Koncepcia terénneho rozvoja olej... Schéma umiestnenia studní, spôsoby stimulácie nádrže - vnútroobrysové a obrysové zatopenie vodou. Pojem kontroly nad rozvojom poľa.

Pochopenie techník vylepšenia ťažba ropy vrstiev. Tepelné metódy.

Olej Miesto narodenia

Horniny, ktoré tvoria zemské vrstvy, sú rozdelené do dvoch hlavných typov - vyvreté a sedimentárne.

Vyvreté horniny - vznikajú, keď kvapalná magma tuhne vo vrstvách kôra (žula) alebo sopečná láva na povrchu Zeme (čadič).

· Sedimentárne horniny - vznikajú sedimentáciou (hlavne vo vodnom prostredí) a následným zhutňovaním minerálnych a organických látok rôzneho pôvodu. Tieto skaly sú zvyčajne nadloží. Určité časové obdobie, počas ktorého sa tvorba horninových komplexov za určitých geologických podmienok nazývala geologická éra (erathema). Pomer týchto vrstiev v časti zemskej kôry k sebe navzájom študuje STRATIGRAPHY a sumarizuje ich stratigrafická tabuľka.

Stratigrafická tabuľka

Erathema	Systém, rok a miesto usadenia	Register	Počet oddelení	Počet úrovní
Kenozoikum	Kvartér, 18229, Francúzsko Neogene, 1853, Taliansko Paleogén, 1872, Taliansko
Mezozoikum	Krieda, 1822, Francúzsko Jurassic, 1793, Švajčiarsko Triassic, 1834, Center. Európe
Paleozoikum	Permskaya, 1841, Rusko Uhlie, 1822, Spojené kráľovstvo Devonian, 1839, UK Selurskaya, 1873, UK Ordovician, 1879, UK Cambrian, 1835, UK

Staršie ložiská sa pripisujú kryptozoickej eonoteme, ktorá sa člení na ARCHEY a PROTEROZOI. Vo vrchnom proterozoiku sa rozlišuje RIPHEAN s tromi podskupinami a VENDE. Taxonometrická škála predkambrických ložísk nebola vyvinutá.

Všetky skaly majú póry, voľné priestory medzi zrnami, t.j. mať pórovitosť. Priemyselné klastre olej (plyn) sa vyskytujú hlavne v sedimentárnych horninách - piesky, pieskovce, vápence, ktoré sú dobrým zásobníkom tekutín a plyny... Tieto horniny sú priepustné, t.j. schopnosť prechádzať kvapaliny a plyny cez systém mnohých kanálov spájajúcich dutiny v hornine.

Olej a plyn vyskytujú sa v prírode vo forme zhlukov, vyskytujú sa v hĺbkach od niekoľkých desiatok metrov do niekoľkých kilometrov od zemského povrchu.

Vrstvy pórovitej horniny, ktorej póry a praskliny sú vyplnené olejsa nazývajú ropné nádrže (plyn) alebo horizonty.

Útvary, v ktorých sa hromadia oleje ( plyn) sa nazývajú ropné ložiská ( plyn).

Sada vkladov olej a plyn, sústredený v útrobách toho istého územia a podriadený v procese formovania jednej tektonickej štruktúry, sa nazýva ropné (plynové) pole.

Spravidla vklad olej (plyn) sa obmedzuje na určitú tektonickú štruktúru, ktorá sa chápe ako forma podložia hornín.

Vrstvy usadených hornín, ktoré spočiatku ležali vodorovne, sa v dôsledku vplyvu tlakov, teplôt, hlbokých zlomov zvyšovali alebo padali ako celok alebo navzájom k sebe a tiež sa ohýbali do záhybov rôznych tvarov.

Záhyby, ktoré sú konvexné smerom nahor, sa nazývajú antiklinály a záhyby, ktoré sú konvexné smerom dole, sa nazývajú synklinály.

Anticline Sinclinal

Najvyšší bod antiklinály sa nazýva jej vrchol a centrálna časť sa nazýva oblúk. Šikmé bočné časti záhybov (antiklinály a synklinály) tvoria krídla. Antiklinála, ktorej krídla majú uhly sklonu, ktoré sú zo všetkých strán rovnaké, sa nazýva kupola.

Väčšina olej a plyn ložiská sveta sú obmedzené na antiklinálne záhyby.

Zvyčajne je jedným zloženým systémom vrstiev (vrstiev) striedanie vydutín (antiklinálov) a vydutín (synklinálov) a v takýchto systémoch sú horniny synklinál naplnené vodou, pretože zaberajú spodok konštrukcie, olej (plyn), ak sa vyskytnú, vyplňte póry antiklinálnych hornín. Hlavné prvky charakterizujúce podstielku sú

· Smer pádu;

• vyčerpanosť;

· Uhol sklonu

Pokles vrstiev je sklon vrstiev zemskej kôry k obzoru.Najväčší uhol tvorený povrchom vrstvy s vodorovnou rovinou sa nazýva ponorný uhol vrstvy.

Čiara ležiaca v rovine formácie a kolmo na smer jej pádu sa nazýva úder formácie

Okrem antiklinálov sú monoklíny tiež štruktúry priaznivé pre akumuláciu oleja. Monoklon je úroveň horninových vrstiev s rovnakým sklonom do jednej strany.

