Petrolün geliştirilmesi ve gaz alanları yoğun bir şekilde gelişen bir bilim alanıdır. Daha da geliştirilmesi, yeraltından petrol çıkarmak için yeni teknolojilerin kullanılması, yerinde süreçlerin akışının doğasını tanımak için yeni yöntemler, keşif ve saha geliştirmeyi planlamak için gelişmiş yöntemlerin kullanılması, otomatik kullanımın kullanılmasıyla ilişkilendirilecektir. yeraltından minerallerin çıkarılması için kontrol sistemleri, güçlü bilgisayarlarda uygulanan deterministik modellere dayanarak rezervuarların yapısının ve içlerinde meydana gelen doğa süreçlerinin ayrıntılı bir şekilde muhasebeleştirilmesi için yöntemlerin geliştirilmesi.
Gelişim petrol yatakları alan geliştirme, alan geliştirmenin geliştirilmesi, tasarımı ve düzenlenmesi temel ilkesinin planlanması ve uygulanması için sistem ve teknolojiler doktrini ile ilgili kendi özel bölümleri olan bağımsız, karmaşık bir bilim ve mühendislik disiplini alanıdır.
Petrol yataklarının geliştirilmesi bilimi, bunları içeren hidrokarbonların ve bunlarla ilişkili minerallerin bağırsaklarından bilimsel temelli ekstraksiyonun uygulanmasıdır. Petrol sahalarının geliştirilmesi ile diğer bilimler arasındaki temel fark, geliştirme mühendisinin petrol rezervuarlarına doğrudan erişiminin olmamasıdır. Tüm bilgiler açılan kuyulardan gelir.
Petrol ve petrol ve gaz sahaları, yer kabuğundaki bir veya daha fazla yerel jeolojik yapıyla sınırlı hidrokarbon birikimleridir. Yatakların içerdiği hidrokarbon yatakları genellikle yeraltında farklı bir dağılıma ve farklı jeolojik koşullara sahip gözenekli ve geçirgen kayaların katmanları veya masifleri halinde oluşur. fiziki ozellikleri.
Gözenekli oluşumlarda biriken petrol, hidrostatik basınca ve çevre sularının basıncına maruz kalır. Katmanlar, üstteki kayaların ağırlığı olan kaya basıncına maruz kalır. Bir gaz kapağı, bir yağ birikintisinin üzerinde uzanarak birikintiye baskı uygulayabilir. Rezervuarın içinde petrol, gaz, su ve formasyon kayalarının elastik kuvvetleri etki eder.
Petrol, su, gaz, doymuş rezervuarlar farklı yoğunluklara sahiptir ve yerçekimi kuvvetlerinin tezahürüne göre yataklarda dağılmıştır. Karışmayan sıvılar - küçük gözenekler ve kılcal damarlarda temas halinde olan yağ ve su, yüzey moleküler kuvvetlerinin etkisine ve katı kaya - ıslatma gerilimi ile temas halindedir. Rezervuarın işletilmesi başladığında, rezervuardaki basıncın azalması nedeniyle bu kuvvetlerin doğal dengesi bozulur ve bunların en karmaşık tezahürleri başlar, bunun sonucunda rezervuardaki sıvıların hareketi başlar. Bu harekete neden olan kuvvetlerin hangilerinin baskın olduğuna bağlı olarak petrol rezervuarlarının farklı çalışma modları vardır.
1. 2. Petrol yataklarının çalışma modları
Yatağın çalışma şekli, geliştirme sürecindeki baskın rezervuar enerjisi türünün tezahürüdür.
Petrol yataklarının beş çalışma modu vardır: elastik; su basıncı; çözünmüş gaz; gaz basıncı; yerçekimsel; karışık. "Saf haliyle" rejimlere böyle bir bölünme çok şartlıdır. Gerçek saha geliştirmede ağırlıklı olarak karma rejimler dikkat çekmektedir.
Elastik mod veya kapalı elastik
Bu modda, sıvıların (yağ ve su) elastik genleşmesi ve ayrıca rezervuar basıncının azalmasıyla gözenek hacminin azalması (sıkışması) nedeniyle yağ gözenekli ortamdan uzaklaştırılır. Toplam sıvı hacmi. Bu kuvvetler nedeniyle rezervuardan alınan miktar, kayaların elastik kapasitesi, bu hacmin sıvıya doyması ve rezervuar basıncındaki azalmanın büyüklüğü tarafından belirlenmektedir.
Qzh \u003d (Rpl. başlangıç - Rtek) Vp 
*
*=m 
n+ 
Peki nerede
* - elastik kapasite
p - kayanın elastik kapasitesi
g sıvının elastik kapasitesidir
m - gözeneklilik
Рpl başlangıç ve Р akım - başlangıç ve mevcut rezervuar basıncı
Elastik rejimin temel koşulu rezervuar basıncının ve dip kuyu basıncının doyma basıncının üzerinde olması, bu durumda yağın tek fazlı duruma geçmesidir.
Yatak litolojik veya tektonik olarak sınırlıysa, mühürlenmişse, kapalı elastik mod ortaya çıkar.
Tüm rezervuarın hacminde, elastik petrol rezervi genellikle toplam rezerve oranla küçük bir orandır (yaklaşık %5-10), ancak kütle birimlerinde oldukça büyük miktarda petrol ifade edebilir.
Bu mod, petrol çıkarmanın ilk döneminde rezervuar basıncında önemli bir azalma ve petrol üretim oranlarında bir azalma ile karakterize edilir.
Elastik su basıncı veya su basıncı modu
Petrol rezervuarının akifer alanının gün ışığı yüzeyine erişimi varsa veya akifer genişse ve içindeki rezervuar oldukça geçirgense. o zaman böyle bir rezervuarın rejimi doğal elastik su basıncı olacaktır. Rezervuardan gelen yağ, kontur veya dip suyunun basıncıyla yer değiştirir. Depozitodan akışkan seçimi ile marjinal veya dip suyunun rezervuara girişi arasında bir denge (denge) oluştuğunda, miktarların eşitliği nedeniyle sert su tahrik modu olarak da adlandırılan su tahrik modu kendini gösterir. seçilen sıvının (yağ, su) ve birikintiyi istila eden suyun.
