع آب محصول - مطالعه قطع آب مخزن و حرکت OWC، به صورت ایزوله ای از درصد آب در سیال تولید شده تهیه شده است.
نقشه فاکتور گاز - زمانی که مخزن در حالت گاز محلول یا حالت فشار گاز کار می کند. آنها به شما اجازه می دهند روند توسعه را کنترل کنید. افزایش فاکتور گاز در مناطق مشاهده می شود کاهش شدیدفشار مخزن
هنگامی که انحرافات شاخص های واقعی از شاخص های طراحی مشخص می شود، روند توسعه سپرده تنظیم می شود.
معرفی ................................................. .................................................... ..........................................3
1. مبانی توسعه میادین نفت و گاز .......................................... ...................... 5
1.1. توزیع هیدروکربن ها در طول کانسار ................................... .................5
1.2. مفهوم خطوط ظرفیت باربری نفت و منطقه آب-نفتی کانسار................................ ..... 7
1.3. روش های توسعه میدان نفتی ..................................................... ..................... 8
1.4. فن آوری های تأثیرگذاری بر ذخایر نفتی ...................................................... ...................................... یازده
1.5. جابجایی نفت از مخازن توسط عوامل مختلف ...................................................14
2. دبیتومتری و دبیومتر ...................................... .......................................................... .17
2.1. فشار سنجی ................................................ .......................................................... ................................ 19
2.2. دماسنج ..................................................... .................................................... ..........................20
3. تعیین ویژگی های عملیاتی تشکل های تولیدی ......................................... 22
3.1. تعیین دبی و تزریق چاه ها ...................................... .......... .......22
3.2. تعیین ضخامت کاری سازند .......................................... ............. ......23
3.3. تعیین ضریب بهره وری و فشار مخزن................24
4. بررسی وضعیت فنی چاه ها ...................................... ............ ..........................26
کتابشناسی - فهرست کتب …............................................... . ................................................ ..... ................27
معرفی
توسعه موفقیت آمیز میادین نفت و گاز با انتخاب سیستم توسعه تعیین می شود. در طول فرآیند توسعه، نیاز به نظارت و شفاف سازی وضعیت نهشته ها با در نظر گرفتن اطلاعات جدید در مورد ساختار زمین شناسی به دست آمده در حین حفاری و بهره برداری وجود دارد. راندمان بالای سیستم های سیلابی به این دلیل است که با تزریق آب فشار مخزن را افزایش می دهند و در نتیجه نفت به طور موثرتری از فضای منافذ به سمت چاه های تولیدی فشرده می شود. مزیت اصلی چنین سیستم هایی این است که در هنگام سیلاب، شدت استخراج نفت از مخزن افزایش می یابد. از سوی دیگر، چنین روش هایی برای حفظ فشار مخزن خطر سیلابی سازنده های تولیدی را به همراه دارد. زمانی ممکن است که آب تزریق شده از روغن جلو بیفتد و از نفوذ پذیرترین مناطق عبور کند. در این حالت، بخشی از نفت موجود در مخزن به اصطلاح در ستون هایی جدا می شود که به نوبه خود استخراج آن را پیچیده می کند. بسیار مهم است که بتوانیم فرآیندهای سیلابی را تنظیم کنیم. روش های کنترل بر اساس تغییرات در تزریق آب و میزان برداشت نفت نیازمند اطلاعاتی در مورد تغییرات جاری در مخزن است. کنترل سیلاب یکی از مهمترین و مشکلات پیچیدهتوسعه میادین نفتی در حال حاضر، بیش از 70 درصد نفت از میادینی تولید می‌شود که با حفظ فشار مخزن از طریق سیلاب، بهره برداری می‌شوند. یکی از موضوعات اصلی در توسعه منطقی میادین نفتی با رژیم طبیعی کشسان-فشار آب و همچنین استفاده از سیلابی کانتوری و درون مداری، کنترل و تنظیم پیشروی خطوط نفتی است.
هدف از کنترل ژئوفیزیک به دست آوردن اطلاعاتی در مورد وضعیت و تغییرات رخ داده در سازندهای تولیدی در طول عملیات آنهاست. در عین حال، روش های ژئوفیزیکی به معنای تمام روش هایی است که تاکنون در قلمرو میدان انجام شده است. در حال حاضر، کنترل توسعه با روش‌شناسی، روش‌ها و تجهیزات خاص خود به یک جهت جداگانه تبدیل شده است. با استفاده از این روش ها می توانید مشکلات زیر را حل کنید:
1. تعیین موقعیت و نظارت بر پیشرفت OWC و GOC در فرآیند جابجایی نفت از مخزن.
2. کنترل حرکت جلوی آب تزریق در سراسر سازند.
3. ارزیابی ضرایب اشباع نفت جریان و نهایی و بازیافت نفت مخازن.
4. مطالعه بازیافت و تزریق (توانایی سازند برای پذیرش آب تزریقی) چاه ها.
5. ایجاد وضعیت سیالات در چاه.
6. مکان هایی را که آب وارد چاه می شود و روغن و آب در آنولوس جریان می یابد، مشخص کنید.
7. ارزیابی وضعیت فنی چاه های تولید و تزریق.
8. حالت کار را مطالعه کنید تجهیزات تکنولوژیکیچاه های تولیدی؛
9. شفاف سازی کنید ساختار زمین شناسیو ذخایر نفتی
تا پایان دهه 40 قرن بیستم، OWC عمدتاً با استفاده از داده‌های ثبت الکتریکی مورد مطالعه قرار می‌گرفت. این، به طور طبیعی، محدودیت های خود را تحمیل کرد: تحقیقات فقط در چاه های باز انجام شد، بنابراین، زمین شناسان اطلاعاتی در مورد موقعیت اولیه تماس آب و نفت، خطوط اولیه حامل نفت، اشباع نفت، و فواصل سوراخ دریافت کردند. حرکت خطوط نفتی داخلی را فقط می توان با ظاهر آب در چاه های تولید ردیابی کرد.
در دهه 50 قرن بیستم، با معرفی چوب رادیواکتیو، فرصت واقعیایجاد روش‌هایی برای جداسازی مخازن نفت‌بر و آبخوان در چاه‌های محفظه‌ای. با این حال، نتایج این روش ها تنها در صورتی قابل اعتماد است که ثابت شود که آب از سایر سازندها به دلیل نقض ستون یا مسدود شدن چاه وارد چاه نمی شود. هنگام نظارت بر توسعه، نکته اصلی تفاوت در خواص نوترونی آب سازند معدنی است. مطلوب ترین شرایط در مکان هایی با کانی سازی آب سازند بیش از 100 گرم در لیتر (لایه های دونین و کربنیفر استان نفت و گاز ولگا-اورال ~ 300 گرم در لیتر) وجود دارد. وضعیت با کانی سازی 20-30 گرم در لیتر (سیبری غربی) بدتر است. در این مورد، آنها به روش‌های نوترون پالسی (PNN) متوسل می‌شوند، که به طور قابل توجهی حساسیت به خواص نوترونی سازند را افزایش می‌دهد. همراه با روش‌های ثابت و پالسی، روش‌های رادیویی، دماسنجی، ثبت صوتی، دبیتومتری و همچنین تکنیک‌های تفسیر ویژه هنگام نظارت بر توسعه گسترده شده‌اند.