Keď sa vytvoria záhyby, vrstvy sa zvyčajne iba pokrčia, ale neroztrhnú. Avšak v procese budovania hôr pôsobením vertikálnych síl vrstvy často prasknú, vytvorí sa trhlina, pozdĺž ktorej sú vrstvy vzájomne posunuté. V tomto prípade sa tvoria rôzne štruktúry: poruchy, poruchy reverzu, poruchy ťahu, hrable a popáleniny.

· Porucha - posunutie skalných blokov navzájom proti sebe po zvislom alebo strmo sklonenom povrchu tektonickej praskliny. Vertikálna vzdialenosť, o ktorú boli vrstvy premiestnené, sa nazýva amplitúda poklesu.

· Ak na tej istej rovine nedôjde k pádu, ale k vzostupu vrstiev, potom sa takéto porušenie nazýva opačná chyba (obrátená chyba).

· Ťah - diskontinuita, pri ktorej sú niektoré masy hornín tlačené nad ostatnými.

· Grabel - časť zemskej kôry, spustená pozdĺž zlomov.

Goret je časť zemskej kôry vyvýšená pozdĺž zlomov.

Geologické poruchy majú veľký vplyv na distribúciu olej (plyn) v útrobách Zeme - v niektorých prípadoch prispievajú k jej hromadeniu, v iných naopak môžu byť spôsobmi polievania olej a plyn nasýtené zásobníky alebo výstupy ropy a plyn.

Na vytvorenie olejovej nádrže sú potrebné nasledujúce podmienky

§ Dostupnosť nádrže

§ Prítomnosť nepriepustných vrstiev nad a pod ňou (spodná a horná časť nádrže) na obmedzenie pohybu kvapaliny.

Kombinácia týchto podmienok sa nazýva lapač oleja. Rozlišovať

§ Oblúková pasca

§ Litologicky premietané

§ Tektonicky tienené

§ Stratigraficky preosievané

Úvod ... ................................................ .................................................. ................................. 3

1. Základy rozvoja ropných a plynových polí ... ......................................... .......päť

1.1. Distribúcia uhľovodíkov podľa výšky nádrže ... ......................................... 5

1.2. Koncepcia obrysov roponosných a vodno-olejových zón nádrže ..................... 7

1.3. Režimy rozvoja ropných polí ... ............................................. .....osem

1.4. Technológie stimulácie ropného ložiska ... ............................................ .............. jedenásť

1.5. Vytlačenie oleja z nádrží rôznymi prostriedkami ..................... 14

2. Debitometria a meranie prietoku ... ............................................ ............................................. 17

2.1. Barometria ... ................................................ .................................................. .......... devätnásť

2.2. Termometria ... ................................................ .................................................. ........ 20

3. Stanovenie prevádzkových charakteristík výrobných útvarov ... ....................... 22

3.1. Stanovenie prietoku a injektáže vrtov ... ............................................ ....... 22

3.2. Stanovenie pracovnej hrúbky zásobníka ... ............................................. ...... 23

3.3. Stanovenie indexu produktivity a tlaku v zásobníku ................ 24

4. Štúdium technického stavu studní ... ........................................... ............................ 26

Zoznam referencií ... ............................................... .................................................. ................ 27

Úvod

O úspešnom rozvoji ropných a plynových polí rozhoduje výber vývojového systému. V procese vývoja je nevyhnutné monitorovať a objasňovať stav ložísk s prihliadnutím na nové informácie o geologickej štruktúre získané pri ich vŕtaní a prevádzke. Vysoká účinnosť systémov na zaplavenie vodou je spôsobená skutočnosťou, že pomocou vstrekovania vody sa zvyšuje tlak v zásobníku, v dôsledku čoho sa olej efektívnejšie vytláča z priestoru pórov do ťažobných vrtov. Hlavnou výhodou takýchto systémov je to, že vodné zaplavenie zvyšuje rýchlosť produkcie oleja z formácie. Na druhej strane také spôsoby udržiavania tlaku v nádrži predstavujú riziko zaplavenia produktívnych útvarov vodou. Môže nastať situácia, keď vstreknutá voda „prekoná“ olej a bude sa pohybovať cez najpriepustnejšie oblasti. V takom prípade je časť oleja v nádrži izolovaná v takzvaných „stĺpoch“, čo následne sťažuje ťažbu. Je veľmi dôležité vedieť regulovať procesy zaplavovania vodou. Metódy kontroly založené na zmenách vstrekovania vody a rýchlosti čerpania oleja vyžadujú informácie o aktuálnych zmenách v nádrži. Kontrola vodných tokov je jednou z najväčších a najnáročnejších rozvojových výziev naftové polia... V súčasnosti sa viac ako 70% ropy vyrába z polí, ktoré sa prevádzkujú na udržiavanie tlaku v nádrži pomocou vodných záplav. Jedna z hlavných otázok racionálny dizajn ropné polia s prirodzeným režimom tlaku elastická voda, ako aj s využitím medziobvodovej a medzikontinentálnej vodnej záplavy, je kontrola a regulácia pokroku obrysov nesúcich ropu.

