Principalii indicatori ai dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze. Indicatori tehnologici ai dezvoltării câmpului petrolier. Determinarea presiunilor și temperaturilor critice

Un zăcământ de gaz este un zăcământ care conține hidrocarburi ușoare care nu se condensează atunci când presiunea scade, conținând CH 4 94-98%. Un câmp de condensat gazos este un câmp care conține hidrocarburi ușoare, dar proporția de hidrocarburi mai grele este mare. Conţinutul de CH4 70 - 90%. Odată cu scăderea presiunii din rezervor, în depozit apare o fază lichidă - condens. Dezvoltarea unui zăcământ de gaz (condens de gaz) este implementarea unui proces de producție bazat pe știință pentru extragerea gazului (condens) din subsol. Procesul de dezvoltare este caracterizat de indicatori tehnologici și economici. La dezvoltarea zăcămintelor de gaze (condens de gaz), indicatorii tehnologici includ: stocul de N-puț; N nou - punerea în funcțiune a puțurilor noi; N vyb - abandonarea puțurilor; q g - debitul mediu zilnic de gaz (mii m3/zi); Q g - producția anuală de gaze (milioane m 3); rata de extracție a gazelor T (%); - producția cumulată de gaze; CIG (d. unități); B (dezvoltarea rezervelor recuperabile) n.u.; R pl (MPa); P zab (MPa); Ry (MPa); ΔР (MPa); q în (t/zi); Q in; . Cronologie de dezvoltare este o modificare a indicatorilor de dezvoltare în timp În teoria și practica dezvoltării zăcămintelor de gaze și gaze condensate, se obișnuiește să se distingă următoarele perioade de producție de gaze: creșterea producției; producție permanentă; pradă căzând. Perioada de boom caracterizat prin foraj şi dezvoltare a câmpului. ÎN perioadă de producție continuă, continuând cu inutilitatea economică a forării puțurilor și mărirea capacității stațiilor de compresoare booster, principalele rezerve de gaze sunt extrase din câmp (60-70%). Perioada de producție în scădere se caracterizează printr-un număr constant de puțuri de producție în cazul unui regim de gaz și reducerea acestuia din cauza tăierii apei în cazul unui mod de dezvoltare a zăcămintelor cu apă. Modificarea timpului indicatorilor dezvoltării zăcământului de gaze în regim de gaze și distribuția uniformă a sondelor pe zona gazoasă.

Conținutul principal al documentelor tehnologice de proiectare în dezvoltarea câmpurilor petroliere.

1). Exploatarea de probă a sondelor de explorare este implementat conform planurilor și programelor individuale pentru a clarifica capacitățile de producție ale puțurilor, compoziția și proprietățile fizico-chimice ale fluidelor din rezervor și caracteristicile operaționale ale rezervoarelor. 2).Proiect de operare de probă este prima etapă de proiectare a dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaz-oil. Exploatarea de probă a zăcămintelor sau a secțiunilor individuale ale acestora trebuie înțeleasă ca exploatare temporară (pentru o perioadă care nu depășește 3 ani) a puțurilor de explorare, dacă este necesar, și a puțurilor avansate de producție și injecție special forate. Se efectuează studii de fezabilitate pe o perioadă de cel puțin 20 de ani pentru a evalua indicatorii tehnologici de dezvoltare și „economia” proiectului. Scopul și obiectivul este clarificarea disponibilului și obținerea de informații suplimentare pentru calcularea rezervelor de hidrocarburi, componente valoroase conținute în acestea, realizarea unui model geologic al câmpului, fundamentarea modului de funcționare al zăcămintelor, identificarea instalațiilor de producție și evaluarea perspectivelor de dezvoltare a zăcămintelor. petrol, gaze, câmp de condens. 3).Scheme tehnologice de dezvoltare pilot. Scopul dezvoltării-pilot a zăcămintelor sau a zonelor de zăcăminte ar trebui să fie considerat testarea industrială a noilor echipamente și a noilor tehnologii de dezvoltare, precum și a tehnologiilor cunoscute anterior care necesită aprobare în condițiile geologice și fizice specifice ale zăcământului de petrol sau gaz-oil în considerare. , ținând cont de eficiența economică, precum și de pregătirea unui model geologic. Calculele tehnice și economice se efectuează pe o perioadă de cel puțin 20 de ani. 4).Schema tehnologică de dezvoltare- un document de proiect care, ținând cont de eficiența economică, determină principiile de influențare a lacurilor de acumulare și sistemul preliminar de dezvoltare industrială a câmpului. 5).Dezvoltare proiect documentul principal de proiectare. Ele sunt de obicei întocmite după forarea a 70% din stocul principal de sondă al câmpului (zăcământ), ținând cont de datele geologice și de teren suplimentare obținute ca urmare a implementării schemei tehnologice aprobate, rezultatele studiilor speciale, terenului. datele de supraveghere. 6).Proiecte de dezvoltare rafinate (dezvoltare suplimentară) sunt compilate într-o etapă târzie sau finală de exploatare, după producerea principalelor rezerve de petrol recuperabile (mai mult de 80%) ale zăcământului, pentru a ajusta capacitățile de producție ale zăcămintelor, a crește eficiența dezvoltării lor și a realiza un factor de recuperare a uleiului mai mare. 7) .Analiza dezvoltării se efectuează pentru zăcămintele dezvoltate în scopul determinării eficienței tehnologiei de dezvoltare utilizate, dezvoltării rezervelor pe zone și secțiuni, precum și pentru determinarea măsurilor care vizează îmbunătățirea sistemelor de dezvoltare, creșterea eficienței acestora și creșterea factorilor de recuperare a petrolului, ținând cont eficiență economică.

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Utilizați formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

Găzduit la http://www.allbest.ru/

Agenția Federală pentru Educație

Stat instituţie de învăţământ de învăţământ profesional superior

permian universitate tehnică de stat

departament dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze

Test

După disciplină: „Dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze”

Opțiunea numărul 27

„Indici cheie ai dezvoltării câmpului petrolier”

Introducere

1. Partea geologică. Informații generale despre locația depozitului; stratigrafie; tectonica; litologie; potențial de petrol și gaze; proprietățile de structură și rezervor ale formațiunilor productive; proprietățile fluidului rezervorului (petrol, gaz, apă); caracteristicile energetice ale depozitului; informații despre rezervele de petrol și gaze.

