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.

postat pe http://www.allbest.ru/

MINISTERUL EDUCAȚIEI ȘI ȘTIINȚEI AL FEDERATIEI RUSE

BUGETUL FEDERAL DE STAT INSTITUȚIA DE ÎNVĂȚĂMÂNTUL SUPERIOR PROFESIONAL

„UNIVERSITATEA DE STAT DE PETROL ȘI GAZ TYUMEN”

Filiala din Nijnevartovsk

DEPARTAMENTUL „AFACERI DE PETROLI ȘI GAZ”

Test

Ei bine managementul produsului

Completat de student gr.EDNbs-11(1) D.S. Bantikov

Verificat de: profesor D.M. Sakhipov

Nijnevartovsk 2014

Introducere

1. Metode de creștere a recuperării uleiului folosind soluții silicato-alcaline (SAS)

Bibliografie

Introducere

O necesitate obiectivă de creștere a acoperirii părții mai puțin permeabile a formațiunii productive prin impact în timpul udării progresive este limitarea filtrării agentului de deplasare a uleiului prin straturile și zonele spălate ale formațiunii productive și intrarea acestuia în puțurile de producție. Acest lucru ar trebui să conducă la o redistribuire a energiei apei injectate și la acoperirea straturilor cu permeabilitate scăzută. Rezolvarea acestei probleme nu este posibilă prin utilizarea metodelor convenționale de izolare a apei în puțurile de producție din cauza volumului limitat al formațiunii tratate doar în zona de lângă sondă. Sunt necesare metode care să permită pomparea unor volume mari de mase de hidroizolație în zone îndepărtate, pe baza utilizării de materiale și substanțe chimice ieftine și accesibile.

În prezent, un număr mare de metode de creștere a coeficientului de acoperire al formării prin acțiune sunt destul de bine cunoscute, cum ar fi injectarea de apă îngroșată cu polimer, spumă, injectarea periodică în formarea de reactivi care reduc permeabilitatea straturilor individuale foarte permeabile. spălate cu un agent de deplasare, soluții de silicat-alcaline (SAS), sisteme dispersate de polimeri (PDS), precum și diverse compoziții chimice care formează gel în condiții de rezervor.

1. Metode de creștere a recuperării uleiului folosind soluții silicato-alcaline (SAL).

Metoda de inundare alcalină a rezervoarelor de petrol se bazează pe interacțiunea alcaline cu uleiul de rezervor și roca. Când alcalii intră în contact cu uleiul, el interacționează cu acizii organici, rezultând formarea de agenți tensioactivi care reduc tensiunea interfacială la interfața dintre fazele uleiului și soluția alcaline și cresc umecbilitatea rocii cu apă. Utilizarea soluțiilor alcaline este una dintre cele mai eficiente modalități de reducere a unghiului de contact al umezelii rocii cu apa, adică hidrofilizarea mediului poros, ceea ce duce la creșterea coeficientului de deplasare a uleiului de către apă.

Orez. 1 Utilizarea metodelor chimice pentru a înlocui uleiul

Dintre compozițiile formatoare de sedimente, compozițiile silicat-alcaline (ALS), soluțiile alcaline-polimeri (ALS), apa amoniacală, metilceluloza, bazate pe interacțiunea cu apa de formare cu formarea unui sediment insolubil, sunt considerate în prezent a fi utilizate pe scară largă.

Sedimentarea in situ necesită interacțiunea silicaților de metale alcaline cu o sare de metal bivalent și soda caustică sau soda cenușă cu metale polivalente. Tehnologia se bazează pe utilizarea inundarii cu silicat alcalin în injectarea alternativă a melci de soluție de silicat de metal alcalin și a unei soluții de sare de metal divalent, separat de un melc de apă dulce. Ca silicat de metal alcalin, pot fi utilizați ortosilicat de sodiu și potasiu, metasilicat și pentohidrat, care, atunci când interacționează cu clorura de calciu, formează un precipitat care formează gel. În același timp, soluțiile acestor silicați la o concentrație de aproximativ 1% în soluție au o valoare a pH-ului apropiată de 13.