Účelom geofyzikálnej kontroly je získať informácie o stave a zmenách, ktoré sa vyskytujú v produktívnych formáciách počas ich prevádzky. Geofyzikálnymi metódami sa zároveň rozumejú všetky metódy uskutočňované kedykoľvek na území poľa. V súčasnosti sa kontrola vývoja vyvinula do samostatného smeru s vlastnou metodikou, metódami a vybavením. Používanie týchto metód vám umožňuje vyriešiť nasledujúce úlohy:

1. Určte polohu a pozorujte pohyb OWC a GOC v procese vytláčania oleja z nádrže;

2. Ovládajte pohyb vody na vstrekovanie pozdĺž nádrže;

3. Vyhodnoťte koeficienty aktuálneho a konečného nasýtenia a výťažnosti oleja;

4. Študujte návratnosť a injektáž (schopnosť formácie prijímať vstrekovanú vodu) vrtov;

5. Zistite stav tekutín vo vrte;

6. Určte miesta, kde voda vstupuje do studne, a prietok oleja a vody v medzikruží;

7. Zhodnotiť technický stav ťažobných a injektážnych vrtov;

8. Preštudujte si prevádzkový režim technologické zariadenie ťažobné jamky;

9. Objasnite geologická stavba a zásoby ropy.

Do konca 40. rokov 20. storočia sa OWC študovalo hlavne podľa údajov o elektrickej ťažbe dreva. To si samozrejme vyžiadalo svoje vlastné obmedzenia: štúdie sa uskutočňovali iba na nezapuzdrených studniach, preto geológovia dostali informácie o počiatočnej polohe OWC, počiatočnom obryse obsahu oleja, nasýtenia oleja a intervaloch perforácie. Pohyb vnútorného obrysu únosnosti oleja bolo možné vysledovať iba podľa výskytu vody vo výrobných vrtoch.

V 50. rokoch 20. storočia sa zavedením rádioaktívnej ťažby dreva naskytla skutočná príležitosť na vytvorenie metód na oddelenie roponosných a vodonosných nádrží v uzavretých vrtoch. Výsledky týchto metód sú však spoľahlivé iba vtedy, ak sa preukáže, že voda do studne nevniká z iných formácií v dôsledku poruchy plášťa alebo upchatia studne. Pri sledovaní vývoja je hlavnou vecou rozdiel v neutrónových vlastnostiach vody na tvorbu soľného roztoku. Najpriaznivejšie podmienky existujú v miestach so slanosťou formovanej vody viac ako 100 g / l (devónska a karbónska vrstva provincie Volga-Ural v oblasti ropy a zemného plynu ~ 300 g / l). Horšia situácia je pri mineralizácii 20 - 30 g / l (západná Sibír). V tomto prípade sa uchýlia k použitiu metód pulzných neutrónov (PNNM), ktoré významne zvyšujú citlivosť na neutrónové vlastnosti formácie. Spolu so stacionárnymi a impulznými metódami sa pri kontrole vývoja široko používa rádio-, termometria, akustické zaznamenávanie, meranie prietoku, ako aj špeciálne interpretačné techniky.

Rozvoj ropných a plynových polí je intenzívne sa rozvíjajúcou oblasťou vedy. Jeho ďalší vývoj bude spojený s využívaním nových technológií na ťažbu ropy z podložia, novými metódami rozpoznávania povahy toku procesov in situ, používaním pokročilých metód plánovania prieskumu a vývoja ložísk, využívaním automatizovaných systémov riadenia pre ťažbu minerálov z podložia, vývojom metód podrobného účtovania štruktúry vrstiev a prírody procesy v nich prebiehajúce na základe deterministických modelov implementovaných na výkonných počítačoch.

Rozvoj ropných polí je samostatná komplexná oblasť vednej a inžinierskej disciplíny, ktorá má svoje špeciálne oddiely týkajúce sa štúdia systémov a technológií pre rozvoj polí, plánovania a implementácie základného princípu rozvoja, návrhu a regulácie rozvoja polí.

Veda o rozvoji ropných polí sa nazýva implementácia vedecky podloženej ťažby z hlbín uhľovodíkov v nich obsiahnutých a sprievodných minerálov. Zásadný rozdiel medzi vývojom ropných polí z iných vied je v tom, že vývojový inžinier nemá priamy prístup k ropným nádržiam. Všetky informácie prechádzajú vyvŕtanými studňami.

Ropné a naftové a plynové polia sú akumuláciou uhľovodíkov v zemskej kôre obmedzenou na jednu alebo viac lokalizovaných geologických štruktúr. Uhľovodíkové ložiská obsiahnuté v ložiskách sa zvyčajne vyskytujú vo vrstvách alebo masívoch pórovitých a priepustných hornín, ktoré majú rozdielne distribúcie v podzemí a rôzne geologické fyzikálne vlastnosti.

Ropa ležiaca v pórovitých formáciách podlieha hydrostatickému tlaku a tlaku obvodových vôd. Švy sú pod tlakom hornín - váha nadložných hornín. Nad zásobníkom oleja môže ležať plynový uzáver, ktorý na zásobník vyvíja tlak. Vo vnútri nádrže pôsobia elastické sily ropy, plynu, vody a formovacích hornín.

Ropa, voda, plyn, nasýtené útvary majú rôznu hustotu a sú rozložené v ložiskách v súlade s prejavom gravitačných síl. Nemiešateľné kvapaliny - olej a voda, ktoré sú v kontakte s malými pórmi a kapilárami, sú vystavené pôsobeniu povrchovo-molekulárnych síl a pri kontakte s pevnou horninou - zvlhčujúcemu napätiu. Keď sa nádrž začne využívať, dôjde k narušeniu prirodzenej rovnováhy týchto síl v dôsledku zníženia tlaku v nádrži a začne sa ich najkomplexnejší prejav, v dôsledku ktorého začne pohyb tekutín v nádrži. Podľa toho, aké sily prevažujú a ktoré spôsobujú tento pohyb, rozlišujte medzi rôznymi režimami činnosti ropných nádrží.

