Base geologica per lo sviluppo di giacimenti di petrolio, gas e condensati di gas

Un pozzo è un'apertura cilindrica di miniera, costruita senza accesso umano e avente un diametro molte volte inferiore alla lunghezza. L'inizio del pozzo si chiama bocca, la superficie cilindrica si chiama parete o tronco e il fondo si chiama fondo. La distanza dall'imboccatura al fondo lungo l'asse del pozzo determina la lunghezza del pozzo e, a seconda della proiezione dell'asse sulla verticale, la sua profondità. Il diametro iniziale massimo dell'olio e gas i pozzi solitamente non superano i 900 mm e quello finale raramente è inferiore a 165 mm.

La perforazione di un pozzo è un processo tecnologico complesso per la costruzione di un pozzo perforazione pozzi, consistente nelle seguenti principali operazioni:

Approfondimento dei pozzi distruggendo le rocce con uno strumento di perforazione;

Rimozione della roccia trivellata da un pozzo;

Fissaggio del pozzo durante il suo approfondimento con colonne di rivestimento;

Realizzazione di un complesso di lavori geologici e geofisici per lo studio delle rocce e l'individuazione degli orizzonti produttivi;

Abbassamento alla profondità di progetto e cementazione dell'ultimo involucro (di produzione).

In base alla natura della distruzione delle rocce, si distinguono metodi meccanici e non meccanici. perforazione. I metodi meccanici includono metodi rotazionali (rotativo, a turbina, a turbina a getto). perforazione e perforazione utilizzando un trapano elettrico e motori a vite), in cui la roccia viene distrutta mediante uno strumento per il taglio della roccia (punta da trapano) premuto sul fondo e metodi di impatto. I metodi di perforazione non meccanici (termici, elettrici, esplosivi, idraulici, ecc.) non hanno ancora trovato ampia applicazione industriale.

Durante la perforazione per petrolio e gas, la roccia viene distrutta dalle punte di perforazione e il fondo dei pozzi viene solitamente ripulito dalla roccia perforata con flussi di fluido di perforazione a circolazione continua (fluido di perforazione); meno spesso, il fondo viene spurgato con un fluido di perforazione gassoso. agente.

I pozzi vengono perforati verticalmente (deviazione fino a 2¸3°). Se necessario viene utilizzata la perforazione inclinata: direzionale, a grappolo, multiforo, a doppia canna).

L'approfondimento dei pozzi avviene distruggendo il fondo su tutta l'area (senza carotaggio) o sulla parte periferica (con carotaggio). In quest'ultimo caso al centro del pozzo rimane una colonna di roccia (nucleo) che viene periodicamente sollevata in superficie per studiare la sezione di roccia attraversata.

I pozzi vengono perforati a terra e in mare aperto utilizzando impianti di perforazione.

Gli scopi e gli scopi dei pozzi trivellati sono diversi. I pozzi di produzione vengono posati in un campo che è stato completamente esplorato e preparato per lo sviluppo. Nella categoria produzione rientrano non solo i pozzi con cui si estrae petrolio e gas (pozzi di produzione), ma anche i pozzi che consentono l'efficace sviluppo di un giacimento (pozzi di appraisal, di iniezione, di osservazione).

I pozzi di valutazione sono progettati per chiarire la modalità operativa del giacimento e il grado di esaurimento delle sezioni del giacimento, nonché per chiarire lo schema del suo sviluppo.

I pozzi di iniezione vengono utilizzati per organizzare l'iniezione periferica e intracircuito di acqua, gas o aria nella formazione di produzione al fine di mantenere la pressione del giacimento.

Vengono costruiti pozzi di osservazione per monitorare sistematicamente il regime di sviluppo del campo.

La progettazione di un pozzo di produzione è determinata dal numero di file di tubi calati nel pozzo e cementati durante il processo di perforazione per una perforazione riuscita dei pozzi, nonché attrezzatura il suo massacro.

Le seguenti file di tubi vengono abbassate nel pozzo:

2. Conduttore - per fissare gli intervalli instabili superiori del taglio, isolare gli orizzonti con le acque sotterranee, installare all'imboccatura del dispositivo antiscottamento attrezzatura.

3. Involucro intermedio (uno o più) - per prevenire possibili complicazioni quando si perforano intervalli più profondi (quando si perfora lo stesso tipo di sezione di rocce forti, la corda del rivestimento potrebbe essere assente).

4. Stringa di produzione - per isolare gli orizzonti ed estrarre petrolio e gas dal giacimento alla superficie. Operativo la colonna è dotata di elementi della colonna e dell'attrezzatura dell'involucro (imballatori, pattino, valvola di ritegno, centralizzatore, anello di spinta, ecc.).

Un pozzo è detto a corda singola se è composto solo da operativo colonna, due colonne - in presenza di una colonna intermedia e di produzione, ecc.

La testa pozzo è dotata di testa involucro (tubazione a colonna). La testa della colonna è progettata per isolare gli spazi intercolonna e controllare la pressione al loro interno. Si installa su filetto o mediante saldatura sulla dima. Intermedio e operativo le colonne sono sospese su cunei o su un giunto.

La perforazione a grappolo è comune nei campi della Siberia occidentale. La perforazione a grappolo è la costruzione di gruppi di pozzi da una base comune di un'area limitata su cui si trova un impianto di perforazione e attrezzatura. Viene prodotto in assenza di siti convenienti per gli impianti di perforazione e per ridurre i tempi e i costi di perforazione. La distanza tra le teste pozzo è di almeno 3 m.

L'energia di giacimento è l'insieme di quei tipi di energia meccanica e termica dei fluidi (olio, gas e acqua nelle rocce, caratterizzate da fluidità) e delle rocce che possono essere praticamente utilizzate nella selezione olio e gas. I principali:

1. Energia di pressione delle acque marginali dei giacimenti petroliferi e gas.

2. Energia di compressione elastica di roccia e fluidi, incluso gas, rilasciato nella fase libera dallo stato disciolto quando la pressione diminuisce.

3. Parte dell'energia gravitazionale degli strati sovrastanti, spesa per deformazioni plastiche del giacimento causate da una diminuzione della pressione del giacimento nel giacimento a seguito del ritiro del fluido da esso.

4. Il calore del fluido portato in superficie durante il funzionamento del pozzo. Non tutta l'energia della formazione è praticamente significativa, ma solo quella parte che può essere utilizzata con sufficiente efficienza durante il funzionamento dei pozzi.

Sviluppo di giacimenti minerari: un sistema di misure organizzative e tecniche per produzione minerali dal sottosuolo. Sviluppo olio E gas i depositi vengono effettuati utilizzando pozzi trivellati. A volte viene utilizzata una mina produzione di olio(Yaregskoe olio deposito, Repubblica dei Komi).

Sviluppo del petrolio e giacimenti di gas- un campo scientifico in intenso sviluppo. Il suo ulteriore sviluppo sarà associato all'uso di nuove tecnologie per l'estrazione del petrolio dal sottosuolo, nuovi metodi per riconoscere la natura dei processi in situ, l'uso di metodi avanzati per pianificare l'esplorazione e lo sviluppo dei giacimenti, l'uso di sistemi di controllo automatizzati per i processi di estrazione dei minerali dal sottosuolo, lo sviluppo di metodi per la contabilità dettagliata della struttura degli strati e dei processi naturali che si verificano in essi sulla base di modelli deterministici implementati su potenti computer.

Sviluppo campi petroliferiè un campo complesso indipendente della disciplina scientifica e ingegneristica, che ha le proprie sezioni speciali relative allo studio di sistemi e tecnologie per lo sviluppo del campo, la pianificazione e l'implementazione del principio di base dello sviluppo, della progettazione e della regolamentazione dello sviluppo del campo.

La scienza dello sviluppo dei giacimenti petroliferi è l'implementazione dell'estrazione su base scientifica dal sottosuolo degli idrocarburi e dei minerali associati in essi contenuti. La differenza fondamentale tra lo sviluppo dei giacimenti petroliferi e le altre scienze è che l’ingegnere dei giacimenti non ha accesso diretto ai giacimenti petroliferi. Tutte le informazioni provengono da pozzi perforati.

I giacimenti petroliferi e di gas sono accumuli di idrocarburi nella crosta terrestre, confinati in una o più strutture geologiche localizzate. I depositi di idrocarburi inclusi nei giacimenti si verificano solitamente in strati o massicci di rocce porose e permeabili che hanno diverse distribuzioni sotterranee e diverse proprietà geologiche e fisiche.

Il petrolio, che si trova in formazioni porose, è soggetto alla pressione idrostatica e alla pressione delle acque di contorno. Gli strati subiscono la pressione rocciosa, ovvero il peso delle rocce sovrastanti. Un tappo del serbatoio può trovarsi sopra un serbatoio di petrolio, esercitando pressione sul serbatoio. All'interno del giacimento agiscono le forze elastiche del petrolio, del gas, dell'acqua e delle rocce di formazione.

Petrolio, acqua, gas e strati saturanti hanno densità diverse e sono distribuiti in depositi in base alla manifestazione delle forze gravitazionali. Liquidi immiscibili - olio e acqua, essendo in contatto in piccoli pori e capillari, sono soggetti all'azione delle forze molecolari superficiali e in contatto con la roccia solida - tensione bagnante. Quando inizia lo sfruttamento della formazione, l'equilibrio naturale di queste forze viene interrotto a causa di una diminuzione della pressione nel serbatoio e inizia la loro manifestazione più complessa, a seguito della quale inizia il movimento dei fluidi nella formazione. A seconda delle forze che prevalgono che causano questo movimento, si distinguono diverse modalità operative dei serbatoi di petrolio.

1. 2. Modalità operative dei giacimenti petroliferi

La modalità operativa di un giacimento è la manifestazione del tipo predominante di energia di giacimento durante il processo di sviluppo.

Esistono cinque modalità di funzionamento dei giacimenti petroliferi: elastico; pompa dell'acqua; gas disciolto; pressione del gas; gravitazionale; misto. Questa divisione in regimi in “forma pura” è molto arbitraria. Nello sviluppo sul campo reale si notano principalmente modalità miste.

Modalità elastica o elastica chiusa

In questa modalità, l'olio viene spostato dal mezzo poroso a causa dell'espansione elastica dei liquidi (olio e acqua), nonché di una diminuzione (compressione) del volume dei pori con una diminuzione della pressione del giacimento. Volume totale di liquido. prelevato dalla formazione a causa di queste forze è determinato dalla capacità elastica delle rocce, dalla saturazione di questo volume con liquido e dall'entità della diminuzione della pressione della formazione

Ql = (Rpl. inizio – Rtek) Vp *

*= m n+ Dove

* - capacità elastica

n - capacità elastica della roccia

g - capacità elastica del liquido

m-porosità

Rpl start e P tek – pressione iniziale e attuale del serbatoio

La condizione principale per il regime elastico è che la pressione del giacimento e del fondo pozzo superi la pressione di saturazione, quindi il petrolio si trova in uno stato monofase.