Rejim, Pres'te önemsiz bir azalma ve yağ taşıyan konturda sürekli bir azalma ile karakterize edilir.
Yapay su basıncı rejimi
Petrol endüstrisinin gelişiminin şu andaki aşamasında, su baskını sırasında, yani su enjeksiyonu yardımıyla petrol yataklarının geliştirilmesi büyük önem taşımaktadır. Yapay su tahrikinde rezervuar enerjisinin ana kaynağı rezervuara enjekte edilen suyun enerjisidir. Bu durumda formasyondan çekilen sıvının enjekte edilen suyun hacmine eşit olması gerekir, ardından enjeksiyon dengeleme faktörü ile karakterize edilen sert su güdümlü bir rejim oluşturulur.
bileşim = 
Enjeksiyonla geri kazanım telafisi, rezervuar koşulları altında rezervuara enjekte edilen su hacminin rezervuardan çekilen sıvı hacmine oranıdır.
Kcomp > veya = 1 ise, yatakta sert su tahrik rejimi oluşturulur.
kcomp< 1. то упругий водонапорный режим.
Enjeksiyon yoluyla dengeleme telafisi güncel (belirli bir zamanda) ve biriktirilmiş (geliştirmenin başlangıcından bu yana) olabilir.
Çözünmüş gaz modu
Düşük rezervuar verimliliği ve su taşıyan bölgeyle olan bağlantının bozulmasıyla, rezervuar basıncı sonunda doyma basıncına ve altına düşer. Sonuç olarak, basınç düştükçe genişleyen ve yağı rezervuardan uzaklaştıran yağdan gaz salınmaya başlar, yani. Petrolün içeri akışı, yağda çözünen gazın genleşme enerjisinden dolayı meydana gelir. Bu gazın kabarcıkları genişleyerek petrolü teşvik eder ve rezervuar boyunca kuyuların dibine doğru hareket ederler.
Çoğu durumda, petrolden salınan gaz, bir gaz başlığı (ikincil) oluşturan yerçekimi kuvvetlerinin etkisi altında yüzer ve gaz başlığı rejimi gelişir.
Gaz enerjisinden dolayı petrolün yer değiştirme sürecinin etkisi önemsizdir, çünkü gazın enerji rezervi, petrolün çıkarılabileceğinden çok daha erken tükenir.
Bu modda mevduatların gelişimine aşağıdakiler eşlik eder:
rezervuar P'de hızlı bir azalma ve kuyu akış hızlarında bir azalma;
yağ taşıyan kontur değişmeden kalır.
Gaz basıncı modu
büyük bir gaz kapağına sahip petrol yataklarında kendini gösterir. Gaz kapağı, bir petrol rezervuarının üzerinde serbest gazın birikmesi olarak tanımlanır.
Petrol, esas olarak gaz başlığının P doygunluğundan daha az olan P pl noktasındaki genleşme enerjisi nedeniyle dip deliğine akar. Tortuların gelişmesine gaz-yağ temasının hareketi, gazın kuyulara girmesi ve gaz faktörünün büyümesi eşlik eder. Rezervuardan petrol geri kazanımının verimliliği, rezervuarın rezervuar özelliklerine, rezervuar eğimine, petrol viskozitesine vb. bağlı olarak büyük ölçüde değişir. Katı bir gaz basıncı rejimi, yalnızca gaz kapağına yeterli miktarda gazın sürekli enjeksiyonu ile mümkündür.
Yerçekimi modu
Yerçekimi rejimi, her türlü enerjinin tamamen tükenmesiyle gelişir. Yerçekiminin (yerçekimi) etkisi altında rezervuardan çıkan petrol kuyunun dibine düşer ve ardından çıkarılır.
Böyle çeşitleri var:
1) yağın kendi ağırlığının etkisi altında dik bir formasyonun eğiminden aşağı doğru hareket ettiği ve alçaltılmış kısımlarını doldurduğu hareketli bir yağ taşıyan konturlu (basınç-yerçekimi modu) yerçekimi modu; kuyu akış hızları küçük ve sabittir;
2) yağ seviyesinin yatay olarak uzanan bir oluşumun çatısının altında olduğu sabit bir yağ taşıyan konturlu (serbest yüzeyli) yerçekimi modu. Kuyuların akış hızları basınç-yerçekimi moduna göre daha azdır ve zamanla yavaş yavaş azalır.
Gravite rejimi ve çözünmüş gaz rejimi nadiren ana itici güçtür, ancak petrol geri kazanım sürecine eşlik ederek petrol geri kazanımını 0,2'ye kadar artırabilirler.
karışık modlar
Sonuç olarak, bir petrol rezervuarının tüm çalışma süresi boyunca herhangi bir modda nadiren çalıştığına dikkat edilmelidir.
Çözünmüş gazın enerjilerinin, esnekliğinin ve suyun, gazın basıncının eşzamanlı tezahürünün olduğu rejime karışık denir. Yatağın doğal koşulları yalnızca belirli bir çalışma tarzının geliştirilmesine katkıda bulunur. Sıvının çekilme ve toplam çekilme hızının değiştirilmesi, rezervuara ek enerji verilmesi vb. yoluyla belirli bir mod oluşturulabilir, muhafaza edilebilir veya başkaları tarafından değiştirilebilir.
Yirmi kez yeniden basılan “Petrol ve Gaz Sahası Geliştirmenin Temelleri” kitabı, yazarın 2010'da verdiği ders kurslarına dayanarak oluşturuldu. Eğitim Merkezi Shell Internationale Petroleum Maatschappij B.V. (SIPM).
Yayın, petrol ve gaz sahalarının geliştirilmesiyle ilgili çok çeşitli konuları kapsamaktadır. Karakteristik özellik Kitap pratik odak noktasıdır. Saha geliştirmenin fiziksel temelleri basit ve kullanımı kolay yöntemlerle sunulmaktadır. pratik uygulama matematiksel yöntemler. Dışında teorik materyaller, hemen hemen her bölümde petrol ve gaz endüstrisi uzmanlarının pratik becerilerini geliştirmeye yönelik görevler bulunmaktadır. Uzmanlar için, bir ölçü birimi sisteminden diğer sistemlere geçişte formüllerdeki sayısal katsayıların yeniden hesaplanması için kitapta verilen yöntem değerli bir katkı olacaktır.
