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 della natura dei processi 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 condizioni geologiche. Proprietà 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 osservano 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.
Il libro “Fundamentals of Oil and Gas Field Development”, che ha subito venti ristampe, è stato creato sulla base di corsi di conferenze tenuti dall'autore in centro di addestramento Shell Internationale Petroleum Maatschappij B.V. (SIPM).
La pubblicazione copre una vasta gamma di questioni relative allo sviluppo dei giacimenti di petrolio e gas. Caratteristica Il libro è il suo orientamento pratico. Le basi fisiche dello sviluppo sul campo sono presentate in modo semplice e facile da seguire applicazione pratica metodi matematici. Oltretutto materiali teorici, quasi ogni capitolo contiene compiti per sviluppare competenze pratiche degli specialisti del settore petrolifero e del gas. Per gli specialisti, un'aggiunta preziosa sarà il metodo presentato nel libro per ricalcolare i coefficienti numerici nelle formule quando si passa da un sistema di unità di misura ad altri sistemi.
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.
Sotto sviluppo di giacimenti di gas si riferisce al controllo del processo di movimento del gas nella formazione dei pozzi di produzione utilizzando un determinato sistema per posizionare un determinato numero di pozzi in un'area, l'ordine e il ritmo di messa in funzione, mantenendo la modalità prevista del loro funzionamento, e regolare l’equilibrio dell’energia di formazione.
Requisito base per un sistema di sviluppo- garantire costi minimi per la produzione di determinati volumi di gas a parità di grado di affidabilità del sistema e rispetto delle norme di tutela del sottosuolo. Il raggiungimento di queste condizioni viene effettuato nella fase di progettazione del sistema di sviluppo scelta ottimale e tenendo conto di tutti i suoi elementi, i principali dei quali sono:
Modalità di sviluppo del deposito;
Diagramma del posizionamento del pozzo;
Modalità operativa tecnologica dei pozzi e loro progettazione;
Schema di raccolta e preparazione del gas.
Caratteristiche dello sviluppo dei giacimenti di gasè che lo sviluppo dei giacimenti inizia effettivamente prima dell'elaborazione di un progetto di sviluppo (ciò è dovuto al fatto che alcune caratteristiche del giacimento non possono essere ottenute nella fase di esplorazione, nonché per ragioni economiche - l'elevato costo dell'esplorazione dei giacimenti giacimenti di gas).
Lo sviluppo dei giacimenti di gas avviene in due fasi:
Nella prima fase viene effettuato lo sfruttamento industriale pilota del giacimento;
Nella seconda fase, lo sviluppo industriale viene effettuato secondo un progetto redatto sulla base di dati abbastanza completi e affidabili provenienti dallo sviluppo industriale pilota.
Il metodo principale di produzione di gas e condensato di gas è il flusso, poiché il gas nella formazione produttiva ha un'energia sufficientemente elevata da garantire il suo movimento attraverso i canali capillari della formazione fino al fondo dei pozzi di gas.
L'attrezzatura all'imbocco e al fondo dei pozzi di gas, così come la progettazione di un pozzo di gas, sono quasi simili ai pozzi petroliferi.
Quando si produce gas, l'importante è proteggere i tubi e le apparecchiature dell'involucro dagli effetti aggressivi dell'idrogeno solforato e dell'anidride carbonica, che contribuiscono allo sviluppo della corrosione di tubi e apparecchiature. I più utilizzati nella pratica di gestione dei pozzi di gas sono gli inibitori, ovvero le sostanze che, se introdotte in un ambiente corrosivo, riducono significativamente la velocità di corrosione o la corrosione si arresta completamente.
Processo ciclistico- metodo di sviluppo campi di condensa di gas con il mantenimento della pressione del giacimento reiniettando gas nell’orizzonte produttivo. In questo caso, il gas prodotto in questo giacimento (e, se necessario, da altri giacimenti) viene utilizzato dopo averne estratto gli idrocarburi altobollenti (C5+B). Il mantenimento della pressione di giacimento impedisce il rilascio di idrocarburi altobollenti dal gas di giacimento che avviene per effetto della condensazione retrograda (vedi Fenomeni retrogradi) nell'orizzonte produttivo, formando gas condensato (che altrimenti andrebbe praticamente perduto).
