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 dello spessore utile della formazione .................................. ............ ......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
Sviluppo di successo del petrolio e giacimenti di gas determinato dalla misura in cui verrà scelto il 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.
Lo sviluppo dei giacimenti di petrolio e gas è 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.
Lo sviluppo dei giacimenti petroliferi è un campo complesso e indipendente della disciplina scientifica e ingegneristica, che ha le proprie sezioni speciali relative allo studio di sistemi e tecnologie per lo sviluppo del giacimento, la pianificazione e l'attuazione del principio di base dello sviluppo, della progettazione e della regolamentazione dello sviluppo del giacimento.
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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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 - nel Nord e Sud America, in Indonesia e nel 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.
Le emissioni più comuni di gas naturale vanno da bolle appena percettibili a potenti fontane. Sul terreno umido e sulla superficie dell'acqua, le piccole uscite di gas vengono rilevate dalle bolle che compaiono su di esse. Durante le espulsioni delle fontane, quando acqua e roccia eruttano insieme al gas, rimangono in superficie coni di fango alti da diversi a centinaia di metri. Rappresentanti di tali coni nella penisola di Absheron sono i "vulcani" di fango Touragai (altezza 300 m) e Kanizadag (490 m). Coni di fango, formati da emissioni periodiche di gas, si trovano anche nel nord dell'Iran, in Messico, in Romania, negli Stati Uniti e in altri paesi.
Le infiltrazioni naturali di petrolio in superficie si verificano dal fondo di vari serbatoi, attraverso fessure nelle rocce, attraverso coni saturi di petrolio (simili al fango) e sotto forma di rocce sature di petrolio.
Sul fiume Ukhta, piccole gocce di petrolio emergono dal fondo a brevi intervalli. Il petrolio viene costantemente rilasciato dal fondo del Mar Caspio vicino all'isola di Zhiliy.
In Daghestan, in Cecenia, nelle pene di Absheron e Taman, così come in molti luoghi globo Esistono numerose fonti di petrolio. Tali spettacoli di petrolio in superficie sono tipici delle regioni montuose con terreno molto accidentato, dove burroni e burroni tagliano gli strati petroliferi situati vicino alla superficie della terra.
A volte il petrolio fuoriesce attraverso cumuli conici con crateri. Il corpo del cono è costituito da olio ossidato addensato e roccia. Coni simili si trovano a Nebit-Dag (Turkmenistan), in Messico e in altri luoghi. Sull'isola di Trinidat, l'altezza dei coni petroliferi raggiunge i 20 metri e l'area dei "laghi petroliferi" attorno ad essi è di 50 ettari. La superficie di tali "laghi" è costituita da olio addensato e ossidato. Pertanto, anche quando fa caldo, una persona non solo non cade, ma non lascia nemmeno segni sulla sua superficie.
Le rocce sature di olio ossidato e indurito sono chiamate “kiras”. Sono diffusi nel Caucaso, nel Turkmenistan e nell'Azerbaigian. Si trovano, anche se meno frequentemente, in pianura: sul Volga, ad esempio, si trovano affioramenti di calcare impregnati di petrolio.
Per molto tempo, la produzione naturale di petrolio e gas ha soddisfatto pienamente i bisogni dell’umanità. Tuttavia, lo sviluppo attività economica le persone avevano bisogno di sempre più fonti di energia.
Nel tentativo di aumentare la quantità di petrolio consumato, le persone iniziarono a scavare pozzi nei luoghi in cui era presente petrolio in superficie, e poi a perforare i pozzi.
Inizialmente furono posati dove il petrolio affiorava sulla superficie della terra. Ma il numero di tali posti è limitato. Alla fine del secolo scorso fu sviluppato un nuovo metodo di ricerca promettente. Sono iniziate le perforazioni su una linea retta che collega due pozzi che già producevano petrolio.
Nelle nuove aree, la ricerca di giacimenti di petrolio e gas è stata effettuata quasi alla cieca, sfrecciando da una parte all'altra. Il geologo inglese K. Craig ha lasciato interessanti ricordi della posa del pozzo.
“Per selezionare una posizione, i responsabili della perforazione e quelli sul campo si sono riuniti e hanno determinato congiuntamente l’area all’interno della quale dovrebbe essere posizionato il pozzo. Tuttavia, con la cautela consueta in questi casi, nessuno ha osato indicare il punto in cui avrebbero dovuto iniziare le perforazioni. Allora uno dei presenti, distinto da un grande coraggio, disse, indicando il corvo che volteggiava sopra di loro: "Signori, se per voi è lo stesso, cominciamo a perforare dove si trova il corvo..." La proposta fu accettata. Il pozzo si è rivelato insolitamente efficace. Ma se il corvo avesse volato un centinaio di metri più a est, non ci sarebbe stata alcuna speranza di trovare il petrolio…” È chiaro che ciò non poteva durare a lungo, perché trivellare ogni pozzo costa centinaia di migliaia di dollari. Pertanto, è sorta la domanda urgente su dove perforare i pozzi per trovare con precisione petrolio e gas.
Ciò ha richiesto una spiegazione dell'origine del petrolio e del gas e ha dato un potente impulso allo sviluppo della geologia: la scienza della composizione, della struttura e della storia della Terra, nonché dei metodi per la ricerca e l'esplorazione dei giacimenti di petrolio e gas.
Il libro "Fondamenti per lo sviluppo dei giacimenti di petrolio e gas", 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.
Concetto di giacimento petrolifero. Proprietà di serbatoio delle rocce. Il concetto di porosità e permeabilità. Pressione del serbatoio. Proprietà fisiche oli in condizioni di giacimento e di superficie. 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 minerali e materia organica 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.
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Bruciando- una sezione della crosta terrestre sollevata lungo faglie.
I disturbi geologici hanno 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 per allagare formazioni sature di petrolio e gas o per il rilascio di petrolio e gas alla 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