Çok çeşitli petrol ve gaz endüstrisi profesyonelleri, öğretmenler ve üniversite öğrencileri için önerilir.
GAZ REJİMİ KOŞULLARI ALTINDA GAZ ALANLARININ GELİŞİMİ.
Konunun nispeten basit olması nedeniyle gaz sahalarının gaz rejimi koşullarındaki gelişimi kitabın başında ele alınmıştır. Aşağıda gaz geri kazanım faktörünün nasıl belirlendiği ve geliştirme süresinin uzunluğunun nasıl hesaplandığı gösterilecektir.
Konunun basitliği, gazın, durumu basınç, hacim ve sıcaklık (PVT) ile belirlenen, bu üç parametreyi içeren basit bir ilişkiyle tanımlanabilen az sayıdaki maddeden biri olmasıyla açıklanmaktadır. Bu tür başka bir madde doymuş buhardır. Ve örneğin çözünmüş gaz içeren petrol için böyle bir bağımlılık mevcut değildir. Bölüm 2'de gösterildiği gibi, bu tür karışımların durumunu belirleyen PVT parametrelerinin ampirik olarak elde edilmesi gerekir.
İÇERİK
Önsöz
Teşekkür Lawrence P. Dyck Adlandırmasının Anısına
1. Petrol ve gaz sahalarının gelişiminin altında yatan bazı temel kavramlar
1.1. giriiş
1.2. Başlangıç hidrokarbon rezervlerinin hesaplanması
1.3. Derinliğe bağlı olarak rezervuar basıncı değişimi
1.4. Yağ geri kazanımı: yağ geri kazanım faktörü
1.5. Gaz koşullarında gaz sahalarının geliştirilmesi
1.6. Gerçek gaz durum denkleminin uygulanması
1.7. Gaz deposu için malzeme dengesi: gaz geri kazanım faktörü
1.8. Hidrokarbonların faz durumları Referanslar
2. Formasyon sıvılarının PVT özelliklerinin analizi
2.1. giriiş
2.2. Ana parametrelerin tanımı
2.3. Formasyon sıvısı örneklemesi
2.4. Laboratuvarda ana PVT verilerinin elde edilmesi ve sahada kullanılmak üzere dönüştürülmesi
2.5. Sonuçları ifade etmenin başka bir yöntemi laboratuvar araştırması PVT
2.6. Tam PVT çalışmaları seti Referanslar
3. Petrol sahalarının geliştirilmesinde malzeme dengesi yönteminin uygulanması
3.1. giriiş
3.2. Genel formda petrol ve gaz yatakları için malzeme dengesi denklemi
3.3. Malzeme dengesinin doğrusal denklemi
3.4. Mevduat işlem modları
3.5. Elastik Rejim Çözünmüş Gaz Rejimine Dönüşüyor
3.6. Gaz basıncı modu
3.7. Doğal su rejimi
3.8. Elastik-plastik rejim Referanslar
4. Darcy yasası ve uygulaması
4.1. giriiş
4.2. Darcy'nin yasası. Sıvıların potansiyel enerjisi
4.3. İşaretlerin atanması
4.4. Birimler. Bir birim sisteminden diğerine geçiş
4.5. Gerçek gazın potansiyel enerjisi
4.6. Indirgenmiş basınç
4.7. Kararlı durum radyal filtrasyon. Kuyuya petrol girişinin uyarılması
4.8. Bifazik akış. Faz ve bağıl geçirgenlik
4.9. Gelişmiş yağ geri kazanım yöntemleri Referanslar
5. Radyal filtrasyonun temel diferansiyel denklemi
5.1. giriiş
5.2. Ana sonuç diferansiyel denklem radyal filtreleme
5.3. Başlangıç ve sınır koşulları
5.4. Düşük ve Sabit Sıkıştırılabilirliğe Sahip Akışkanların Radyal Filtrasyonunda Temel Diferansiyel Denklemin Doğrusallaştırılması