2. Partea tehnica si tehnologica. Caracteristicile generale ale documentului de proiect. Analiza stării de dezvoltare pe baza unei comparații a indicatorilor de dezvoltare actuali și de proiectare. Calculul unui plan de producție de petrol pe termen lung pentru următorii cinci ani.

Calculul indicatorilor de dezvoltare a zăcămintelor de petrol și gaze

Estimarea factorului de recuperare a petrolului folosind metodele de analiză de regresie multivariată (dependențe conform Sopronyuk) pentru rezervoarele terigene în modul de acționare cu apă:

CIF \u003d 0,195-0,0078µo + 0,082?gK + 0,00146la +0,0039h + 0,180Kp - 0,054Nvz + 0,275Sn - 0,00086S

CIN = 0,195-0,0078*1+0,082*lg0,124+0,00146*24+ 0,0039*11,3+0,180*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0, 00085*02 = 00085*03

Aici vâscozitatea relativă - raportul dintre vâscozitatea uleiului și vâscozitatea agentului de deplasare (apa).

K - permeabilitatea medie a rezervorului în µm2,

la - temperatura inițială a rezervorului în C,

h - grosimea medie efectivă a plății de ulei în m,

Kp - raportul net-brut în fracții de unitate,

Nvz - raportul dintre rezervele de petrol din zona petrol-apă și rezervele de sold ale întregului zăcământ în fracțiuni de unitate,

sn - saturația inițială în ulei a formării în fracțiuni de unitate,

S - densitatea rețelei puțurilor, exprimată prin raportul dintre suprafața totală a zăcământului și numărul tuturor puțurilor în funcțiune, ha/puț.

1. Caracteristicile principalelor indicatori ai dezvoltării unui câmp petrolier

rezerva de petrol gaze naturale

Principalii indicatori tehnologici care caracterizează procesul de dezvoltare a unui zăcământ de petrol (zăcământ) includ: producția anuală și cumulativă de petrol, lichid, gaze; injectarea anuală și cumulativă a agentului (apă); tăierea de apă a produselor produse; extragerea petrolului din rezerve recuperabile; stoc de puțuri de producție și injecție; ratele de recuperare a petrolului; compensarea retragerii lichidului prin injectare de apă; factor de recuperare a uleiului; debitul puțului pentru petrol și lichid; bine injectivitate; presiunea rezervorului etc.

Conform metodei lui Lysenko V.D. următorii indicatori sunt determinați și rezumați în tabelul nr. 1:

1. Producția anuală de petrol (qt) și 2. Numărul puțurilor (nt) care produc și injectează:

unde t este numărul de ordine al exercițiului contabil (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - producția de petrol pentru anul precedent celui calculat, în exemplul nostru pentru al 10-lea an; e=2,718 - baza logaritmilor naturali; Qres - rezerve reziduale de petrol recuperabile la începutul calculului (diferența dintre rezervele recuperabile inițiale și producția cumulativă de petrol la începutul anului de calcul, în exemplul nostru pentru anul 10).

n0 - numărul puţurilor la începutul anului de calcul; T este durata medie de viață a puțului, ani; în lipsa datelor efective, T poate fi luată ca perioadă standard de amortizare a sondei (15 ani).

3. Rata anuală de recuperare a petrolului t este raportul dintre producția anuală de petrol (qt) și rezervele inițiale de petrol recuperabile (Qlow):

t jos = qt / Qbottom

4. Rata anuală de retragere de petrol din rezervele recuperabile rămase (actuale) este raportul dintre producția anuală de petrol (qt) și rezervele recuperabile rămase (Qoiz):

t oiz = qt / Qoiz

5. Producția de petrol de la începutul dezvoltării (recuperare cumulativă a petrolului (Qnak):

Suma retragerilor anuale de petrol pentru anul curent.

6. Recuperarea petrolului din rezervele recuperabile inițiale - raportul dintre recuperarea cumulată de petrol (Qsat) și (Qlow):

CQ \u003d Qhigh / Qlow

7. Factorul de recuperare a petrolului (ORF) sau recuperarea petrolului - raportul dintre recuperarea cumulativă a petrolului (Qsak) și rezervele geologice sau de echilibru inițiale (Qbal):

ORF \u003d Qsak / Qbal

8. Producție lichidă pe an (ql). Producția anuală de lichide pentru perioada prospectivă poate fi presupusă a fi constantă la nivelul efectiv realizat în al 10-lea an.

9. Producția lichidă de la începutul dezvoltării (Qzh) - suma retragerilor anuale de lichide pentru anul curent.

10. Reducerea anuală medie de apă a producției de sondă (W) - raportul dintre producția anuală de apă (qv) și producția anuală de lichid (ql):

11. Injecția de apă pentru anul (qzak) pentru perioada prospectivă este luată în volume care asigură compensarea acumulată pentru extragerea lichidului pentru al 15-lea an de dezvoltare în valoare de 110-120%.

12. Injecția de apă de la începutul dezvoltării Qzak - suma injecțiilor anuale de apă pentru anul curent.

13. Compensarea extragerii de lichid prin injecția de apă pentru anul (actual) - raportul dintre injecția anuală de apă (qzak) și producția anuală de fluid (ql):

Kg = qzak / qzh

14. Compensarea extragerii de lichid prin injectarea de apă de la începutul dezvoltării (compensare cumulativă) - raportul dintre injecția cumulată de apă (Qzak) și extragerea cumulativă de fluid (Ql):

Knak = Qzak / Qzh

15. Producția de gaz asociat petrolului pentru anul se determină prin înmulțirea producției anuale de petrol (qt) cu factorul gaz:

qgas = qt.Gf

16. Producția de gaze petroliere asociate de la începutul dezvoltării - suma retragerilor anuale de gaze.

17. Debitul mediu anual al unei sonde de producție pentru petrol este raportul dintre producția anuală de petrol (qg) și numărul mediu anual de sonde de producție (ndr) și numărul de zile dintr-un an (Tg), ținând cont de factor de funcționare a sondei de producție (Ke.d):

qwell.d. = qg / nadd Tg Qe.d,

unde C.d este egal cu raportul dintre zilele (zile) lucrate de toate sondele producătoare pe parcursul unui an calendaristic și numărul acestor sonde și numărul de zile calendaristice (zile) dintr-un an.

