Geologické základy pre rozvoj ložísk ropy, plynu a plynového kondenzátu

Studňa je valcové banské dielo, skonštruované bez ľudského prístupu k nemu a s priemerom mnohokrát menším ako je dĺžka. Začiatok studne sa nazýva ústie, valcová plocha sa nazýva stena alebo šachta, dno sa nazýva dno. Vzdialenosť od ústia po dno pozdĺž osi vrtu určuje dĺžku studne a podľa priemetu osi na vertikálu jej hĺbku. Maximálny počiatočný priemer oleja a plynu jamky zvyčajne nepresahujú 900 mm a konečná je zriedka menšia ako 165 mm.

Vŕtanie studní je zložitý technologický proces výstavby šachty vŕtanie studne, ktoré pozostávajú z týchto hlavných operácií:

Prehlbovanie studní ničením skál pomocou vŕtacieho nástroja;

Odstránenie odrezkov zo studne;

Upevnenie vrtu v procese jeho prehĺbenia pomocou pažnicových strún;

Vykonávanie komplexu geologických a geofyzikálnych prác na štúdium hornín a identifikáciu produktívnych horizontov;

Beh do konštrukčnej hĺbky a tmelenie posledného (výrobného) plášťa.

Podľa charakteru deštrukcie hornín sa rozlišujú mechanické a nemechanické metódy. vŕtanie. Mechanické metódy zahŕňajú rotačné metódy (rotačná, turbínová, prúdová turbína vŕtanie a vŕtanie pomocou elektrickej vŕtačky a skrutkových motorov, pri ktorých sa hornina ničí v dôsledku nástroja na rezanie hornín (vrtnej korunky) pritlačeného na dno, a nárazových metód. Nemechanické metódy vŕtania (tepelné, elektrické, výbušné, hydraulické atď.) zatiaľ nenašli široké priemyselné uplatnenie.

Pri ťažbe ropy a zemného plynu sa hornina ničí vrtnými korunkami a spodný otvor sa zvyčajne čistí od vrtných úlomkov prúdmi nepretržite cirkulujúcej vrtnej kvapaliny (vrtnej kvapaliny), menej často sa spodný otvor preplachuje plynným pracovným prostriedkom.

Vrty sa vŕtajú vertikálne (odchýlka do 2¸3°). V prípade potreby sa používa šikmé vŕtanie: smerové, klastrové, viacotvorové, dvojhlavňové).

Vrty sa prehlbujú celoplošným deštruovaním dnu (bez jadier) alebo obvodovej časti (s jadrovaním). V druhom prípade zostáva v strede vrtu skalný stĺp (jadro), ktorý sa pravidelne vynáša na povrch, aby študoval prechádzajúcu skalnú časť.

Vrty sa vŕtajú na súši a na mori pomocou vrtných súprav.

Účely a účel vrtov sú rôzne. Produkčné vrty sú položené na plne preskúmanom poli a pripravené na vývoj. Kategória ťažby zahŕňa nielen vrty, ktoré produkujú ropu a plyn (ťažobné vrty), ale aj vrty, ktoré umožňujú organizovať efektívny rozvoj poľa (hodnotiace, injektážne, pozorovacie vrty).

Hodnotiace studne sú určené na objasnenie spôsobu prevádzky nádrže a stupňa vyčerpania úsekov poľa, na objasnenie schémy jej rozvoja.

Injektážne vrty sa používajú na organizáciu vodonosnej vrstvy a vnútroslučkové vstrekovanie vody, plynu alebo vzduchu do zásobníka, aby sa udržal tlak v zásobníku.

Pozorovacie vrty sú vybudované na systematické sledovanie režimu rozvoja poľa.

Konštrukcia ťažobnej studne je určená počtom radov rúrok, ktoré sú spustené do studne a cementované počas vŕtania pre úspešné vŕtanie studne, ako aj zariadení jej zabitie.

Nasledujúce rady rúr sa spúšťajú do studne:

2. Vodič - na upevnenie horných nestabilných intervalov úseku, izoláciu horizontov s podzemnou vodou, inštalácia ochrany proti prefúknutiu v ústí zariadení.

3. Medziplášť (jeden alebo viac) - zabrániť možné komplikácie pri vŕtaní hlbších intervalov (pri vŕtaní rovnakého typu úseku silných hornín môže chýbať pažnicová struna).

4. Ťažobný reťazec - na izoláciu horizontov a ťažbu ropy a plynu z útvaru na povrch. Operatívne stĺp je vybavený prvkami struny a prstencového zariadenia (pakry, pätka, spätný ventil, centralizátor, prítlačný krúžok atď.).

Konštrukcia studní sa nazýva jednoreťazcová, ak pozostáva iba z operatívne stĺpec, dvojstĺpec - za prítomnosti jedného medziľahlého a výrobného reťazca atď.

Ústie vrtu je vybavené strunovou hlavicou (stĺpové potrubie). Hlava stĺpa je navrhnutá tak, aby izolovala prstencové priestory a regulovala tlak v nich. Inštaluje sa na závit alebo zváraním na vodič. Stredne pokročilý a operatívne stĺpy sú zavesené na klinoch alebo spojkách.

Padové vŕtanie je rozšírené na poliach západnej Sibíri. Padové vŕtanie je výstavba skupín studní zo spoločnej základne ohraničenej plochy, na ktorej je umiestnená vrtná súprava a zariadení. Vyrába sa pri absencii vhodných miest pre vrtné súpravy a na zníženie času a nákladov na vŕtanie. Vzdialenosť medzi ústiami studní je minimálne 3 m.

Zásobníková energia - súbor tých druhov mechanickej a tepelnej energie tekutiny (ropa, plyn a voda v horninách charakterizovaných tekutosťou) a hornín, ktoré možno prakticky využiť pri výbere. oleja a plyn. Hlavné sú:

1. Hlavová energia okrajových vôd ropných ložísk a plynu.

2. Energia elastickej kompresie horniny a tekutiny, vrátane plynu, uvoľnené do voľnej fázy z rozpusteného stavu s poklesom tlaku.

3. Časť gravitačnej energie nadložných vrstiev vynaložená na plastickú deformáciu zásobníka spôsobenú poklesom tlaku zásobníka v zásobníku v dôsledku odberu tekutiny z neho.

4. Kvapalné teplo prenášané na povrch počas prevádzky studne. Prakticky významná nie je všetka energia zásobníka, ale len tá jej časť, ktorá sa dá dostatočne efektívne využiť pri prevádzke studne.

Rozvoj ložísk nerastných surovín - systém organizačných a technických opatrení pre ťažby minerály z podložia. rozvoj oleja A plynu nánosov sa vykonáva pomocou vrtov. Niekedy sa používa baňa produkciu ropy(Yarega oleja depozit, Komiská republika).

Vývoj ropy a plynové polia je intenzívne sa rozvíjajúca vedná oblasť. Jeho ďalší rozvoj bude spojený s využívaním nových technológií ťažby ropy z podložia, novými metódami rozpoznávania charakteru toku procesov in-situ, využívaním pokročilých metód plánovania prieskumu a rozvoja terénu, využívaním automatizovaných riadiacich systémov pre ťažbu nerastných surovín z podložia, vývoj metód podrobného účtovania štruktúry nádrží a prírodných procesov v nich prebiehajúcich na základe deterministických modelov implementovaných na výkonných počítačoch.

rozvoj naftové polia je samostatná komplexná vedná a inžinierska disciplína, ktorá má svoje špeciálne sekcie súvisiace s náukou o systémoch a technológiách rozvoja terénu, plánovaní a realizácii základného princípu rozvoja, projektovania a regulácie rozvoja odboru.

Veda o rozvoji ropných polí je realizácia vedecky podloženej extrakcie uhľovodíkov, ktoré ich obsahujú, a ich pridružených minerálov z útrob. Zásadný rozdiel medzi rozvojom ropných polí a inými vedami je v tom, že vývojový inžinier nemá priamy prístup k ropným ložiskám. Všetky informácie prichádzajú cez vŕtané studne.

Ropné a ropné a plynové polia sú akumulácie uhľovodíkov v zemskej kôre obmedzené na jednu alebo viac lokalizovaných geologických štruktúr. Ložiská uhľovodíkov zahrnuté v ložiskách sa zvyčajne vyskytujú vo vrstvách alebo masívoch poréznych a priepustných hornín s rôznym podzemným rozložením a rôznymi geologickými a fyzikálnymi vlastnosťami.

Ropa uložená v poréznych formáciách podlieha hydrostatickému tlaku a tlaku obrysových vôd. Vrstvy sú vystavené tlaku hornín - hmotnosti nadložných hornín. Plynový uzáver môže ležať nad ložiskom ropy a vyvíjať tlak na nádrž. Vo vnútri nádrže pôsobia elastické sily ropy, plynu, vody a formačných hornín.

Ropa, voda, plyn, saturačné ložiská majú rôznu hustotu a sú rozložené v ložiskách v súlade s prejavom gravitačných síl. Nemiešateľné kvapaliny - olej a voda, ktoré sú v kontakte v malých póroch a kapilárach, sú vystavené pôsobeniu povrchových molekulárnych síl a pri kontakte s pevnou horninou - zmáčaciemu napätiu. Keď sa začne ťažba nádrže, prirodzená rovnováha týchto síl je narušená v dôsledku poklesu tlaku v nádrži a začína sa ich najkomplexnejší prejav, v dôsledku čoho sa začína pohyb tekutín v nádrži. V závislosti od toho, ktoré sily spôsobujúce tento pohyb prevládajú, existujú rôzne režimy prevádzky zásobníkov ropy.

1. 2. Prevádzkové režimy ropných ložísk

Spôsob prevádzky ložiska je prejavom prevládajúceho typu rezervoárovej energie v procese rozvoja.

Existuje päť prevádzkových režimov ropných ložísk: elastické; vodný tlak; rozpustený plyn; tlak plynu; gravitačné; zmiešané. Takéto rozdelenie na režimy vo svojej „čistej forme“ je veľmi podmienené. V reálnom terénnom vývoji sú zaznamenané hlavne zmiešané režimy.

Elastický režim alebo uzavretý elastický

V tomto režime sa olej vytláča z porézneho média v dôsledku elastickej expanzie kvapalín (olej a vody), ako aj zmenšenia (stlačenia) objemu pórov so znížením tlaku v nádrži. Celkový objem kvapaliny. odoberaný z rezervoáru v dôsledku týchto síl je určený elastickou kapacitou hornín, nasýtením tohto objemu kvapalinou a veľkosťou zníženia tlaku v zásobníku

Qzh \u003d (počiatočné Rpl. - Rtek) Vp *

*=m n+ No kdeže

* - elastická kapacita

p - elastická kapacita horniny

g je elastická kapacita kvapaliny

m - pórovitosť

Рpl počiatočný a Р prúd - počiatočný a aktuálny tlak v zásobníku

Hlavnou podmienkou elastického režimu je prebytok tlaku v nádrži a tlaku v spodnej dierke, nad saturačným tlakom, potom je olej v jednofázovom stave.

Ak je ložisko litologicky alebo tektonicky ohraničené, zapečatené, potom nastáva uzavreto-elastický režim.

V objeme celej nádrže je pružná zásoba ropy zvyčajne malým zlomkom (cca 5-10%) v pomere k celkovej zásobe, ale môže vyjadrovať pomerne veľké množstvo ropy v hmotnostných jednotkách.

Tento režim je charakterizovaný výrazným poklesom tlaku v nádrži v počiatočnom období ťažby ropy a poklesom ťažby ropy.