Kaynakça
6. Kuyuya yarı kararlı durum ve kararlı durum girişlerinin denklemleri
6.1. giriiş
6.2. Yarı kararlı akış için çözüm
6.3. Sürekli Akış Çözümü
6.4. Yarı-kararlı durum ve kararlı durum giriş akış denklemlerinin kullanımına bir örnek
6.5. Yarı-kararlı akış denkleminin genelleştirilmiş formu
Kaynakça
7. Piezoiletkenlik denkleminin sabit akış hızında çözümü ve petrol kuyularının incelenmesinde kullanılması
7.1. giriiş
7.2. Sabit akış hızında çözüm
7.3. Kararsız ve yarı kararlı filtreleme koşulları için sabit akış hızında çözüm
7.4. Boyutsuz parametreler 209
7.5. Süperpozisyon ilkesi. Kuyu keşfinin genel teorisi
7.6. Matthews, Brons ve Hayesbreck tarafından önerilen basınç artışıyla kuyu testi sonuçlarının analizi
7.7. Basınç kurtarma yöntemiyle kuyu araştırma sonuçlarının pratik analizi_
7.8. Kuyu çalışma modunda çoklu değişiklik yöntemiyle araştırma
7.9. Kuyu kusurunun açılma derecesi ve doğasına etkisi
7.10. Kuyu araştırmasının bazı pratik yönleri
7.11. Kapandıktan sonra kuyuya girişin muhasebeleştirilmesi Referanslar
8. Gerçek gaz akışı. Gaz kuyusu araştırması
8.1. giriiş
8.2. Gerçek bir gazın radyal filtrasyonunun ana diferansiyel denkleminin doğrusallaştırılması ve çözümü
8.3. Russell, Goodrich, vb. Yöntemi.
8.4. El-Hüseyni, Raimi ve Crawford'un yöntemi
8.5. Basıncın karesini kullanan yöntem ile sahte basıncı kullanan yöntemin karşılaştırılması
8.6. Darcy yasasından akış sapması
8.7. Darcy yasasından sapma dikkate alınarak f katsayısının belirlenmesi
8.8. Gerçek gaz filtrelemesi durumunda sabit akış hızında çözüm
8.9. Gaz kuyusu araştırmasının genel teorisi
8.10. Gaz kuyularının çoklu mod değişimi yöntemiyle incelenmesi
8.11. Basınç geri kazanım yöntemiyle gaz kuyularının incelenmesi
8.12. Çözünmüş gaz modunda çalışan petrol yatakları üzerindeki basınç geri kazanımı yöntemiyle bir çalışmanın sonuçlarının analizi
8.13. Kısa inceleme sonuç analiz yöntemleri
kuyu araştırmaları
Kaynakça
9. Rezervuara su girişi
9.1. giriiş
9.2. Hirst ve van Everdingen'in geçici su girişi teorisi
9.3. Gelişim tarihini yeniden oluşturmak için Hirst ve van Everdingen akiferinden su girişi teorisinin uygulanması
9.4. Sınırlı bir akifer durumunda rezervuara su girişinin yaklaşık Fetkovich teorisi
9.5. Giriş hacminin tahmin edilmesi_
9.6. Döngüsel buhar ısıl işlemlerine su akışını hesaplamak için yöntemlerin uygulanması
Kaynakça
10. Karışmayan yer değiştirme
10.1. giriiş
10.2. Fiziksel varsayımlar ve sonuçları
10.3. Akıştaki sıvının oranını hesaplamak için denklem
10.4. Buckley-Leverett'in tek boyutlu yer değiştirme teorisi
10.5. Petrol üretiminin hesaplanması
10.6. Yerçekimi ayrımı altında yer değiştirme
10.7. Uç Yükseklik Geçiş Bölgesinin Yer Değiştirme Hesaplamalarına Etkisi
10.8. Katmanlı heterojen rezervuarlardan yer değiştirme
10.9. Dikey dengenin tamamen yokluğunda yer değiştirme
10.10. Sıkıştırılamaz Sıvıların Filtrasyonunda Karışmayan Yer Değiştirmenin Sayısal Simülasyonu
Kaynakça
EGZERSİZLER
1.1. Gradyan hidrostatik basınç depozitodaki gaz
1.2. Gaz yatağının malzeme dengesi
2.1. Rezervuar koşullarına göre ayarlanan üretilen hacim
2.2. Diferansiyel gaz salınım verilerinin saha PVT parametreleri Bo, Rs ve Bg'ye dönüştürülmesi
3.1. Elastik rejim (doymamış yağ)
3.2. Çözünmüş gaz modu (doyma basıncının altındaki basınç)
3.3. Rezervuar basıncı doyma basıncının altına düştüğünde su enjeksiyonu başlar
3.4. Gaz basıncı modu
4.1. Bir birim sisteminden diğerine geçiş
6.1. Dip deliği bölgesi geçirgenliğindeki değişikliklerin hesaba katılması
7.1. Ei(x) fonksiyonunun logaritmik yaklaşımı
7.2. Tek modlu değişim yöntemiyle kuyu araştırması
7.3. Boyutsuz parametreler
7.4. Kararsız filtrelemeden yarı kararlı filtrelemeye geçiş
7.5. Boyutsuz basınç için bağımlılıkların elde edilmesi
7.6. Çalışma sonuçlarının basınç geri kazanım yöntemiyle analizi. Sonsuz katman
7.7. Çalışma sonuçlarının basınç geri kazanım yöntemiyle analizi. Sınırlı boşaltılabilir hacim
7.8. Kuyu çalışma modunda çoklu değişiklik yöntemiyle çalışma sonuçlarının analizi
7.9 Kapatıldıktan sonra kuyuya ilave girişin analiz yöntemleri
8.1. Yarı kararlı filtreleme koşullarının varlığı varsayımıyla, çoklu mod değişiklikleri yöntemiyle bir gaz kuyusu çalışmasının sonuçlarının analizi
8.2. Kararsız filtrasyon koşullarının varlığı varsayımıyla, çoklu mod değişiklikleri yöntemiyle bir gaz kuyusu çalışmasının sonuçlarının analizi
8.3. Çalışma sonuçlarının basınç geri kazanım yöntemiyle analizi
9.1. Solüsyonun sabit basınçta uygulanması
9.2. Hirst ve van Everdingen'in geçici akış teorisini kullanarak bir akifer modelinin yerleştirilmesi
9.3. Fetkovich yöntemi kullanılarak depozitoya su girişinin hesaplanması
10.1. Girişteki suyun payının hesaplanması
10.2. Su baskını sırasında üretim tahmini
10.3. Yerçekimi ayrımı altında yer değiştirme
10.4. Katmanlı Heterojen Rezervuar için Ortalama Bağıl Geçirgenliklerin Çizim Eğrileri (Yerçekimi Ayrışma Koşulları)
Konu dizini.
Altında gaz sahası geliştirme Bölgeye belirli sayıda kuyu yerleştirmek için belirli bir sistem kullanarak rezervuardaki üretim kuyularına gaz hareketi sürecinin kontrolü, bunların işletmeye alınma sırası ve hızı, amaçlanan çalışma modunun sürdürülmesi olarak anlaşılmaktadır, ve rezervuar enerjisi dengesinin düzenlenmesi.
Bir geliştirme sistemi için temel gereksinim- Belirli bir güvenilirlik derecesi ve toprak altı koruma normlarına uygunluk derecesi ile belirli bir sistemle belirli hacimlerde gaz üretimi için minimum maliyetin sağlanması. Bu koşullar geliştirme sisteminin tasarım aşamasında sağlanır. en iyi seçim ve tüm unsurlarını dikkate alarak, bunların başlıcaları:
Mevduat geliştirme modu;
Kuyu yerleştirme şeması;
Kuyuların teknolojik çalışma şekli ve tasarımı;
Gaz toplama ve hazırlama şeması.
Gaz sahalarının gelişiminin bir özelliği bu alanda geliştirme aslında geliştirme projesi hazırlanmadan önce başlar (bunun nedeni, arama aşamasında bir dizi saha özelliğinin elde edilememesi ve ayrıca ekonomik nedenlerden dolayı - gaz sahası aramasının yüksek maliyeti).