18. Debitul mediu anual al unei sonde de producție în termeni de fluid este raportul dintre producția anuală de lichid (ql) și numărul mediu anual de sonde de producție (ndr) și numărul de zile dintr-un an (Tg), luând în considerare factorul de funcționare a sondei de producție (Ke.d):

19. Injectivitatea medie anuală a unei puțuri de injecție este raportul dintre injecția anuală de apă (qzak) la numărul mediu anual de puțuri de injecție (nin) și numărul de zile dintr-un an (Tg), ținând cont de coeficientul de funcționare. de godeuri de injectare (Ke.n):

qwell. \u003d qzak / nnag Tg Ke.n,

unde Ke.n este egal cu raportul dintre zilele lucrate de toate puțurile de injecție pe parcursul unui an calendaristic la numărul acestor godeuri și numărul de zile calendaristice dintr-un an.

20. Presiunea rezervorului pentru al 20-lea an de dezvoltare tinde să scadă dacă compensarea acumulată este mai mică de 120%; dacă compensarea acumulată este în intervalul de la 120 la 150%, atunci presiunea rezervorului este apropiată sau egală cu cea inițială; dacă compensarea acumulată este mai mare de 150%, atunci presiunea din rezervor tinde să crească și poate fi mai mare decât cea inițială.

Programul de dezvoltare a câmpului este afișat în histogramă.

Calculul rezervelor de gaze naturale folosind o formulă și calculul rezervelor recuperabile folosind o metodă grafică

cale extrapolarea graficului Q zap \u003d f (Pav (t)) la abscisă determină rezervele de gaz recuperabile sau utilizând raportul:

unde aplicația Q - rezerve initiale de gaze recuperabile, milioane m3;

Qext (t) - producția de gaze de la începutul dezvoltării pentru o anumită perioadă de timp (de exemplu, timp de 5 ani) este dată în Anexa 4, milioane m3;

Pstart - presiunea inițială în rezervor, MPa;

Pav(t) - presiunea medie ponderată în rezervor pentru perioada de timp de extracție a volumului de gaz (de exemplu, peste 5 ani), Pav(t) = 0,9 Pin., MPa;

initial si avg(t) - corectii pentru abaterea proprietatilor unui gaz real conform legii Boyle-Mariotte de la proprietatile gazelor ideale (respectiv pentru presiuni Pini si Pavg(t)). Corecția este egală

Coeficientul de supracompresibilitate a gazului este determinat din curbele experimentale Brown-Katz. Pentru simplificarea calculelor, acceptăm condiționat zini =0,65, zav(t) =0,66, a căror valoare corespunde presiunii Pav(t); Pentru calcul acceptăm Kgo = 0,8.

Concluzii asupra rezultatelor calculelor.

Maxim producția anuală de petrol a fost atinsă în al zecelea an de dezvoltare și este egală cu 402 mii tone. Producția cumulativă de petrol pentru ultimul an estimat de dezvoltare este de 3013,4 mii tone, ceea ce reprezintă 31,63% din rezervele inițiale recuperabile; CIN pentru ultimul an de facturare - 0,14 dolari. unități; rata maximă anuală de retragere a petrolului din rezervele recuperabile inițiale - 4,219%, pentru ultimul an de calcul 0,38%; tăierea de apă a produselor produse - 92%; injectie anuala de apa - 550 mii mc; compensarea retragerii de lichid prin injectie de apa, curenta si respectiv acumulata, sunt de 123,18 si respectiv 121,75%; debitele medii ale sondelor de producție pentru petrol și lichid sunt de 16,4, respectiv 26,2 tone/zi; injectivitatea medie a unui puț de injecție - 111,67 m3/zi; presiunea actuală a rezervorului este de 20 MPa, care este cu 4,4 MPa mai mică decât cea inițială. Obiectul luat în considerare se află la a patra etapă de dezvoltare.

Bilanțul rezervelor (geologice) de gaze sunt de 23123,1 milioane m3, rezervele de gaz recuperabile sunt de 18498,487 milioane m3. Rata medie anuală de retragere a gazelor este de 2,23%. Durata dezvoltării zăcămintelor de gaze este de 44 de ani.

Găzduit pe Allbest.ru

Documente similare

Structura geologică a câmpului petrolier. Adâncimea de apariție, conținutul de petrol și caracteristicile geologice și fizice ale formațiunii 1BS9. Studiul dinamicii stocurilor de sonde și al volumelor producției de petrol. Analiza indicatorilor de dezvoltare și a stării energetice a rezervorului.

test, adaugat 27.11.2013


Caracteristicile geologice și fizice ale zăcământului Vakh. Proprietățile și compoziția petrolului, gazelor și apei. Analiza dinamicii producției, a structurii stocului de sondă și a indicatorilor de funcționare a acestora. Calculul eficienței economice a opțiunii de dezvoltare tehnologică.

teză, adăugată 21.05.2015


Descrierea generală și caracteristicile geologice și fizice ale câmpului, analiza și etapele dezvoltării acestuia, tehnologia de producere a petrolului și echipamentele utilizate. Măsuri pentru intensificarea acestui proces și evaluarea eficienței sale practice.

teză, adăugată 06.11.2014


Caracteristicile fizice și chimice ale petrolului și gazelor. Deschiderea și pregătirea câmpului minat. Caracteristici ale dezvoltării unui câmp petrolier prin metoda exploatării termice. Excavarea lucrărilor miniere. Proiectarea și selectarea instalației principale de ventilație.

teză, adăugată 06.10.2014


Caracteristicile structurii geologice a câmpului petrolier. Proprietățile de rezervor ale formațiunilor productive și eterogenitatea acestora. Proprietățile fizice și chimice ale fluidelor din rezervor, petrol, gaz și apă. Fundamentele dezvoltării rezervoarelor de argilă slab productive.