Il processo di ciclismo viene utilizzato quando è possibile conservare le riserve di gas di un dato giacimento per un certo tempo. A seconda del rapporto tra i volumi di gas iniettati e prodotti, si distingue un processo di ciclo completo e parziale. Nel primo caso, tutto il gas prodotto nel campo viene pompato nel giacimento dopo averne estratto gli idrocarburi C 5 +B. Di conseguenza, i volumi di produzione di gas ridotti alle condizioni del giacimento superano i volumi della sua iniezione nel giacimento (in condizioni simili), non è possibile mantenere la pressione iniziale del giacimento e diminuisce del 3-7%. Pertanto, se la pressione all'inizio della condensazione della miscela del giacimento è approssimativamente uguale alla pressione iniziale del giacimento nel giacimento, nel giacimento produttivo si verifica una condensazione parziale degli idrocarburi altobollenti. Il coefficiente previsto di recupero della condensa dalla formazione con un processo di ciclo completo raggiunge il 70-80% (vedi anche Recupero della condensa). Per mantenere la pressione del serbatoio a livello base La diminuzione del volume di gas immesso viene compensata attirando gas da altri giacimenti. Nel processo di ciclo parziale, parte del gas prodotto viene iniettato nella formazione (dopo averne estratto gli idrocarburi altobollenti). Il rapporto tra i volumi (ridotti alle condizioni del giacimento) dei gas iniettati e prelevati è del 60-85%. In questo caso la riduzione della pressione di giacimento può raggiungere il 40% di quella iniziale, ma la maggior parte degli idrocarburi altobollenti rimane nel gas di giacimento. Il fattore di recupero della condensa previsto per il processo di ciclo parziale è del 60-70%.
I processi di riciclaggio totale e parziale possono essere eseguiti immediatamente dopo la messa in funzione del campo, così come nel caso del suo sviluppo per un certo periodo in modalità di esaurimento. Tuttavia, quanto più tardi inizia l'implementazione del processo di riciclaggio, tanto minore sarà il coefficiente di recupero del condensato formatosi. La fattibilità dell'utilizzo del processo di riciclaggio è determinata dall'efficienza economica ottenuta attraverso la produzione aggiuntiva di condensato (rispetto allo sviluppo sul campo in modalità di esaurimento). Di norma il processo di riciclaggio viene effettuato in campi con un contenuto iniziale di condensato nel gas di giacimento superiore a 200 g/m 3 . L’efficacia del processo ciclico è determinata anche dal grado di cambiamento verticale nella permeabilità dell’orizzonte produttivo. Per i campi con alto grado eterogeneità del serbatoio, il processo di ciclismo può essere inefficace anche con ottimo contenuto condensa nel gas.
Il processo a ciclo completo è consigliato per l'uso in campi le cui miscele di formazione presentano isoterme di perdita di condensa con formazione ripida (costruite sulla base dei risultati degli studi del processo di condensazione differenziale). In questo caso, anche una piccola diminuzione (10-15%) della pressione del giacimento porta a perdite significative di condensa nel giacimento (fino al 50% delle riserve iniziali). Il processo di ciclaggio parziale viene effettuato in campi le cui miscele di formazione presentano curve isoterme di perdita di condensa piane; poi, quando la pressione del giacimento diminuisce del 30-40% rispetto a quella iniziale, fino al 20% di condensa viene rilasciata dal gas di giacimento (dalle sue riserve iniziali), e la condensa rimanente nel gas di giacimento viene estratta insieme al gas alla superficie. Il condensato caduto precedentemente nell'orizzonte produttivo può essere parzialmente estratto dalla formazione per evaporazione quando su di essa transitano porzioni fresche di gas iniettate nella formazione. Selezione di una variante del processo di riciclaggio, incl. e il rapporto tra i volumi dei gas iniettati e prelevati, viene effettuato come risultato di calcoli tecnici ed economici, che tengono conto anche delle caratteristiche del giacimento, delle esigenze di gas naturale e condensato della determinata regione. Quando si implementa il processo di ciclismo, per aumentare il tasso di copertura della formazione con gas iniettato, i pozzi di produzione e di iniezione vengono posizionati, di regola, sotto forma di batterie ad anello situate alla massima distanza possibile l'una dall'altra. Perché l'iniettività dei pozzi di iniezione spesso supera la produttività dei pozzi di produzione, il numero di pozzi di iniezione sul campo è 1,5-3 volte meno numero operativo.