Gaz sahalarının gelişimi iki aşamada gerçekleştirilir:
İlk aşamada yatağın pilot çalışması gerçekleştirilir;
İkinci aşamada, yeterince eksiksiz ve güvenilir pilot geliştirme verilerine dayanarak derlenen projeye göre endüstriyel geliştirme gerçekleştirilir.
Gaz ve gaz yoğuşma üretiminin ana yöntemi serbest akışlıdır, çünkü rezervuardaki gaz, rezervuarın kılcal kanalları boyunca gaz kuyularının dip deliklerine doğru hareketini sağlayacak kadar büyük bir enerjiye sahiptir.
Gaz kuyularının ağzı ve tabanının donanımı ve gaz kuyusunun tasarımı pratik olarak petrol kuyularına benzer.
Gaz üretiminde asıl mesele, muhafaza borularını ve ekipmanını, boru ve ekipmanların korozyonunun gelişmesine katkıda bulunan hidrojen sülfür ve karbondioksitin agresif etkilerinden korumaktır. İnhibitörler en büyük uygulamayı gaz kuyularının işletilmesinde bulmuşlardır, yani aşındırıcı bir ortama sokulduklarında korozyon hızı önemli ölçüde azalır veya korozyon tamamen durdurulur.
Bisiklet süreci- geliştirme yöntemi gaz yoğunlaşma alanları Gazı üretken ufka yeniden enjekte ederek rezervuar basıncını korumak. Bu durumda, bu sahada (ve gerekirse diğer sahalardan) üretilen gaz, yüksek kaynama noktalı hidrokarbonların (C5 + B) çıkarılmasından sonra kullanılır. Rezervuar basıncının bakımı, geriye dönük yoğuşmanın (bkz. Geriye Dönen Olaylar), rezervuar gazındaki yüksek kaynama noktalı hidrokarbonları rezervuar gazından ayırarak gaz yoğuşması oluşturmasını (aksi takdirde pratik olarak kaybolur) önler.
Döngüleme işlemi, belirli bir alanın gaz rezervlerinin belirli bir süre korunmasının mümkün olduğu durumlarda kullanılır. Enjekte edilen ve üretilen gazların hacimlerinin oranına bağlı olarak tam ve kısmi bir çevrim işlemi ayırt edilir. İlk durumda, sahada üretilen gazın tamamı, C5+B hidrokarbonlarının çıkarılmasından sonra formasyona pompalanır. Sonuç olarak, rezervuar koşullarına indirgenen gaz üretim hacimleri, rezervuara enjeksiyon hacimlerini aşıyor (benzer koşullar altında), başlangıçtaki rezervuar basıncını korumak mümkün olmuyor ve% 3-7 oranında azalıyor. Bu nedenle, rezervuar karışımının yoğuşma başlangıcının basıncı, yataktaki ilk rezervuar basıncına yaklaşık olarak eşitse, üretken rezervuarda yüksek kaynama noktalı hidrokarbonların kısmi yoğuşması meydana gelir. Tam döngü süreciyle rezervuardan yoğuşmanın tahmin edilen geri kazanım faktörü %70-80'e ulaşır (ayrıca bkz. Yoğuşma geri kazanımı). Rezervuar basıncını korumak için giriş seviyesi enjekte edilen gazın hacmindeki azalma, diğer alanlardan gaz çekilerek telafi edilir. Kısmi çevrim sürecinde, üretilen gazın bir kısmı formasyona pompalanır (yüksek kaynama noktalı hidrokarbonların çıkarılmasından sonra). Enjekte edilen ve çekilen gazların hacimlerinin (rezervuar koşullarına indirgenmiş) oranı %60-85'tir. Bu durumda rezervuar basıncındaki azalma başlangıçtakinin %40'ına ulaşabilir ancak yüksek kaynama noktalı hidrokarbonların çoğu rezervuar gazında kalır. Kısmi çevrim prosesi için tahmin edilen yoğuşma suyu geri kazanım faktörü %60-70'tir.
Tam ve kısmi çevrim işlemleri, yatak işletmeye alındıktan hemen sonra gerçekleştirilebildiği gibi, bir süre tükenme modunda geliştirilmişse de gerçekleştirilebilir. Ancak çevrim işleminin uygulanması ne kadar geç başlarsa, oluşumun yoğuşma suyu geri kazanım katsayısı o kadar düşük olur. Döngüleme prosesini kullanmanın fizibilitesi, ilave yoğuşma üretimi yoluyla elde edilen ekonomik verimlilikle belirlenir (tükenme modundaki saha geliştirmeyle karşılaştırıldığında). Kural olarak çevrim işlemi, formasyon gazındaki başlangıç yoğunlaşma içeriğinin 200 g/m3'ten fazla olduğu alanlarda gerçekleştirilir. Döngüleme sürecinin verimliliği aynı zamanda üretken ufkun dikey geçirgenliğindeki değişimin derecesine göre de belirlenir. olan alanlar için yüksek derece rezervuar heterojenliği nedeniyle döngü süreci etkisiz olabilir. harika içerik gaz yoğunlaşması.
Rezervuar karışımlarının dik rezervuar yoğuşma kaybı izotermlerine sahip olduğu alanlarda (diferansiyel yoğuşma süreci çalışmalarının sonuçlarına dayanarak) tam çevrim işleminin kullanılması tavsiye edilir. Bu durumda, rezervuar basıncındaki küçük (% 10-15 oranında) bir düşüş bile rezervuarda önemli yoğuşma kayıplarına yol açar (ilk rezervlerin% 50'sine kadar). Kısmi çevrim işlemi, rezervuar karışımlarının rezervuar yoğuşma kaybı izotermlerinin düz eğrilerine sahip olduğu alanlarda gerçekleştirilir; daha sonra, rezervuar basıncında başlangıçtan itibaren% 30-40'lık bir azalma ile, rezervuar gazından (ilk rezervlerinden) yoğuşmanın% 20'ye kadarı salınır ve rezervuar gazında kalan yoğuşma suyu ile birlikte çıkarılır. gaz yüzeye çıkar. Üretken ufukta daha erken düşen yoğuşma suyu, rezervuara enjekte edilen taze gaz kısımları üzerinden geçtiğinde buharlaşması nedeniyle rezervuardan kısmen çıkarılabilir. Döngüleme işlemi seçeneği seçimi, dahil. enjekte edilen ve çekilen gazların hacimleri arasındaki oran, sahanın özellikleri, bölgenin doğal gaz ve kondens ihtiyaçları da dikkate alınarak teknik ve ekonomik hesaplamalar sonucunda gerçekleştirilir. Döngüleme işlemini uygularken, rezervuarın enjekte edilen gazla süpürme verimliliğini arttırmak için, üretim ve enjeksiyon kuyuları kural olarak birbirinden mümkün olan en uzak mesafeye yerleştirilmiş halka piller şeklinde yerleştirilir. Çünkü Enjeksiyon kuyularının enjekte edilebilirliği çoğu zaman üretim kuyularının verimliliğini aşar, sahadaki enjeksiyon kuyularının sayısı 1,5-3 katıdır sayıdan az operasyonel.