Pružný tlak vody alebo režim tlaku vody

Ak má oblasť zvodnenej vrstvy ropnej nádrže prístup k dennému svetlu alebo ak je vodonosná vrstva rozsiahla a nádrž v nej je vysoko priepustná. potom režim takejto nádrže bude prirodzený elasticko-vodotlakový. Olej z nádrže je vytláčaný tlakom obrysovej alebo spodnej vody. Keď nastane rovnováha (rovnováha) medzi výberom tekutiny z ložiska a vstupom okrajovej alebo spodnej vody do zásobníka, prejaví sa režim vodného pohonu, ktorý sa kvôli rovnosti množstiev nazýva aj režim pohonu tvrdou vodou. vybranej tekutiny (olej, vody) a vody, ktorá napadla ložisko.

Režim je charakterizovaný nevýznamným poklesom tlaku a neustálym znižovaním obrysu ložiska oleja.

Umelý tlakový režim vody

V súčasnom štádiu rozvoja ropného priemyslu má prevládajúci význam rozvoj ropných ložísk pri záplavách, t.j. pomocou vstrekovania vody. Pri umelom vodnom pohone je hlavným zdrojom energie nádrže energia vody vstrekovanej do nádrže. V tomto prípade by sa odber tekutiny z formácie mal rovnať objemu vstrekovanej vody, potom sa vytvorí režim poháňaný tvrdou vodou, ktorý je charakterizovaný faktorom kompenzácie vstrekovania.

ccomp =

Kompenzácia regenerácie vstrekovaním je pomer objemu vody vstreknutej do zásobníka k objemu tekutiny odobratej zo zásobníka za podmienok zásobníka.

Ak Kcomp > alebo = 1, potom je v ložisku zavedený režim pohonu tvrdej vody.

kcomp< 1. то упругий водонапорный режим.

Kompenzácia posunu vstrekovaním môže byť aktuálna (v danom čase) a akumulovaná (od začiatku vývoja).

Režim rozpusteného plynu

Pri nízkej produktivite zásobníka, zhoršenom spojení so zónou nesúcou vodu, tlak v zásobníku nakoniec klesá na saturačný tlak a nižšie. V dôsledku toho sa z ropy začne uvoľňovať plyn, ktorý s poklesom tlaku expanduje a vytláča ropu zo zásobníka, t.j. k prítoku ropy dochádza v dôsledku expanznej energie plynu rozpusteného v oleji. Bubliny tohto plynu, expandujúce, podporujú ropu a samy sa pohybujú pozdĺž zásobníka na dno vrtov.

Vo väčšine prípadov plyn uvoľnený z ropy pláva pôsobením gravitačných síl a vytvára plynový uzáver (sekundárny) a vzniká režim plynového uzáveru.

Účinok procesu vytláčania ropy v dôsledku energie plynu je zanedbateľný, pretože energetická rezerva plynu sa vyčerpá oveľa skôr, ako sa dá ropa vyťažiť.

Vývoj vkladov v tomto režime je sprevádzaný:

rýchly pokles zásobníka P a zníženie rýchlosti prietoku studňou;

obrys ložiska oleja zostáva nezmenený.

Tlakový režim plynu

sa prejavuje v ložiskách ropy s veľkým plynovým uzáverom. Plynový uzáver je definovaný ako nahromadenie voľného plynu nad zásobníkom ropy.

Olej prúdi do spodnej diery hlavne v dôsledku expanznej energie plynového uzáveru pri P pl menšom ako P saturácia. Vývoj ložísk je sprevádzaný pohybom kontaktu plyn-olej, prienikom plynu do vrtov a rastom plynového faktora. Účinnosť získavania ropy z nádrže sa značne líši v závislosti od vlastností nádrže, ponoru nádrže, viskozity oleja atď. Tuhý režim tlaku plynu je možný len pri kontinuálnom vstrekovaní dostatočného množstva plynu do plynového uzáveru.

Gravitačný režim

Gravitačný režim sa vyvíja s úplným vyčerpaním všetkých druhov energie. Ropa zo zásobníka pod vplyvom gravitácie (gravitácie) padá na dno vrtu, po ktorom sa ťaží.

Existujú také odrody:

1) gravitačný režim s pohybujúcim sa obrysom ložísk oleja (tlakovo-gravitačný režim), v ktorom sa ropa pôsobením vlastnej hmotnosti pohybuje po ponore strmo ležiaceho útvaru a napĺňa jeho znížené časti; prietoky studní sú malé a konštantné;

2) gravitačný režim s pevným obrysom ložiska oleja (s voľnou hladinou), v ktorom je hladina oleja pod strechou horizontálne ležiaceho útvaru. Prietoky vrtov sú menšie ako v tlakovo-gravitačnom režime a postupom času pomaly klesajú.

Gravitačný režim a režim rozpusteného plynu sú len zriedka hlavnou hnacou silou, avšak sprevádzajúce proces získavania ropy môžu zvýšiť výťažnosť ropy až na 0,2.

zmiešané režimy

Na záver je potrebné poznamenať, že ložisko ropy počas celej doby prevádzky zriedka funguje v akomkoľvek režime.

Režim, v ktorom sa súčasne prejavujú energie rozpusteného plynu, elasticita a tlak vody, plynu sa nazýva zmiešaný. Prírodné podmienky ložiska len prispievajú k rozvoju určitého spôsobu prevádzky. Špecifický režim môže byť nastavený, udržiavaný alebo nahradený iným zmenou rýchlosti odberu a celkového odberu tekutiny, zavedením dodatočnej energie do zálohy atď.

Odoslanie dobrej práce do databázy znalostí je jednoduché. Použite nižšie uvedený formulár

Študenti, postgraduálni študenti, mladí vedci, ktorí pri štúdiu a práci využívajú vedomostnú základňu, vám budú veľmi vďační.

Uverejnené dňa http:// www. všetko najlepšie. en/

ÚVOD

Na začiatku 20. storočia sa priemyselný olej vyrábal len v 19 krajinách sveta. V roku 1940 bolo takýchto krajín 39, v roku 1972 - 62, v roku 1989 - 79. Podobne rástol aj počet krajín produkujúcich plyn. Ropa a plyn sa teraz ťažia vo všetkých častiach sveta okrem Antarktídy.

Geografia ropných a plynových polí, ako aj objem výroby energie prešli časom výraznými zmenami.

V polovici 19. storočia boli lídrami v ťažbe ropy Rusko (región Baku) a USA (Pensylvánia). V roku 1850 sa v Rusku vyrobilo 101 tisíc ton ropy a celkovo 300 tisíc ton na svete.

V roku 1900 sa už vyrábalo asi 20 miliónov ton ropy, vrátane Ruska - 9,9 milióna ton, v USA - 8,3, v Holandskej východnej Indii (Indonézia) - 0,43, v Rumunsku a Rakúsku, Maďarsku - po 0,33 v Japonsku. - 0,11, v Nemecku - 0,05.

V predvečer prvej svetovej vojny sa produkcia ropy v Spojených štátoch dramaticky zvýšila. Mexiko sa stalo jednou z popredných ťažobných mocností. Ťažba ropy v krajinách sveta v roku 1913 bola: USA - 33 miliónov ton, Rusko - 10,3, Mexiko - 3,8, Rumunsko - 1,9, Holandská východná India - 1,6, Poľsko -1,1.

V roku 1920 sa na svete vyrobilo 95 miliónov ton ropy, v roku 1945 - viac ako 350 ton, v roku 1960 - viac ako 1 miliarda ton.

V druhej polovici 60. rokov patrili Venezuela, Kuvajt, Saudská Arábia, Irán a Líbya medzi popredné krajiny produkujúce ropu. Spolu so ZSSR a USA tvorili až 80 % svetovej produkcie ropy.

V roku 1970 sa na svete vyprodukovalo asi 2 miliardy ton ropy a v roku 1995 - 3.1. Z hľadiska ročnej produkcie ropy (údaje z roku 1996) je Saudská Arábia svetovým lídrom (392,0 miliónov ton). Nasledujú USA (323,0 mil. ton), krajiny SNŠ (352,2), Irán (183,8), Mexiko (142,2), Čína (156,4), Venezuela (147,8) a ďalšie.

Očakáva sa, že do roku 2005 sa celková celosvetová produkcia ropy zvýši na 3,9 miliardy ton/rok.

Široké používanie zemného plynu sa začalo až v polovici minulého storočia. V rokoch 1950 až 1970 produkcia plynu vo svete vzrástla zo 192 miliárd m3 na 1 bilión. m3, t.j. 5-krát. Teraz sú to asi 2 bilióny. m3.Spotreba energie vo svete neustále rastie. Prirodzene vyvstáva otázka: budú stačiť na dlhú dobu? Údaje o preukázaných zásobách ropy, ako aj ich objemy v roku 1996 sú uvedené v tabuľke 1.

Región, krajina	Overené rezervy	Produkcia ropy v roku 1996	Rezervný pomer
		% sveta		% sveta
Ázia a Oceánia, celkom
počítajúc do toho:
Indonézia
Severná a Latinská Amerika celkom
počítajúc do toho:
Venezuela
Afrika, celkom
počítajúc do toho:
Blízky a Stredný východ
počítajúc do toho:
Saudská Arábia
Východná Európa, celkom
počítajúc do toho:
Západná Európa, celkom
počítajúc do toho:
Nórsko
Veľká Británia
Celkom na svete

Jednou z hlavných úloh sociálno-ekonomického rozvoja Ruskej federácie je vytvorenie efektívnej, konkurencieschopnej ekonomiky. Podľa akýchkoľvek možností a scenárov vývoja ekonomiky na najbližších 10-20 rokov Prírodné zdroje Hlavným faktorom ekonomického rastu krajiny budú predovšetkým fosílne palivá a energetické zdroje.

S 2,8 % populácie a 12,8 % svetového územia má Rusko 11 – 13 % predpokladaných zdrojov, asi 5 % preukázaných zásob ropy, 42 % zdrojov a 34 % zásob zemného plynu, asi 20 % preukázaných zásob ropy. zásoby uhlia a 32 % zásob hnedého uhlia. Celková produkcia za celú históriu využívania zdrojov predstavuje v súčasnosti asi 20 % predpokladaných vyťažiteľných zdrojov ropy a 5 % plynu. Zabezpečenie ťažby s preskúmanými zásobami paliva sa v prípade ropy a plynu odhaduje na niekoľko desaťročí, v prípade uhlia a zemného plynu je to oveľa vyššie.

V súčasnosti ťažbu ropy realizuje 37 akciových spoločností, ktoré sú súčasťou vertikálne integrovaných spoločností, 83 organizácií a akciové spoločnosti s ruským kapitálom, 43 organizácií so zahraničným kapitálom, 6 dcérskych spoločností OAO Gazprom.

K 1. 1. 2000 je vo vývoji viac ako 1 200 ropných a plynových polí, ktoré sa nachádzajú v rôznych regiónoch krajiny – od ostrova Sachalin na východe po Kaliningradskú oblasť na západe, od územia Krasnojarsk na juhu po okres Jamalo-Nenec. na severe.

Ťažba ropy v ropnom komplexe od roku 1991 do roku 1993 klesol zo 462 na 350 miliónov ton, t.j. o 112 miliónov ton. V rokoch 1993 až 1997 -- od 350 do 305 miliónov ton, t.j. o 45 miliónov ton. Od roku 1997 do roku 2000 sa produkcia ropy ustálila na úrovni 303 - 305 miliónov ton, za 6 mesiacov roku 2002 sa vyrobilo 157 miliónov ton (obrázok 1). Pokles vody vyrobených produktov je o niečo viac ako 82 %. Priemerná miera produkcie ropy na vrt je 7,4 tony/deň. Stupeň rozvoja zásob ropy kategórií A, B, C1 na rozvinutých poliach v Rusku ako celku je 52,8%. Najvyššie vyčerpanie zásob sa pozoruje v regiónoch Severného Kaukazu (82,2%) a Volhy (77,8%), najnižšie - na západnej Sibíri (42,8%) a na Ďalekom východe (40,2%). Značná časť súčasných vyťažiteľných zásob ropy je rozptýlená v zatopených nádržiach, v nádržiach s nízkou priepustnosťou, v podplynových a ropno-vodných zónach, čo spôsobuje značné ťažkosti pri ich ťažbe.