O altă tehnologie implică injectarea secvenţială a soluţiilor de fier alcalin şi feric. Ca rezultat al interacțiunii alcaline cu sărurile cationilor multivalenți la contactul cu marginile, se formează un precipitat voluminos, slab solubil de hidroxizi de cationi multivalenți. Cu toate acestea, controlul proceselor de sedimentare în condiții de rezervor prin injectarea de alcali este o sarcină destul de complexă.

În câmpurile din Siberia de Vest, inundațiile alcaline a fost una dintre primele metode de stimulare fizică și chimică a formațiunii. Metoda impactului este folosită încă din 1976. Sunt de remarcat toate rezultatele obţinute în timpul unui amplu experiment de pescuit. Aici, au fost testate două modificări ale injectării de soluții alcaline slab concentrate în formațiune, care indică eficacitatea nesemnificativă a metodei. Primul experiment pe teren cu injectarea unei soluții alcaline concentrate a fost efectuat în 1985 la câmpul Trekhozernoye, unde un melc de soluție alcalină 10% cu o dimensiune de 0,14% din volumul porilor din zonă a fost pompat în două puțuri de injecție. Pentru puțuri producătoare individuale în 4-5 luni. S-a înregistrat o scădere a tăierii de apă a produselor extrase. Astfel, apa tăiată la începutul experimentului a fost de 55-90%, ulterior a scăzut la 40-50%. Și abia până la sfârșitul anului 1990 reducerea apei a crescut la 70-80%. O astfel de scădere bruscă a tăieturii de apă a produsului produs poate fi explicată printr-o modificare a acoperirii formațiunii prin influența grosimii din cauza blocării zonelor spălate cu apă ale formațiunii și includerii unor straturi intermediare neacoperite anterior. prin inundarea apei. În total, la locul pilot au fost produse 58,8 mii tone de ulei în perioada de implementare, cu o eficiență tehnologică specifică de 53,5 tone pe tona de reactiv injectat. Rezultate similare au fost obținute la câmpul Toluomskoye. Deși caracteristicile rezervorului sunt vizibil mai proaste: compartimentare mai mare, permeabilitate și productivitate mai scăzute. Volumul melcului injectat a fost de 0,3% din volumul de pori al formării la începutul experimentului, zona a fost udată cu 40-50% după injectarea unei soluții alcaline, tăierea de apă a scăzut la 20-30%; .

Productia suplimentara de ulei a fost de 35,8 mii tone sau 42,4 tone pe tona de reactiv consumata. Rezultatele pozitive ale experimentului de teren indică faptul că tehnologia este eficientă pentru formațiuni cu permeabilitate medie și scăzută de grosimi mici (până la 10 m).

Testele pe teren ale metodei de stimulare pentru obiecte reprezentate de o grosime semnificativă a formațiunii de 15 m sau mai mult, cum ar fi zăcământul North Martymyinskaya și zăcământul Martymya-Teterevskaya, nu au arătat eficiența scăzută a utilizării acestuia.

O soluție alcalină de 1% a fost utilizată pe scară largă în patru câmpuri ale regiunii Perm (Shagirtsko-Gozhanskoye, Padunskoye, Opalikinskoye și Berezovskoye) din 1978. Introducerea industrială a fost realizată din 1983 în patru zone pilot cu 13 puțuri de injecție și 72 de producție. Producția suplimentară de petrol în toate zonele de la 1 ianuarie 1991 a fost de 662,4 mii tone. Creșterea valorilor de petrol a fost de 5,6%. În prima secțiune, creșterea factorului de recuperare a petrolului a ajuns la 25,4%. Pe ea este creată cea mai mare franjuri cu dimensiunea unui volum de pori al formațiunii. soluție de recuperare a uleiului injecție alcalină