Mevduat gelişiminin aşamaları.
Bir petrol yatağının gelişiminde dört aşama vardır:
I - petrol üretiminin arttırılması;
II- petrol üretiminin stabilizasyonu;
III - düşen petrol üretimi;
IV - Mevduat kullanımının son aşaması.
Açık ilk aşama Petrol üretimindeki artış, esas olarak, yüksek rezervuar basıncı koşulları altında yeni üretim kuyularının gelişime dahil edilmesiyle sağlanmaktadır. Bu dönemdeki petrol üretim yöntemi serbest akışlıdır, su kesintisi yoktur. Aşama I'in süresi yaklaşık 4-6 yıldır.
İkinci sahne- petrol üretiminin stabilizasyonu - ana kuyu stokunun açılmasından sonra başlar. Bu dönemde petrol üretimi önce bir miktar artar, sonra yavaş yavaş azalmaya başlar. Petrol üretiminde artış sağlandı:
1) kuyu ızgarasının kalınlaştırılması; 2) rezervuar basıncını korumak için rezervuara su veya gaz enjeksiyonunun arttırılması; 3) kuyuların dip deliği bölgeleri üzerindeki etki üzerinde çalışmak ve rezervuarın geçirgenliğini arttırmak vb.
Ürünlerin su kesintisi %50'ye ulaşabilmektedir. Aşama II'nin süresi yaklaşık 5-7 yıldır.
Üçüncü sahne- azalan petrol üretimi - petrol üretiminde bir azalma, kuyu üretiminde su kesintisinde bir artış ve rezervuar basıncında büyük bir düşüş ile karakterize edilir. Bu dönemde tüm kuyular yapay kaldırma yöntemiyle çalışmaktadır. Bu aşama %80 – 90 su kesintisine ulaşıldığında sona erer.
Dördüncü aşama- maden yataklarının işletilmesinin son aşaması - nispeten düşük hacimde petrol çıkarımı ve büyük miktarda su çekilmesiyle karakterize edilir. Ürünlerin su kesintisi %90-95 ve üzerine çıkmaktadır. Bu dönem en uzun olanıdır ve 15-20 yıl sürer.
Herhangi bir petrol sahasının toplam geliştirme süresi, başlangıçtan 40-50 yıllık nihai karlılığa kadardır.
Şekil 43 petrol sahası gelişiminin aşamalarını göstermektedir.
Şekil 43 Petrol sahalarının gelişim aşamaları.
Bölgemizdeki en büyük petrol yatakları Udmurt Cumhuriyeti (Chutyrsko-Kiengopskoe, Mishkinskoe, Elnikovskoe) ve Perm Bölgesi- Kokuyskoye, Batyrbayskoye, Pavlovskoye, Baklanovskoye, Osinskoye, Unvinskoye, Sibirya gelişimin 3. veya 4. aşamasındadır.
Gaz ve gaz yoğuşma alanlarının geliştirilmesi sırasında aşağıdaki aşamalar ayırt edilir:
I - artan gaz üretimi;
II- kalıcı gaz üretimi;
III - azalan gaz üretimi.
Önemli değerlerin korunmasını önlemek için maddi kaynaklar Gaz sahalarının gelişimi sondaj ve geliştirme sırasında bile başlar. Yeni kuyular, toplama noktaları, kompresör istasyonları, gaz boru hatları devreye girdikçe sahadan gelen üretim artıyor. Bu nedenle sahanın sondajı ve geliştirilmesine denk gelen aşamaya denir. artan üretim aşaması.
Teknik ve ekonomik fizibilite ile belirlenen tüm gaz üretim kapasitelerinin devreye alınmasından sonra, kalıcı üretim aşaması. Bu dönemde gaz rezervlerinin %60'ından fazlası geniş sahalardan alınmaktadır.
Gaz rezervleri ve rezervuar enerjisi tükendikçe kuyu akış hızları düşer, su basan kuyular hizmet dışı kalır ve sahadan gaz üretimi azalır. Bu gelişim aşamasına denir düşen üretim aşaması. Gaz çekimleri maliyet etkin düzeyin altına düşene kadar devam eder.
Gaz üretiminin bu aşamaları büyük alanlar için tipiktir; orta ölçekli alanların geliştirilmesinde, sabit gaz üretimi aşaması genellikle yoktur ve önemsiz gaz ve gaz yoğunlaşma alanlarının geliştirilmesinde, artan ve sabit aşamalar yoktur. gaz üretimi.
Ülkemizin dev gaz yatakları (Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye) ise üretimin azalması aşamasına girmiştir.
Geliştirme tasarımı, geliştirme süreci aşamalandırılır. Teknolojik tasarım belgeleri şunlardır:
1. yatakların, kuyuların deneme işletmesi projesi.
2. Deneysel - endüstriyel gelişimin teknolojik şemaları (gaz - işletme için).
3. teknolojik gelişme planları.
4. geliştirme projeleri.
5. revize edilmiş geliştirme projeleri (geliştirmeden önce).
6. gelişim analizi.
Petrol ve gaz sahaları yukarıdaki belgelere dayanarak geliştirilmektedir. Alanların gelişime açılmasına ilişkin koşullar ve prosedür, Petrol, Gaz ve Gaz Yoğuşma Alanlarının Geliştirilmesine İlişkin Kurallar ile belirlenir.