Rozdelenie súčasnej produkcie ropy podľa regiónov úplne nezodpovedá rozloženiu súčasných vyťažiteľných zásob. Západná Sibír teda zabezpečuje takmer 68% ťažby ropy v Rusku (vyťažiteľné zásoby 71,7%), región Volga - 13,6% (vyťažiteľné zásoby 6,5%), Ural - 13,1% (vyťažiteľné zásoby 8,5%), európsky sever - 3,9 % (vyťažiteľné rezervy 6,4 %), Ďaleký východ - 0,6 % (využiteľné rezervy 2,6 %).

Za obdobie od roku 1991 do roku 1998. V Rusku bolo uvedených do prevádzky 251 ropných polí. Ťažba ropy zo všetkých sprevádzkovaných ložísk v roku 1999 predstavovala 15,5 milióna ton.

V rokoch 2000 až 2015 plánuje sa uviesť do prevádzky minimálne 242 polí a zabezpečiť z nich v roku 2005 produkciu 17,4 milióna ton ropy, čo je 4,8 % z celkovej produkcie kondenzátu ropy a plynu v Rusku. V roku 2010 by produkcia ropy z nových polí mala predstavovať 59,2 milióna ton (15,7 % z celku) a v roku 2015 - 72,1 milióna ton (20,7 % z celku).

Perspektívne úrovne ťažby ropy v Rusku budú determinované najmä nasledujúcimi faktormi - úrovňou svetových cien palív, daňovými podmienkami a vedecké a technologické úspechy pri prieskume a rozvoji ložísk, ako aj kvalite preskúmanej zdrojovej základne.

Výpočty ukazujú, že úroveň produkcie ropy v Rusku môže dosiahnuť v rokoch 2010 a 2020. 335, resp. 350 miliónov ton, pri nepriaznivých podmienkach, nízkych svetových cenách a zachovaní súčasných daňových podmienok sa tieto ukazovatele nedosiahnu.

Západná Sibír zostane hlavným regiónom Ruska produkujúcim ropu počas celého posudzovaného obdobia, hoci jej podiel do roku 2020 klesne na 58 – 55 % oproti súčasným 68 %. Po roku 2010 sa začne ťažba ropy vo veľkom v provincii Timan-Pechora, na šelfe severného Kaspického mora, v r. Východná Sibír. Celkom na východ Ruska (vrátane Ďaleký východ) do roku 2020 bude predstavovať 15 - 20 % produkcie ropy v krajine.

Zostáva extrémne akútny problém využívanie ropného plynu, ktorého ťažba zostáva nerentabilná. Jeho cena je regulovaná štátom av súčasnosti je asi 300 rubľov za 1000 m3. V dôsledku nízkej ceny ropného plynu dodávaného do plynárenských závodov rafinérie nemajú záujem zvyšovať jeho dodávky na spracovanie a hľadajú buď iné možnosti jeho využitia, alebo spaľovanie plynu, čo spôsobuje škody životné prostredie. V dôsledku poklesu ťažby ropy, a teda aj zdrojov spracovaného ropného plynu, sa produkcia obchodovateľných produktov v GPP znižuje, čo viedlo k poklesu výroby surovín pre petrochemický priemysel.

Informácie o produkcii kvapalných uhľovodíkov rôznymi ruskými ropnými spoločnosťami sú uvedené v tabuľke 2.

PRODUKCIA ROPY V RUSKU V ROKOCH 1997 - 1999

Spoločnosti
Surgutneftegaz
Tatneft
Sibneft
Bashneft
Rosnefť
Slavnefť
Východná NK
Celkom v Rusku

Z hľadiska ťažby ropy je LUKOIL lídrom medzi domácimi ropnými spoločnosťami. V roku 2001 vyťažil v Rusku 76,1 milióna ton; Kazachstan, Azerbajdžan a Egypt - 2,2 milióna ton.

Yukos môže vážne konkurovať spoločnosti LUKOIL. Podľa správ GAAP spoločností YUKOS a LUKOIL za 9 mesiacov roku 2001 je čistý zisk YUKOS na barel vyťaženej ropy 7,8 USD, zatiaľ čo LUKOIL je 3,8 USD. Náklady spoločnosti Yukos sú trikrát nižšie ako náklady spoločnosti Lukoil a ziskovosť je dvakrát vyššia. Navyše, keďže náklady na ropu Jukos sú najnižšie spomedzi domácich ropných spoločností, ostatné budú menej trpieť možným ďalším poklesom cien ropy. To je samozrejme dôvod, prečo podľa výsledkov z roku 2001 klesol domáci predaj spoločnosti LUKOIL o 14%, zatiaľ čo predaj spoločnosti YUKOS vzrástol o 10%.

V roku 2002 plánuje Jukos prijať 71,5 milióna ton ropy, čím prekročí minuloročné údaje o 24,3 %. Investície do prieskumu a ťažby budú predstavovať 775 miliónov USD Do roku 2005 plánuje spoločnosť YUKOS produkovať 80 miliónov ton ropy ročne.

Rusko je jednou z mála krajín na svete, ktorá plne uspokojuje svoje potreby plynu vlastných zdrojov. K 1. januáru 1998 jej preskúmané zásoby zemného plynu dosahujú 48,1 bilióna metrov kubických. m3, t.j. asi 33% sveta. Potenciálne zásoby plynu sa u nás odhadujú na 236 biliónov. m3.

V súčasnosti má krajina 7 oblastí produkujúcich plyn: severný, severný kaukaz, Volga, Ural, západosibírsky, východosibírsky a Ďaleký východ. Rozdelenie zásob plynu medzi nimi je nasledovné: európska časť krajiny - 10,8%, región západnej Sibíri - 84,4%, regióny východnej Sibíri a Ďalekého východu - 4,8%.

Produkcia plynu v Rusku v posledných rokoch klesá: v roku 1991 - 643 miliárd m3, v roku 1992 - 641 miliárd m3, v roku 1993 - 617 miliárd m3, v roku 1994 - 607 miliárd m3, v roku 1995 - 595 miliárd m3.

V roku 1999 bola produkcia plynu asi 590 miliárd m3. Pokles produkcie plynu bol spôsobený poklesom dopytu po plyne, ktorý bol naopak spôsobený poklesom v r priemyselná produkcia a klesajúca platobná schopnosť spotrebiteľov.

Hlavnou spoločnosťou vyrábajúcou plyn v Rusku je RAO Gazprom, založená vo februári 1993 (predtým štátny koncern).

RAO Gazprom je najväčšia plynárenská spoločnosť na svete, ktorá predstavuje 22 %. Kontrolný podiel v RAO Gazprom (40 %) vlastní štát.

Po roku 2000 sa predpokladá nárast dopytu po plyne v Rusku. V súlade s tým sa zvýši aj jeho produkcia: v období rokov 2001 až 2030 sa očakáva vyťaženie 24,6 bilióna metrov kubických z útrob. m3 plynu, čím sa ročná produkcia do roku 2030 zvýši na 830 ... 840 miliárd m3. Vyhliadky na zvýšenie produkcie plynu sú spojené s rozvojom polí na severe regiónu Tyumen (okres Nadym-Pur-Tazovsky, polostrov Yamal), ako aj najväčšie pole kondenzátu plynu Shtokman v Európe (Barentsovo more).

V regióne Nadym-Pur-Tazovsky sa začal rozvoj ložísk Yubileynoye, Yamsoveisky a Kharvutinsky s celkovou ročnou produkciou 40 miliárd m3. V roku 1998 sa začala produkcia plynu v poli Zapolyarnoye, ktorá sa v roku 2005 plánuje zvýšiť na 90 ... 100 miliárd m3.

Overené zásoby plynu na Jamalskom polostrove v súčasnosti dosahujú 10,2 bilióna metrov kubických. m3. Očakáva sa, že maximálna úroveň produkcie plynu na polostrove Yamal bude 200 ... 250 miliárd m3.

Po roku 2005 sa v súlade s potrebami európskeho trhu a severozápadného regiónu Ruska plánuje rozsiahly rozvoj ložiska plynového kondenzátu Shtokman. Predpokladaná úroveň produkcie plynu je tu 50 miliárd m3 ročne.

Rusko je najväčším svetovým vývozcom zemného plynu. Dodávky „modrého zlata“ do Poľska sa začali v roku 1966. Potom boli organizované do Československa (1967), Rakúska (1968) a Nemecka (1973). V súčasnosti sa zemný plyn z Ruska dodáva aj do Bulharska, Bosny, Maďarska, Grécka, Talianska, Rumunska, Slovinska, Turecka, Fínska, Francúzska, Chorvátska, Švajčiarska, pobaltských krajín a krajín SNŠ (Bielorusko, Gruzínsko, Kazachstan, Moldavsko, Ukrajina).). V roku 1999 bolo do krajín blízkeho a vzdialeného zahraničia dodaných 204 miliárd m3 plynu a prognóza na rok 2010 je 278,5 miliardy m3.

Najdôležitejšie ciele a priority pre rozvoj ruského plynárenského priemyslu sú:

zvýšenie podielu zemného plynu na celkovej produkcii energetických zdrojov;

rozšírenie vývozu ruského plynu;

posilnenie surovinovej základne plynárenského priemyslu;

rekonštrukcia jednotný systém dodávky plynu s cieľom zvýšiť jeho spoľahlivosť a ekonomickú efektívnosť;

hĺbkové spracovanie a komplexné využitie uhľovodíkových surovín.

1. GEOLOGICKÉ ZÁKLADY PRE VÝVOJ ROPNÝCH A PLYNOVÝCH POLIA

Od staroveku ľudia používali ropu a plyn tam, kde boli pozorované ich prirodzené výstupy na povrch zeme. Takéto východy sa nachádzajú dodnes. V našej krajine - na Kaukaze, v regióne Volga, Ural, na ostrove Sachalin. V zahraničí - v Severnej a Južnej Amerike, Indonézii a na Strednom východe.

Všetky povrchové prejavy ropy a plynu sú obmedzené na horské oblasti a medzihorské depresie. Vysvetľuje to skutočnosť, že v dôsledku zložitých procesov budovania hôr sa ukázalo, že vrstvy ložísk ropy a plynu, ktoré sa predtým vyskytovali vo veľkých hĺbkach, boli blízko povrchu alebo dokonca na povrchu zeme. Okrem toho sa v skalách objavujú početné trhliny a trhliny, ktoré idú do veľkých hĺbok. Vynášajú na povrch ropu a zemný plyn.

1,1 Gložiská uhľovodíkov v ich prirodzenom stave

Prírodná nádrž je prírodná nádrž ropy, plynu a vody (v ktorej môže dochádzať k cirkulácii pohyblivých látok), ktorej tvar je určený pomerom nádrže k okolitým slabo priepustným horninám.

Druhy: lôžkové, masívne, šošovkovité (litologicky obmedzené zo všetkých strán).

Priehradná nádrž(Obrázok 1.1) je nádrž ohraničená na veľkej ploche zhora a zdola slabo priepustnými horninami. Charakteristickým znakom takejto nádrže je zachovanie hrúbky a litologického zloženia na veľkej ploche.

Pod mohutnou nádržou rozumej mocné horninové vrstvy pozostávajúce z mnohých priepustných vrstiev, ktoré nie sú navzájom oddelené slabo priepustnými horninami.