Se il deposito è litologicamente o tettonicamente limitato, sigillato, allora appare un regime elastico chiuso.

Nel volume dell'intero giacimento, la riserva elastica di petrolio costituisce solitamente una piccola frazione (circa il 5-10%) rispetto alla riserva totale, ma può esprimere una quantità di petrolio abbastanza elevata in unità di massa.

Questo regime è caratterizzato da una significativa diminuzione della pressione del giacimento durante il periodo iniziale di prelievo del petrolio e da una diminuzione delle portate del petrolio

Modalità pressione elastica dell'acqua o pressione dell'acqua

Se l'area marginale del giacimento petrolifero ha accesso alla superficie diurna o l'area della falda acquifera è estesa e il giacimento al suo interno è altamente permeabile. quindi il regime di tale formazione sarà la naturale pressione elastica dell'acqua. L'olio viene spostato dal serbatoio dalla pressione dell'acqua di contorno o di fondo. Quando si verifica l'equilibrio (bilanciamento) tra il prelievo del liquido dal giacimento e l'ingresso dell'acqua marginale o di fondo nel giacimento, si manifesta un regime di pressione dell'acqua, chiamato anche pressione dell'acqua dura a causa dell'uguaglianza delle quantità dell'acqua selezionata liquido (olio, acqua) e l'acqua che invade il serbatoio.

Il regime è caratterizzato da una diminuzione insignificante del Rpl e da una riduzione costante del bacino petrolifero.

Regime artificiale di pressione dell'acqua

Nell'attuale fase di sviluppo dell'industria petrolifera, l'importanza predominante è lo sviluppo dei giacimenti di petrolio attraverso l'allagamento delle acque, cioè mediante l'iniezione di acqua. Nella modalità di pressione dell'acqua artificiale, la principale fonte di energia del serbatoio è l'energia dell'acqua pompata nel serbatoio. In questo caso, l'estrazione del fluido dalla formazione deve essere uguale al volume dell'acqua iniettata, quindi viene stabilito un regime rigido di pressione dell'acqua, caratterizzato dal coefficiente di compensazione dell'estrazione per iniezione.

Kcomp =

La compensazione per il recupero mediante iniezione è il rapporto tra il volume di acqua iniettata nella formazione e il volume di fluido prelevato dalla formazione in condizioni di giacimento.

Se Kcomp > o = 1, nel deposito si instaura un regime rigido di pressione dell'acqua.

Kcomp< 1. то упругий водонапорный режим.

La compensazione per l'estrazione mediante iniezione può essere attuale (in un dato momento) o accumulata (dall'inizio dello sviluppo).

Modalità gas disciolto

Con una bassa produttività del giacimento e un collegamento deteriorato con la zona di pressione dell'acqua, la pressione del giacimento alla fine diminuisce fino alla pressione di saturazione e al di sotto. Di conseguenza, il gas inizia a fuoriuscire dal petrolio, che si espande al diminuire della pressione e sposta il petrolio dal giacimento, ad es. l'afflusso di petrolio avviene a causa dell'energia di espansione del gas disciolto nel petrolio. Le bolle di questo gas, espandendosi, promuovono il petrolio e si muovono lungo la formazione fino al fondo dei pozzi.

Nella maggior parte dei casi, il gas rilasciato dal petrolio galleggia sotto l'influenza della gravità, formando un tappo del gas (secondario) e si sviluppa il regime del tappo del gas.

L'effetto del processo di spostamento del petrolio dovuto all'energia del gas è insignificante, perché Le riserve energetiche del gas si esauriscono molto prima che il petrolio possa essere prelevato.

Lo sviluppo dei depositi in questa modalità è accompagnato da:

una rapida diminuzione del serbatoio P e una diminuzione delle portate dei pozzi;

il contorno del cuscinetto d'olio rimane invariato.

Modalità pressione del gas

si manifesta in depositi petroliferi con un ampio tappo del serbatoio. Un tappo del gas si riferisce all'accumulo di gas libero sopra un giacimento di petrolio.

Il petrolio scorre verso il fondo principalmente a causa dell'energia di espansione del gas del tappo del gas a una saturazione Ppl inferiore a P. Lo sviluppo dei depositi è accompagnato dal movimento del contatto gasolio, dalla penetrazione del gas nei pozzi e dall'aumento del fattore gas. L'efficienza dell'estrazione del petrolio da un giacimento varia ampiamente a seconda delle proprietà del giacimento, dell'inclinazione del giacimento, della viscosità del petrolio, ecc. Un regime rigoroso di pressione del gas è possibile solo con l'iniezione continua di una quantità sufficiente di gas nel tappo del serbatoio.

Modalità gravità

Il regime gravitazionale si sviluppa con il completo esaurimento di tutti i tipi di energia. Il petrolio dal giacimento cade sul fondo del pozzo sotto l'influenza della gravità (gravità), dopo di che viene estratto.

Si distinguono le seguenti tipologie:

1) regime gravitazionale con un contorno petrolifero in movimento (pressione-gravità), in cui l'olio, sotto l'influenza del proprio peso, si sposta lungo l'avvallamento di una formazione ripida e ne riempie le parti inferiori; le portate del pozzo sono piccole e costanti;

2) regime gravitazionale con un contorno stazionario del cuscinetto petrolifero (con una superficie libera), in cui il livello del petrolio è al di sotto del tetto di una formazione orizzontale. Le portate del pozzo sono inferiori a quelle della modalità pressione-gravità e diminuiscono lentamente nel tempo.

La modalità gravità e la modalità gas disciolto sono raramente la principale forza trainante, tuttavia, accompagnando il processo di estrazione del petrolio, possono aumentare il recupero del petrolio fino a 0,2.

Modalità miste

In conclusione, va notato che il serbatoio dell'olio funziona raramente in una qualsiasi modalità durante l'intero periodo di funzionamento.

Il regime in cui è possibile la manifestazione simultanea delle energie del gas disciolto, dell'elasticità e della pressione dell'acqua, il gas è chiamato misto. Le condizioni naturali del deposito contribuiscono solo allo sviluppo di una determinata modalità operativa. Un regime specifico può essere stabilito, mantenuto o sostituito da altri modificando la velocità di selezione e il prelievo totale del liquido, introducendo energia aggiuntiva nel serbatoio, ecc.

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INTRODUZIONE

All’inizio del XX secolo il petrolio industriale veniva prodotto solo in 19 paesi. Nel 1940 c'erano 39 paesi di questo tipo, nel 1972-62, nel 1989-79. Il numero dei paesi produttori di gas è cresciuto in modo simile. Oggigiorno il petrolio e il gas vengono prodotti in tutte le parti del mondo tranne che in Antartide.

La geografia dei giacimenti di petrolio e gas, così come i volumi di produzione delle risorse energetiche, hanno subito cambiamenti significativi nel tempo.

A metà del XIX secolo, i leader nella produzione di petrolio erano la Russia (regione di Baku) e gli Stati Uniti (Pennsylvania). Nel 1850 in Russia furono prodotte 101mila tonnellate di petrolio e il totale nel mondo era di 300mila tonnellate.

Nel 1900 venivano già prodotte circa 20 milioni di tonnellate di petrolio, di cui in Russia - 9,9 milioni di tonnellate, negli Stati Uniti - 8,3, nelle Indie orientali olandesi (Indonesia) - 0,43, in Romania e Austria Ungheria - 0,33 ciascuna, in Giappone - 0,11, in Germania - 0,05.

Alla vigilia della prima guerra mondiale, la produzione di petrolio negli Stati Uniti aumentò notevolmente. Il Messico è diventato uno dei principali paesi produttori di petrolio. La produzione di petrolio nei paesi del mondo nel 1913 era: USA - 33 milioni di tonnellate, Russia - 10,3, Messico - 3,8, Romania - 1,9, Indie orientali olandesi - 1,6, Polonia - 1,1.

Nel 1920, il mondo ha prodotto 95 milioni di tonnellate di petrolio, nel 1945 - oltre 350 tonnellate, nel 1960 - oltre 1 miliardo di tonnellate.

Nella seconda metà degli anni '60, i principali paesi produttori di petrolio erano Venezuela, Kuwait, Arabia Saudita, Iran e Libia. Insieme all’URSS e agli USA, rappresentavano fino all’80% della produzione mondiale di petrolio.

Nel 1970 nel mondo furono prodotte circa 2 miliardi di tonnellate di petrolio e nel 1995 - 3.1. L’Arabia Saudita è leader mondiale nella produzione annua di petrolio (dati del 1996) (392,0 milioni di tonnellate). Seguono gli Stati Uniti (323,0 milioni di tonnellate), i paesi della CSI (352,2), l’Iran (183,8), il Messico (142,2), la Cina (156,4), il Venezuela (147,8) e altri.

Si prevede che entro il 2005 la produzione globale totale di petrolio aumenterà fino a 3,9 miliardi di tonnellate all'anno.

L'uso diffuso del gas naturale è iniziato solo a metà del secolo scorso. Tra il 1950 e il 1970 la produzione di gas nel mondo è passata da 192 miliardi di m3 a 1 trilione. m3, cioè 5 volte. Ora sono circa 2mila miliardi. m3 Il consumo di energia nel mondo è in costante crescita. Naturalmente sorge la domanda: quanto dureranno? Le informazioni sulle riserve accertate di petrolio, nonché i loro volumi nel 1996, sono fornite nella tabella 1.

Regione, paese	Riserve provate	Produzione di petrolio nel 1996	Rapporto inventario
		% del mondo		% del mondo
Asia e Oceania, totale
Compreso:
Indonesia
Totale Nord e America Latina
Compreso:
Venezuela
Africa, totale
Compreso:
Vicino e Medio Oriente
Compreso:
Arabia Saudita
Europa dell'Est, totale
Compreso:
Europa occidentale, totale
Compreso:
Norvegia
Gran Bretagna
Totale nel mondo

Uno dei compiti principali dello sviluppo socioeconomico della Federazione Russa è la creazione di un'economia efficace e competitiva. In tutte le opzioni e scenari per lo sviluppo economico per i prossimi 10 - 20 anni Risorse naturali, principalmente combustibili fossili e risorse energetiche, saranno il principale fattore di crescita economica del Paese.

Con il 2,8% della popolazione e il 12,8% del territorio mondiale, la Russia possiede l'11-13% delle risorse previste, circa il 5% delle riserve accertate di petrolio, il 42% delle risorse e il 34% delle riserve di gas naturale, circa il 20% delle riserve accertate di pietra e il 32% delle riserve di lignite. La produzione totale nel corso dell’intera storia dell’utilizzo delle risorse ammonta attualmente a circa il 20% delle risorse recuperabili previste per il petrolio e al 5% per il gas. La disponibilità di riserve accertate di combustibile per la produzione è stimata per diversi decenni per il petrolio e il gas, e molto più elevata per il carbone e il gas naturale.