Hidrokarbon yataklarının geliştirilmesinde ilk proje belgesi deneme işletme projesidir (PT). Pilot geliştirme (petrol yatakları için) ve pilot işletme (gaz yatakları için) için teknolojik bir planın hazırlanmasına yönelik ilk verileri elde etmek amacıyla deneme çalışması gerçekleştirilir. 10-15 yıl boyunca derlenirler. Mevduatın gelişiminin teknolojik, teknik ve ekonomik göstergelerini doğruluyorlar.
Ulaştıktan sonra Ek Bilgiler yatak ve rezervuar hakkında, rezervlerin yeniden hesaplanmasına dayanarak yatağın geliştirilmesine yönelik bir proje hazırlanır.
Proje, yatağın ömrünün sonuna kadar yatağın gelişimine ilişkin tüm göstergeleri doğrulamaktadır.
Gerçek gelişim göstergeleri tasarım göstergelerinden önemli ölçüde saptığında güncellenmiş bir geliştirme projesi hazırlanır.
Açık son aşama saha geliştirme, bir ön geliştirme projesi hazırlanır. Ana hedefi: rezervuardan petrol geri kazanımını artırmaya yönelik önlemlerin gerekçelendirilmesi.
4 aşama (bkz. Şekil 40) ve gaz modunda 3 aşama vardır.
1. Bir nesnenin (yatağı) geliştirilmesi - petrol üretiminde bir artış, kuyu sayısında bir artış ve tasarım petrol üretimine ulaşıldığında sona erme ile karakterize edilir.
2. Ana aşama - yüksek düzeyde istikrarlı bir petrol üretimi ile karakterize edilir. Aşamanın sonunda su kesintisinde bir artış görülürken, geri kazanılabilir rezervlerin %40-60'ı geri kazanılıyor.
3. Petrol üretiminde keskin bir düşüş - üretim kuyularının sayısı azalır (su baskını nedeniyle), akış oranları düşer ve üretilen su miktarı artar. Aşamanın sonunda geri kazanılabilir rezervlerin %80-90'ı üretilir.
4. Son aşama, düşük kuyu akış oranları ve genel olarak kuyularda ve üretimde yüksek su kesintisi ile karakterize edilir.
Pirinç. 40.
Hidrokarbon yataklarının gelişimi üzerinde jeolojik saha kontrolü
Kontrolün amacı: Gelişmeyi düzenlemenin gerekliliği konusunda karar vermek için yeterli bilginin elde edilmesi gereklidir.
Aşağıdaki kontrol yöntemleri vardır:
1. Hidrodinamik yöntemler - kuyu içi ekipmanı kullanarak rezervuarların verimliliğini ve diğer jeolojik ve fiziksel parametreleri incelemenizi sağlar.
2. Jeofizik yöntemler - kontakların konumunu ve formasyonun mevcut sıvı doygunluğunun doğasını kontrol etmenizi sağlar.
3. Kontrol için fiziksel ve kimyasal yöntemler kimyasal bileşim Petrol, gaz ve suyun fiziksel özellikleri.
Geliştirme kontrol sürecinde, geliştirme analizi için ilk bilgiler elde edilir. Analizin temel amacı tasarım ve gerçek gelişme göstergelerini karşılaştırmaktır. Geliştirme analizi, petrol ve gaz üretim departmanları (NGDU) ve gaz üretim departmanları (GPU) tarafından gerçekleştirilir. Büyük ve orta ölçekli yataklar her 5 yılda bir araştırma enstitülerinin (NII) katılımıyla analiz edilmektedir. Aynı zamanda aşağıdaki göstergelerin zaman içindeki değişimi incelenmektedir:
Petrol üretimi
Sıvı ekstraksiyonu
Gaz üretimi
Su ve gaz enjeksiyonu
Kuyu stoku (çeşitli amaçlar için)
Rezervuar basıncı
Kontakların konumu.
Geliştirme analizi sırasında aşağıdaki grafik belgeleri derlenir:
Kalkınma haritası (kümülatif üretim haritası) - petrol ve gaz konturlarının konumlarını, çeşitli kategorilerdeki kuyuların konumlarını gösteren yapısal bir harita temelinde derlenir. Her kuyu için toplam (kümülatif) petrol, gaz ve su üretiminin dairesel bir diyagramı derlenir.
Mevcut gelişme durumunun haritası (mevcut çekilmeler) - pasta grafikleri şeklinde, harita tarihi itibariyle kuyuların mevcut akış hızı gösterilir. Aksi halde gelişim haritasına benzer.
Geliştirme programı - geliştirme göstergelerinin zaman içindeki değişimi.
Operasyon programları - bireysel bir kuyunun gelişiminin ana göstergelerinin dinamikleri.
İzobar haritası - birikinti içindeki basınç değişiminin kontrolü.
Üretim su kesintisi haritası - rezervuar sulaması ve su-yağ yer değiştirmesinin incelenmesi, üretilen sıvıdaki su yüzdesinin izolinleri halinde derlenir.
GOR haritası - birikinti çözünmüş gaz veya gazla çalışan modda çalışırken. Geliştirme sürecini kontrol etmenize izin verirler. Bölgelerde gaz faktöründe bir artış kaydedildi keskin düşüş oluşum baskısı.
Gerçek göstergelerin tasarım göstergelerinden sapmaları tespit edilirse, mevduat geliştirme süreci düzenlenir.