Fasi di sviluppo del giacimento.
Quando si sviluppa un giacimento petrolifero, ci sono quattro fasi:
I - aumento della produzione di petrolio;
II- stabilizzazione della produzione petrolifera;
III - calo della produzione petrolifera;
IV - fase avanzata dello sfruttamento dei depositi.
SU primo stadio L'aumento dei volumi di produzione di petrolio è assicurato principalmente dall'introduzione nello sviluppo di nuovi pozzi di produzione in condizioni di elevata pressione dei giacimenti. Il metodo di produzione dell'olio durante questo periodo è fluido, non vi è alcun taglio dell'acqua. La durata della fase I è di circa 4-6 anni.
Seconda fase- la stabilizzazione della produzione di petrolio - inizia dopo la perforazione del pozzo principale. Durante questo periodo, la produzione di petrolio dapprima aumenta leggermente e poi inizia a diminuire lentamente. Si ottiene un aumento della produzione di petrolio:
1) ispessimento del disegno del pozzo; 2) aumentare l'iniezione di acqua o gas nella formazione per mantenere la pressione del giacimento; 3) realizzazione di lavori per influenzare le zone di fondo pozzo dei pozzi e aumentare la permeabilità della formazione, ecc.
Il taglio dell'acqua dei prodotti può raggiungere il 50%. La durata della fase II è di circa 5-7 anni.
Terza fase- calo della produzione di petrolio - caratterizzato da una diminuzione della produzione di petrolio, un aumento del taglio dell'acqua nella produzione dei pozzi e un forte calo della pressione del giacimento. Durante questo periodo, tutti i pozzi funzionano utilizzando metodi di estrazione meccanizzata. Questa fase termina quando viene raggiunto il taglio dell'acqua pari all'80 - 90%.
Quarta fase- fase avanzata di sfruttamento del giacimento, caratterizzata da volumi relativamente bassi di prelievo di petrolio e grandi prelievi di acqua. Il taglio dell'acqua del prodotto raggiunge il 90-95% o più. Questo periodo è il più lungo e dura 15-20 anni.
La durata totale dello sviluppo di qualsiasi giacimento petrolifero è di 40-50 anni dall'inizio alla redditività finale.
La Figura 43 mostra le fasi di sviluppo dei giacimenti petroliferi.
Fig.43 Fasi di sviluppo dei giacimenti petroliferi.
I più grandi giacimenti petroliferi della nostra regione: la Repubblica di Udmurt (Chutyrsko-Kiengopskoye, Mishkinskoye, Elnikovskoye) e Regione di Perm- Kokuyskoye, Batyrbayskoye, Pavlovskoye, Baklanovskoye, Osinskoye, Unvinskoye, Sibirskoye sono al 3o o 4o stadio di sviluppo.
Quando si sviluppano giacimenti di gas e gas condensato, si distinguono le seguenti fasi:
I - aumento della produzione di gas;
II- produzione costante di gas;
III - calo della produzione di gas.
Al fine di evitare la conservazione di significativi risorse materiali Lo sviluppo dei giacimenti di gas inizia durante la perforazione e lo sviluppo. Man mano che nuovi pozzi, punti di raccolta, stazioni di compressione e gasdotti vengono messi in funzione, la produzione del giacimento aumenta. Viene quindi chiamata la fase che coincide con la perforazione e lo sviluppo del giacimento fase di aumento della produzione.
Dopo la messa in servizio di tutte le capacità di produzione di gas, determinata dalla fattibilità tecnica ed economica, fase di produzione continua. Durante questo periodo, oltre il 60% delle riserve di gas vengono ritirate dai grandi giacimenti.
Man mano che le riserve di gas e l’energia dei giacimenti si esauriscono, le portate dei pozzi si riducono, i pozzi allagati vengono smantellati e la produzione di gas dal giacimento diminuisce. Questa fase di sviluppo si chiama fase di declino della produzione. Continua finché l'estrazione del gas non scende al di sotto di un livello redditizio.