Attualmente, la produzione di petrolio è effettuata da 37 società per azioni che fanno parte di società verticalmente integrate, 83 organizzazioni e società per azioni con capitale russo, 43 organizzazioni con capitale straniero, 6 filiali di OJSC Gazprom.

Nel gennaio 2000, più di 1.200 giacimenti di petrolio e gas sono in fase di sviluppo, situati in varie regioni del paese: dall'isola di Sakhalin a est alla regione di Kaliningrad a ovest, dal territorio di Krasnoyarsk a sud fino allo Yamalo-Nenets Distretto nel nord.

Produzione di petrolio nel complesso oleario dal 1991 al 1993. è diminuito da 462 a 350 milioni di tonnellate, ovvero di 112 milioni di tonnellate. Dal 1993 al 1997 -- da 350 a 305 milioni di tonnellate, cioè di 45 milioni di tonnellate. Dal 1997 al 2000, la produzione di petrolio si è stabilizzata al livello di 303 - 305 milioni di tonnellate, mentre nei 6 mesi del 2002 sono state prodotte 157 milioni di tonnellate (Figura 1). Il taglio dell'acqua dei prodotti realizzati è di poco superiore all'82%. La portata media del flusso di petrolio di un pozzo è di 7,4 tonnellate al giorno. Il grado di esaurimento delle riserve petrolifere delle categorie A, B, C1 nei giacimenti sviluppati in tutta la Russia è del 52,8%. Il maggiore esaurimento delle riserve si osserva nelle regioni del Caucaso settentrionale (82,2%) e del Volga (77,8%), il più basso nella Siberia occidentale (42,8%) e nell'Estremo Oriente (40,2%). Una parte significativa delle attuali riserve petrolifere recuperabili è dispersa in formazioni allagate, in formazioni a bassa permeabilità, in zone sub-gas e olio-acqua, il che crea notevoli difficoltà nella loro estrazione.

La distribuzione dell’attuale produzione petrolifera per regione non corrisponde pienamente alla distribuzione delle attuali riserve recuperabili. Pertanto, la Siberia occidentale fornisce quasi il 68% della produzione petrolifera in Russia (riserve recuperabili 71,7%), la regione del Volga - 13,6% (riserve recuperabili 6,5%), la regione degli Urali - 13,1% (riserve recuperabili 8,5%), il Nord Europa - 3,9% (riserve recuperabili 6,4%), Estremo Oriente - 0,6% (riserve recuperabili 2,6%).

Per il periodo dal 1991 al 1998. In Russia sono stati messi in funzione 251 giacimenti petroliferi. La produzione di petrolio da tutti i giacimenti commissionati nel 1999 ammontava a 15,5 milioni di tonnellate.

Nel periodo dal 2000 al 2015. Si prevede di mettere in funzione almeno 242 giacimenti e di garantire la produzione di 17,4 milioni di tonnellate di petrolio nel 2005, ovvero il 4,8% della produzione totale di petrolio e gas condensato in Russia. Nel 2010, la produzione di petrolio dai nuovi giacimenti dovrebbe ammontare a 59,2 milioni di tonnellate (15,7% del totale) e nel 2015 a 72,1 milioni di tonnellate (20,7% del totale).

I futuri livelli di produzione di petrolio in Russia saranno determinati principalmente dai seguenti fattori: il livello dei prezzi mondiali del carburante, le condizioni fiscali e conquiste scientifiche e tecniche nell'esplorazione e nello sviluppo dei giacimenti, nonché la qualità della base delle materie prime esplorate.

I calcoli mostrano che i livelli di produzione di petrolio in Russia potranno essere raggiunti nel 2010 e nel 2020. 335 e 350 milioni di tonnellate, rispettivamente, in condizioni sfavorevoli, bassi prezzi mondiali e mantenimento delle attuali condizioni fiscali, questi indicatori non saranno raggiunti.

La Siberia occidentale resterà anche in futuro la principale regione produttrice di petrolio della Russia, anche se entro il 2020 la sua quota scenderà al 58-55% rispetto al 68% attuale. Dopo il 2010, la produzione di petrolio su larga scala inizierà nella provincia di Timan-Pechora, sulla piattaforma dei mari settentrionali del Caspio, in Siberia orientale. Totale nell'est della Russia (incluso Lontano est) entro il 2020 rappresenterà il 15-20% della produzione petrolifera del paese.

Rimane estremamente problema acuto utilizzo del gasolio, la cui produzione resta non redditizia. Il suo prezzo è regolato dallo Stato e attualmente ammonta a circa 300 rubli per 1000 m3. A causa del basso prezzo del gas di petrolio fornito agli impianti di lavorazione del gas, le raffinerie di petrolio non sono interessate ad aumentare la fornitura per la lavorazione e cercano altre opzioni per il suo utilizzo o bruciano il gas, causando danni ambiente. A causa della diminuzione dei volumi di produzione di petrolio e, di conseguenza, delle risorse di gasolio sottoposto a lavorazione, la produzione di prodotti commerciabili nell'impianto di lavorazione del gas sta diminuendo, il che ha portato ad una diminuzione della produzione di materie prime per la produzione petrolchimica.

Le informazioni sulla produzione di idrocarburi liquidi da parte di varie compagnie petrolifere in Russia sono riportate nella Tabella 2.

PRODUZIONE DI PETROLIO IN RUSSIA NEL 1997 - 1999

Aziende
Surgutneftegaz
Tatneft
Sibneft
Bashneft
Rosneft
Slavneft
NK orientale
Totale in Russia

In termini di volumi di produzione di petrolio, il leader tra le compagnie petrolifere nazionali è LUKOIL. Nel 2001 in Russia ne sono state prodotte 76,1 milioni di tonnellate; Kazakistan, Azerbaigian ed Egitto: 2,2 milioni di tonnellate.

YUKOS può diventare un serio concorrente di LUKOIL. Secondo i rapporti GAAP di YUKOS e LUKOIL per 9 mesi del 2001, l'utile netto di YUKOS per barile di petrolio prodotto è di 7,8 dollari, mentre quello di LUKOIL è di 3,8 dollari. I costi di YUKOS sono tre volte inferiori a quelli di LUKOIL e la sua redditività è doppia. Inoltre, poiché il costo del petrolio Yukos è il più basso tra le compagnie petrolifere nazionali, altre soffriranno meno del possibile prossimo calo dei prezzi del petrolio. Questo è ovviamente il motivo per cui, alla fine del 2001, il volume delle vendite di LUKOIL sul mercato interno è diminuito del 14%, mentre per YUKOS questa cifra è aumentata del 10%.

Nel 2002 la YUKOS prevede di produrre 71,5 milioni di tonnellate di petrolio, superando così del 24,3% le cifre dell'anno scorso. Il volume degli investimenti nell'esplorazione e nella produzione ammonterà a 775 milioni di dollari e entro il 2005 YUKOS intende produrre 80 milioni di tonnellate di petrolio all'anno.

La Russia è uno dei pochi paesi al mondo che soddisfa pienamente il proprio fabbisogno di gas risorse proprie. Al 1° gennaio 1998, le sue riserve accertate di gas naturale ammontavano a 48,1 trilioni. m3, cioè circa il 33% del mondo. Le potenziali risorse di gas nel nostro Paese sono stimate in 236 trilioni. m3.

Attualmente, il paese ha 7 regioni produttrici di gas: settentrionale, nord-caucasica, Volga, Urali, Siberia occidentale, Siberia orientale ed Estremo Oriente. La distribuzione delle riserve di gas tra loro è la seguente: la parte europea del paese - 10,8%, la regione della Siberia occidentale - 84,4%, le regioni della Siberia orientale e dell'Estremo Oriente - 4,8%.

La produzione di gas in Russia è diminuita negli ultimi anni: nel 1991 - 643 miliardi di m3, nel 1992 - 641 miliardi di m3, nel 1993 - 617 miliardi di m3, nel 1994 - 607 miliardi di m3, nel 1995 - 595 miliardi di m3.

Nel 1999 la produzione di gas ammontava a circa 590 miliardi di m3. La diminuzione della produzione di gas è causata da una diminuzione della domanda di gas, che a sua volta è causata da una diminuzione produzione industriale e un calo della solvibilità dei consumatori.

La principale società produttrice di gas in Russia è RAO Gazprom, fondata nel febbraio 1993 (in precedenza di proprietà statale).

RAO Gazprom è la più grande compagnia di gas del mondo, la cui quota nella produzione globale è pari a 22 %. La partecipazione di controllo in RAO Gazprom (40%) è di proprietà dello Stato.

Dopo il 2000 è previsto un aumento della domanda di gas in Russia. La sua produzione aumenterà di conseguenza: nel periodo dal 2001 al 2030 si prevede che ne verranno estratti 24,6 trilioni. m3 di gas, portando la produzione annua a 830…840 miliardi di m3 entro il 2030. Le prospettive di aumento della produzione di gas sono associate allo sviluppo di giacimenti nel nord della regione di Tyumen (regione di Nadym-Pur-Tazovsky, penisola di Yamal), nonché al più grande giacimento di gas condensato di Shtokman in Europa (Mare di Barents).

Nella regione di Nadym-Pur-Tazovsky è iniziato lo sviluppo dei giacimenti Yubileinoye, Yamsoveyskoye e Kharvutinskoye con una produzione annua totale di 40 miliardi di m3. Nel 1998 è iniziata la produzione di gas nel giacimento di Zapolyarnoye, che dovrebbe essere aumentata a 90...100 miliardi di m3 nel 2005.

Nella penisola di Yamal, le riserve accertate di gas ammontano attualmente a 10,2 trilioni. m3. Si prevede che il livello massimo di produzione di gas nella penisola di Yamal sarà di 200...250 miliardi di m3.

Dopo il 2005 è previsto lo sviluppo su larga scala del giacimento di gas condensato di Shtokman, in conformità con le esigenze del mercato europeo e della regione nordoccidentale della Russia. Il livello previsto di produzione di gas qui è di 50 miliardi di m3 all'anno.

La Russia è il più grande esportatore mondiale di gas naturale. Le consegne di “oro blu” iniziarono nel 1966 alla Polonia. Successivamente furono organizzate in Cecoslovacchia (1967), Austria (1968) e Germania (1973). Attualmente il gas naturale proveniente dalla Russia viene fornito anche a Bulgaria, Bosnia, Ungheria, Grecia, Italia, Romania, Slovenia, Turchia, Finlandia, Francia, Croazia, Svizzera, Paesi baltici e Stati della CSI (Bielorussia, Georgia, Kazakistan, Moldavia, Ucraina). Nel 1999, ai paesi vicini e lontani all'estero sono stati forniti 204 miliardi di m3 di gas e la previsione per il 2010 è di 278,5 miliardi di m3.