1. 2. Prevádzkové režimy ropných ložísk

Režim činnosti nádrže je prejavom prevládajúceho typu energie nádrže v procese vývoja.

Existuje päť režimov prevádzky ropných ložísk: elastický; vodný tlak; rozpustený plyn; tlak plynu; gravitačné; zmiešané. Toto rozdelenie na režimy v „čistej forme“ je dosť svojvoľné. Pri vývoji v reálnom poli sa všeobecne zaznamenávajú zmiešané režimy.

Elastický režim alebo uzavretý elastický

V tomto režime je olej vytesňovaný z pórovitého média v dôsledku elastickej expanzie kvapalín (olej a voda), ako aj zníženia (stlačenia) objemu pórov so znížením tlaku v zásobníku. Celkový objem kvapaliny. odobratý z nádrže v dôsledku týchto síl je určený elastickou schopnosťou hornín, nasýtením tohto objemu kvapalinou a veľkosťou poklesu tlaku v nádrži

Qzh \u003d (Rpl. Štart - Rtek) Vp *

* \u003d m n + kde je

* - elastická kapacita

n - kapacita pružnej horniny

w - elastická kapacita kvapaliny

m - pórovitosť

Rpl start a R tech - počiatočný a aktuálny tlak v zásobníku

Hlavnou podmienkou elastického režimu je nadmerný tlak v zásobníku a tlak v spodnej dierke, pri tlaku nasýtenia je potom olej v jednofázovom stave.

Ak je ložisko litologicky alebo tektonicky obmedzené, zapečatené, objaví sa uzavretý elastický režim.

V objeme celej nádrže je rezerva elastického oleja zvyčajne malou časťou (približne 5 - 10%) vo vzťahu k celkovej rezerve, ale môže vyjadrovať pomerne veľké množstvo oleja v hmotnostných jednotkách.

Tento režim je charakterizovaný výrazným poklesom tlaku v nádrži v počiatočnom období čerpania oleja a poklesom rýchlosti produkcie ropy.

Elastický tlak vody alebo režim tlaku vody

Ak má oblasť zvodnenej vrstvy nádrže na ropu výstup na denný povrch alebo je zvodnená vrstva rozsiahla a nádrž v nej je vysoko priepustná. potom bude režim takejto nádrže prirodzený elastický-vodný tlak. Olej je vytláčaný zo zásobníka tlakom obrysu alebo spodnej vody. Keď dôjde k rovnováhe (rovnováhe) medzi odberom kvapaliny z nádrže a prítokom okrajových alebo spodných vôd do nádrže, prejaví sa režim tlaku vody, ktorý sa v dôsledku rovnosti množstiev odobratej tekutiny (olej, voda) a vody, ktorá vpadla do nádrže, nazýva aj tlak tvrdej vody.

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

Režim umelého tlaku vody

V súčasnej fáze rozvoja ropného priemyslu má rozhodujúci význam vývoj ropných ložísk počas zaplavovania vodou, to znamená pomocou vstrekovania vody. V umelom režime tlaku vody je hlavným zdrojom energie zásobníka energia vody vstrekovanej do zásobníka. V tomto prípade musí byť odber tekutiny z formácie rovný objemu vstrekovanej vody, potom sa ustanoví režim tuhého tlaku vody, ktorý sa vyznačuje koeficientom kompenzácie za odber vstrekovaním.

Kcomp \u003d

Kompenzácia za odber injekciou je pomer objemu vody vstreknutej do zásobníka k objemu kvapaliny odobranej zo zásobníka v podmienkach zásobníka.

Ak Kcomp\u003e alebo \u003d 1, potom je v ložisku ustanovený režim pevného tlaku vody.

Kcomp< 1. то упругий водонапорный режим.

Kompenzácia za výber injekciou je aktuálna (v danom čase) a akumulovaná (od začiatku vývoja).

Režim rozpusteného plynu

Pri nízkej produktivite formácie, zhoršenej komunikácii s vodonosnou zónou tlak formácie nakoniec klesá na tlak bodu bubliny a pod. Vďaka tomu sa z oleja začne vyvíjať plyn, ktorý expanduje so znížením tlaku a vytláča olej zo zásobníka, t.j. prítok ropy nastáva v dôsledku expanznej energie plynu rozpusteného v rope. Bubliny tohto plynu sa rozširujú, pohybujú ropou a pohybujú sa pozdĺž formácie až na dno vrtov.

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

Účinok procesu vytláčania oleja v dôsledku energie plynu je zanedbateľný, pretože energetická rezerva plynu sa vyčerpá oveľa skôr, ako sa im podarí ťažiť ropu.

Vývoj vkladov v tomto režime sprevádza:

rýchly pokles zásobníka P a pokles rýchlosti produkcie vrtov;

obrys nesúci olej zostáva nezmenený.

Režim tlaku plynu

sa prejavuje ropnými ložiskami s veľkým uzáverom plynu. Uzáverom plynu sa rozumie nahromadenie voľného plynu nad zásobníkom oleja.