Tali fasi di produzione di gas sono tipiche dei grandi giacimenti; quando si sviluppano giacimenti con riserve medie, la fase di produzione costante di gas è spesso assente, e quando si sviluppano giacimenti di gas e gas condensato con riserve insignificanti, non ci sono fasi di produzione di gas crescente e costante .
Per quanto riguarda i giganteschi giacimenti di gas del nostro paese (Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye), sono entrati in una fase di produzione in declino.
Il processo di progettazione e sviluppo dello sviluppo è basato su fasi. Gli elaborati di progettazione tecnologica sono i seguenti:
1. progetto di sperimentazione di giacimenti e pozzi.
2. schemi tecnologici di sviluppo industriale pilota (per funzionamento a gas).
3. schemi di sviluppo tecnologico.
4. progetti di sviluppo.
5. progetti di sviluppo aggiornati (prima dello sviluppo).
6. analisi dello sviluppo.
I giacimenti di petrolio e gas vengono avviati allo sviluppo sulla base dei documenti di cui sopra. Le condizioni e la procedura per mettere in sviluppo i giacimenti sono determinate dalle “Regole per lo sviluppo dei giacimenti di petrolio, gas e condensato di gas”.
Il primo documento di progetto per lo sviluppo dei giacimenti di idrocarburi è un progetto di operazione di prova (PE). Viene effettuata un'operazione di prova per ottenere i dati iniziali per l'elaborazione di uno schema tecnologico per lo sviluppo industriale pilota (per i giacimenti di petrolio) e l'operazione industriale pilota (per i depositi di gas). Sono compilati per 10-15 anni. Sostengono gli indicatori tecnologici e tecnico-economici dello sviluppo dei depositi.
Dopo aver ricevuto Informazioni aggiuntive informazioni sul deposito e sulla formazione e, sulla base del ricalcolo delle riserve, viene elaborato un progetto di sviluppo del giacimento.
Il progetto giustifica tutti gli indicatori per lo sviluppo del giacimento fino alla fine della vita del giacimento.
Quando gli indicatori di sviluppo effettivi si discostano significativamente da quelli progettati, viene redatto un progetto di sviluppo aggiornato.
SU ultima fase sviluppo del campo, viene redatto un progetto di pre-sviluppo. Il suo obiettivo principale: giustificare le misure per aumentare il recupero del petrolio.
Ci sono 4 fasi (vedi Fig. 40), e in modalità gas ci sono 3 fasi.
1. Sviluppo di un oggetto (deposito) - è caratterizzato da un aumento della produzione di petrolio, un aumento del numero di pozzi e termina quando viene raggiunta la produzione di petrolio prevista.
2. Stadio principale - caratterizzato da un livello elevato e stabile di produzione di petrolio. Al termine della fase si registra un aumento del taglio idrico del prodotto, mentre si recupera il 40-60% delle riserve recuperabili.
3. Una forte diminuzione della produzione di petrolio: il numero di pozzi di produzione diminuisce (a causa della loro irrigazione), le portate diminuiscono e la quantità di acqua prodotta aumenta. Al termine della fase viene prodotto l’80-90% delle riserve recuperabili.
4. La fase finale - caratterizzata da basse portate dei pozzi e da un elevato taglio dell'acqua dei pozzi e della produzione in generale.
Riso. 40.
Controllo geologico e sul campo del processo di sviluppo dei depositi di idrocarburi
Scopo del controllo: è necessario ottenere una quantità sufficiente di informazioni per prendere una decisione sulla necessità di regolare lo sviluppo.
Si distinguono i seguenti metodi di controllo:
1. Metodi idrodinamici: consentono di studiare la produttività degli strati e altri parametri geologici e fisici utilizzando apparecchiature profonde.
2. Metodi geofisici: consentono di controllare la posizione dei contatti e la natura dell'attuale saturazione fluida della formazione.