Gli obiettivi e le priorità più importanti per lo sviluppo dell’industria del gas russa sono:

aumentare la quota del gas naturale nella produzione totale di risorse energetiche;

espansione delle esportazioni di gas russo;

rafforzamento della base di materie prime dell'industria del gas;

ricostruzione Sistema unificato fornitura di gas al fine di aumentarne l’affidabilità e l’efficienza economica;

lavorazione profonda e utilizzo integrato di materie prime idrocarburiche.

1. BASI GEOLOGICHE DELLO SVILUPPO DEI GIACIMENTI DI PETROLIO E GAS

Sin dai tempi antichi, le persone hanno utilizzato petrolio e gas laddove si trovavano naturalmente sulla superficie della terra. Tali uscite si verificano ancora oggi. Nel nostro paese - nel Caucaso, nella regione del Volga, negli Urali, sull'isola di Sakhalin. All'estero: in Nord e Sud America, Indonesia e Medio Oriente.

Tutte le manifestazioni superficiali di petrolio e gas sono limitate alle aree montuose e alle depressioni intermontane. Ciò si spiega con il fatto che, a seguito di complessi processi di formazione delle montagne, gli strati contenenti petrolio e gas, che precedentemente si trovavano a grandi profondità, sono finiti vicino alla superficie o addirittura sulla superficie della terra. Inoltre, nelle rocce compaiono numerose rotture e fessure, che vanno a grandi profondità. Portano in superficie petrolio e gas naturale.

1.1Zdepositi di idrocarburi allo stato naturale

Un giacimento naturale è un serbatoio naturale di petrolio, gas e acqua (all'interno del quale può avvenire la circolazione di sostanze mobili), la cui forma è determinata dal rapporto del giacimento con le rocce scarsamente permeabili che lo ospitano.

Tipi: strati, massicci, lenticolari (litologicamente limitati su tutti i lati).

Serbatoio(Figura 1.1) è un serbatoio limitato per un'ampia area nel tetto e nella base da rocce scarsamente permeabili. La particolarità di un tale serbatoio è la conservazione dello spessore e della composizione litologica su una vasta area.

Sotto un enorme serbatoio comprendere strati spessi di rocce, costituiti da molti strati permeabili, non separati tra loro da rocce scarsamente permeabili.

La maggior parte dei serbatoi massicci, diffusi soprattutto su piattaforme, sono rappresentati da strati calcareo-dolomitizzati.

Le rocce scarsamente permeabili ricoprono l'intero spessore dall'alto. In base alla natura delle rocce che li compongono, i grandi serbatoi si dividono in due gruppi:

1. serbatoi massicci omogenei - composti da uno strato relativamente omogeneo di rocce, principalmente carbonatiche (Figura 1.2a).

2. serbatoi massicci eterogenei: lo spessore della roccia è eterogeneo. Litologicamente può essere rappresentato, ad esempio, dall'alternanza di calcari, sabbie e arenarie, ricoperti superiormente da argille. (Figura 1.2b)

Serbatoi forma irregolare, litologicamente limitato su tutti i lati Questo gruppo comprende serbatoi naturali di tutti i tipi, in cui gli idrocarburi gassosi e liquidi che li saturano sono circondati su tutti i lati da rocce praticamente impermeabili o da rocce sature di acqua debolmente attiva.

Qualunque sia il meccanismo di formazione degli idrocarburi, per la formazione di grandi accumuli di petrolio e gas devono essere soddisfatte una serie di condizioni:

presenza di rocce permeabili (serbatoi);

rocce impermeabili che limitano il movimento verticale di petrolio e gas (pneumatici);

così come una formazione di forma speciale, una volta in cui petrolio e gas si trovano in un vicolo cieco (trappola).

Una trappola è parte di un bacino naturale nel quale, grazie a vari tipi dislocazioni strutturali, restrizioni stratigrafiche o litologiche, nonché schermature tettoniche creano le condizioni per l'accumulo di petrolio e gas.

Il fattore gravitazionale provoca la distribuzione intrappolata di gas, petrolio e acqua per gravità specifica.

Strutturale (volta) -- formato a seguito di strati di piegatura;

Stratigrafico -- formatosi a seguito dell'erosione degli strati del serbatoio e quindi ricoprendoli con rocce impermeabili;

Tettonica -- Formatosi a seguito del movimento verticale delle aree rocciose l'una rispetto all'altra, il serbatoio nel sito di un disturbo tettonico può entrare in contatto con rocce impenetrabili.

Litologico- formatosi a seguito della sostituzione litologica di rocce porose permeabili con rocce impermeabili.

Circa l’80% dei depositi mondiali sono associati a trappole strutturali.

Accumulo di petrolio, gas, condensa e altri componenti utili associati, concentrati in una trappola, limitata alle superfici tipi diversi, in quantità sufficienti allo sviluppo industriale, è chiamato deposito.

Viene chiamata rispettivamente la superficie che separa petrolio e acqua o petrolio e gas acqua-olio O contatto gasolio. Si chiama così la linea di intersezione della superficie di contatto con il tetto della formazione contorno esterno capacità di contenere petrolio o gas e con il fondo della formazione - contorno interno contenuto di petrolio o gas (Figura 1.6). Viene chiamata la distanza più breve tra il tetto e il fondo di un serbatoio di petrolio e gas spesso.

Per giacimento di petrolio e gas si intende un insieme di giacimenti confinati geograficamente in un'area e combinati con una struttura tettonica favorevole. I concetti di deposito e deposito sono equivalenti; se in un'area esiste un solo deposito, si chiama tale deposito singolo strato. Viene solitamente chiamato un deposito che ha depositi in strati (orizzonti) di diversa affiliazione stratigrafica multistrato.

A seconda dello stato di fase e della composizione base dei composti idrocarburici nel sottosuolo, i giacimenti di petrolio e gas si dividono in olio, contenente solo olio saturo in varia misura di gas: gas, se contiene solo depositi di gas costituiti per più del 90% da metano, gas e petrolio E olio e gas(bifase). Nei giacimenti di gasolio la parte principale in volume è il petrolio e una parte minore è il gas; nei depositi di petrolio e gas il gas cap supera in volume la parte di petrolio. I depositi di petrolio e gas comprendono anche depositi con una parte di petrolio estremamente insignificante in volume: un bordo petrolifero. Gasolio condensato E condensa di petrolio e gas: in primo luogo, la parte principale di olio in termini di volume, e in secondo luogo, la parte di gas condensato (Figura 1.7).

I campi di gas condensato includono quei campi dai quali, quando la pressione scende alla pressione atmosferica, viene rilasciata una fase liquida, il condensato.

1,2 Fattori che determinano la struttura interna dei depositi

Proprietà capacitive delle rocce serbatoio

Rocce serbatoio e non-serbatoio.

Uno dei compiti più importanti nella fase di esplorazione e preparazione allo sviluppo dei depositi è lo studio struttura interna depositi di petrolio o gas.

Un giacimento è una roccia che ha proprietà geologiche e fisiche che garantiscono la mobilità fisica del petrolio o del gas nel suo spazio vuoto. La roccia serbatoio può essere saturata sia di petrolio che di gas e di acqua.

Vengono chiamate rocce con proprietà geologiche e fisiche tali da rendere fisicamente impossibile il movimento del petrolio o del gas al loro interno non collezionisti.

La struttura interna del deposito è determinata dalla diversa collocazione di non serbatoi e serbatoi, nonché di serbatoi con diverse proprietà geologiche e fisiche sia nella sezione che nell'area del deposito.

Di conseguenza, le proprietà capacitive di una roccia sono determinate dal suo vuoto, che è composto dal volume di pori, crepe e caverne.

In base al tempo di formazione si distinguono primario vuoto e secondario. I vuoti primari si formano nel processo di sedimentogenesi e diagenesi, cioè contemporaneamente alla formazione della roccia sedimentaria stessa, e i vuoti secondari si formano nelle rocce già formate.

Il vuoto primario è inerente a tutte le rocce sedimentarie, senza eccezioni, in cui si verificano accumuli di petrolio e gas: si tratta, prima di tutto, di pori intergranulari, spazi tra grandi resti di conchiglie, ecc. I vuoti secondari includono i pori delle caverne e le fessure formatesi durante il processo di dolomitizzazione dei calcari e la lisciviazione della roccia mediante la circolazione delle acque, nonché le fessure risultanti dai movimenti tettonici.

Porosità e struttura dello spazio dei pori

Evidenziare pieno, che spesso viene chiamato generale o assoluto, aprire, efficace E dinamico porosità.

Porosità totale comprende tutti i pori della roccia, sia isolati (chiusi) che aperti, comunicanti tra loro. Il coefficiente di porosità totale è il rapporto tra il volume totale dei pori in un campione di roccia e il suo volume apparente:

La porosità aperta è formata da pori comunicanti. Il coefficiente di porosità aperta è il rapporto tra il volume dei pori aperti e comunicanti e il volume visibile del campione:

Efficace tiene conto parte del volume dei pori interconnessi saturo di olio.

La porosità della roccia è caratterizzata quantitativamente coefficiente di porosità, che viene misurato come frazione o percentuale del volume della roccia.

La porosità di una roccia dipende in gran parte dalla dimensione dei pori e dei canali porosi che li collegano, che a loro volta sono determinati dalla composizione granulometrica delle particelle che compongono la roccia e dal grado di cementazione.

Quando si risolvono i problemi della geologia dei giacimenti di petrolio e gas, viene utilizzato il coefficiente di porosità aperta, che viene determinato sia da campioni in laboratorio che da indagini geofisiche dei pozzi.

La porosità aperta dei giacimenti di petrolio e gas varia ampiamente, da pochi punti percentuali al 35%. Per la maggior parte dei depositi la media è del 12-25%.

In serbatoi granulari grande influenza La posizione relativa dei grani influenza la porosità. Semplici calcoli mostrano che nel caso della disposizione cubica di grani meno densa mostrata nella (Figura 1.9), il coefficiente di porosità sarà del 47,6%. Questo numero può essere considerato una porosità massima teoricamente possibile per le rocce terrigene. Con un impaccamento più denso del terreno ideale (Figura 1.10), la porosità sarà solo del 25,9%.

Cavernosità

La natura cavernosa delle rocce è determinata dall'esistenza in esse di vuoti secondari sotto forma di caverne. La vacuità è caratteristica dei serbatoi di carbonato. Le razze dovrebbero essere distinte microcavernoso E macrocavernoso. I primi comprendono rocce con un gran numero di piccoli vuoti, con un diametro delle cavità (pori di lisciviazione) fino a 2 mm, i secondi - con cavità più grandi sparse nella roccia - fino a diversi centimetri.

Microcavernoso In pratica, i serbatoi carbonatici vengono spesso identificati con serbatoi porosi terrigeni, poiché in entrambi il serbatoio aperto è formato da piccoli vuoti interconnessi. Ma sia nell'origine che nelle proprietà ci sono differenze significative tra loro.