Ropa tečie do spodného otvoru hlavne kvôli expanznej energii plynu z uzáveru plynu, keď je P pl menší ako P nasýtenie. Vývoj ložísk je sprevádzaný pohybom kontaktu plyn-olej, prienikom plynu do vrtov a zvýšením plynového faktora. Účinnosť spätného získavania oleja z nádrže sa veľmi líši v závislosti od vlastností nádrže, sklonu nádrže, viskozity oleja atď. Režim pevného tlaku plynu je možný iba pri kontinuálnom vstrekovaní dostatočného množstva plynu do uzáveru plynu.

Gravitačný režim

Gravitačný režim sa vyvíja s úplným vyčerpaním všetkých druhov energie. Olej z nádrže pod vplyvom gravitácie (gravitácie) padá na dno studne, po ktorej sa extrahuje.

Existujú také odrody:

1) gravitačný režim s pohyblivou olejonosnou kontúrou (tlaková gravitácia), v ktorej sa olej pod vplyvom vlastnej hmotnosti pohybuje dole po strmom útvare a plní svoje spodné časti; prietoky v studni sú malé a konštantné;

2) gravitačný režim so stacionárnym obrysom nesúcim olej (s voľným povrchom), v ktorom je hladina oleja pod hornou časťou vodorovne ležiacej vrstvy. Prietoky v studni sú menšie ako prietoky v režime tlakovej gravitácie a časom pomaly klesajú.

Gravitácia a rozpustený plyn sú zriedka primárne hnacia sila, ktoré však môžu sprevádzať proces zhodnocovania ropy, môžu zvýšiť výťažnosť ropy až na 0,2.

Zmiešané režimy

Na záver je potrebné poznamenať, že olejová nádrž zriedka pracuje v jednom režime počas celej doby prevádzky.

Režim, v ktorom sa súčasný prejav energií rozpusteného plynu, pružnosť a tlak vody, plyn nazýva zmiešaný. Prirodzené podmienky ložiska prispievajú iba k rozvoju určitého spôsobu prevádzky. Špecifický režim je možné ustanoviť, udržiavať alebo nahradiť inými zmenou rýchlosti výroby a celkovej produkcie tekutiny, pridaním ďalšej energie do zásobníka atď.

Rozvoj ropného alebo plynového poľa je súbor opatrení zameraných na zabezpečenie prietoku ropy a plynu z nádrže na dno vrtov, na tento účel sa ustanovuje určitý postup pri umiestňovaní vrtov do oblasti, postupnosť ich vŕtania a uvádzania do prevádzky, stanovenie a údržba určitého spôsobu ich prevádzky. Akýkoľvek zásobník ropy a zemného plynu má potenciálnu energiu, ktorá sa v procese vývoja zásobníka mení na kinetickú energiu a je vynakladaná na vytláčanie ropy a zemného plynu zo zásobníka.

Prirodzené režimy

Prirodzený režim nádrže je kombináciou prírodných síl (druhov energie), ktoré zabezpečujú pohyb ropy alebo plynu v nádrži na dno ťažobných vrtov.

V zásobníkoch ropy patria medzi hlavné sily, ktoré pohybujú ropou v zásobníkoch:

v tlak slučkovej vody pod vplyvom jej tlakového režimu hmotnosť - voda;

v hlava slučkovej vody v dôsledku elastickej expanzie horniny a vody - tlak elastickej vody;

v tlak plynu uzáveru plynu - tlak plynu (režim uzáveru plynu);

v pružnosť plynu rozpusteného v oleji - rozpustený plyn;

v gravitácia oleja - gravitačná.

V zásobníkoch plynu a kondenzátu plynu sú energetickými zdrojmi tlak, pod ktorým sa plyn v zásobníku nachádza, a tlak okrajových formovacích vôd. V súlade s tým sa rozlišuje medzi tlakovým režimom plynový a elastický vodný plyn.

Prirodzený režim ložiska je určovaný predovšetkým geologickými faktormi: charakteristikami tlakového vodného systému, ku ktorému ložisko patrí, a umiestnením ložiska v tomto systéme vzhľadom na dobíjaciu oblasť; geologické a fyzikálne charakteristiky nádrže - termobarické podmienky, fázový stav uhľovodíkov, podmienky podložia a vlastnosti hornín nádrže a ďalšie faktory; stupeň hydrodynamického spojenia nádrže s tlakovým vodným systémom.

Podmienky nádrže môžu mať významný vplyv na podmienky nádrže. Pri použití na vytvorenie vkladu prírodné druhy energia závisí od režimu intenzity poklesu tlaku v zásobníku a následne od energetickej rezervy nádrže v každej vývojovej fáze, ako aj od správania sa pohybujúcich sa hraníc nádrže (GOC, GWC, OWC) a zodpovedajúcich trendov v zmene jej objemu, keď sa čerpajú zásoby ropy a zemného plynu. To všetko je potrebné zohľadniť pri výbere hustoty siete a umiestnenia vrtov, stanovení ich prietoku, voľbe intervalov perforácie, ako aj pri zdôvodňovaní racionálneho komplexu a objemu geologických a terénnych štúdií na riadenie vývoja.