raport de practică, adăugat la 30.09.2014


Studiul sistemului de colectare și separare a petrolului înainte și după reconstrucția câmpului. Metode de producere a petrolului și condițiile de funcționare a unui câmp petrolier. Calculul hidraulic al conductelor. Determinarea costului de revizie a sondelor de petrol.

lucrare de termen, adăugată 04.03.2015


Concepte de bază ale dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze. Analiza metodelor de influențare a rezervorului de petrol de la câmpul petrolier Sredne-Asomkinskoye. Recomandări pentru creșterea factorului de recuperare a uleiului și alegerea metodei optime de producție.

lucrare de termen, adăugată 21.03.2012


Caracteristicile geologice și fizice ale câmpului petrolier. Parametrii de bază ale rezervorului. Proprietățile fizice și chimice ale fluidelor de formare. Caracteristicile fondurilor de sondă și debitele curente. Calculul indicatorilor de dezvoltare tehnologică. Analiza rezervorului.

lucrare de termen, adăugată 27.07.2015


Caracteristicile geologice și fizice ale zăcământului Kravtsovskoye. Analiza stării actuale și a eficacității tehnologiei de dezvoltare aplicate. Selectarea și justificarea metodei de ridicare artificială. Cerințe de bază pentru echipamentele de fund.

teză, adăugată 18.04.2015


Analiza curentului și emiterea de recomandări pentru reglementarea procesului de dezvoltare a unui zăcământ de petrol. Caracteristicile geologice și de câmp ale stării câmpului, orizonturi de petrol și gaze. Calculul eficienței economice a dezvoltării lacului de acumulare.

Dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze? un set de lucrări pentru extragerea fluidului petrolier din rezervor. Petrolul produs și gazele asociate sunt supuse unui tratament primar la suprafață. Introducerea unui câmp petrolier în dezvoltare se realizează pe baza unui proiect de operare de probă, a unei scheme tehnologice de dezvoltare industrială sau pilot, a unui proiect de dezvoltare. În proiectul de dezvoltare, pe baza datelor de explorare și de producție de testare, se determină condițiile în care va fi exploatat câmpul: structura geologică a acestuia, proprietățile de rezervor ale rocilor, proprietățile fizico-chimice ale fluidelor, saturarea rocilor cu apă, gaz, petrol. , presiunile rezervorului, temperaturile etc. Pe baza acestor date, cu ajutorul calculelor hidrodinamice, se stabilesc indicatorii tehnici de funcționare a rezervorului pentru diferite opțiuni ale sistemului de dezvoltare, se face o evaluare economică a opțiunilor și se selectează cea optimă. .

Sistemele de dezvoltare prevăd: alocarea obiectelor de dezvoltare, succesiunea punerii obiectelor în dezvoltare, rata de forare a câmpurilor, metode de influențare a formațiunilor productive pentru a maximiza recuperarea petrolului; numărul, raportul, locația și ordinea punerii în funcțiune a puțurilor de producție, injecție, control și rezervă; modul lor de operare; metode de reglare a proceselor de dezvoltare; masuri de protectie a mediului. Sistemul de dezvoltare adoptat pentru un anumit domeniu predetermina indicatori tehnici și economici? debitul sondei, modificarea acestuia în timp, factorul de recuperare a petrolului, investițiile de capital, costul 1 tonă de petrol etc. Un sistem rațional de dezvoltare a câmpurilor petroliere asigură un nivel dat de producție de petrol și gaze asociate cu indicatori tehnici și economici optimi. , protecția eficientă a mediului.

Principalii parametri care caracterizează sistemul de dezvoltare: raportul dintre suprafața petrolieră a câmpului și numărul tuturor puțurilor de injecție și producție (densitatea rețelei de sondă), raportul dintre rezervele de petrol recuperabile ale câmpului și numărul de fântâni? rezervele recuperabile per sondă (eficiența sistemului de dezvoltare), raportul dintre numărul de puțuri de injecție și numărul de puțuri de producție (intensitatea dezvoltării rezervelor); raportul dintre numărul de puțuri de rezervă forate după ce zăcământul a fost pus în dezvoltare pentru a recupera mai complet petrol (fiabilitatea sistemului de dezvoltare).

Sistemul de dezvoltare se caracterizează și prin parametri geometrici: distanța dintre puțuri și rânduri de puțuri, lățimea benzii dintre puțuri de injecție (cu sisteme de dezvoltare bloc-rând), etc.

Într-un sistem de dezvoltare fără stimulare a rezervorului cu un contur purtător de ulei cu mișcare joasă, se utilizează un aranjament uniform patruunghiular (în patru puncte) sau triunghiular (în trei puncte) a puțurilor de producție; cu contururi mobile purtătoare de petrol, amplasarea puțurilor ține cont de forma acestor contururi. Sistemele de dezvoltare a câmpurilor petroliere fără stimularea rezervorului sunt rareori utilizate în Rusia, cea mai mare parte a câmpului este dezvoltată cu inundații. Cea mai utilizată inundație de apă în linie de blocuri. De asemenea, ele creează sisteme de inundare ariei cu o distanță între puțuri de 400-800 m.

Alături de alegerea sistemului de dezvoltare, alegerea unei tehnologii eficiente de dezvoltare este de mare importanță. Sistemul și tehnologia sunt în principiu independente; diferite tehnologii de dezvoltare sunt utilizate în același sistem.

Principalii indicatori tehnologici ai procesului de dezvoltare: producția curentă și cumulativă de petrol, apă, lichid; ritmul de dezvoltare, tăierea apei în producția sondei, presiunea și temperatura rezervorului, precum și acești parametri în punctele caracteristice ale rezervorului și puțului (în fundul și capul sondei, la limitele elementelor etc.); GOR în puțuri individuale și pentru câmp în ansamblu. Acești indicatori se modifică în timp în funcție de regimurile de zăcământ (natura apariției forțelor in-situ care mută petrolul pe fundul puțurilor) și de tehnologia de dezvoltare. Un indicator important al dezvoltării câmpurilor petroliere și al eficacității tehnologiei utilizate este valoarea actuală și finală a valorificării petrolului. Dezvoltarea pe termen lung a câmpurilor petroliere în regim elastic este posibilă doar în unele cazuri, deoarece. De obicei, presiunea rezervorului scade în timpul dezvoltării și are loc un regim de gaz dizolvat în rezervor.