La cavità media delle rocce microcavernose non supera solitamente il 13 - 15%, ma può essere superiore.

Macrocavernoso I collezionisti nella loro forma pura sono rari, la loro vacuità non raggiunge più dell'1-2%. Con grandi spessori di depositi di carbonato produttivi e con tale capacità di serbatoio, le riserve di deposito possono essere molto significative.

Il coefficiente di cavernosità è uguale al rapporto tra il volume delle caverne al volume visibile del campione.

Poiché il processo di drenaggio del giacimento può coinvolgere prevalentemente macrocavità intersecate da macrocavità, lo studio delle macrocavità dovrebbe essere condotto congiuntamente allo studio della fratturazione.

Frattura

La fratturazione delle rocce (capacità di fessurazione) è causata dalla presenza di fessure al loro interno non riempite di materia solida. I depositi associati a serbatoi fratturati sono per lo più confinati a densi serbatoi di carbonato e in alcune aree (Carpazi orientali, regione di Irkutsk, ecc.) a depositi terrigeni. La presenza di un'estesa rete di fratture che penetrano questi densi giacimenti fornisce significativi afflussi di petrolio ai pozzi.

La qualità della roccia fratturata come serbatoio è determinata dalla densità e dall'apertura delle fratture.

In base alla dimensione delle crepe nella geologia dei giacimenti di petrolio e gas, ci sono: macrocrack larghezza superiore a 40 - 50 micron e microfessure larghezza fino a 40 - 50 micron

La capacità di fratturazione delle rocce serbatoio varia da frazioni percentuali all'1-2%.

Molto spesso, le fessure svolgono il ruolo di canali di filtrazione per liquidi e gas, collegando insieme tutti i complessi spazi vuoti delle rocce serbatoio.

Quando due o tre tipi di vuoti (pori, caverne, fessure) partecipano contemporaneamente al drenaggio, il serbatoio è classificato come misto.

Tra i serbatoi con un tipo di vuoto, i serbatoi terrigeni porosi sono i più diffusi - in numerosi campi globo, anche in Russia (Volga-Ural, Siberia occidentale, Caucaso settentrionale e altri ambiti).

I serbatoi fratturati nella loro forma pura sono molto rari.

Tra le rocce cavernose, le rocce microcavernose sono comuni nella loro forma pura (provincia del Volga-Ural, Timan-Pechora, ecc.). Quelli macrocavernosi sono rari.

Collezionisti tipo misto, più caratteristici delle rocce carbonatiche, sono tipici dei depositi della pianura caspica, della provincia di Timan-Pechora, del Volga-Urali, della Bielorussia e di altre aree.

Proprietà di filtrazione delle rocce serbatoio. Permeabilità

La proprietà più importante delle rocce serbatoio è la loro capacità di filtrare, cioè al movimento di liquidi e gas in essi contenuti in presenza di una differenza di pressione. La capacità delle rocce serbatoio di consentire il passaggio di liquidi e gas è chiamata permeabilità.

Le rocce che non hanno permeabilità sono classificate come rocce non serbatoio.

Durante lo sviluppo dei depositi nello spazio vuoto delle rocce serbatoio, solo il petrolio, il gas o l'acqua possono muoversi, ad es. filtrazione monofase. In altre circostanze può verificarsi una filtrazione a due o tre fasi: il movimento congiunto di petrolio e gas, petrolio e acqua, gas e acqua o una miscela di petrolio, gas e acqua.

Rocce ben permeabili sono: sabbie, arenarie, dolomiti, calcari dolomitizzati, siltiti, nonché argille con impacchettamento massiccio.

Troppo poco permeabile comprendono: argille, con impaccamento ordinato, scisti, marne, arenarie, con abbondante cementazione argillosa.

La permeabilità delle rocce nel caso della filtrazione lineare è determinata da La legge di Darcy. Per cui la portata volumetrica di un liquido che passa attraverso una roccia durante un movimento laminare è direttamente proporzionale al coefficiente di permeabilità, alla sezione trasversale della roccia, alla caduta di pressione, e inversamente proporzionale alla viscosità del liquido e alla lunghezza del percorso viaggiato.

dov'è la portata volumetrica del liquido in m3/s; -- coefficiente di permeabilità in m2; -- area della sezione trasversale in m2; -- viscosità del fluido in Pas; -- lunghezza del percorso in cm; -- perdita di carico in Pa.

Unità del coefficiente di permeabilità chiamato Darcy, corrisponde alla permeabilità di tale roccia, attraverso una sezione trasversale pari a 1 cm2, con una caduta di pressione di 1 atm su 1 cm in 1 secondo, passa 1 cm3 di liquido, la cui viscosità è 1 cp.

La permeabilità delle rocce che fungono da serbatoi per il petrolio viene solitamente espressa in millidarcy O µm2 10-3 .

Il significato fisico della dimensione (area) è che la permeabilità caratterizza l'area della sezione trasversale dei canali dello spazio vuoto attraverso il quale avviene la filtrazione.

IN condizioni diverse filtrazione, la permeabilità della roccia serbatoio per ciascuna fase sarà significativamente diversa. Pertanto, per caratterizzare la permeabilità delle rocce contenenti petrolio e gas, i concetti assoluto, efficace (fase) E parente permeabilità.

Sotto permeabilità assoluta si riferisce alla permeabilità determinata nella condizione che la roccia è satura di un fluido monofase chimicamente inerte rispetto ad essa. Per valutarlo vengono solitamente utilizzati aria, gas o liquidi inerti caratteristiche fisico-chimiche i fluidi di formazione influenzano la permeabilità della roccia. Il valore di permeabilità assoluta è espresso dal coefficiente di permeabilità e dipende solo dalle proprietà fisiche della roccia.

Efficace (fase)è la permeabilità delle rocce per un dato liquido o gas quando si muovono nello spazio vuoto dei sistemi multifase. Il suo valore dipende non solo dalle proprietà fisiche delle rocce, ma anche dal grado di saturazione dello spazio vuoto di ciascuna fase, dalla loro relazione tra loro e dalle loro proprietà fisiche e chimiche.

Permeabilità relativaè chiamato rapporto tra permeabilità effettiva e permeabilità assoluta.

La permeabilità delle rocce dipende dai seguenti motivi principali: la dimensione della sezione trasversale dei pori; sulla forma dei pori; sulla natura della comunicazione tra i pori; dalla fratturazione delle rocce; sulla composizione mineralogica delle rocce.

Saturazione di petrolio, gas e acqua delle rocce serbatoio

Si ritiene che le formazioni sature di petrolio e di gas fossero inizialmente completamente sature di acqua. Quando si formarono i depositi, il petrolio e il gas, a causa della loro minore densità, migrarono verso le parti più alte delle formazioni, spostando l'acqua da lì. Tuttavia, l’acqua dallo spazio vuoto non è stata completamente spostata, per cui le formazioni sature di petrolio e gas contengono una certa quantità di acqua, chiamata acqua residua. Il contenuto relativo di quest'acqua nello spazio vuoto è tanto maggiore quanto maggiore taglia più piccola vuoti e permeabilità del serbatoio.

L'acqua residua è contenuta in depositi sotto forma di pellicola legata a livello molecolare sulle pareti di pori, caverne, fessure, in vuoti isolati e in uno stato legato a capillarità nella parte stagnante dei vuoti. Per lo sviluppo del bacino è interessante l'acqua residua contenuta nello spazio vuoto.

Coefficiente di saturazione dell'olio (saturazione del gas) chiamato rapporto volumetrico dell'olio(gas) contenuto nello spazio vuoto aperto al volume totale dello spazio vuoto.

Coefficiente di saturazione dell'acqua serbatoio contenente petrolio o gas, è chiamato rapporto tra il volume di acqua residua contenuta nello spazio vuoto e il volume totale dei vuoti aperti.

I coefficienti indicati sono legati dalle seguenti relazioni:

per un giacimento saturo di petrolio -- ;

per un giacimento saturo di gas -- ;

per un giacimento saturo di gas contenente, oltre all'acqua residua, anche olio residuo

Lo studio della saturazione dell'acqua ha Grande importanza non solo per la valutazione quantitativa della saturazione di petrolio e gas. È anche importante chiarire il ruolo qualitativo della saturazione dell'acqua. Il contenuto di acqua residua nelle rocce serbatoio e le sue condizioni hanno una grande influenza sui processi di spostamento degli idrocarburi dal volume vuoto durante lo sviluppo dei depositi.

A seconda delle condizioni di formazione dei depositi, delle caratteristiche delle rocce serbatoio, del loro volume capacitivo e delle proprietà di filtrazione e di altri parametri, il valore della saturazione iniziale di petrolio e gas delle formazioni produttive è compreso tra 97 e 50% con un corrispondente valore iniziale di acqua saturazione del 3 - 50%.

1,3 Pfluidi delle pinne

Le proprietà e lo stato degli idrocarburi (HC) dipendono dalla loro composizione, pressione e temperatura. Nei depositi possono trovarsi allo stato liquido e gassoso o sotto forma di miscele gas-liquido. Durante lo sviluppo dei depositi negli strati e durante la risalita in superficie, la pressione e la temperatura cambiano continuamente, accompagnate da corrispondenti cambiamenti nella composizione delle fasi gassosa e liquida e dalla transizione degli idrocarburi da una fase all'altra. È necessario conoscere i modelli delle transizioni di fase, lo stato e le proprietà degli idrocarburi in varie condizioni e tenerne conto nel calcolo delle riserve, nella progettazione e nella regolamentazione dello sviluppo della progettazione e del funzionamento dei sistemi di raccolta e trasporto di petrolio e gas.

Olio e gas presente è una miscela composta prevalentemente da idrocarburi metano (paraffina) (CNH2N+2), naftenico (CnH2 N) e in quantità minori aromatiche (CnH2 N-6) righe.

Di condizione fisica in condizioni superficiali HC da CH4 Prima С4Н10-- gas; da S5H12 Prima S16N34- liquidi e S17N34 Prima S35N72 e soprattutto - solidi chiamati paraffine e ceresine.

Se nella formazione è presente una grande quantità di gas, questo può trovarsi sopra il petrolio sotto forma di tappo del gas nella parte elevata della struttura. In questo caso, parte degli idrocarburi liquidi dell'olio si presenteranno anche sotto forma di vapori nel tappo del serbatoio. A ipertensione nel giacimento la densità del gas diventa molto significativa (si avvicina in valore alla densità degli idrocarburi leggeri). In queste condizioni, quantità significative di olio leggero (C5H12 + C6H14) si dissolvono nel gas compresso, proprio come il petrolio e il bitume pesante si dissolvono nella benzina o in altri idrocarburi liquidi. Di conseguenza, l'olio a volte finisce completamente dissolto nel gas compresso. Quando tale gas viene estratto da un deposito in superficie, a seguito di una diminuzione di pressione e temperatura, gli idrocarburi in esso disciolti si condensano e ricadono sotto forma di condensa.