Najmohutnejšie nádrže, rozšírené najmä na plošinách, predstavujú vápencovo-dolomitické vrstvy.

Celú túto hrúbku zhora pokrývajú slabo priepustné horniny. Podľa povahy ich základných hornín sú masívne nádrže rozdelené do dvoch skupín:

1. Homogénne masívne nádrže - zložené z relatívne homogénnej horninovej hmoty, prevažne karbonátovej (obrázok 1.2a).

2. heterogénne masívne nádrže - horninový masív je heterogénny. Litologicky ho môže reprezentovať napríklad striedanie vápencov, pieskov a pieskovcov, zhora prekrytých ílmi. (Obrázok 1.2b)

tankov nepravidelný tvar, zo všetkých strán litologicky ohraničená Do tejto skupiny patria prírodné nádrže všetkých typov, v ktorých sú plynné a kvapalné uhľovodíky, ktoré ich saturujú, zo všetkých strán obklopené buď prakticky nepriepustnými horninami, alebo horninami nasýtenými slabo aktívnou vodou.

Bez ohľadu na mechanizmus tvorby uhľovodíkov, na vytváranie veľkých akumulácií ropy a plynu musí byť splnených niekoľko podmienok:

prítomnosť priepustných hornín (nádrže);

nepriepustné horniny, ktoré obmedzujú vertikálny pohyb ropy a plynu (pneumatiky);

ako aj rezervoár zvláštneho tvaru, v ktorom sa kedysi ropa a plyn ocitli akoby v slepej uličke (pasci).

Pasca je súčasťou prírodnej nádrže, v ktorej sa vďaka rôzne druhyštrukturálne dislokácie, stratigrafické alebo litologické obmedzenie, ako aj tektonický skríning, sú vytvorené podmienky pre akumuláciu ropy a plynu.

Gravitačný faktor spôsobuje v pasci rozdelenie plynu, ropy a vody podľa mernej hmotnosti.

Štrukturálne (konsolidované) -- vytvorené v dôsledku ohýbania vrstiev;

Stratigrafické -- vznikli v dôsledku erózie vrstiev - kolektorov a ich následným prekrytím nepriepustnými horninami;

tektonický -- vytvorený v dôsledku vertikálneho pohybu zlomových bodov voči sebe, môže nádrž v mieste tektonickej poruchy prísť do kontaktu s nepriepustnou horninou.

Litologické-- Vznikol v dôsledku litologického nahradenia pórovitých priepustných hornín nepriepustnými.

Asi 80 % ložísk na svete je spojených so štrukturálnymi pascami.

Hromadenie ropy, plynu, kondenzátu a iných užitočných súvisiacich komponentov, sústredených v lapači, ohraničenom povrchmi iný typ, v množstve dostatočnom na rozvoj priemyslu, sa nazýva záloha.

Povrch oddeľujúci ropu a vodu alebo ropu a plyn sa nazýva voda-olej alebo kontakt plyn-olej. Priamka priesečníka styčnej plochy s vrcholom útvaru sa nazýva resp vonkajší obrys s ropou alebo plynom a so spodnou časťou formácie - vnútorná slučka obsahu oleja alebo plynu (obrázok 1.6). Najkratšia vzdialenosť medzi hornou a spodnou časťou zásobníka ropy a plynu je tzv hustý.

Ropné a plynové pole sa chápe ako súbor ložísk územne ohraničených na jednu oblasť a spojených s priaznivou tektonickou štruktúrou. Pojmy ložisko a ložisko sú rovnocenné, ak je na jednom území len jedno ložisko, takéto ložisko sa nazýva jednovrstvový. Pole, ktoré má ložiská vo vrstvách (horizontoch) rôznej stratigrafickej príslušnosti sa bežne nazýva viacvrstvový.

V závislosti od fázového stavu a základného zloženia uhľovodíkových zlúčenín v podloží sa ložiská ropy a zemného plynu delia na olej, obsahujúce iba ropu, v rôznej miere nasýtené plynom: plynu ak obsahuje len ložiská plynu s obsahom metánu viac ako 90 %, plynu a ropy A olej a benzín(dvojfázový). V ložiskách plynovej ropy tvorí objemovo hlavnú časť ropa a menšiu časť plyn, v ložiskách ropy a plynu plynový uzáver prevyšuje objem ropnej časti. Medzi ložiská ropy a zemného plynu patria aj ložiská s mimoriadne nevýznamnou ropnou časťou – ropným lemom. Plynový kondenzátový olej A olejový a plynový kondenzát: v prvej - hlavnej olejovej časti z hľadiska objemu a v druhej - plynový kondenzát (obrázok 1.7).

Medzi polia plynového kondenzátu patria také polia, z ktorých sa pri poklese tlaku na atmosférický uvoľňuje kvapalná fáza - kondenzát.

1,2 Faktérov, ktorí určujú vnútornú štruktúru vkladov

Kapacitné vlastnosti rezervoárových hornín

Plemená sú zberatelia a nezberatelia.

Jednou z najdôležitejších úloh v štádiu prieskumu a prípravy na rozvoj ložiska je štúdium vnútorná štruktúra ložiská ropy alebo plynu.

Zásobník je hornina, ktorá má také geologické a fyzikálne vlastnosti, ktoré zabezpečujú fyzickú mobilitu ropy alebo plynu v jej prázdnom priestore. Hornina môže byť nasýtená ropou alebo plynom a vodou.

Nazývajú sa horniny s takými geologickými a fyzikálnymi vlastnosťami, v ktorých je pohyb ropy alebo plynu v nich fyzikálne nemožný nezberatelia.

Vnútorná štruktúra ložiska je daná rôznym umiestnením nerezervoárov a nádrží, ako aj nádrží s odlišnými geologickými a fyzikálnymi vlastnosťami v úseku aj na ploche ložiska.

V súlade s tým sú kapacitné vlastnosti horniny určené jej prázdnotou, ktorá sa skladá z objemu pórov, trhlín a dutín.

Podľa času formácie sa rozlišujú primárny prázdnota a sekundárne. Primárne dutiny sa tvoria v procese sedimentogenézy a diagenézy, to znamená súčasne s tvorbou samotnej sedimentárnej horniny, zatiaľ čo sekundárne dutiny sa tvoria v už vytvorených horninách.

Primárna prázdnota je vlastná všetkým sedimentárnym horninám, bez výnimky, v ktorých sa nachádzajú akumulácie ropy a plynu - sú to predovšetkým medzikryštalické póry, priestory medzi veľkými zvyškami škrupín atď. Sekundárne dutiny zahŕňajú kavernové póry a trhliny vytvorené v procese dolomitizácie vápenca a vylúhovania hornín cirkulujúcimi vodami, ako aj trhliny vyplývajúce z tektonických pohybov.

Pórovitosť a štruktúra pórového priestoru

Prideliť kompletný, ktorý sa často nazýva celkový alebo absolútny, OTVORENÉ, efektívne A dynamický pórovitosť.

Plná pórovitosť zahŕňa všetky póry horniny, izolované (uzavreté) aj otvorené, navzájom komunikujúce. Celkový koeficient pórovitosti je pomer celkového objemu pórov vo vzorke horniny k jej zdanlivému objemu:

Otvorená pórovitosť je tvorená komunikačnými pórmi. Koeficient otvorenej pórovitosti je pomer objemu otvorených, prepojených pórov k viditeľnému objemu vzorky:

Efektívne berie do úvahy časť objemu vzájomne prepojených pórov olejom nasýtený.

Kvantitatívne je charakterizovaná pórovitosť horniny koeficient pórovitosti, ktorá sa meria v zlomkoch alebo percentách objemu horniny.

Pórovitosť horniny do značnej miery závisí od veľkosti pórov a pórových kanálov, ktoré ich spájajú, ktoré sú zase určené granulometrickým zložením častíc, ktoré tvoria horninu, a stupňom ich cementácie.

Pri riešení problémov geológie ropných a plynových polí sa používa koeficient otvorenej pórovitosti, ktorý sa zisťuje tak zo vzoriek v laboratóriu, ako aj z údajov ťažby vrtov.

Otvorená pórovitosť zásobníkov ropy a plynu sa mení v širokom rozmedzí – od niekoľkých percent až po 35 %. Pri väčšine vkladov je to v priemere 12 – 25 %.

V granulovaných zberačoch veľký vplyv pórovitosť je ovplyvnená vzájomnou polohou zŕn. Jednoduché výpočty ukazujú, že v prípade najmenej hustého kubického balenia zŕn znázornených na (obrázok 1.9) bude koeficient pórovitosti 47,6 %. Toto číslo možno považovať za teoreticky možnú maximálnu pórovitosť pre terigénne horniny. Pri hustejšom zložení ideálnej pôdy (obrázok 1.10) bude pórovitosť len 25,9 %.

Jaskynnosť

Kavernóznosť hornín je určená existenciou sekundárnych dutín v nich vo forme jaskýň. Pre karbonátové nádrže je charakteristická kavernóznosť. Mali by sa rozlišovať plemená mikrokavernózny A makrokavernózny. Prvé zahŕňajú skaly s veľkým počtom malých dutín, s kavernami (vylúhovanými pórmi) s priemerom do 2 mm, druhé s väčšími kavernami roztrúsenými v hornine, až niekoľko centimetrov.

Mikrokavernózna v praxi sa karbonátové nádrže často stotožňujú s terigénnymi poréznymi nádržami, pretože v oboch z nich je otvorená nádrž tvorená malými komunikačnými dutinami. Ale tak v pôvode, ako aj vo vlastnostiach sú medzi nimi značné rozdiely.

Priemerná dutosť mikrokavernóznych hornín zvyčajne nepresahuje 13 - 15 %, ale môže byť aj viac.

Makrokavernózny kolektory v čistej forme sú zriedkavé, ich prázdnosť nedosahuje viac ako 1 - 2%. Pri veľkých hrúbkach produktívnych karbonátových ložísk a pri takejto kapacite zásobníka môžu byť zásoby ložísk veľmi významné.

Koeficient kavernóznosti sa rovná pomeru objemu dutín na zdanlivý objem vzorky.

Keďže makrokaverny pretínané makrofraktúrami sa môžu podieľať hlavne na procese odvodňovania nádrže, štúdium makrokavernóz by sa malo vykonávať spolu so štúdiom štiepenia.

štiepenie

Lomenie hornín (lomová kapacita) je určené prítomnosťou trhlín v nich, ktoré nie sú vyplnené pevnou hmotou. Ložiská spojené s puklinovými nádržami sú väčšinou obmedzené na tesné karbonátové nádrže a v niektorých oblastiach (Východné Karpaty, Irkutská oblasť atď.) na terigénne ložiská. Prítomnosť rozsiahlej siete zlomov prenikajúcich do týchto tesných rezervoárov zabezpečuje významný prítok ropy do vrtov.

Kvalita puklinovej horniny ako rezervoáru je určená hustotou a otvorenosťou puklín.

Podľa veľkosti otvorenia trhlín v geológii ropných a plynových polí sú makrotrhliny viac ako 40 - 50 mikrónov široký a mikrotrhliny do šírky 40 - 50 mikrónov

Lomová kapacita rezervoárových hornín sa pohybuje od zlomkov percent do 1 – 2 %.

Zlomy najčastejšie zohrávajú úlohu kanálov na filtráciu tekutín a plynov, ktoré spájajú celý komplexný prázdny priestor rezervoárových hornín.

So súčasnou účasťou na odvodnení dvoch alebo všetkých troch typov dutín (póry, dutiny, trhliny) je kolektor klasifikovaný ako zmiešaný.

Z nádrží s jedným z typov dutín sú najrozšírenejšie porézne terigénne nádrže - na mnohých poliach glóbus vrátane Ruska (Volga-Ural, západná Sibír, Severný Kaukaz a ďalšie oblasti).