Factorul final de recuperare a uleiului în timpul dezvoltării în acest mod este mic, atinge rar (cu permeabilitate bună la rezervor și vâscozitate scăzută a uleiului) valoarea de 0,30-0,35. Odată cu utilizarea tehnologiei de inundații, factorul final de recuperare a petrolului crește la 0,55-0,6 (0,45-0,5 în medie). Cu vascozitatea uleiului crescuta (20-50*10 -3 Pa*s) nu depaseste 0,3-0,35, iar cu vascozitate ulei peste 100*10 -3 Pa*s? 0,1.

Inundarea cu apă în aceste condiții devine ineficientă. Pentru a crește valoarea finală a factorului de recuperare a petrolului se folosesc tehnologii bazate pe metode fizico-chimice și termice de influențare a rezervorului.

Metodele fizico-chimice folosesc deplasarea uleiului prin solvenți, gaz de înaltă presiune, agenți tensioactivi, soluții de polimeri și polimeri micelari, soluții de acizi și alcalii.

Utilizarea acestor tehnologii face posibilă reducerea tensiunii la contactul „fluidul deplasant ulei” sau eliminarea acesteia (deplasarea uleiului de către solvenți), îmbunătățirea umectabilității rocilor prin fluidul deplasant, îngroșarea fluidului deplasant și astfel reduceți raportul dintre vâscozitatea uleiului și vâscozitatea fluidului, făcând procesul de deplasare a uleiului din formațiuni mai durabil și mai eficient.

Metodele fizico-chimice de stimulare a rezervorului măresc recuperarea petrolului cu 3-5% (agenți tensioactivi), cu 10-15% (inundare polimerică și micelară), cu 15-20% (dioxid de carbon). Utilizarea metodelor de înlocuire a uleiului cu solvenți face teoretic posibilă recuperarea completă a uleiului.

Cu toate acestea, lucrările-pilot au evidențiat o serie de dificultăți în implementarea practică a acestor metode de recuperare a petrolului: sorbția agenților tensioactivi de către mediul poros al rezervoarelor, modificarea concentrației acestora, separarea compozițiilor de substanțe (inundare micelar-polimer), extracția numai hidrocarburi ușoare (dioxid de carbon), reducerea factorului de măturare (solvenți și gaz de înaltă presiune), etc.

De asemenea, se dezvoltă cercetări în domeniul metodelor termochimice de recuperare a uleiului cu efectul combinat al căldurii și al reactivilor chimici asupra formării? alcalină termică, inundare cu termopolimeri, utilizarea catalizatorilor pentru reacții in situ etc. Se studiază posibilități de creștere a recuperării petrolului din rezervoare prin expunerea acestora la metode biochimice bazate pe introducerea bacteriilor în rezervorul de petrol, în urma cărora se formează substanțe care îmbunătățesc fluiditatea și facilitează recuperarea uleiului.

Există 4 perioade în dezvoltarea câmpurilor petroliere: producția de petrol în creștere, constantă, în scădere bruscă și în scădere lent (etapa târzie).

În toate etapele dezvoltării câmpurilor petroliere, controlul, analiza și reglarea procesului de dezvoltare se realizează fără modificarea sistemului de dezvoltare sau cu modificarea parțială a acestuia. Reglementarea procesului de dezvoltare a câmpurilor petroliere poate îmbunătăți eficiența deplasării petrolului.

Influențând rezervorul, ele măresc sau slăbesc debitele de filtrare, își schimbă direcția, drept urmare secțiunile de câmp anterior nedrenate sunt implicate în dezvoltarea și are loc o creștere a ratei de recuperare a petrolului, o scădere a producția de apă asociată și o creștere a factorului final de recuperare a petrolului.

rezerva de petrol gaze naturale

Principalii indicatori tehnologici care caracterizează procesul de dezvoltare a unui zăcământ de petrol (zăcământ) includ: producția anuală și cumulativă de petrol, lichid, gaze; injectarea anuală și cumulativă a agentului (apă); tăierea de apă a produselor produse; extragerea petrolului din rezerve recuperabile; stoc de puțuri de producție și injecție; ratele de recuperare a petrolului; compensarea retragerii lichidului prin injectare de apă; factor de recuperare a uleiului; debitul puțului pentru petrol și lichid; bine injectivitate; presiunea rezervorului etc.

Conform metodei lui Lysenko V.D. următorii indicatori sunt determinați și rezumați în tabelul nr. 1:

1. Producția anuală de petrol (qt) și 2. Numărul puțurilor (nt) care produc și injectează:

unde t este numărul de ordine al exercițiului contabil (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - producția de petrol pentru anul precedent celui calculat, în exemplul nostru pentru al 10-lea an; e=2,718 - baza logaritmilor naturali; Qres - rezerve reziduale de petrol recuperabile la începutul calculului (diferența dintre rezervele recuperabile inițiale și producția cumulativă de petrol la începutul anului de calcul, în exemplul nostru pentru anul 10).

n0 - numărul puţurilor la începutul anului de calcul; T este durata medie de viață a puțului, ani; în lipsa datelor efective, T poate fi luată ca perioadă standard de amortizare a sondei (15 ani).

3. Rata anuală de recuperare a petrolului t este raportul dintre producția anuală de petrol (qt) și rezervele inițiale de petrol recuperabile (Qlow):

t jos = qt / Qbottom

4. Rata anuală de retragere de petrol din rezervele recuperabile rămase (actuale) este raportul dintre producția anuală de petrol (qt) și rezervele recuperabile rămase (Qoiz):

t oiz = qt / Qoiz

5. Producția de petrol de la începutul dezvoltării (recuperare cumulativă a petrolului (Qnak):

Suma retragerilor anuale de petrol pentru anul curent.