Se la quantità di gas nel deposito è piccola rispetto alla quantità di petrolio e la pressione è sufficientemente elevata, il gas viene completamente disciolto nel petrolio e quindi la miscela gas-olio si trova nel giacimento allo stato liquido.

I depositi di idrati di gas contengono gas allo stato solido (idrato). La presenza di tale gas è dovuta alla sua capacità, a determinate pressioni e temperature, di combinarsi con l'acqua e formare idrati. I depositi di gas idrati, in termini di parametri fisici, differiscono nettamente da quelli convenzionali, pertanto il calcolo delle riserve di gas e il loro sviluppo differiscono per molti aspetti da quelli utilizzati per i depositi di gas naturale convenzionali. Le aree di distribuzione dei depositi di gas idrati sono principalmente limitate alla zona di distribuzione delle rocce del permafrost.

Serbatoio dell'olio

Classificazione degli oli La miscela gas-liquido di idrocarburi è costituita principalmente da composti della serie paraffinica, naftenica e aromatica. L'olio contiene anche un alto peso molecolare composti organici contenenti ossigeno, zolfo, azoto.

a basso contenuto di zolfo (contenuto di zolfo non superiore allo 0,5%);

solforoso (0,5 - 2,0%);

alto contenuto di zolfo (più del 2,0%).

Sostanze resino-asfaltiche olio - composti ad alto peso molecolare, inclusi ossigeno, zolfo e azoto e costituiti da elevato numero composti neutri di struttura sconosciuta e composizione variabile, tra cui predominano le resine neutre e gli asfalteni. Il contenuto di sostanze asfalto-resinose negli oli varia dall'1 al 40%. La maggiore quantità di resine si osserva negli oli scuri pesanti ricchi di idrocarburi aromatici.

poco resinoso (contenuto di resina inferiore al 18%);

resinoso (18 - 35 %);

altamente resinoso (oltre il 35%).

Paraffina di petrolio -- questa è una miscela di idrocarburi solidi due gruppi che differiscono nettamente l'uno dall'altro nelle proprietà - paraffineC17 H36 -S35N72 E ceresine C36H74 -C55 H112 . Punto di fusione del primo 27 - 71°C, secondo - 65 - 88 °C. Allo stesso punto di fusione, le ceresine hanno una densità e una viscosità maggiori. Il contenuto di paraffina nell'olio raggiunge talvolta il 13-14% o più.

a basso contenuto di paraffina con un contenuto di paraffina inferiore all'1,5% in peso;

paraffina - 1,5 - 6,0%;

altamente paraffinico - più del 6%.

In alcuni casi, il contenuto di paraffina raggiunge il 25%. Quando la sua temperatura di cristallizzazione è prossima alla temperatura di formazione, esiste una reale possibilità di precipitazione della paraffina nella formazione in fase solida durante lo sviluppo del deposito.

Proprietà fisiche oli

Gli oli provenienti da strati diversi dello stesso campo, e ancor più da campi diversi, possono differire l'uno dall'altro. Le loro differenze sono in gran parte determinate dal contenuto di gas. Tutti gli oli in condizioni di giacimento contengono gas allo stato disciolto (liquido).

Solubilità del gas- questa è la quantità massima di gas che può essere disciolta in un volume unitario di olio di giacimento, ad una determinata pressione e temperatura. Il contenuto di gas può essere uguale o inferiore alla solubilità.

Coefficiente di degasaggio il petrolio è la quantità di gas rilasciata da un volume unitario di petrolio quando la pressione diminuisce di un'unità. trivellazione degli idrati di giacimenti petroliferi

Gas di giacimento fattore è la quantità di gas prodotta in m3 per 1 m3 (t) di olio degasato. Viene determinato sulla base dei dati sulla produzione di petrolio e gas associato in un determinato periodo di tempo. Distinguere fattore gas iniziale, solitamente determinato dai dati relativi al primo mese di funzionamento del pozzo, fattore gas attuale, determinato dai dati per qualsiasi periodo di tempo intermedio, e fattore gas medio, definito per il periodo che va dall'inizio dello sviluppo fino ad una certa data. Il valore del field gas factor dipende sia dal contenuto di gas del petrolio che dalle condizioni di sviluppo del giacimento. Può variare entro limiti molto ampi.

Se durante lo sviluppo non viene rilasciato gas nel giacimento, il fattore gas è inferiore al contenuto di gas dell'olio del giacimento, poiché in condizioni reali non avviene il degasaggio completo del petrolio.

Pressione di saturazione l'olio di giacimento è la pressione alla quale il gas inizia a fuoriuscire da esso. La pressione di saturazione dipende dal rapporto tra i volumi di petrolio e gas nel giacimento, dalla loro composizione e dalla temperatura del giacimento.

IN condizioni naturali La pressione di saturazione può essere uguale alla pressione del serbatoio o inferiore ad essa. Nel primo caso l'olio sarà completamente saturo di gas, nel secondo sarà sottosaturo.

Comprimibilità dell'olio di giacimentoè dovuto al fatto che, come tutti i liquidi, l'olio ha un'elasticità, che si misura coefficiente di compressibilità(o elasticità volumetrica):

dov'è la variazione del volume dell'olio; -- volume iniziale di olio. -- cambiamento di pressione. Dimensione: 1/Pa o Pa-1.

Il suo valore per la maggior parte degli oli di giacimento è compreso nell'intervallo (1 - 5) * 10-3 MPa-1. La comprimibilità del petrolio, insieme alla comprimibilità dell'acqua e dei giacimenti, si manifesta principalmente durante lo sviluppo dei depositi in condizioni di costante diminuzione della pressione dei giacimenti.

Il coefficiente di compressibilità caratterizza l'aumento relativo del volume dell'olio quando la pressione cambia di un'unità.

Coefficiente di dilatazione termica mostra di quale parte del volume originale cambia il volume dell'olio quando la temperatura cambia di 1 °C

Dimensione -- 1/°C. Per la maggior parte degli oli, i valori del coefficiente di dilatazione termica vanno da (1 - 20)*10-4 1/°C.

Il coefficiente di dilatazione termica dell'olio deve essere preso in considerazione quando si sviluppa un deposito in condizioni di condizioni termoidrodinamiche instabili quando la formazione è esposta a vari agenti freddi o caldi. La sua influenza, insieme all'influenza di altri parametri, influenza sia le condizioni dell'attuale filtrazione dell'olio che il valore del fattore di recupero dell'olio finale. Particolarmente ruolo importante il coefficiente di dilatazione termica dell'olio gioca un ruolo nella progettazione di metodi termici per influenzare la formazione.

Coefficiente volumetrico dell'olio di giacimento mostra quanto volume occupa 1 m3 di olio degasato in condizioni di giacimento:

dov'è il volume del petrolio in condizioni di giacimento; -- volume della stessa quantità di olio dopo aver degasato a pressione atmosferica e t=20°C; -- densità dell'olio in condizioni di giacimento; -- densità dell'olio in condizioni standard.

Volume dell'olio in condizioni di serbatoio aumentaparagonato a volume in condizioni normali in connessione con temperatura elevata e una grande quantità di gas disciolto nell'olio. La pressione del serbatoio riduce in una certa misura il coefficiente volumetrico, ma poiché la comprimibilità dell'olio è molto bassa, la pressione ha poco effetto su questo valore.

I valori del coefficiente di volume di tutti gli oli sono maggiori di uno e talvolta raggiungono 2 - 3. I valori più tipici sono compresi tra 1,2 e 1,8.

Fattore di conversione

Sotto densità dell'olio del serbatoio è compreso la massa di petrolio estratta dal sottosuolo mantenendo le condizioni di giacimento, per unità di volume. Di solito è 1,2 - 1,8 volte inferiore alla densità del petrolio degasato, il che si spiega con l'aumento del suo volume in condizioni di giacimento dovuto al gas disciolto. Sono noti oli la cui densità nel serbatoio è solo di 0,3 - 0,4 g/cm3. I suoi valori in condizioni di giacimento possono raggiungere 1,0 g/cm3.

In base alla densità gli oli di giacimento si dividono in:

luce con densità inferiore a 0,850 g/cm3;

pesante con densità superiore a 0,850 g/.

Gli oli leggeri sono caratterizzati da un elevato contenuto di gas, gli oli pesanti da un basso contenuto.

Viscosità dell'olio nel serbatoio, che determina il grado della sua mobilità in condizioni di giacimento, è anche significativamente inferiore alla sua viscosità in condizioni di superficie.

Ciò è dovuto all'aumento del contenuto di gas e della temperatura del serbatoio. La pressione ha scarso effetto sulla variazione della viscosità dell'olio nella regione al di sopra della pressione di saturazione. In condizioni di giacimento, la viscosità del petrolio può essere decine di volte inferiore alla viscosità del petrolio degasato. La viscosità dipende anche dalla densità dell'olio: gli oli leggeri sono meno viscosi degli oli pesanti. La viscosità dell'olio è misurata in mPas.

Gli oli vengono classificati in base alla loro viscosità:

bassa viscosità -- MPa Con;

bassa viscosità -- MPa Con;

Con aumento della viscosità -- MPa Con;

altamente viscoso - MPa Con.

La viscosità dell'olio è un parametro molto importante, da cui dipendono in modo significativo l'efficienza del processo di sviluppo e il fattore di recupero finale dell'olio. Il rapporto tra la viscosità dell'olio e dell'acqua è un indicatore che caratterizza la velocità di irrigazione dei pozzi. Quanto più alto è questo rapporto, tanto peggiori sono le condizioni per l'estrazione del petrolio dal giacimento utilizzando vari tipi di inondazioni.

Le proprietà fisiche degli oli di giacimento vengono studiate in laboratori speciali utilizzando campioni profondi prelevati da pozzi utilizzando campionatori sigillati. Densità e viscosità si trovano a pressione costante pari alla pressione iniziale del giacimento. Le restanti caratteristiche sono determinate alla pressione iniziale del giacimento e ad una pressione gradualmente decrescente. Di conseguenza, vengono tracciati grafici delle variazioni di vari coefficienti a seconda della pressione e talvolta della temperatura. Questi grafici vengono utilizzati per risolvere problemi geologici.

Gas di serbatoio

I gas idrocarburi naturali sono una miscela di idrocarburi limitanti della forma CONNH2N+2 . Il componente principale è il metano CH4. Insieme al metano, i gas naturali comprendono idrocarburi più pesanti, nonché componenti non idrocarburici: azoto N, anidride carbonica CO2, idrogeno solforato H2S, elio He, argon Ar.

I gas naturali sono suddivisi nei seguenti gruppi.

Gas proveniente da giacimenti di gas puro, ovvero un gas secco, quasi privo di idrocarburi pesanti.

I gas estratti dai giacimenti di gas condensato sono una miscela di gas secco e condensato di idrocarburi liquidi. Il condensato di idrocarburi è costituito da C5+alto.