Zlomené nádrže v čistej forme sú veľmi zriedkavé.

Z čistých kavernóznych hornín sú rozšírené mikrokavernózne horniny (Volga-Ural, provincia Timan-Pechora atď.). Makrokavernózne sú zriedkavé.

zberateľov zmiešaný typ, ktoré sú najcharakteristickejšie pre karbonátové horniny, sú charakteristické pre ložiská Kaspickej nížiny, provincie Timan-Pechora, Volga-Ural, Bielorusko a ďalšie regióny.

Filtračné vlastnosti rezervoárových hornín. Priepustnosť

Najdôležitejšou vlastnosťou rezervoárových hornín je ich schopnosť filtrovať, t.j. na pohyb kvapalín a plynov v nich za prítomnosti poklesu tlaku. Schopnosť rezervoárových hornín prechádzať cez ne kvapaliny a plyny sa nazýva priepustnosť.

Horniny, ktoré nemajú priepustnosť, sú klasifikované ako nerezervoárové.

Pri vývoji ložísk v prázdnom priestore rezervoárových hornín sa môže pohybovať iba ropa, plyn alebo voda, t.j. jednofázová filtrácia. Za iných okolností môže nastať dvoj- alebo trojfázová filtrácia – spoločný pohyb ropy a plynu, ropy a vody, plynu a vody alebo zmesi ropy, plynu a vody.

Dobre priepustné horniny sú: piesok, pieskovce, dolomity, dolomitické vápence, prachovce, ako aj íly s masívnym obalom.

až slabo priepustné zahŕňajú: íly, s objednaným obalovým obalom, bridlice, slieň, pieskovce, s výdatným hlinitým tmelením.

Priepustnosť hornín v prípade lineárnej filtrácie je určená Darcyho zákon. Pričom objemový prietok tekutiny prechádzajúcej horninou počas laminárneho pohybu je priamo úmerný koeficientu priepustnosti, ploche prierezu horniny, poklesu tlaku a nepriamo úmerný viskozite tekutiny a dĺžke dráhy cestoval.

kde je objemový prietok kvapaliny v m3/s; -- koeficient priepustnosti v m2; -- plocha prierezu v m2; je viskozita tekutiny v Pas; -- dĺžka cesty v cm; -- pokles tlaku v Pa.

Jednotka koeficientu priepustnosti volal darcy, zodpovedá priepustnosti takejto horniny, ktorej prierez je rovný 1 cm2, pri tlakovej strate 1 atm prejde 1 cm3 kvapaliny za 1 sekundu, ktorej viskozita je 1 cn.

Priepustnosť hornín slúžiacich ako zásobníky ropy sa zvyčajne vyjadruje ako milidarstvo alebo um2 10-3 .

Fyzikálny význam rozmeru (plochy) je taký, že priepustnosť charakterizuje plochu prierezu kanálov prázdneho priestoru, cez ktorý dochádza k filtrácii.

IN rozdielne podmienky filtrácia, priepustnosť rezervoárovej horniny pre každú fázu bude výrazne odlišná. Preto, aby sme charakterizovali priepustnosť hornín nesúcich ropu a plyn, koncepty absolútne, efektívne (fáza) A príbuzný priepustnosť.

Pod absolútna priepustnosť Výraz "priepustnosť" sa vzťahuje na priepustnosť stanovenú za podmienky, že hornina je nasýtená jednofázovou tekutinou, ktorá je voči nej chemicky inertná. Na jej vyhodnotenie sa zvyčajne používa vzduch, plyn alebo inertná kvapalina fyzikálno-chemické vlastnosti rezervoárové tekutiny ovplyvňujú priepustnosť horniny. Hodnota absolútnej priepustnosti je vyjadrená koeficientom priepustnosti a závisí len od fyzikálnych vlastností horniny.

Efektívne (fáza) nazývaná priepustnosť hornín pre danú kvapalinu alebo plyn pri pohybe v prázdnom priestore viacfázových systémov. Jeho hodnota závisí nielen od fyzikálnych vlastností hornín, ale aj od stupňa nasýtenia prázdneho priestoru každej z fáz, od ich vzájomného vzťahu a od ich fyzikálno-chemických vlastností.

Relatívna priepustnosť je pomer efektívnej permeability k absolútnej permeabilite.

Priepustnosť hornín závisí od týchto hlavných dôvodov: od veľkosti prierezu pórov; z tvaru pórov; o povahe správy medzi pórmi; z štiepenia hornín; na mineralogické zloženie hornín.

Nasýtenie rezervoárov ropou, plynom a vodou

Predpokladá sa, že formácie nasýtené ropou a plynom boli pôvodne úplne nasýtené vodou. Počas tvorby ložísk ropa a plyn v dôsledku svojej nižšej hustoty migrovali do vyvýšených častí nádrží a vytláčali odtiaľ vodu. Voda však nebola úplne vytlačená z prázdneho priestoru, v dôsledku čoho formácie nasýtené ropou a plynom obsahujú určité množstvo vody, nazývané zvyšková. Relatívny obsah tejto vody v prázdnom priestore je tým väčší menšiu veľkosť dutiny a priepustnosť nádrže.

Zvyšková voda je obsiahnutá v usadeninách vo forme molekulárne viazaného filmu na stenách pórov, dutín, trhlín, v izolovaných dutinách a v kapilárne viazanom stave v stojatej časti dutin. Pre rozvoj ložiska je zaujímavá zvyšková voda obsiahnutá v otvorenom prázdnom priestore.

Faktor nasýtenia oleja (sýtosť plynom) sa nazýva pomer objemu ropy(plyn) obsiahnuté v otvorenom prázdnom priestore na celkový objem prázdneho priestoru.

Faktor nasýtenia vodou zásobník obsahujúci ropu alebo plyn je pomer objemu zvyškovej vody obsiahnutej v otvorenom prázdnom priestore k celkovému objemu otvorených dutín.

Tieto koeficienty súvisia s nasledujúcimi vzťahmi:

pre olejom nasýtenú nádrž -- ;

pre plynom nasýtený zásobník -- ;

pre plynom nasýtený zásobník obsahujúci okrem zvyškovej vody aj zvyškový olej

Štúdium nasýtenia vody má veľký význam nielen na kvantifikáciu nasýtenia ropou a plynom. Je tiež dôležité objasniť kvalitatívnu úlohu nasýtenia vodou. Obsah zvyškovej vody v horninách nádrže a jej stav majú veľký vplyv na procesy vytláčania uhľovodíkov z prázdneho objemu pri vývoji ložísk.

V závislosti od podmienok vzniku ložísk, charakteristík rezervoárových hornín, ich kapacitného objemu a filtračných vlastností a ďalších parametrov sa hodnota počiatočnej ropnej a plynovej nasýtenosti produktívnych vrstiev pohybuje v rozmedzí 97 - 50 % s príslušným počiatočným nasýtenie vodou 3 - 50%.

1,3 Pplutvy tekutiny

Vlastnosti a stav uhľovodíkov (HC) závisia od ich zloženia, tlaku a teploty. V ložiskách môžu byť v kvapalnom a plynnom stave alebo vo forme zmesí plyn-kvapalina. Počas vývoja ložísk v nádržiach a pri výstupe na povrch sa neustále mení tlak a teplota, čo je sprevádzané zodpovedajúcimi zmenami v zložení plynnej a kvapalnej fázy a prechodom uhľovodíkov z jednej fázy do druhej. Je potrebné poznať zákonitosti fázových prechodov, stav a vlastnosti uhľovodíkov za rôznych podmienok a zohľadniť ich pri výpočte zásob, projektovaní a regulácii vývoja, projektovania a prevádzky systémov zberu a prepravy ropy a plynu.

Olej a benzín prítomný je zmesou uhľovodíkov, prevažne metánu (parafínu) (CnH2n+2), nafténové (C&H2 n) a v menej aromatických (C&H2 n-6) riadkov.

Autor: fyzická kondícia v povrchových podmienkach CH4 predtým С4Н10- plyny; od C5H12 predtým С16Н34- kvapaliny a С17Н34 predtým С35Н72 a vyššie sú pevné látky nazývané parafíny a cerezíny.

Pri veľkom množstve plynu v zásobníku sa môže nachádzať nad ropou vo forme plynového uzáveru vo vyvýšenej časti konštrukcie. V tomto prípade bude časť kvapalných uhľovodíkov ropy tiež vo forme pár v plynovom uzávere. o vysoký tlak v zásobníku sa hustota plynu stáva veľmi významnou (veľkosťou sa blíži k hustote ľahkých uhľovodíkových kvapalín). Za týchto podmienok sa v stlačenom plyne rozpúšťajú značné množstvá ľahkého oleja (C5H12 + C6H14), rovnako ako sa ropa a ťažký bitúmen rozpúšťajú v benzíne alebo iných kvapalných uhľovodíkoch. V dôsledku toho sa olej niekedy úplne rozpustí v stlačenom plyne. Pri extrakcii takéhoto plynu z ložiska na povrch v dôsledku poklesu tlaku a teploty v ňom rozpustené uhľovodíky kondenzujú a vyzrážajú sa vo forme kondenzátu.

Ak je množstvo plynu v zásobníku malé v porovnaní s množstvom ropy a tlak je dostatočne vysoký, plyn sa úplne rozpustí v oleji a potom je zmes plynu a oleja v zásobníku v kvapalnom stave.

Usadeniny plynných hydrátov obsahujú plyn v pevnom (hydrátovom) stave. Prítomnosť takéhoto plynu je spôsobená jeho schopnosťou, pri určitých tlakoch a teplotách, spájať sa s vodou a vytvárať hydráty. Ložiská hydrátov plynu sa vo fyzikálnych parametroch výrazne líšia od bežných, preto sa výpočet zásob plynu a ich vývoj v mnohých ohľadoch líši od ložísk používaných pre konvenčné ložiská zemného plynu. Oblasti distribúcie ložísk hydrátov plynu sú obmedzené najmä na zónu distribúcie permafrostu.

Zásobníkové oleje

Klasifikácia oleja Plynno-kvapalná zmes uhľovodíkov pozostáva najmä zo zlúčenín parafínového, nafténového a aromatického radu. Zloženie oleja zahŕňa aj vysokomolekulárne Organické zlúčeniny obsahujúce kyslík, síru, dusík.

s nízkym obsahom síry (obsah síry nie viac ako 0,5%);

sírové (0,5 - 2,0 %);

kyslé (viac ako 2,0 %).

Asfaltovo-živičné látky olej - makromolekulárne zlúčeniny vrátane kyslíka, síry a dusíka a pozostávajúce z Vysoké číslo neutrálne zlúčeniny neznámej štruktúry a premenlivého zloženia, medzi ktorými prevládajú neutrálne živice a asfaltény. Obsah asfaltovo-živičných látok v olejoch sa pohybuje od 1 do 40 %. Najväčšie množstvo živíc sa pozoruje v ťažkých tmavých olejoch bohatých na aromatické uhľovodíky.

s nízkym obsahom živíc (obsah živice pod 18 %);

živicové (18 - 35 %);

vysoko živicové (viac ako 35 %).

Ropný vosk -- je to zmes tuhých uhľovodíkov dve skupiny, ktoré sa od seba výrazne líšia vlastnosťami - parafínyC17 H36 - С35Н72 A ceresin C36H74 -C55 H112 . Teplota topenia prvého 27 - 71 °C, druhý - 65 - 88 °C. Pri rovnakej teplote topenia majú cerezíny vyššiu hustotu a viskozitu. Obsah parafínu v oleji niekedy dosahuje 13 - 14% a viac.

nízko parafínové s obsahom parafínu menej ako 1,5 % hmotn.;

parafínové - 1,5 - 6,0 %;

vysoko parafínové - viac ako 6%.