3. Metodi fisico-chimici che consentono il controllo Composizione chimica e proprietà fisiche di petrolio, gas e acqua.
Nel processo di controllo dello sviluppo, si ottengono le informazioni iniziali per l'analisi dello sviluppo. Lo scopo principale dell'analisi è confrontare gli indicatori di progettazione e di sviluppo effettivo. L'analisi dello sviluppo viene effettuata dai dipartimenti di produzione di petrolio e gas (OGPD) e dai dipartimenti di produzione di gas (GPU). I depositi di grandi e medie dimensioni vengono analizzati una volta ogni 5 anni con il coinvolgimento di istituti di ricerca (SRI). In questo caso viene studiata la variazione nel tempo dei seguenti indicatori:
Produzione di olio
Estrazione liquida
Produzione di gas
Iniezione di acqua e gas
Ben stock (vari scopi)
Pressione del serbatoio
Posizione di contatto.
Quando si esegue un'analisi di sviluppo, vengono compilati i seguenti documenti grafici:
Mappa di sviluppo (mappa della produzione totale) - è compilata sulla base di una mappa strutturale, che mostra le posizioni dei contorni del contenuto di petrolio e gas, le posizioni dei pozzi di varie categorie. Per ciascun pozzo viene compilato un grafico a torta della produzione totale (cumulativa) di petrolio, gas e acqua.
Mappa dello stato attuale di sviluppo (produzione attuale) - sotto forma di grafici a torta, l'attuale tasso di produzione dei pozzi è mostrato alla data di compilazione della mappa. Per il resto è simile alla mappa di sviluppo.
Programma di sviluppo: cambiamenti negli indicatori di sviluppo nel tempo.
Programmi operativi: la dinamica dei principali indicatori dello sviluppo di un individuo bene.
Mappa isobara: monitoraggio delle variazioni di pressione all'interno del giacimento.
Mappa del taglio dell'acqua del prodotto - lo studio del taglio dell'acqua del serbatoio e del movimento dell'OWC, è compilato in isolinee della percentuale di acqua nel fluido prodotto.
Mappa dei fattori del gas: quando il serbatoio funziona in modalità gas disciolto o modalità pressione del gas. Permettono di controllare il processo di sviluppo. Nelle aree si osserva un aumento del fattore gas forte calo pressione del serbatoio.
Quando vengono identificate deviazioni degli indicatori effettivi da quelli di progettazione, il processo di sviluppo dei depositi viene regolato.
Introduzione ................................................. .................................................... ....................................3
1. Nozioni di base sullo sviluppo dei giacimenti di petrolio e gas .................................... ................... .......5
1.1. Distribuzione degli idrocarburi lungo l’altezza del deposito............................................ ..............5
1.2. Il concetto dei contorni della capacità di carico petrolifero e della zona acqua-olio del giacimento................................ .....7
1.3. Modalità di sviluppo dei giacimenti petroliferi................................ ...................... .....8
1.4. Tecnologie per influenzare i giacimenti petroliferi............................................ ....................... ..............undici
1.5. Spostamento del petrolio dai giacimenti da parte di vari agenti.................................14
2. Debitometria e misurazione del flusso............................................ ............................................................ .17
2.1. Barometria................................................ ........................................................ ................ ..........19
2.2. Termometria................................................ .................................................... .......... ........20
3. Determinazione delle caratteristiche operative delle formazioni produttive................................. 22
3.1. Determinazione della portata e dell’iniettività dei pozzi .................................. .......... .......22
3.2. Determinazione delle capacità dei giacimenti di lavoro................................................ ...................... ......23
3.3. Determinazione del coefficiente di produttività e della pressione del giacimento................24
4. Studio delle condizioni tecniche dei pozzi .................................... ....................................26
Bibliografia …................................................. . .................................................... ................................27
introduzione
Il successo dello sviluppo dei giacimenti di petrolio e gas è determinato dalla scelta del sistema di sviluppo. Durante il processo di sviluppo, è necessario monitorare e chiarire lo stato dei depositi, tenendo conto delle nuove informazioni sulla struttura geologica ottenute durante la perforazione e il funzionamento. L'elevata efficienza dei sistemi di allagamento dell'acqua è dovuta al fatto che iniettando acqua aumentano la pressione del giacimento, in conseguenza della quale il petrolio viene spremuto in modo più efficiente dallo spazio dei pori verso i pozzi di produzione. Il vantaggio principale di tali sistemi è che durante l'allagamento dell'acqua aumenta l'intensità dell'estrazione del petrolio dal giacimento. D'altra parte, tali metodi di mantenimento della pressione del giacimento comportano il pericolo di inondazione delle formazioni produttive. Può verificarsi una situazione in cui l'acqua iniettata "anticipa" il petrolio, muovendosi attraverso le aree più permeabili. In questo caso, parte del petrolio nel giacimento viene isolato nei cosiddetti “pilastri”, che a loro volta ne complicheranno l’estrazione. È molto importante essere in grado di regolare i processi di allagamento delle acque. I metodi di controllo basati sui cambiamenti nei tassi di iniezione dell'acqua e di prelievo del petrolio richiedono informazioni sui cambiamenti attuali nel giacimento. Il controllo delle inondazioni è uno dei più importanti e problemi complessi sviluppo dei giacimenti petroliferi. Attualmente, oltre il 70% del petrolio viene prodotto da giacimenti gestiti mantenendo la pressione del giacimento attraverso l’allagamento dell’acqua. Uno dei problemi principali nello sviluppo razionale dei giacimenti petroliferi con un regime naturale elastico-pressione dell'acqua, nonché con l'uso di allagamenti di contorno e intracircuito, è il controllo e la regolazione dell'avanzamento dei contorni petroliferi.