Gas prodotti insieme al petrolio (gas disciolti). Si tratta di miscele fisiche di gas secco, frazione propano-butano (gas umido) e gas benzina.

Il gas contenente idrocarburi (C3, C4) non superiore a 75 g/m3 è detto secco. Quando contiene idrocarburi più pesanti (oltre 150 g/m3), il gas è detto grasso.

Proprietà fisiche dei gas

Le miscele di gas sono caratterizzate da concentrazioni di massa o molari di componenti. Per caratterizzare una miscela di gas è necessario conoscerne il peso molecolare medio, la densità media o la densità relativa nell'aria.

Massa molecolare gas naturale:

dov'è il peso molecolare dell'i-esimo componente; -- contenuto volumetrico dell'i-esimo componente, frazioni di unità. Di solito per i gas reali M = 16 - 20.

Densità del gas calcolato con la formula:

dove è il volume di 1 mole di gas in condizioni standard. Tipicamente il valore è compreso tra 0,73 e 1,0 kg/m3. Più spesso usano la densità relativa del gas nell'aria pari al rapporto tra la densità del gas e la densità dell'aria presa alla stessa pressione e temperatura:

Se vengono determinati in condizioni standard, allora kg/m3 e kg/m3.

Coefficiente volumetrico del gas di giacimento che è il rapporto tra il volume di gas in condizioni di giacimento e il volume della stessa quantità di gas che occupa in condizioni standard, può essere trovato utilizzando l'equazione di Clayperon-Mendeleev:

dove, sono rispettivamente la pressione e la temperatura in condizioni di giacimento e standard.

Il valore è di grande importanza, poiché il volume di gas in condizioni di giacimento è due ordini di grandezza (circa 100 volte) inferiore a quello in condizioni standard.

Condensa di gas

Condensa chiamata fase idrocarburica liquida rilasciata da un gas quando la pressione diminuisce. In condizioni di giacimento, la condensa è solitamente completamente disciolta nel gas. C'è della condensa crudo E stabile.

Condensa grezzaè un liquido che precipita dal gas direttamente nei separatori di campo alla pressione e alla temperatura di separazione. È costituito da idrocarburi che sono liquidi in condizioni standard. quelli. da pentani e superiori (C5 + superiore), in cui è disciolta una certa quantità di idrocarburi gassosi: butani, propano ed etano, nonché H2S e altri gas.

Una caratteristica importante dei depositi di condensa di gas è fattore gas di condensa, che mostra il contenuto di condensa grezza (cm3) in 1 m3 di gas separato.

In pratica viene utilizzata anche una caratteristica che si chiama fattore di condensa del gas, è la quantità di gas (m3) da cui viene estratto 1 m3 di condensa. Il valore del fattore gas condensa varia per campi da 1500 a 25.000 m3/m3.

Condensa stabileè costituito solo da idrocarburi liquidi - pentano e superiori (C6+ superiori). Si ottiene dal condensato grezzo mediante degasaggio di quest'ultimo. Il punto di ebollizione dei componenti principali del condensato è compreso tra 40 e 200 °C. Peso molecolare 90 - 160. La densità del condensato in condizioni standard varia da 0,6 a 0,82 g/cm3 e dipende direttamente dalla composizione idrocarburica componente.

I gas provenienti dai giacimenti di gas condensato sono suddivisi in gas con basso contenuto condensa (fino a 150 cm3/m3), media (150 - 300 cm3/m3), alta (300 - 600 cm3/m3) e molto alta (più di 600 cm3/m3).

Di grande importanza è la caratteristica del gas proveniente dai depositi di condensa, come ad esempio pressione di inizio condensazione, quelli. la pressione alla quale la condensa viene rilasciata dal gas nella formazione come liquido. Se, quando si sviluppa un deposito di condensa di gas, la pressione non viene mantenuta al suo interno, diminuirà nel tempo e potrà raggiungere il valore meno pressione l'inizio della condensazione. Allo stesso tempo, nella formazione inizierà a fuoriuscire condensa, che porterà alla perdita di preziosi idrocarburi nelle profondità.

I gas idrati

I gas idrati sono composti solidi (clatrati), in cui le molecole di gas ad una certa pressione e temperatura riempiono i vuoti strutturali reticolo cristallino formato dalle molecole d'acqua attraverso il legame idrogeno (legame debole). Le molecole d'acqua sembrano essere separate dalle molecole di gas: la densità dell'acqua allo stato idratato aumenta a 1,26 -1,32 cm3/g (densità del ghiaccio 1,09 cm3/g).

Un volume di acqua allo stato idrata lega, a seconda delle caratteristiche del gas sorgente, da 70 a 300 volumi di gas.

Le condizioni per la formazione degli idrati sono determinate dalla composizione del gas, dallo stato dell'acqua, dalla pressione esterna e dalla temperatura e sono espresse da un diagramma di stato eterogeneo. Per una data temperatura, un aumento della pressione al di sopra della pressione corrispondente alla curva di equilibrio è accompagnato dalla combinazione di molecole di gas con molecole di acqua e dalla formazione di idrati. Una diminuzione inversa della pressione (o un aumento della temperatura a pressione costante) è accompagnata dalla decomposizione dell'idrato in gas e acqua.

La densità degli idrati di gas naturale varia da 0,9 a 1,1 g/cm3.

Depositi di gas idrati -- si tratta di depositi contenenti gas parzialmente o completamente allo stato idratato(a seconda delle condizioni termodinamiche e dello stadio di formazione).

...

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Consigliato a un'ampia gamma di specialisti dell'industria petrolifera e del gas, insegnanti e studenti universitari.

SVILUPPO DEI GIACIMENTI DI GAS IN REGIME GAS.
Lo sviluppo dei giacimenti di gas in condizioni di gas è discusso all'inizio del libro a causa della relativa semplicità dell'argomento. Di seguito mostreremo come viene determinato il fattore di recupero del gas e viene calcolata la durata del periodo di sviluppo.

La semplicità dell'argomento è spiegata dal fatto che il gas è una delle poche sostanze il cui stato, determinato da pressione, volume e temperatura (PVT), può essere descritto da una semplice relazione che include questi tre parametri. Un'altra sostanza simile è il vapore saturo. Ma, ad esempio, per il petrolio contenente gas disciolto tale dipendenza non esiste. Come mostrato nel Capitolo 2, i parametri PVT che determinano lo stato di tali miscele devono essere ottenuti empiricamente.

CONTENUTO
Prefazione
Ringraziamenti In memoria di Lawrence P. Dyke Nomenclature
1. Alcuni concetti base alla base dello sviluppo del petrolio e del gas
1.1. introduzione
1.2. Calcolo delle riserve iniziali di idrocarburi
1.3. Variazione della pressione del giacimento in base alla profondità
1.4. Recupero del petrolio: fattore di recupero del petrolio
1.5. Sviluppo di giacimenti di gas in condizioni di gas
1.6. Applicazione dell'equazione di stato dei gas reali
1.7. Bilancio di materia per il giacimento di gas: fattore di recupero del gas
1.8. Stati di fase degli idrocarburi Riferimenti
2. Analisi delle proprietà PVT dei fluidi di formazione
2.1. introduzione
2.2. Definizione dei parametri fondamentali
2.3. Campionamento del fluido del serbatoio
2.4. Ottenere dati PVT di base in laboratorio e convertirli per l'uso sul campo
2.5. Un altro metodo per esprimere i risultati ricerca di laboratorio PVT
2.6. Gamma completa di studi PVT Riferimenti
3. Applicazione del metodo del bilancio materiale nello sviluppo dei giacimenti petroliferi
3.1. introduzione
3.2. Equazione di bilancio materiale per i giacimenti di petrolio e gas in forma generale
3.3. Equazione del bilancio materiale lineare
3.4. Modalità operative del deposito
3.5. Regime elastico che si trasforma in regime di gas disciolti
3.6. Modalità pressione del gas
3.7. Regime naturale di pressione dell'acqua
3.8. Regime elasto-plastico Riferimenti
4. Legge di Darcy e sua applicazione
4.1. introduzione
4.2. La legge di Darcy. Energia potenziale dei fluidi
4.3. Assegnazione dei personaggi
4.4. Unità. Transizione da un sistema di unità all'altro
4.5. Energia potenziale del gas reale
4.6. Pressione ridotta
4.7. Filtrazione radiale stazionaria. Intensificazione del flusso di petrolio in un pozzo
4.8. Flusso bifase. Fase e permeabilità relativa
4.9. Metodi per un migliore recupero del petrolio Riferimenti
5. Equazione differenziale fondamentale della filtrazione radiale
5.1. introduzione
5.2. Uscita principale equazione differenziale filtrazione radiale
5.3. Condizioni iniziali e al contorno
5.4. Linearizzazione delle principali equazioni differenziali della filtrazione radiale di fluidi a comprimibilità bassa e costante
Bibliografia
6. Equazioni degli afflussi quasi-stazionari e stazionari in un pozzo
6.1. introduzione
6.2. Soluzione per flusso quasi stazionario
6.3. Soluzione a flusso costante
6.4. Esempio di utilizzo di equazioni di afflusso quasi stazionarie e stazionarie
6.5. Forma generalizzata dell'equazione dell'afflusso quasi stazionario
Bibliografia
7. Risolvere l'equazione della conducibilità piezoelettrica a portata costante e utilizzarla per studiare i pozzi petroliferi
7.1. introduzione
7.2. Soluzione per flusso costante
7.3. Soluzione a portata costante per condizioni di filtrazione instabile e quasi-stazionaria
7.4. Parametri adimensionali 209
7.5. Principio di sovrapposizione. Teoria generale delle prove di pozzo
7.6. Analisi dei risultati dei test sui pozzi mediante il metodo di recupero della pressione proposto da Matthews, Brons e Haizbrack
7.7. Analisi pratica dei risultati dei test sui pozzi utilizzando il metodo di recupero della pressione_
7.8. Studio utilizzando il metodo dei cambiamenti multipli nella modalità operativa del pozzo
7.9. Influenza dell'imperfezione del pozzo sul grado e sulla natura della penetrazione
7.10. Alcuni aspetti pratici del testing dei pozzi
7.11. Contabilità dell'afflusso in un pozzo dopo la sua chiusura Riferimenti
8. Flusso di gas reale. Esplorazione di pozzi di gas
8.1. introduzione
8.2. Linearizzazione e soluzione dell'equazione differenziale fondamentale della filtrazione radiale del gas reale
8.3. Metodo di Russell, Goodrich et al.
8.4. Metodo Al-Husseini, Raimi e Crawford
8.5. Confronto tra il metodo della pressione quadrata e il metodo della pseudo pressione
8.6. Deviazione del flusso dalla legge di Darcy
8.7. Determinazione del coefficiente f, tenendo conto della deviazione dalla legge di Darcy
8.8. Soluzione a portata costante per il caso di filtrazione di gas reali
8.9. Teoria generale dell'esplorazione dei pozzi di gas
8.10. Studio dei pozzi di gas mediante il metodo dei cambi modali multipli
8.11. Studio di pozzi di gas utilizzando il metodo del recupero di pressione
8.12. Analisi dei risultati di uno studio utilizzando il metodo di recupero della pressione nei depositi di petrolio operanti in modalità gas disciolto
8.13. Breve recensione metodi di analisi dei risultati
ben testato
Bibliografia
9. Afflusso d'acqua nel serbatoio
9.1. introduzione
9.2. Teoria del flusso instabile di Hirst e van Everdingen
9.3. Applicazione della teoria degli acquiferi di Hirst e van Everdingen per ricostruire la storia dello sviluppo
9.4. Teoria approssimativa di Fetkovich sull'afflusso di acqua in un serbatoio per il caso di un'area acquifero limitata
9.5. Previsione del volume di afflusso_
9.6. Applicazione di metodi per il calcolo degli apporti idrici al vapore ciclico e ai trattamenti termici
Bibliografia
10. Spostamento immiscibile
10.1. introduzione
10.2. Presupposti fisici e loro conseguenze
10.3. Equazione per il calcolo della frazione fluida in un flusso
10.4. Teoria degli spostamenti unidimensionali di Buckley-Leverett
10.5. Calcolo della produzione di petrolio
10.6. Spostamento in condizioni di segregazione gravitazionale
10.7. Tenendo conto dell'influenza della zona di transizione di altezza finita nei calcoli dello spostamento
10.8. Spostamento da formazioni eterogenee stratificate
10.9. Spostamento in completa assenza di equilibrio verticale
10.10. Modellazione numerica dello spostamento immiscibile durante la filtrazione di liquidi incomprimibili
Bibliografia
ESERCIZI
1.1. Pendenza pressione idrostatica gas nei depositi
1.2. Bilancio materiale del giacimento di gas
2.1. Volume selezionato ridotto alle condizioni del serbatoio
2.2. Conversione dei dati di degasaggio differenziale nei parametri PVT di campo Bo, Rs e Bg
3.1. Modalità elastica (olio sottosaturo)
3.2. Modalità gas disciolto (pressione inferiore alla pressione di saturazione)
3.3. L'iniezione dell'acqua inizia quando la pressione del serbatoio scende al di sotto della pressione di saturazione
3.4. Modalità pressione del gas
4.1. Transizione da un sistema di unità all'altro
6.1. Contabilità dei cambiamenti nella permeabilità della zona vicina al pozzo
7.1. Approssimazione logaritmica della funzione Ei(x)
7.2. Bene, test utilizzando un metodo di modifica della modalità singola
7.3. Parametri adimensionali
7.4. Transizione dalla filtrazione instabile alla filtrazione quasi-stazionaria
7.5. Ottenere le dipendenze per la pressione adimensionale
7.6. Analisi dei risultati della ricerca utilizzando il metodo del recupero di pressione. Strato infinito
7.7. Analisi dei risultati della ricerca utilizzando il metodo del recupero di pressione. Volume di drenaggio limitato
7.8. Analisi dei risultati della ricerca utilizzando il metodo dei cambiamenti multipli nella modalità operativa del pozzo
7.9.Metodi per analizzare l'afflusso aggiuntivo in un pozzo dopo la sua chiusura
8.1. Analisi dei risultati dello studio di un pozzo di gas utilizzando il metodo dei cambiamenti di modalità multipli con l'ipotesi dell'esistenza di condizioni di filtrazione quasi stazionarie
8.2. Analisi dei risultati dello studio di un pozzo di gas utilizzando il metodo dei cambiamenti modali multipli con il presupposto dell'esistenza di condizioni di filtrazione instabili
8.3. Analisi dei risultati della ricerca utilizzando il metodo del recupero di pressione
9.1. Applicazione della soluzione a pressione costante
9.2. Adattamento di un modello di acquifero limite utilizzando la teoria dell'afflusso instabile di Hurst e van Everdingen
9.3. Calcolo dell'afflusso di acqua in un serbatoio utilizzando il metodo Fetkovich
10.1. Calcolo della quota d'acqua nell'afflusso
10.2. Previsione della produzione durante le piene
10.3. Spostamento in condizioni di segregazione gravitazionale
10.4. Costruzione di curve di permeabilità di fase relativa media per una formazione eterogenea stratificata (condizioni di segregazione gravitazionale)
Indice degli argomenti.