6. Recuperarea petrolului din rezervele recuperabile inițiale - raportul dintre recuperarea cumulată de petrol (Qsat) și (Qlow):

CQ \u003d Qhigh / Qlow

7. Factorul de recuperare a petrolului (ORF) sau recuperarea petrolului - raportul dintre recuperarea cumulativă a petrolului (Qsak) și rezervele geologice sau de echilibru inițiale (Qbal):

ORF \u003d Qsak / Qbal

• 8. Producție lichidă pe an (ql). Producția anuală de lichide pentru perioada prospectivă poate fi presupusă a fi constantă la nivelul efectiv realizat în al 10-lea an.
• 9. Producția de fluide de la începutul dezvoltării (Qzh) - suma retragerilor anuale de fluide pentru anul curent.
• 10. Reducerea anuală medie de apă a producției de sondă (W) - raportul dintre producția anuală de apă (qv) și producția anuală de lichid (ql):

• 11. Injecția de apă pentru anul (qzak) pentru perioada prospectivă este luată în volume care asigură compensarea acumulată pentru extragerea lichidului pentru al 15-lea an de dezvoltare în valoare de 110-120%.
• 12. Injecția de apă de la începutul dezvoltării Qzak - suma injecțiilor anuale de apă pentru anul curent.
• 13. Compensarea extragerii de lichid prin injecția de apă pentru anul (actual) - raportul dintre injecția anuală de apă (qzak) și producția anuală de fluid (ql):

Kg = qzak / qzh

14. Compensarea extragerii de lichid prin injectarea de apă de la începutul dezvoltării (compensare cumulativă) - raportul dintre injecția cumulată de apă (Qzak) și extragerea cumulativă de fluid (Ql):

Knak = Qzak / Qzh

15. Producția de gaz asociat petrolului pentru anul se determină prin înmulțirea producției anuale de petrol (qt) cu factorul gaz:

qgas = qt.Gf

• 16. Producția de gaze petroliere asociate de la începutul dezvoltării - suma retragerilor anuale de gaze.
• 17. Debitul mediu anual al unei sonde de producție pentru petrol este raportul dintre producția anuală de petrol (qg) și numărul mediu anual de sonde de producție (ndr) și numărul de zile dintr-un an (Tg), ținând cont de factor de funcționare a sondei de producție (Ke.d):

qwell.d. = qg / nadd Tg Qe.d,

unde C.d este egal cu raportul dintre zilele (zile) lucrate de toate sondele producătoare pe parcursul unui an calendaristic și numărul acestor sonde și numărul de zile calendaristice (zile) dintr-un an.

• 18. Debitul mediu anual al unei sonde de producție în termeni de fluid este raportul dintre producția anuală de lichid (ql) și numărul mediu anual de sonde de producție (ndr) și numărul de zile dintr-un an (Tg), luând în considerare factorul de funcționare a sondei de producție (Ke.d):
• 19. Injectivitatea medie anuală a unei puțuri de injecție este raportul dintre injecția anuală de apă (qzak) la numărul mediu anual de puțuri de injecție (nin) și numărul de zile dintr-un an (Tg), ținând cont de coeficientul de funcționare. de godeuri de injectare (Ke.n):

qwell. \u003d qzak / nnag Tg Ke.n,

unde Ke.n este egal cu raportul dintre zilele lucrate de toate puțurile de injecție pe parcursul unui an calendaristic la numărul acestor godeuri și numărul de zile calendaristice dintr-un an.

20. Presiunea rezervorului pentru al 20-lea an de dezvoltare tinde să scadă dacă compensarea acumulată este mai mică de 120%; dacă compensarea acumulată este în intervalul de la 120 la 150%, atunci presiunea rezervorului este apropiată sau egală cu cea inițială; dacă compensarea acumulată este mai mare de 150%, atunci presiunea din rezervor tinde să crească și poate fi mai mare decât cea inițială.

Programul de dezvoltare a câmpului este afișat în histogramă.

Calculul rezervelor de gaze naturale folosind o formulă și calculul rezervelor recuperabile folosind o metodă grafică

cale extrapolarea graficului Q zap \u003d f (Pav (t)) la abscisă determină rezervele de gaz recuperabile sau utilizând raportul:

unde Q zap - rezerve inițiale de gaz recuperabile, milioane m3;

Qadd (t) - producția de gaz de la începutul dezvoltării pentru o anumită perioadă de timp (de exemplu, timp de 5 ani) este dată în Anexa 4, milioane m3;

Pnach - presiunea inițială în rezervor, MPa;

Pav(t) - presiunea medie ponderată în rezervor pentru perioada de timp de extracție a volumului de gaz (de exemplu, timp de 5 ani), Pav(t) = 0,9 Pin., MPa;

initial si avg(t) - corectii pentru abaterea proprietatilor unui gaz real conform legii Boyle-Mariotte de la proprietatile gazelor ideale (respectiv pentru presiuni Pini si Pavg(t)). Corecția este egală

Coeficientul de supracompresibilitate a gazului este determinat din curbele experimentale Brown-Katz. Pentru simplificarea calculelor, acceptăm condiționat zini =0,65, zav(t) =0,66, a căror valoare corespunde presiunii Pav(t); Pentru calcul acceptăm Kgo = 0,8.

TEHNOLOGIA DE DEZVOLTARE ȘI INDICATORI TEHNOLOGICI DE DEZVOLTARE A ZĂMULUI DE PETROLIE

Alegerea unui sistem de dezvoltare pe baza principalelor caracteristici geologice și fizice ale zăcământului

Tehnologia de dezvoltare a câmpurilor petroliere este un set de metode utilizate pentru extragerea petrolului din subsol. În secțiunea 3, în conceptul de sistem de dezvoltare, prezența sau absența unui impact asupra rezervorului este indicată ca unul dintre factorii determinanți ai acestuia. Necesitatea forării puțurilor de injecție depinde de acest factor. Tehnologia de dezvoltare a rezervorului nu este inclusă în definiția sistemului de dezvoltare. Cu aceleași sisteme, pot fi utilizate diferite tehnologii de dezvoltare pe teren. Desigur, la proiectarea unei dezvoltări de teren, este necesar să se țină cont de ce sistem se potrivește cel mai bine tehnologiei alese și sub ce sistem de dezvoltare se pot obține cel mai ușor indicatorii specificati.