Lo scopo del controllo geofisico è ottenere informazioni sullo stato e sui cambiamenti che si verificano nelle formazioni produttive durante il loro funzionamento. Allo stesso tempo, per metodi geofisici si intendono tutti i metodi mai eseguiti sul territorio del campo. Attualmente, il controllo dello sviluppo si è sviluppato in una direzione separata con la propria metodologia, metodi e attrezzature. L'utilizzo di questi metodi consente di risolvere i seguenti problemi:
1. Determinare la posizione e monitorare i progressi di OWC e GOC nel processo di spostamento del petrolio dal giacimento;
2. Controllare il movimento del fronte d'acqua di iniezione attraverso la formazione;
3. Valutare i coefficienti di saturazione petrolifera attuale e finale e di recupero petrolifero dei giacimenti;
4. Studiare il recupero e l'iniettività (la capacità della formazione di accettare l'acqua iniettata) dei pozzi;
5. Stabilire lo stato dei fluidi nel pozzo;
6. Identificare i luoghi in cui l'acqua entra nel pozzo e scorre olio e acqua nell'anello;
7. Valutare le condizioni tecniche dei pozzi di produzione e di iniezione;
8. Studia la modalità operativa dotazioni tecnologiche pozzi di produzione;
9. Chiarire struttura geologica e riserve di petrolio.
Fino alla fine degli anni '40 del XX secolo, l'OWC veniva studiato principalmente utilizzando i dati di registrazione elettrica. Ciò, naturalmente, ha imposto i suoi limiti: la ricerca è stata effettuata solo in pozzi aperti, pertanto i geologi hanno ricevuto informazioni sulla posizione iniziale del contatto acqua-olio, sul contorno iniziale del cuscinetto petrolifero, sulla saturazione dell'olio e sugli intervalli di perforazione. Il movimento del contorno interno del giacimento petrolifero poteva essere tracciato solo dalla comparsa dell'acqua nei pozzi di produzione.
Negli anni ’50 del XX secolo, con l’introduzione del disboscamento radioattivo, vera opportunità creare metodi per separare i giacimenti petroliferi e quelli delle falde acquifere in pozzi rivestiti. Tuttavia, i risultati di questi metodi sono affidabili solo se è accertato che l'acqua non entra nel pozzo da altre formazioni a causa di una violazione della colonna o di un intasamento del pozzo. Quando si monitora lo sviluppo, la cosa principale è la differenza nelle proprietà dei neutroni dell'acqua di formazione mineralizzata. Le condizioni più favorevoli esistono in luoghi con mineralizzazione dell'acqua di formazione superiore a 100 g/l (strati devoniani e carboniferi della provincia di petrolio e gas Volga-Ural ~300 g/l). La situazione è peggiore con una mineralizzazione di 20-30 g/l (Siberia occidentale). In questo caso, ricorrono ai metodi dei neutroni pulsati (PNN), che aumentano significativamente la sensibilità alle proprietà dei neutroni della formazione. Insieme ai metodi stazionari e pulsati, nel monitoraggio dello sviluppo si sono diffusi metodi di radio, termometria, registrazione acustica, debitometria e tecniche di interpretazione speciali.