Concetto di giacimento petrolifero. Proprietà di serbatoio delle rocce. Il concetto di porosità e permeabilità. Pressione del serbatoio. Proprietà fisiche degli oli in giacimento e condizioni superficiali. Forze agenti nella formazione, pressione dell'acqua nella formazione, pressione del gas compresso, ecc. Il concetto di sviluppo del giacimento petrolifero. Schema di posizionamento dei pozzi, metodi per influenzare la formazione: allagamenti intracircuiti e periferici. Il concetto di controllo sullo sviluppo del campo.

Il concetto di metodi per migliorare il recupero del petrolio. Metodi termici.

Campi petroliferi

Le rocce che compongono gli strati terrestri sono divise in due tipologie principali: ignee e sedimentarie.

· Rocce ignee- si formano quando il magma liquido solidifica nella crosta terrestre (granito) o lave vulcaniche sulla superficie della terra (basalto).

· Rocce sedimentarie - si formano per precipitazione (principalmente in ambiente acquatico) e successiva compattazione di sostanze minerali e organiche di varia origine. Queste rocce di solito si presentano a strati. Un certo periodo di tempo durante il quale è avvenuta la formazione di complessi rocciosi in determinate condizioni geologiche è chiamato era geologica (eratema). La relazione di questi strati nella sezione della crosta terrestre l'uno rispetto all'altro è studiata dalla STRATIGRAFIA e riassunta in una tabella stratigrafica.

Tavola stratigrafica

Depositi più antichi appartengono all'eonotema Criptozoico, che si divide in ARCHEO e PROTEROSOICO.Nel Proterozoico Superiore si distinguono il RIFEO a tre divisioni ed il VENDIANO. Non è stata sviluppata una scala tassometrica per i depositi precambriani.

Tutte le rocce hanno pori, spazi liberi tra i grani, cioè Avere porosità. Gli accumuli industriali di petrolio (gas) sono contenuti principalmente nelle rocce sedimentarie: sabbie, arenarie, calcari, che sono buoni serbatoi per liquidi e gas. Queste razze hanno permeabilità, cioè. la capacità di far passare liquidi e gas attraverso un sistema di numerosi canali che collegano i vuoti nella roccia.

Petrolio e gas si trovano in natura sotto forma di accumuli situati a profondità da diverse decine di metri a diversi chilometri dalla superficie terrestre.

Vengono chiamati strati di roccia porosa, i cui pori e fessure sono pieni di olio giacimenti petroliferi (gas) o orizzonti.

Vengono chiamati gli strati in cui sono presenti accumuli di petrolio (gas). depositi di petrolio (gas).

Insieme di depositi di petrolio e gas , concentrato nelle profondità dello stesso territorio e subordinato nel processo di formazione di uno struttura tettonica chiamato giacimento di petrolio (gas). .

Tipicamente, un giacimento di petrolio (gas) è confinato in una determinata struttura tettonica, che si riferisce alla forma delle rocce.

Strati di rocce sedimentarie, originariamente disposte orizzontalmente, a causa della pressione, della temperatura e delle fratture profonde si alzavano o abbassavano nel loro insieme o l'una rispetto all'altra, e si piegavano anche in pieghe di varie forme.

Vengono chiamate pieghe convesse verso l'alto anticlinali , e pieghe convesse dirette verso il basso - sinclinali .

Sinclinale anticlinale

Più punto più alto l'anticlinale si chiama sua superiore e la parte centrale volta. Si formano le parti laterali inclinate delle pieghe (anticlinali e sinclinali). ali. Si chiama anticlinale le cui ali hanno angoli di inclinazione uguali su tutti i lati cupola.

La maggior parte dei giacimenti mondiali di petrolio e gas sono confinati nelle pieghe anticlinali.

Tipicamente, un sistema piegato di strati (strati) è un'alternanza di convessità (anticlinali) e concavità (sinclinali), e in tali sistemi le rocce delle sinclinali sono piene d'acqua, perché occupano la parte inferiore della struttura, mentre il petrolio (gas), se presente, riempie i pori delle rocce anticlinali. Gli elementi principali che caratterizzano la comparsa degli strati sono

direzione di caduta;

· prostrazione;

· angolo di inclinazione

Strati cadenti- questa è l'inclinazione degli strati della crosta terrestre rispetto all'orizzonte.Si chiama l'angolo più grande formato dalla superficie della formazione con un piano orizzontale angolo di inclinazione della formazione.

Viene chiamata una linea giacente nel piano della formazione e perpendicolare alla direzione della sua incidenza per tratto formazione

Le strutture favorevoli all'accumulo del petrolio, oltre alle anticlinali, sono anche monoclinali. Monoclinale- questo è il fondo degli strati rocciosi con la stessa pendenza in una direzione.

Quando si formano le pieghe, solitamente gli strati vengono solo schiacciati, ma non strappati. Tuttavia, durante il processo di costruzione della montagna, sotto l'influenza delle forze verticali, gli strati spesso subiscono una rottura, si forma una fessura lungo la quale gli strati vengono spostati l'uno rispetto all'altro. In questo caso si formano diverse strutture: faglie, faglie inverse, spinte, rastrelli, ustioni.

· Ripristina- spostamento dei blocchi di roccia l'uno rispetto all'altro lungo una superficie verticale o fortemente inclinata di una rottura tettonica. La distanza verticale di cui gli strati si sono spostati è chiamata ampiezza della faglia.

· Se lungo lo stesso piano non si verifica una caduta, ma un sollevamento degli strati, si parla di tale violazione colpa inversa(ripristino inverso).

· Spinta- una faglia nella quale alcuni ammassi rocciosi vengono spinti sopra altri.

· Grabel- una sezione della crosta terrestre abbassata lungo le faglie.

Bruciando- una sezione della crosta terrestre sollevata lungo faglie.

I disturbi geologici hanno una grande influenza sulla distribuzione del petrolio (gas) nelle viscere della Terra - in alcuni casi contribuiscono al suo accumulo, in altri, al contrario, possono essere modi di inondare formazioni sature di petrolio e gas o il rilascio di petrolio e gas in superficie.

Per la formazione di un giacimento petrolifero sono necessarie le seguenti condizioni:

§ Disponibilità di serbatoio

§ La presenza di strati impermeabili sopra e sotto di esso (il fondo e la parte superiore dello strato) per limitare il movimento dei fluidi.

L'insieme di queste condizioni viene chiamato trappola per olio. Distinguere

§ Trappola della volta

§ Serigrafato litologicamente

§

Schermato tettonicamente

§ Selezionato stratigraficamente