Prirodzený režim, ak sa použije, určuje účinnosť rozvoja zásobníka - rýchlosť ročnej ťažby ropy (plynu), dynamika ďalších dôležitých ukazovateľov vývoja, možná miera konečného zhodnotenia zásob ropy (plynu) z podložia. Doba prevádzky studne rôzne cesty, výber schémy poľnej infraštruktúry poľa a jej charakteristiky technologické zariadenia na príprave ropy a zemného plynu tiež vo veľkej miere závisí od režimu nádrže.

Znalosť prirodzeného režimu umožňuje vyriešiť jednu z ústredných otázok odôvodnenia systém racionálneho rozvoja ložiská kondenzátu nafty a plynu: je možné systém využívať s využitím prírodných zdrojov energie z ložiska alebo je potrebné ložisko umelo ovplyvňovať?

Režim zásobníka počas jeho prevádzky je dobre charakterizovaný krivkami odrážajúcimi všeobecné správanie sa tlaku zásobníka pre zásobník, dynamiku ročnej výroby ropy (plynu) a vody a faktor poľného plynu. Všetky tieto krivky sú kombinované s ďalšími údajmi o zmenách stavu zásob vrtu, priemernej rýchlosti produkcie na jamku atď. predstavujú plán rozvoja nádrže.

Ďalej budeme uvažovať o režimoch s prevahou jedného z druhov prírodnej energie.

1. Režim tlaku vody

V režime poháňanom vodou je hlavným typom energie tlak okrajovej vody, ktorý sa privádza do nádrže a pomerne rýchlo úplne kompenzuje odobraté množstvo oleja a súvisiacej vody v objeme nádrže. Počas prevádzky ložiska sa celá masa ropy pohybuje v rámci svojich limitov. Objem nádrže sa postupne zmenšuje v dôsledku nárastu kontaktu olej - voda (OWC) (obrázok 8 a).

Obrázok 8 - Príklad vývoja olejovej nádrže v režime pohonu na prírodnú vodu

a - zmena objemu vkladov v procese; b - dynamika hlavných ukazovateľov vývoja

pozícia OWC: OWC počiatočné - počiatočné, OWC do - konečné; tlak: Рпл - rezervoár, Рsat - nasýtenie; ročné výbery: q - ropa, q w - kvapalina; B - rezaný produkt vodou; G - plynový faktor poľa; krev.n - faktor výťažnosti oleja

Jedným z najdôležitejších predpokladov fungovania režimu poháňaného vodou je výrazný rozdiel medzi počiatočným tlakom v zásobníku a tlakom nasýtenia oleja, čo v kombinácii s ďalšími faktormi zaisťuje, že súčasný tlak v zásobníku presahuje tlak nasýtenia počas celého vývojového obdobia a plyn zostáva v rozpustenom stave.

Režim tlaku vody sa vyznačuje nasledujúcimi vlastnosťami dynamiky vývojových ukazovateľov (obrázok 8 b):

Úzkym vzťahom medzi chovaním dynamického tlaku v zásobníku a veľkosťou súčasného odberu kvapaliny zo zásobníka je jeho relatívne malý pokles so zvýšením produkcie, konštantná hodnota s konštantným odberom, zvýšenie so znížením výroby, zotavenie takmer na počiatočný tlak zo zásobníka s úplným zastavením odberu tekutiny zo zásobníka; oblasť znižovania tlaku je zvyčajne obmedzená na plochu nádrže;

Priemerné hodnoty faktora poľného plynu sa počas vývojového obdobia prakticky nezmenili;

Dosiahnutá vysoká miera ročnej ťažby ropy v období vysokej stabilnej ťažby ropy, ktorá sa nazýva etapa II vývoja, - až 8 - 10% alebo viac počiatočných využiteľných zásob (NIZ) ročne; výber pre hlavné vývojové obdobie (pre prvé tri stupne) asi 85 - 90% využiteľných zásob ropy;

Ťažba pridruženej vody spolu s ropou v období poklesu ťažby ropy, v dôsledku čoho môže na konci vývoja pomer akumulovanej vody a odberov ropy (faktor voda-olej - WNF) dosiahnuť 0,5 - 1.

Najvyšší faktor výťažnosti oleja sa dosahuje v režime tlaku vody - až 0,6 - 0,7. Je to spôsobené schopnosťou vody, najmä soľnej vody v nádrži, dobre premyť ropu a vytlačiť ju z dutín horniny nádrže, ako aj kombináciou mimoriadne priaznivých geologických a fyzikálnych podmienok, v ktorých uvažovaný režim funguje.

Režim tlaku vody je charakteristický pre jednotlivé ložiská v suchozemských ložiskách regiónu Groznyj, Samary, Volgogradu a Saratova a niektorých ďalších regiónov.

2. Režim pružného tlaku vody

Režim, v ktorom je ropa vytláčaná z nádrže pôsobením tlaku okrajovej vody, avšak na rozdiel od režimu tlaku vody je v tomto prípade hlavným zdrojom energie pružnosť hornín nádrže a tekutina, ktorá ich nasycuje. V tomto režime nie je odber kvapaliny úplne kompenzovaný vodou prenikajúcou do zásobníka. Vďaka tomu sa pokles tlaku v nádrži postupne šíri za nádrž a pokrýva veľkú plochu zvodnenej vrstvy. V tejto oblasti dochádza k zodpovedajúcemu rozšíreniu hornín a formačnej vody. Koeficienty pružnosti vody a hornín sú zanedbateľné, avšak pri veľkých rozmeroch oblasti so zníženým tlakom, mnohonásobne väčších ako veľkosť nádrže, slúžia elastické sily formácie ako zdroj významnej energie.