Dezvoltarea fiecărui câmp petrolier este caracterizată de anumiți indicatori tehnologici. Luați în considerare indicatorii generali inerenți tuturor tehnologiilor de dezvoltare. Acestea includ următoarele:

Minerit ulei Q n - indicatorul principal, total pentru toate puțurile de producție forate pe obiect pe unitatea de timp și producția medie zilnică q n per godeu.

Natura schimbării în timp a acestor indicatori depinde nu numai de proprietățile rezervorului și ale fluidelor care îl saturează, ci și de operațiunile tehnologice efectuate în teren în diferite stadii de dezvoltare.

Producția de fluid Q g - producția totală de petrol și apă pe unitatea de timp (an, lună). Uleiul pur este produs din sondele din porțiunea pur petrolieră a zăcământului pentru o perioadă de timp în timpul perioadei fără apă de funcționare a sondei. În majoritatea zăcămintelor, mai devreme sau mai târziu, producția lor începe să fie inundată. Din acest moment, producția de fluide depășește producția de ulei.

În țara noastră, producția de petrol și lichide se măsoară în unități de greutate - tone. În străinătate - în vrac - m 3. În SUA, Marea Britanie și Canada și o serie de alte țări - în butoaie, 1 butoi = 159 litri,în 1 m 3 \u003d 6,29 butoaie.

Debitul de ulei, apă și lichid q n, q w, q l- respectiv, raportul dintre producția de petrol, apă sau lichid la momentul exploatării sondei pe lună sau pe an. Se calculează atât pentru orele lucrate, cât și pentru orele calendaristice. Unitate de măsură - t/zi * bine.

tăietură cu apă - acesta este raportul dintre apa produsă și cantitatea totală de lichid produs pentru o perioadă (an, lună). Măsurată în fracții de unități. Și %:

Factorul apă-ulei- raportul dintre apa produsa si ulei. Curent și acumulat

Producția de gaz Q d. Acest indicator depinde de conținutul de gaz din petrolul rezervorului, de mobilitatea acestuia în raport cu mobilitatea de petrol din rezervor, de raportul dintre presiunea din rezervor și presiunea de saturație, de prezența unui capac de gaz și de sistemul de dezvoltare a câmpului. Producția de gaz este caracterizată folosind factorul gaz, adică raportul dintre volumul de gaz produs dintr-o sondă pe unitatea de timp, redus la condiții standard, și producția de petrol degazat pe unitatea de timp. GOR mediu, ca indicator de dezvoltare tehnologică, este determinat de raportul dintre producția curentă de gaz și producția curentă de petrol.

Când se dezvoltă un câmp în timp ce se menține presiunea din rezervor peste presiunea de saturație, factorul de gaz rămâne neschimbat și, prin urmare, natura schimbării producției de gaze repetă dinamica producției de petrol. Dacă, în timpul procesului de dezvoltare, presiunea rezervorului este sub presiunea de saturație, atunci GOR se modifică după cum urmează. În timpul dezvoltării în regimul gazelor dizolvate, GOR mediu crește mai întâi, atinge un maxim, apoi scade și tinde spre zero la presiunea rezervorului egală cu cea atmosferică. În acest moment, modul de gaz dizolvat trece pe cel gravitațional.

Consumul de agenți injectați în rezervor (Q s)și extracția lor împreună cu petrol (și gaz). În timpul implementării diferitelor procese tehnologice pentru extragerea petrolului și gazelor din subsol (inclusiv pentru menținerea presiunii din rezervor), în rezervor sunt pompate apă, apă cu aditivi chimici, gaz și alte substanțe.

Principalul indicator care caracterizează procesul de injectare este compensarea retragerii fluidului prin injecția de apă: curentă și acumulată. Măsurată în fracții de unități. Și %.

La intocmirea proiectelor de dezvoltare se ia valoarea egala cu 115% pentru a asigura pierderi pe traseul apei injectate si pierderi prin frecare.

Indicatorii luați în considerare reflectă caracteristicile dinamice ale procesului de extracție a petrolului, apei și gazelor. Pentru a caracteriza procesul de dezvoltare pentru întreaga perioadă de timp trecută, se utilizează un indicator integral - producția cumulativă (∑Q n, ∑Q l). Producția cumulativă de ulei și lichid reflectă cantitatea produsă din obiect pentru o anumită perioadă de timp de la începutul dezvoltării, i.e. de la lansarea primei puţuri de producţie.

Spre deosebire de indicatorii dinamici, producția cumulată nu poate decât să crească. Odată cu o scădere a producției curente, rata de creștere a indicatorului acumulat corespunzător scade. Dacă producția curentă este zero, atunci creșterea indicatorului acumulat se oprește și rămâne constantă.

Ei bine fond. Sondele sunt componenta principală a sistemului de dezvoltare a zăcământului petrolier, petrolul și componentele asociate sunt extrase din ele, servesc la obținerea tuturor informațiilor despre zăcământ, la controlul procesului de dezvoltare. Sondele în funcție de scopul lor sunt împărțite în următoarele grupe principale: producție, injecție, speciale și auxiliare.

Minerit puțurile reprezintă cea mai mare parte a stocului de puțuri. Proiectat pentru extracția petrolului, gazelor și componentelor asociate.

Descarcare sondele sunt concepute pentru a injecta diverși agenți (apă, gaz, abur) în formațiune pentru a asigura dezvoltarea eficientă a zăcămintelor de petrol.

Special sondele sunt destinate efectuării diferitelor tipuri de cercetări în vederea studierii parametrilor și stării de dezvoltare a zăcămintelor. Printre acestea, există două subgrupe - evaluare și control. Primele foraje pentru evaluarea saturației cu petrol și gaze a rezervoarelor. Acestea din urmă sunt împărțite în piezometrice și observaționale.

Auxiliar fântânile sunt împărțite în absorbție și absorbție de apă.

Stocul de sondă al fiecărei unități de producție este în continuă mișcare. Numărul total de puțuri de producție se modifică: la etapele I și II crește, la etapele III și IV scade.

Numărul puțurilor de injecție crește pe măsură ce se dezvoltă sistemul de inundare. Wells se poate muta de la un grup la altul.

Pe lângă indicatorii absoluti considerați care exprimă cantitativ producția de petrol, apă și gaze, se folosesc și cei relativi, care caracterizează procesul de extracție a produselor de formare în fracțiuni de rezerve de petrol.