V niektorých prípadoch obsah parafínu dosahuje 25%. Keď je teplota jeho kryštalizácie blízka teplote tvorby, existuje reálna možnosť precipitácie parafínu vo formácii v tuhej fáze počas vývoja ložiska.

Fyzikálne vlastnosti olejov

Oleje z rôznych vrstiev toho istého poľa a ešte viac z rôznych polí sa môžu navzájom líšiť. Ich rozdiely sú do značnej miery určené obsahom plynu. Všetky oleje v podmienkach zásobníka obsahujú plyn v rozpustenom (kvapalnom) stave.

Rozpustnosť plynu-- toto je maximálne množstvo plynu, ktoré je možné rozpustiť v jednotke objemu ložiskového oleja pri určitom tlaku a teplote. Obsah plynu môže byť rovnaký alebo menší ako rozpustnosť.

Koeficient odplynenia olej je množstvo plynu uvoľneného z jednotkového objemu oleja pri znížení tlaku o jednu jednotku. hydratačné vŕtanie ropných polí

poľný plyn Faktor je množstvo vyprodukovaného plynu v m3 na 1 m3 (t) odplyneného oleja. Stanovuje sa na základe údajov o ťažbe ropy a súvisiaceho plynu za určité časové obdobie. Rozlišovať počiatočné GOR zvyčajne sa určuje z údajov za prvý mesiac prevádzky vrtu, aktuálny GOR, určené z údajov za akékoľvek prechodné časové obdobie a priemerný GOR, definovaný na obdobie od začiatku vývoja do ľubovoľného dátumu. Hodnota faktora poľného plynu závisí tak od obsahu plynu v rope, ako aj od podmienok rozvoja ložiska. Môže sa líšiť vo veľmi širokom rozsahu.

Ak sa plyn v ložisku počas vývoja neuvoľní, potom je GOR nižší ako obsah plynu v ložiskovom oleji, pretože v poľných podmienkach nedochádza k úplnému odplyneniu ropy.

saturačný tlak ložiskový olej sa nazýva tlak, pri ktorom sa z neho začína uvoľňovať plyn. Saturačný tlak závisí od pomeru objemov ropy a plynu v ložisku, od ich zloženia a od teploty ložiska.

IN prírodné podmienky saturačný tlak sa môže rovnať formačnému tlaku alebo môže byť nižší ako tento tlak. V prvom prípade bude ropa úplne nasýtená plynom, v druhom bude podsýtená.

Stlačiteľnosť oleja v nádrži Je to spôsobené tým, že ako všetky kvapaliny, aj olej má elasticitu, ktorá sa meria faktor stlačiteľnosti(alebo objemová elasticita):

kde - zmena objemu oleja; -- počiatočný objem oleja. - zmena tlaku. Rozmer je 1/Pa alebo Pa-1.

Jeho hodnota pre väčšinu zásobníkových olejov leží v rozmedzí (1 - 5) * 10-3 MPa-1. Stlačiteľnosť ropy spolu so stlačiteľnosťou vody a zásobníkov sa prejavuje najmä pri vývoji ložísk v podmienkach neustáleho poklesu tlaku v ložiskách.

Koeficient stlačiteľnosti charakterizuje relatívny nárast objemu oleja so zmenou tlaku na jednotku.

Koeficient tepelnej rozťažnosti ukazuje, o akú časť počiatočného objemu sa zmení objem oleja pri zmene teploty o 1 °C

Rozmer -- 1/°С. U väčšiny olejov sa hodnoty koeficientu tepelnej rozťažnosti pohybujú v rozmedzí (1 - 20)*10-4 1/°C.

Koeficient tepelnej rozťažnosti ropy treba brať do úvahy pri ťažbe ložiska v nestacionárnom termohydrodynamickom režime, keď je ložisko vystavené rôznym studeným alebo horúcim látkam. Jeho vplyv spolu s vplyvom ďalších parametrov ovplyvňuje tak podmienky súčasnej filtrácie oleja, ako aj hodnotu konečného faktora výťažnosti oleja. Predovšetkým dôležitá úloha koeficient tepelnej rozťažnosti ropy hrá pri návrhu tepelných metód stimulácie zásobníka.

Objemový faktor oleja v nádrži ukazuje, aký objem zaberá v podmienkach nádrže 1 m3 odplyneného oleja:

kde je objem ropy v podmienkach nádrže; -- objem rovnakého množstva oleja po odplynení pri atmosferický tlak a t = 20 °C; - hustota oleja v podmienkach nádrže; -- Hustota oleja za štandardných podmienok.

Objem oleja v podmienkach nádrže zvyšujev porovnaní s objem za normálnych podmienok v spojení s zvýšená teplota a veľké množstvo plynu rozpusteného v oleji. Tlak v nádrži do určitej miery znižuje hodnotu objemového faktora, ale keďže stlačiteľnosť oleja je veľmi malá, tlak má na túto hodnotu malý vplyv.

Hodnoty objemového koeficientu všetkých olejov sú väčšie ako jedna a niekedy dosahujú 2 - 3. Najcharakteristickejšie hodnoty ležia v rozmedzí 1,2 - 1,8.

konverzný faktor

Pod hustota formovacieho oleja pochopil hmotnosť ropy vyťaženej z podložia pri zachovaní podmienok v nádrži na jednotku objemu. Zvyčajne je 1,2 - 1,8 krát menšia ako hustota odplyneného oleja, čo sa vysvetľuje zvýšením jeho objemu v podmienkach zásobníka v dôsledku rozpusteného plynu. Známe sú oleje, ktorých hustota v zásobníku je len 0,3 - 0,4 g/cm3. Jeho hodnoty v podmienkach nádrže môžu dosiahnuť 1,0 g/cm3.

Podľa hustoty sa oleje v nádrži delia na:

pľúca s hustotou menšou ako 0,850 g/cm3;

ťažké s hustotou viac ako 0,850 g /.

Ľahké oleje sa vyznačujú vysokým obsahom plynu, ťažké oleje nízkym obsahom plynu.

Viskozita oleja v nádrži, ktorý určuje stupeň jeho pohyblivosti v podmienkach nádrže, je tiež výrazne nižšia ako jeho viskozita v podmienkach povrchu.

Je to spôsobené zvýšeným obsahom plynu a teplotou zásobníka. Tlak má malý vplyv na zmenu viskozity oleja v oblasti nad saturačným tlakom. V podmienkach nádrže môže byť viskozita oleja desaťkrát nižšia ako viskozita odplyneného oleja. Viskozita závisí aj od hustoty oleja: ľahké oleje sú menej viskózne ako ťažké oleje. Viskozita oleja sa meria v mPas.

Podľa viskozity sa oleje rozlišujú:

mierna viskozita - MPa S;

nízka viskozita - MPa S;

s zvýšená viskozita -- MPa S;

vysoká viskozita - MPa s.

Viskozita ropy je veľmi dôležitým parametrom, ktorý výrazne ovplyvňuje efektivitu vývojového procesu a konečný faktor výťažnosti ropy. Pomer viskozít oleja a vody je ukazovateľ, ktorý charakterizuje rýchlosť zavlažovania studní. Čím vyšší je tento pomer, tým horšie sú podmienky na ťažbu ropy z ložiska pomocou rôznych druhov záplav.

Fyzikálne vlastnosti ložiskových olejov sa študujú v špeciálnych laboratóriách pomocou hĺbkových vzoriek odobratých z vrtov zapečatenými vzorkovačmi. Hustota a viskozita sa nachádzajú pri konštantnom tlaku rovnajúcom sa počiatočnému formačnému tlaku. Zvyšné charakteristiky sa určujú pri počiatočnom tlaku v zásobníku a pri postupne klesajúcom tlaku. V dôsledku toho sa vykresľujú grafy zmien rôznych koeficientov v závislosti od tlaku a niekedy aj od teploty. Tieto grafy sa používajú pri riešení geologických problémov.

Zásobníkové plyny

Prírodné uhľovodíkové plyny sú zmesou obmedzujúcich uhľovodíkov vo forme SnH2n+2 . Hlavnou zložkou je metán CH4. Spolu s metánom zloženie zemných plynov zahŕňa ťažšie uhľovodíky, ako aj neuhľovodíkové zložky: dusík N, oxid uhličitý CO2, sírovodík H2S, hélium He, argón Ar.

Zemné plyny sú rozdelené do nasledujúcich skupín.

Plyn z polí čistého plynu, čo je suchý plyn, takmer bez ťažkých uhľovodíkov.

Plyny vyrobené z plynových kondenzačných polí sú zmesou suchého plynu a kvapalného uhľovodíkového kondenzátu. Uhľovodíkový kondenzát pozostáva z C5+vyššieho.

Plyny vyrábané spolu s ropou (rozpustené plyny). Ide o fyzikálne zmesi suchého plynu, propán-butánovej frakcie (mokrý plyn) a zemného benzínu.

Plyn, v ktorom uhľovodíky (C3, C4,) nie sú väčšie ako 75 g / m3, sa nazýva suchý. Pri obsahu ťažších uhľovodíkov (nad 150 g/m3 plynu sa nazýva tuk).

Fyzikálne vlastnosti plynov

Zmesi plynov sú charakterizované hmotnostnými alebo molárnymi koncentráciami zložiek. Na charakterizáciu zmesi plynov je potrebné poznať jej priemernú molekulovú hmotnosť, priemernú hustotu alebo relatívnu hustotu vo vzduchu.

Molekulová hmotnosť zemný plyn:

kde je molekulová hmotnosť i-tej zložky; -- objemový obsah i-tej zložky, zlomky jednotiek. Zvyčajne pre skutočné plyny M = 16 - 20.

Hustota plynu vypočítané podľa vzorca:

kde je objem 1 mol plynu za štandardných podmienok. Zvyčajne sa hodnota pohybuje v rozmedzí 0,73 - 1,0 kg/m3. Častejšie používajú relatívnu hustotu plynu vo vzduchu rovnajúcu sa pomeru hustoty plynu k hustote vzduchu pri rovnakom tlaku a teplote:

Ak a sú stanovené za štandardných podmienok, potom kg/m3 a kg/m3.

Faktor objemu plynu v zásobníkučo je pomer objemu plynu v podmienkach zásobníka k objemu rovnakého množstva plynu, ktoré zaberá za štandardných podmienok, možno nájsť pomocou Claiperon-Mendelejevovej rovnice:

kde - tlak a teplota v nádrži av štandardných podmienkach.

Hodnota hodnoty je veľmi dôležitá, pretože objem plynu v podmienkach zásobníka je o dva rády (asi 100-krát) menší ako za štandardných podmienok.

plynový kondenzát

kondenzát nazývaná kvapalná uhľovodíková fáza, ktorá sa uvoľňuje z plynu pri znížení tlaku. V podmienkach zásobníka je kondenzát zvyčajne celý rozpustený v plyne. Rozlišujte kondenzát surové A stabilný.

Surový kondenzát je kvapalina, ktorá sa zráža z plynu priamo v poľných separátoroch pri tlaku a separačnej teplote. Pozostáva z kvapalných uhľovodíkov za štandardných podmienok. tie. od pentánov a vyšších (C5 + vyššie), v ktorých je rozpustené určité množstvo plynných uhľovodíkov - butány, propán a etán, ako aj H2S a iné plyny.

Dôležitou charakteristikou usadenín plynového kondenzátu je plynokondenzačný faktor, zobrazujúci obsah surového kondenzátu (cm3) v 1 m3 separovaného plynu.