Podiel ropy vyprodukovanej pružnosťou olejonosnej oblasti nádrže je zvyčajne malý kvôli malému objemu nádrže vo vzťahu k vodonosnej vrstve.

Režim tlaku elastickej vody sa môže prejaviť v rôznych geologických podmienkach. Môžu ju mať usadeniny v infiltračných vodných tlakových systémoch, ktoré majú slabé hydrodynamické spojenie (alebo ho nemajú) s dobíjacím priestorom z dôvodu:

Ø veľká vzdialenosť od neho;

Ø nízka priepustnosť;

Ø významná heterogenita formovania;

Ø olej s vysokou viskozitou;

Ø veľké usadeniny a v dôsledku toho aj významné odvody tekutín, ktoré nie je možné úplne kompenzovať tvorbou vody prenikajúcej do usadeniny.

Prejav režimu pružno-vodného tlaku uľahčuje výskyt nádrže na veľkej ploche mimo nádrže. Rovnako ako v prípade režimu poháňaného vodou je nevyhnutným predpokladom prekročenie počiatočného tlaku v zásobníku nad tlak nasýtenia.

Proces vytláčania ropy vodou z nádrže je obdobou vodného režimu, avšak kvôli menej priaznivým geologickým a fyzikálnym podmienkam sa podiel nevyťažiteľných zásob v porovnaní s vodným režimom mierne zvyšuje. Dynamika ukazovateľov vývoja v režime elastického tlaku vody (obrázok 9) má podobnosti s dynamikou režimu tlaku vody a jeho odlišnosti.

Obrázok 9 - Dynamika hlavných ukazovateľov vývoja ropnej nádrže v režime tlaku elastickej vody

tlak: Рпл - rezervoár, Рsat - nasýtenie; ročné výbery: q - ropa, q w - kvapalina; B - rezaný produkt vodou; G - plynový faktor poľa; krev.n - faktor výťažnosti oleja

Hlavná podobnosť je, že počas celého vývojového obdobia zostáva pole GOR konštantné kvôli nadmernému tlaku zásobníka nad tlakom bodu bubliny. Rozdiely sú nasledujúce: v režime elastického tlaku vody klesá formačný tlak počas celého vývojového obdobia; Keď sa oblasť poklesu tlaku okolo zásobníka rozširuje, rýchlosť poklesu tlaku sa postupne spomaľuje, následkom čoho sa postupne zvyšuje odber tekutiny s poklesom tlaku o 1 MPa v priebehu času. Intenzita spomalenia poklesu tlaku v tomto prípade závisí od veľkosti zóny zvodnenej vrstvy.

Miera ťažby ropy v režime pružnej vody v II. Štádiu vývoja zvyčajne nepresahuje 5 - 7% ročne od NIH (pozri obrázok 9). Na konci hlavného vývojového obdobia sa zvyčajne vyčerpá asi 80% návratných rezerv. Produkciu oleja sprevádza intenzívnejšie zalievanie produktu ako vo vodnom režime. Na konci vývoja môže hodnota faktora olej-voda dosiahnuť 2 - 3. Hodnoty faktora konečného zhodnotenia oleja zvyčajne nepresahujú 0,5 - 0,55. Prirodzený režim tlaku v elastickej vode, ktorý zostáva až do konca vývoja, je charakteristický pre ložiská hornej kriedy regiónu Groznyj, východnej Ukrajiny a ďalších regiónov.

3. Režim tlaku plynu

Režim tlaku plynu je režim ropnej časti zásobníka plynového oleja, pri ktorom sa ropa vytláča zo zásobníka pôsobením tlaku plynu obsiahnutého v uzávere plynu. V dôsledku zníženia tlaku v nádrži v olejovej časti nádrže sa plynový uzáver roztiahne a dôjde k zodpovedajúcemu pohybu GOC smerom nadol. Proces expanzie uzáveru plynu môže byť trochu aktivovaný v dôsledku vstupu plynu uvoľneného z ropy do tohto uzáveru. Pretože tlak nasýtenia v ropných a plynových usadeninách je často blízky počiatočnému tlaku v zásobníku, krátko po začiatku vývoja je tlak v zásobníku pod tlakom bodu bubliny, v dôsledku čoho začne uvoľňovanie rozpusteného plynu z oleja; pri vysokej vertikálnej permeabilite formácie plyn čiastočne dopĺňa viečko.

Režim v čistej forme môže fungovať na ložiskách, ktoré nemajú hydrodynamické spojenie s okrajovou oblasťou alebo s veľmi slabou aktivitou okrajových vôd. Geologické podmienky vedúce k prejavu tlakového režimu plynu:

ü prítomnosť veľkého plynového uzáveru s dostatočnou rezervou energie na vytlačenie ropy;

ü značná výška ropnej časti ložiska;

ü vysoká vertikálna priepustnosť formácie;

ü nízka viskozita formovacieho oleja (nie viac ako 2 - 3 MPa × s).

Objem ropnej časti nádrže počas jej vývoja sa zníži v dôsledku potopenia čínskej vlády. Veľkosť oblasti, ktorá nesie olej, zostáva konštantná (obrázok 10 a).

Vývojový proces, vývojový proces má stupňovitú povahu. Dokumenty technologického návrhu sú tieto:

1. projekt skúšobnej prevádzky ložísk, studní.