Rata de selecție de la NIH. Din cursul geologiei, cunoașteți un lucru precum rezervele inițiale de petrol recuperabile (INR). Atunci când se analizează dezvoltarea oricărei facilități, sunt utilizați indicatori precum rata de retragere de la BNT și gradul de dezvoltare a BNT. Ritmul de dezvoltare Z(t), variabil în timp t, este egal cu raportul producției curente de petrol QH(t) la rezervele recuperabile ale câmpului

Acest indicator se modifică în timp, reflectând impactul asupra procesului de dezvoltare al tuturor operațiunilor tehnologice desfășurate în teren, atât pe parcursul dezvoltării acestuia, cât și în procesul de reglementare.

Din formula se poate observa că modificarea ritmului de dezvoltare în timp are loc în mod similar cu schimbarea producției de petrol. Pentru a caracteriza sistemul de dezvoltare, este adesea folosit conceptul de rata maximă de dezvoltare. Zmax

Q Hmax - de obicei producţia de petrol în perioada II de dezvoltare.

În mod similar, se determină rata de retragere a lichidului

Rata de dezvoltare este o măsură a activității sistemului de dezvoltare.

Gradul de recuperare al rezervelor initiale recuperabile de petrol (NIO)- raportul dintre producția cumulativă de petrol și NCD. Mai mult decât atât, o comparație a valorii tăierii curente de apă a producției de sondă cu valoarea gradului de epuizare a rezervelor ne poate indica indirect dacă obiectul este dezvoltat cu suficient succes. Ce înseamnă asta: dacă acești indicatori sunt egali, putem vorbi despre dezvoltarea corectă a obiectului.

Dacă gradul de producție rămâne în urmă cu tăierea apei din producția puțului, atunci este necesar să se aplice măsuri pentru a elimina acest lucru. O analiză a indicatorilor de dezvoltare în timp ne va permite să tragem o concluzie fie pentru aplicarea tehnologiilor de stimulare a producției de petrol, fie despre impactul pe scară largă al unei anumite tehnologii asupra schimbării dinamicii dezvoltării.

Recuperarea uleiului. Valoarea rezervelor de petrol ale unui anumit zăcământ este legată de gradul de recuperare a petrolului din subsol, care este raportul dintre producția totală posibilă de petrol și rezervele (geologice) de petrol din rezervor.

Acest raport, numit factor de recuperare a uleiului sau factor de recuperare a uleiului, are forma:

η pr - factor de recuperare a uleiului de proiectare

η - factor curent sau real de recuperare a uleiului

Distingeți între recuperarea curentă și cea finală a uleiului. Sub recuperarea petrolului curentînțelegeți raportul dintre cantitatea de petrol extrasă din rezervor în momentul dezvoltării rezervorului și rezervele sale inițiale. Recuperarea finală a uleiului- raportul dintre cantitatea de petrol produsă la sfârșitul dezvoltării și rezervele inițiale.

Q izv- rezerve recuperabile de petrol

scor Q- echilibrarea rezervelor de petrol

∑Q n- recuperarea cumulata a uleiului

În cazul ideal, factorul de recuperare a uleiului tinde să atingă valoarea eficienței de deplasare, adică. valoarea care este maxim posibil de extras din rezervorul cu caracteristici geologice si fizice specifice. Dar, deoarece procesul de deplasare a petrolului depinde de mulți factori: structura și caracteristicile rezervorului, eterogenitatea, proprietățile petrolului care îl saturează, sistemul de plasare a puțurilor, grila puțurilor, recuperarea petrolului poate fi reprezentată astfel:

h \u003d b vyt b ohv cap. b ohh vyt

raportul de deplasare- raportul dintre cantitatea de ulei deplasată în timpul spălării intensive pe termen lung a spațiului porilor, în care agentul de lucru (apa) a pătruns la cantitatea inițială de ulei din același volum. Se determină experimental pe miez.

Raportul de măturare a inundațiilor- raportul dintre cantitatea de ulei deplasată din volumul de spălat al spațiului porilor, în care apa injectată sau de margine a trecut în timpul spălării la o anumită tăietură de apă de producție de puț, și cantitatea de ulei deplasată din același volum în timpul spălării sale complete , adică la cantitatea de ulei determinată de randamentul deplasării.

Aduceți eficiența măturarii- este raportul dintre suma volumelor rezervoarelor acoperite de procesul de deplasare a uleiului și volumul total al rezervoarelor care conțin petrol.

Recuperarea petrolului este determinată nu numai pentru un rezervor, obiect, ci și pentru câmpul în ansamblu, pentru un grup de câmpuri și chiar pentru o regiune producătoare de petrol și pentru țară.

Recuperarea finală a petrolului este determinată nu numai de posibilitățile tehnologiei de dezvoltare a câmpurilor petroliere, ci și de condițiile economice.

Distribuția presiunii din rezervor. În procesul de dezvoltare a uleiului
presiunea rezervorului este în continuă schimbare. Pe individ
zone ale rezervorului, va fi diferit. În zona puțurilor de injecție
presiune crescută, în zona producătoare - redusă.

Pentru evaluare se utilizează presiunea medie sau medie ponderată pe suprafață. Ca indicatori de dezvoltare, presiunile sunt utilizate în punctele caracteristice ale formațiunii - la fundul puțurilor de injecție - R n , la fundul puțurilor producătoare - pH . Pe linia de refulare R n " pe linia de selecție R cu „ .

De asemenea, este important să se determine căderile de presiune dintre găurile de fund ale puțurilor de injecție și de producție, ca diferență P n - P c \u003d dP .

Presiunea la gura puțurilor de producție. Se stabilește pe baza cerințelor pentru asigurarea colectării și transportului petrolului, gazelor și apei de la capul sondei la instalațiile zăcământului petrolier.

Temperatura rezervorului. Acesta este un factor natural. Se poate modifica din cauza injectării unor volume mari de apă rece în formațiune sau invers, purtători de căldură de abur, apă caldă.

Toți indicatorii inerenți acestei tehnologii pentru extragerea uleiului din intestine sunt interconectați, o modificare a unor indicatori de dezvoltare implică o schimbare a altora.