Giriiş ................................................. .. ................................................................ ......................................3
1. Petrol ve gaz sahalarının geliştirilmesinin temelleri ................................................... ...... .......5
1.1. Hidrokarbonların rezervuarın yüksekliği boyunca dağılımı ................................................... ........5
1.2. Petrol taşıyan ve petrol-su birikinti bölgelerinin konturları kavramı ..................................... ...... 7
1.3. Petrol sahalarının gelişim biçimleri ………………………………………………… .....8
1.4. Petrol yatağını etkilemeye yönelik teknolojiler ................................................... .................................................onbir
1.5. Petrolün çeşitli etkenlerle rezervuarlardan uzaklaştırılması ................................................... ...14
2. Borç ölçümü ve akış ölçümü................................................. ...................................................................... .....17
2.1. Barometri ................................................................... .. ................................................................ .......19
2.2. Termometre ................................................................... ................................ ................................ ................. ........20
3. Üretken oluşumların operasyonel özelliklerinin belirlenmesi ................................................... ......22
3.1. Kuyuların akış hızının ve enjeksiyonluluğunun belirlenmesi ................................................... ....... .......22
3.2. Formasyonun çalışma kalınlığının belirlenmesi ................................................... ...... ......23
3.3. Verimlilik faktörünün ve rezervuar basıncının belirlenmesi...........24
4. Kuyuların teknik durumunun incelenmesi ................................................... ......................................................26
Kaynakça ................................................................... . ................................................ .. ..................27
giriiş
Petrol ve gaz sahalarının başarılı gelişimi, geliştirme sisteminin ne kadar iyi seçildiğine bağlıdır. Geliştirme sürecinde, sondaj ve işletme sırasında elde edilen jeolojik yapı hakkında yeni bilgiler dikkate alınarak yatakların durumunun kontrol edilmesi ve açıklığa kavuşturulması gerekli hale gelmektedir. Su baskını sistemlerinin yüksek verimliliği, su enjeksiyonu yardımıyla rezervuar basıncının arttırılması ve bunun sonucunda yağın gözenek alanından üretim kuyularına daha verimli bir şekilde sıkılmasından kaynaklanmaktadır. Bu tür sistemlerin temel avantajı, su basması sırasında rezervuardan petrol geri kazanım yoğunluğunun artmasıdır. Öte yandan, rezervuar basıncını korumaya yönelik bu tür yöntemler, verimli oluşumların su baskını riski taşır. Enjekte edilen suyun, en geçirgen alanlardan geçerek yağı "aştığı" bir durum ortaya çıkabilir. Bu durumda, rezervuardaki petrolün bir kısmı "sütunlar" adı verilen yapılarda izole edilir ve bu da petrolün çıkarılmasını zorlaştırır. Su baskını süreçlerini kontrol edebilmek çok önemlidir. Su enjeksiyonu ve petrol geri kazanım borçlarındaki değişikliklere dayalı kontrol yöntemleri, rezervuardaki mevcut değişiklikler hakkında bilgi gerektirir. Su taşkını kontrolü en önemli ve en önemli yöntemlerden biridir. zor problemler Petrol sahalarının gelişimi. Şu anda petrolün %70'inden fazlası, su taşkınlığı yoluyla rezervuar basıncı bakımıyla işletilen sahalardan üretiliyor. Doğal elastik su basıncı rejiminin yanı sıra akifer ve kontur içi su baskını kullanımıyla petrol sahalarının rasyonel gelişiminin ana sorunlarından biri, petrol taşıyan konturların ilerlemesinin kontrolü ve düzenlenmesidir.
Jeofizik izlemenin amacı, verimli oluşumların işletmesi sırasında meydana gelen durumu ve değişiklikleri hakkında bilgi edinmektir. Jeofizik yöntemler aynı zamanda saha topraklarında bugüne kadar yapılmış tüm yöntemleri ifade etmektedir. Şu anda geliştirme kontrolü kendi metodolojisi, yöntemleri ve ekipmanlarıyla ayrı bir alan haline gelmiştir. Bu yöntemleri kullanmak aşağıdaki görevleri çözmemizi sağlar:
1. Petrolün rezervuardan çıkarılması sürecinde petrol ve gaz yağı temasının konumunu belirleyin ve ilerlemesini izleyin;
2. Formasyon boyunca enjeksiyon suyu cephesinin hareketini kontrol edin;
3. Mevcut ve nihai petrol doygunluğu ve petrol geri kazanımı katsayılarını tahmin edin;
4. Kuyuların geri dönüşünü ve enjekte edilebilirliğini (formasyonun enjekte edilen suyu kabul etme yeteneği) incelemek;
5. Kuyu deliğindeki sıvıların durumunun belirlenmesi;
6. Suyun kuyuya girdiği yerleri ve halka içindeki petrol ve su akışlarını belirleyin;
7. Üretim ve enjeksiyon kuyularının teknik durumunun değerlendirilmesi;
8. Çalışma modunu inceleyin teknolojik ekipmanüretim kuyuları;
9. Hassaslaştırın jeolojik yapı ve petrol rezervleri.
20. yüzyılın 40'lı yıllarının sonuna kadar WOC, esas olarak elektrik kayıt verileri kullanılarak çalışıldı. Bu, elbette kendi sınırlamalarını da beraberinde getirdi: Çalışmalar yalnızca açık kuyularda gerçekleştirildi, bu nedenle jeologlar, petrol temasının başlangıç konumu, petrol taşıma kapasitesinin başlangıç konturu, petrol doygunluğu ve perforasyon aralıkları hakkında bilgi aldı. Petrol taşıma kapasitesinin iç çevresinin hareketi yalnızca üretim kuyularındaki suyun görünümüyle izlenebiliyordu.
1950'lerde radyoaktif kayıtların kullanılmaya başlanmasıyla birlikte, gerçek fırsat Muhafazalı kuyularda petrol taşıyan ve su taşıyan rezervuarları ayırmanın yollarını yaratın. Ancak bu yöntemlerin sonuçları ancak ip kopması veya kuyu tıkanması nedeniyle suyun diğer oluşumlardan kuyuya girmediğinin tespit edilmesi durumunda güvenilirdir. Gelişimi kontrol ederken asıl önemli olan mineralli formasyon suyunun nötron özelliklerindeki farklılıktır. En uygun koşullar, formasyon suyu tuzluluğunun 100 g/l'nin üzerinde olduğu yerlerde mevcuttur (Volga-Ural petrol ve gaz bölgesinin Devoniyen ve Karbonifer formasyonları ~300 g/l). 20-30 g/l (Batı Sibirya) cevherleşmesiyle durum daha da kötüleşiyor. Bu durumda, oluşumun nötron özelliklerine duyarlılığı önemli ölçüde artıran darbeli nötron yöntemlerinin (PNL) kullanılmasına başvurulur. Geliştirme kontrolünde sabit ve darbe yöntemlerinin yanı sıra radyo, termometri, akustik kayıt, debitometri yöntemleri ve özel yorumlama teknikleri yaygınlaştı.