V praxi sa využíva aj charakteristika, ktorá je tzv faktor plynového kondenzátu, je množstvo plynu (m3), z ktorého sa odoberie 1 m3 kondenzátu. Hodnota faktora plynového kondenzátu sa pohybuje pre polia od 1 500 do 25 000 m3/m3.

stabilný kondenzát pozostáva len z kvapalných uhľovodíkov - pentánu a vyšších (C6 + vyššie) Získava sa zo surového kondenzátu odplynením posledne menovaného. Teplota varu hlavných zložiek kondenzátu je v rozmedzí 40 - 200 °C. Molekulová hmotnosť 90 - 160. Hustota kondenzátu za štandardných podmienok kolíše od 0,6 do 0,82 g/cm3 a je priamo závislá od zloženia uhľovodíkov.

Plyny plynových kondenzátových polí sa delia na plyny s nízky obsah kondenzát (do 150 cm3/m3), stredný (150 - 300 cm3/m3), vysoký (300 - 600 cm3/m3) a veľmi vysoký (viac ako 600 cm3/m3).

Veľký význam má taká charakteristika plynu kondenzátových usadenín, ako je štartovací tlak kondenzácie, tie. tlak, pri ktorom sa kondenzát oddeľuje od plynu v zásobníku ako kvapalina. Ak sa počas vývoja usadeniny plynového kondenzátu v ňom neudrží tlak, časom sa zníži a môže dosiahnuť hodnotu menší tlak začiatok kondenzácie. V tomto prípade sa v nádrži začne uvoľňovať kondenzát, čo povedie k strate cenných uhľovodíkov v črevách.

Plyn hydratuje

Plyn hydratuje sú pevné zlúčeniny (klatráty), v ktorých molekuly plynu pri určitom tlaku a teplote vypĺňajú štrukturálne dutiny kryštálová mriežka, tvorený molekulami vody pomocou vodíkovej väzby (slabá väzba). Molekuly vody akoby sa od seba vzďaľovali molekulami plynu - hustota vody v hydratovanom stave sa zvyšuje na 1,26 -1,32 cm3/g (hustota ľadu je 1,09 cm3/g).

Jeden objem vody v hydratovanom stave viaže v závislosti od charakteristík zdrojového plynu od 70 do 300 objemov plynu.

Podmienky pre vznik hydrátov sú dané zložením plynu, stavom vody, vonkajším tlakom a teplotou a sú vyjadrené diagramom heterogénneho stavu. Pre danú teplotu je zvýšenie tlaku nad tlak zodpovedajúci rovnovážnej krivke sprevádzané kombináciou molekúl plynu s molekulami vody a tvorbou hydrátov. Spätný pokles tlaku (alebo zvýšenie teploty pri konštantnom tlaku) je sprevádzaný rozkladom hydrátu na plyn a vodu.

Hustota hydrátov zemného plynu sa pohybuje od 0,9 do 1,1 g/cm3.

Usadeniny hydrátu plynu -- sú to ložiská obsahujúce plyn, ktorý je čiastočne alebo úplne v hydratovanom stave(v závislosti od termodynamických podmienok a štádia formovania).

...

Podobné dokumenty

Štúdium technologických procesov vŕtania ropných a plynových vrtov na príklade NGDU "Almetievneft". Geologická a fyzikálna charakteristika objektov, vývoj ropných polí. Metódy na zvýšenie produktivity studní. Bezpečnostné inžinierstvo.

správa z praxe, pridaná 20.03.2012


Metódy vyhľadávania a prieskumu ropných a plynových polí. Etapy prieskumných prác. Klasifikácia ložísk ropy a zemného plynu. Problémy pri hľadaní a prieskume ropy a plynu, vŕtanie studní. Zdôvodnenie kladenia kontúrovacích prieskumných vrtov.

semestrálna práca, pridaná 19.06.2011


Kritériá prideľovania prevádzkových zariadení. Systémy rozvoja ropných polí. Umiestnenie studní nad oblasťou ložiska. Prehľad metód na zvýšenie produktivity vrtov. Bežné a kapitálové opravy studní. Zber a príprava ropy, plynu, vody.

správa z praxe, pridaná 30.05.2013


Geologické základy prieskum, prieskum a rozvoj ropných a plynových polí. olej: chemické zloženie, fyzikálne vlastnosti, saturačný tlak, obsah plynu, pole GOR. Technologický proces ťažby ropy a zemného plynu.

kontrolné práce, doplnené 22.01.2012


Štúdium a hodnotenie zdrojov uhľovodíkov v statickom a dynamickom stave; geologická podpora pre efektívny rozvoj terénu; metódy kontroly geologického poľa. Ochrana podložia a prírody v procese vŕtania a prevádzky studní.

priebeh prednášok, doplnené 22.09.2012


Rozvoj ropných polí. Technika a technológia výroby ropy. Fontána prevádzka studní, ich podzemie a generálna oprava. Zber a príprava ropy na poli. Bezpečnostné opatrenia pri vykonávaní prác na údržbe studní a zariadení.

správa z praxe, pridaná 23.10.2011


Primárne, sekundárne a terciárne metódy rozvoja ropných a plynových polí, ich podstata a charakteristika. No a jeho druhy. Smerové (horizontálne) vŕtanie. Umelá odchýlka studní. Vŕtanie vrtov na ropu a plyn.

semestrálna práca, pridaná 18.12.2014


Fyzikálne vlastnosti a ložiská ropy a plynu. Etapy a druhy geologických prác. Vŕtanie ropných a plynových vrtov a ich prevádzka. Druhy zásobníkovej energie. Spôsoby rozvoja ložísk ropy a zemného plynu. Terénny zber a príprava ropy a plynu.

abstrakt, pridaný 14.07.2011


Krátky príbeh rozvoj obchodu s ropou a plynom. Pojem a účel studní. Geologické a terénne charakteristiky produkčných vrstiev. Základy rozvoja ropných a plynových polí a ich prevádzky. Zváženie metód na zlepšenie regenerácie ropy.

správa z praxe, doplnená 23.09.2014


Analýza vývoja ložísk ropy ako objektov modelovania. Výpočet technologických ukazovateľov rozvoja poľa na základe modelov vrstveného heterogénneho zásobníka a piestu vytláčania ropy vodou. Objem oleja v podmienkach nádrže.

Kniha „Základy rozvoja ropných a plynových polí“, ktorá prešla dvadsiatimi dotlačami, vznikla na základe lektorských kurzov autora v r. tréningové centrum Spoločnosť Shell Internationale Petroleum Maatschappij B.V. (SIPM).
Publikácia pokrýva široké spektrum problémov súvisiacich s rozvojom ropných a plynových polí. charakteristický znak Kniha je jej praktickým zameraním. Fyzické základy rozvoja terénu sú prezentované pomocou jednoduchého a ľahko použiteľného praktické uplatnenie matematické metódy. Okrem toho teoretické materiály, takmer každá kapitola obsahuje úlohy na rozvoj praktických zručností špecialistov ropného a plynárenského priemyslu. Pre špecialistov bude cenným doplnkom v knihe uvedený spôsob prepočítavania číselných koeficientov vo vzorcoch pri prechode z jedného systému meracích jednotiek na iné systémy.
Odporúča sa pre širokú škálu profesionálov v ropnom a plynárenskom priemysle, učiteľov a študentov vysokých škôl.

ROZVOJ PLYNÁROV ZA PODMIENOK PLYNÁROVÉHO REŽIMU.
Vývoj plynových polí v podmienkach plynového režimu sa vzhľadom na relatívnu jednoduchosť témy uvažuje na začiatku knihy. Nižšie bude uvedené, ako sa určuje faktor regenerácie plynu a vypočítava sa dĺžka obdobia vývoja.

Jednoduchosť predmetu je vysvetlená skutočnosťou, že plyn je jednou z mála látok, ktorých skupenstvo, určené tlakom, objemom a teplotou (PVT), možno opísať jednoduchým vzťahom, ktorý zahŕňa tieto tri parametre. Ďalšou takou látkou je nasýtená para. A napríklad v prípade ropy obsahujúcej rozpustený plyn takáto závislosť neexistuje. Ako je uvedené v kapitole 2, parametre PVT, ktoré určujú stav takýchto zmesí, sa musia získať empiricky.