2. Technologické schémy experimentálneho - priemyselného rozvoja (pre plyn - prevádzka).

3. schémy technologického rozvoja.

4. rozvojové projekty.

5. rafinované rozvojové projekty (pred vývojom).

6. analýza rozvoja.

Ropné a plynové polia sa vyvíjajú na základe vyššie uvedených dokumentov. Podmienky a postup uvádzania polí do rozvoja upravujú Pravidlá pre rozvoj ropných, plynových a plynových kondenzovaných polí.

Prvým projektovým dokumentom vo vývoji uhľovodíkových ložísk je projekt skúšobnej výroby (PE). Vykonáva sa skúšobná prevádzka s cieľom získať počiatočné údaje na vypracovanie technologickej schémy pilotného vývoja (pre ropné ložiská) a pilotnej prevádzky (pre ropné ložiská). Zostavujú sa 10-15 rokov. Podkladom sú technologické, technické a ekonomické ukazovatele vývoja ložiska.

Po získaní ďalších informácií o zdrži a zdrži sa na základe prepočtu zásob vypracuje projekt rozvoja nádrže.

Projekt zdôvodňuje všetky ukazovatele vývoja nádrže až do konca životnosti poľa.

Ak sa skutočné ukazovatele vývoja výrazne líšia od tých projektových, vypracuje sa aktualizovaný vývojový projekt.

V poslednej fáze vývoja v teréne je vypracovaný predvývojový projekt. Jeho hlavný cieľ: opodstatnenie opatrení na zvýšenie výťažnosti ropy.

K dispozícii sú 4 stupne (pozri obrázok 40) a v plynovom režime 3 stupne.

1. Vývoj objektu (nádrže) je charakterizovaný zvýšením ťažby ropy, zvýšením počtu vrtov a končí pri dosiahnutí projektovanej ťažby ropy.

2. Hlavný stupeň sa vyznačuje vysokou stabilnou úrovňou produkcie ropy. Na konci etapy je zaznamenaný nárast poklesu vody, pričom sa ťaží 40-60% využiteľných zásob.

3. Prudký pokles ťažby ropy - počet ťažobných vrtov klesá (v dôsledku ich zaplavenia), klesá miera ťažby, zvyšuje sa množstvo vyprodukovanej vody. Na konci etapy sa vyťaží 80-90% návratných zásob.

4. Konečný stupeň sa vyznačuje nízkymi prietokmi studne a veľkým poklesom vody v studniach a vo všeobecnosti vo výrobe.

Obrázok: 40.

Kontrola geologického poľa nad vývojom uhľovodíkových ložísk

Účel kontroly: je potrebné získať dostatok informácií na prijatie rozhodnutia o potrebe regulácie vývoja.

Rozlišujú sa tieto spôsoby kontroly:

1. Hydrodynamické metódy - umožňujú vám študovať produktivitu nádrží a ďalšie geologické a fyzikálne parametre pomocou zariadenia na hĺbenie.

2. Geofyzikálne metódy - umožňujú vám ovládať polohu kontaktov a povahu aktuálnej tekutej saturácie formácie.

3. Fyzikálnochemické metódy na kontrolu chemického zloženia a fyzikálnych vlastností ropy, plynu a vody.

V procese monitorovania vývoja sa získavajú počiatočné informácie pre analýzu vývoja. Hlavným účelom analýzy je porovnať indikátory návrhu a skutočného vývoja. Analýza vývoja je vykonávaná oddeleniami výroby ropy a zemného plynu (NGDU) a oddeleniami výroby plynu (GPU). Veľké a stredné ložiská sa analyzujú raz za 5 rokov za účasti vedecko-výskumných ústavov (SRI). Zároveň sa študuje časová zmena nasledujúcich ukazovateľov:

Ťažba ropy

Extrakcia kvapaliny

Výroba plynu

Vstrekovanie vody a plynu

Zásoby studní (na rôzne účely)

Tlak v zásobníku

Pozícia kontaktov.

Pri uskutočňovaní rozvojovej analýzy sa vypracujú tieto grafické dokumenty:

Mapa vývoja (mapa kumulatívnej produkcie) je zostavená na základe štrukturálnej mapy, ktorá zobrazuje polohy obrysov ropy a zemného plynu, polohy vrtov rôznych kategórií. Pre každú jamku je zostavený koláčový graf celkovej (kumulovanej) produkcie ropy, plynu a vody.

Mapa súčasného stavu vývoja (aktuálny výber) - vo forme koláčové grafy zobrazuje aktuálny prietok studní k dátumu mapy. Inak je to podobné ako na mape vývoja.

Časový plán rozvoja - vývoj v čase.

Harmonogramy činnosti - dynamika hlavných ukazovateľov vývoja jednotlivej studne.

Mapa Isobar - kontrola zmien tlaku v nádrži.

Mapa rezu vodou - štúdia rezu vody v nádrži a pohybu OWC, zostavená v izolinách percenta vody vo vyrobenej tekutine.

Mapa GOR - keď nádrž pracuje v režime rozpusteného plynu alebo v režime pohonu na plyn. Umožňujú vám riadiť vývojový proces. Zvýšenie GOR sa pozoruje v oblastiach s prudkým poklesom tlaku v nádrži.

Keď sa zistia odchýlky skutočných ukazovateľov od tých projektových, reguluje sa proces vývoja nádrže.