OBSAH
Predslov
Poďakovanie Na pamiatku nomenklatúry Lawrencea P. Dycka
1. Niektoré základné pojmy, ktoré sú základom rozvoja ropných a plynových polí
1.1. Úvod
1.2. Výpočet počiatočných zásob uhľovodíkov
1.3. Zmena tlaku v nádrži s hĺbkou
1.4. Obnova ropy: faktor obnovy ropy
1.5. Rozvoj plynových polí v podmienkach plynu
1.6. Aplikácia stavovej rovnice reálneho plynu
1.7. Materiálová bilancia pre zásobník plynu: faktor regenerácie plynu
1.8. Fázové stavy uhľovodíkov Odkazy
2. Analýza PVT vlastností formovacích kvapalín
2.1. Úvod
2.2. Definícia hlavných parametrov
2.3. Odber vzoriek formačnej tekutiny
2.4. Získavanie základných údajov PVT v laboratóriu a ich konverzia na použitie v teréne
2.5. Ďalší spôsob vyjadrenia výsledkov laboratórny výskum PVT
2.6. Kompletný súbor PVT štúdií Referencie
3. Aplikácia metódy materiálovej bilancie pri rozvoji ropných polí
3.1. Úvod
3.2. Rovnica materiálovej bilancie pre ložiská ropy a plynu vo všeobecnej forme
3.3. Lineárna rovnica materiálovej bilancie
3.4. Režimy prevádzky vkladov
3.5. Elastický režim transformujúci sa na režim rozpusteného plynu
3.6. Tlakový režim plynu
3.7. Prirodzený vodný režim
3.8. Elasticko-plastový režim Referencie
4. Darcyho zákon a jeho aplikácia
4.1. Úvod
4.2. Darcyho zákon. Potenciálna energia tekutín
4.3. Prideľovanie znakov
4.4. Jednotky. Prechod z jedného systému jednotiek do druhého
4.5. Potenciálna energia skutočného plynu
4.6. Znížený tlak
4.7. Radiálna filtrácia v ustálenom stave. Stimulácia prítoku ropy do vrtu
4.8. Dvojfázový tok. Fáza a relatívna priepustnosť
4.9. Vylepšené metódy získavania ropy Referencie
5. Základná diferenciálna rovnica radiálnej filtrácie
5.1. Úvod
5.2. Záver hlavného Diferenciálnej rovnice radiálna filtrácia
5.3. Počiatočné a okrajové podmienky
5.4. Linearizácia základnej diferenciálnej rovnice radiálnej filtrácie tekutín s nízkou a konštantnou stlačiteľnosťou
Bibliografia
6. Rovnice kvázi-ustálených a ustálených prítokov do vrtu
6.1. Úvod
6.2. Riešenie pre kvázi ustálené prúdenie
6.3. Roztok so stálym prietokom
6.4. Príklad použitia rovníc kvázi-ustáleného a ustáleného prítoku
6.5. Zovšeobecnený tvar rovnice kvázi-ustáleného prúdenia
Bibliografia
7. Riešenie rovnice piezovodivosti pri konštantnom prietoku a jej využitie pre štúdium ropných vrtov
7.1. Úvod
7.2. Roztok pri konštantnom prietoku
7.3. Roztok pri konštantnom prietoku pre podmienky nestabilnej a kvázi-ustálenej filtrácie
7.4. Bezrozmerné parametre 209
7.5. Princíp superpozície. Všeobecná teória prieskumu studní
7.6. Analýza výsledkov vrtných testov nárastom tlaku navrhnutá Matthewsom, Bronsom a Hayesbreckom
7.7. Praktická analýza výsledkov prieskumu vrtov metódou obnovy tlaku_
7.8. Výskum metódou viacnásobných zmien prevádzkového režimu studne
7.9. Vplyv nedokonalosti studne stupňom a povahou otvorenia
7.10. Niektoré praktické aspekty výskumu studní
7.11. Účtovanie prítoku do vrtu po jeho odstavení Referencie
8. Skutočný prietok plynu. Výskum plynových studní
8.1. Úvod
8.2. Linearizácia a riešenie hlavnej diferenciálnej rovnice radiálnej filtrácie reálneho plynu
8.3. Metóda Russella, Goodricha atď.
8.4. Metóda Al-Husseiniho, Raimiho a Crawforda
8.5. Porovnanie metódy pomocou štvorca tlaku a metódy pomocou pseudotlaku
8.6. Odchýlka toku od Darcyho zákona
8.7. Stanovenie koeficientu f s prihliadnutím na odchýlku od Darcyho zákona
8.8. Riešenie pri konštantnom prietoku pre prípad filtrácie reálneho plynu
8.9. Všeobecná teória výskumu plynových vrtov
8.10. Štúdium plynových vrtov metódou viacnásobnej zmeny režimu
8.11. Štúdium plynových vrtov metódou obnovenia tlaku
8.12. Analýza výsledkov štúdie metódou obnovy tlaku na ložiskách ropy pracujúcich v režime rozpusteného plynu
8.13. Krátka recenzia metódy analýzy výsledkov
dobre prieskumy
Bibliografia
9. Prítok vody do nádrže
9.1. Úvod
9.2. Hirstova a van Everdingenova teória prechodného prítoku vody
9.3. Aplikácia teórie prítoku vody z vodonosnej vrstvy Hirsta a van Everdingena na reprodukciu histórie vývoja
9.4. Približná Fetkovichova teória prítoku vody do nádrže pre prípad obmedzenej zvodnenej vrstvy
9.5. Predpovedanie objemu prílevu_
9.6. Aplikácia metód na výpočet prítoku vody do _cyklických tepelných úprav parou
Bibliografia
10. Nemiešateľný posun
10.1. Úvod
10.2. Fyzikálne predpoklady a ich dôsledky
10.3. Rovnica na výpočet podielu tekutiny v prúde
10.4. Buckley-Leverettova teória jednorozmerného posunu
10.5. Výpočet produkcie ropy
10.6. Posun pod gravitačnou segregáciou
10.7. Vplyv koncovej výšky prechodovej zóny vo výpočtoch posunu
10.8. Vytesnenie z vrstvených heterogénnych nádrží
10.9. Posun pri úplnej absencii vertikálneho vyváženia
10.10. Numerická simulácia nemiešateľného premiestňovania pri filtrácii nestlačiteľných kvapalín
Bibliografia
CVIČENIA
1.1. Gradient hydrostatický tlak plynu v ložisku
1.2. Materiálová bilancia plynového ložiska
2.1. Produkovaný objem prispôsobený podmienkam v nádrži
2.2. Konverzia údajov o diferenciálnom uvoľňovaní plynu na parametre Bo, Rs a Bg poľa PVT
3.1. Elastický režim (nenasýtený olej)
3.2. Režim rozpusteného plynu (tlak pod saturačným tlakom)
3.3. Vstrekovanie vody sa spustí, keď tlak v zásobníku klesne pod saturačný tlak
3.4. Tlakový režim plynu
4.1. Prechod z jedného systému jednotiek do druhého
6.1. Zohľadnenie zmien v priepustnosti zóny dna
7.1. Logaritmická aproximácia funkcie Ei(x)
7.2. Prieskum studne metódou zmeny jedného režimu
7.3. Bezrozmerné parametre
7.4. Prechod z nestabilnej filtrácie na kvázi-ustálenú filtráciu
7.5. Získanie závislostí pre bezrozmerný tlak
7.6. Analýza výsledkov štúdie metódou obnovenia tlaku. Nekonečná vrstva
7.7. Analýza výsledkov štúdie metódou obnovenia tlaku. Obmedzený odtokový objem
7.8. Analýza výsledkov štúdie metódou viacnásobných zmien v prevádzkovom režime studne
7.9 Metódy analýzy dodatočného prítoku do vrtu po jeho odstavení
8.1. Analýza výsledkov štúdia plynového vrtu metódou viacnásobných režimových zmien s predpokladom existencie kvázi ustálených podmienok filtrácie
8.2. Analýza výsledkov štúdia plynového vrtu metódou viacerých režimových zmien s predpokladom existencie nestabilných podmienok filtrácie
8.3. Analýza výsledkov štúdie metódou obnovenia tlaku
9.1. Aplikácia roztoku pri konštantnom tlaku
9.2. Prispôsobenie modelu zvodnenej vrstvy pomocou Hirstovej a van Everdingenovej teórie prechodného prúdenia
9.3. Výpočet prítoku vody do ložiska Fetkovichovou metódou
10.1. Výpočet podielu vody na prítoku
10.2. Predpoveď produkcie počas povodne
10.3. Posun pod gravitačnou segregáciou
10.4. Vynesenie kriviek priemerných relatívnych priepustností pre vrstvenú heterogénnu nádrž (podmienky gravitačnej segregácie)
Predmetový index.

Koncept ropného poľa. Zásobníkové vlastnosti hornín. Koncept pórovitosti a priepustnosti. Tlak v nádrži. Fyzikálne vlastnosti olejov v ložiskových a povrchových podmienkach. Pôsobiace sily v nádrži, tlak formovacej vody, tlak stlačeného plynu atď. Koncepcia rozvoja ropných polí. Schéma umiestnenia studní, metódy stimulácie nádrže - zaplavenie v obryse a okrajoch. Koncepcia kontroly nad rozvojom odboru.

Koncepcia metód na zvýšenie ťažby ropy. Tepelné metódy.

Naftové polia

Horniny, ktoré tvoria hrúbku zeme, sa delia na dva hlavné typy - vyvrelé a sedimentárne.

· Vyvrelé horniny - vznikajú pri stuhnutí tekutej magmy v hrúbke zemskej kôry (žula) alebo vulkanických láv na zemskom povrchu (čadič).

· Sedimentárne horniny - vznikajú zrážaním (hlavne vo vodnom prostredí) a následným zhutňovaním minerálnych a organických látok rôzneho pôvodu. Tieto horniny sa zvyčajne vyskytujú vo vrstvách. Určité časové obdobie, počas ktorého sa formovanie horninových komplexov v určitých geologických podmienkach nazývalo geologická éra (erathema). Vzájomný pomer týchto vrstiev v reze zemskou kôrou študuje STRATIGRAFIA a zhŕňa do stratigrafickej tabuľky.

Stratigrafická tabuľka

Staršie ložiská sa pripisujú eonoteému kryptozoika, ktorý sa delí na ARCHEAN a PROTEROZOI.Vo vrchnom proterozoiku sa rozlišuje ripean s tromi pododdeleniami a VEND. Taxonometrická stupnica prekambrických ložísk nebola vyvinutá.

Všetky horniny majú póry, voľné miesta medzi zrnami, t.j. vlastniť pórovitosť. Priemyselné akumulácie ropy (plynu) sú obsiahnuté najmä v sedimentárnych horninách - pieskoch, pieskovcoch, vápencoch, ktoré sú dobrými zásobárňami kvapalín a plynov. Tieto plemená majú priepustnosť, t.j. schopnosť prechádzať kvapalinami a plynmi cez systém mnohých kanálov spájajúcich dutiny v hornine.

Ropa a plyn sa v prírode nachádzajú vo forme akumulácií vyskytujúcich sa v hĺbkach od niekoľkých desiatok metrov po niekoľko kilometrov od zemského povrchu.

Vrstvy poréznej horniny, ktorej póry a trhliny sú vyplnené olejom, sa nazývajú ložiská ropy (plyn) alebo horizonty.

Nádrže, v ktorých sú akumulácie ropy (plynu), sa nazývajú ložiská ropy (plynu).

Súhrn ložísk ropy a zemného plynu sústredené v útrobách toho istého územia a podriadené v procese formovania jedného tektonická štruktúra volal ropné (plynové) pole .

Zvyčajne je ložisko ropy (plynu) obmedzené na určitú tektonickú štruktúru, ktorá sa chápe ako forma výskytu hornín.

Vrstvy sedimentárnych hornín, ktoré pôvodne ležali vodorovne, v dôsledku tlaku, teploty, hlbokých puklín, sa celkovo alebo navzájom dvíhali alebo klesali a tiež sa ohýbali do záhybov rôznych tvarov.

Záhyby smerujúce nahor sa nazývajú antiklinály a záhyby smerované vydutím nadol - synklinály .

Antiklinárska synchronizácia

Najviac vysoký bod antiklina sa jej volá summit a centrálna časť trezor. Vznikajú naklonené bočné časti vrás (antiklinály a synklinály). krídla. Antiklinála, ktorej krídla majú na všetky strany rovnaký uhol sklonu, sa nazýva kupola.

Väčšina svetových ložísk ropy a plynu je obmedzená na antiklinálne vrásy.

Zvyčajne je jeden zvrásnený systém vrstiev (vrstiev) striedaním vydutín (antiklinál) a vydutín (synklinál) a v takýchto systémoch sú horniny synklinály naplnené vodou, pretože zaberajú spodnú časť konštrukcie, pričom ropa (plyn), ak sa vyskytnú, vypĺňa póry hornín antiklinály. Hlavnými prvkami charakterizujúcimi posteľnú bielizeň sú

smer pádu

natiahnuť;

· uhol sklonu

Padajúce švy- ide o sklon vrstiev zemskej kôry k horizontu Najväčší uhol, ktorý zviera povrch nádrže s vodorovnou rovinou je tzv. formačný uhol ponoru.

Nazýva sa priamka ležiaca v rovine nádrže a kolmá na smer jej pádu natiahnuť nádrž

Štruktúry priaznivé pre akumuláciu ropy sú okrem antiklinály aj monoklinály. Monoklína- ide o dno výskytu hornín s rovnakým sklonom v jednom smere.

Pri tvorbe záhybov sa vrstvy zvyčajne iba rozdrvia, ale neroztrhnú. V procese budovania hôr pod pôsobením vertikálnych síl však vrstvy často podliehajú prasknutiu, vytvára sa trhlina, pozdĺž ktorej sa vrstvy navzájom posúvajú. V tomto prípade sa vytvárajú rôzne štruktúry: poruchy, spätné poruchy, prepady, hrable, popáleniny.

· Resetovať- posunutie horninových blokov voči sebe po zvislom alebo prudko naklonenom povrchu tektonickej pukliny.Vertikálna vzdialenosť, o ktorú sa vrstvy posunuli, sa nazýva amplitúda zlomu.

Ak v tej istej rovine nedôjde k poklesu, ale k vzostupu vrstiev, potom sa takéto porušenie nazýva spätná chyba(obrátený reset).

· Ťah- nesúvislá porucha, pri ktorej sa niektoré masy hornín preťahujú cez iné.

· Grabel- úsek zemskej kôry znížený pozdĺž zlomov.

popáleniny- úsek zemskej kôry zdvihnutý pozdĺž zlomov.

Geologické poruchy majú veľký vplyv na distribúciu ropy (plynu) v útrobách Zeme – v niektorých prípadoch prispievajú k jej akumulácii, v iných môžu byť naopak spôsobmi zaplavenia ropou a plynom nasýtených ložísk alebo dosiahnutia povrch ropy a plynu.

Na vytvorenie ložiska ropy sú potrebné nasledujúce podmienky

§ Prítomnosť nádrže

§ Prítomnosť nepriepustných vrstiev nad a pod ňou (podrážka a strecha vrstvy) na obmedzenie pohybu tekutiny.

Kombinácia týchto podmienok je tzv zachytávač oleja. Rozlišovať

§ Pasca na trezor

§ Litologicky tienené

§

Tektonicky tienené

§ Stratigraficky skrínované