Experimentele privind modificarea umectabilității arată că o soluție alcalină de 1% crește hidrofilitatea rocilor terigene și nu modifică umecbilitatea în calcare, iar consumul de alcali și cantitatea de sediment cresc odată cu creșterea salinității apei și a concentrației alcaline. Când mineralizarea apei este de 265 g/l, se formează cantitatea maximă de sediment - 19 g/l, consumul de alcali este de 2,5 mg/g rocă. Proprietățile de înlocuire a uleiului ale soluțiilor alcaline au fost evaluate folosind o centrifugă. Injectarea secvenţială a soluţiilor măreşte eficienţa deplasării cu 2,5-4%.

Tehnologia de reglare a permeabilității canalelor rezervoarelor conducătoare de apă cu soluții silicato-alcaline a fost introdusă în mai multe modificări. Modificarea principală include injectarea de benzi de separare de apă dulce și o soluție (un amestec de hidroxid de sodiu, sticlă lichidă, poliacrilamidă). Injectarea de melci se repetă periodic la fiecare 1-3 ani, în general în decurs de 10-15 ani. Limacii de agenți de înlocuire a uleiului sunt injectați în următoarea secvență: apă mineralizată reziduală injectată pentru a înlocui uleiul; margine de separare a apei proaspete; marginea soluției de hidroxid de sodiu. Cu toate acestea, tehnologia luată în considerare vizează doar reglarea permeabilității formațiunii și nu poate bloca în mod eficient zonele udate selectiv ale formațiunii, ceea ce este posibil numai în cazul injectării unor volume mari ale jantei.

Bibliografie

1. Surguchev M.L. Metode secundare și terțiare pentru recuperarea îmbunătățită a petrolului.

2. Amelin I.D., Surguchev M.L., Davydov A.V. Prognoza de dezvoltare a zăcămintelor de petrol într-o etapă târzie.

3. Shelepov V.V. Starea bazei de resurse a industriei petroliere din Rusia.

4. Surguchev M.L., Zheltov Yu.V., Simkin E.M. Microprocese fizico-chimice în formațiunile purtătoare de petrol și gaze.

5. Klimov A.A. Metode de îmbunătățire a recuperării uleiului.

Postat pe Allbest.ru

Documente similare

Caracteristicile structurii geologice, proprietățile de rezervor ale formațiunilor productive. Analiza stocului de sondă, debitelor curente și tăierea apei. Evaluarea eficacității metodelor microbiologice pentru creșterea recuperării petrolului în formațiunile inundate cu apă.

teză, adăugată la 06.01.2010


Valorificarea sporită a petrolului: caracteristicile măsurilor geologice și tehnice; tectonica şi stratigrafia zăcământului. Condiții pentru tratamente cu acid; analiza metodelor chimice pentru creșterea productivității sondei la OAO TNK-Nijnevartovsk.

lucrare curs, adaugat 14.04.2011


Informații generale și potențialul de petrol și gaze al zăcământului Bakhmetyevskoye. Instalarea fitingurilor pentru fântână. Avantajele și dezavantajele liftului cu gaz. Funcționarea puțurilor cu pompe de adâncime. Metode de îmbunătățire a recuperării uleiului. Forarea, repararea si testarea sondelor.

raport de practică, adăugat la 28.10.2011


Metode de bază pentru creșterea recuperării petrolului. Factorul curent și final de recuperare a uleiului. Inundarea cu apă ca metodă cu potențial ridicat de influențare a formațiunilor. Recuperare îmbunătățită a uleiului prin metode fizice și chimice. Fracturarea hidraulică a unui rezervor de ulei.

prezentare, adaugat 15.10.2015


Problema aprovizionării cu energie a economiei mondiale prin utilizarea surselor alternative de combustibil în locul celor tradiționale. Practica aplicării metodelor îmbunătățite de recuperare a petrolului în lume. Căutați soluții și tehnologii inovatoare pentru extracția petrolului în Rusia.

eseu, adăugat 17.03.2014


Caracteristicile geologice și geofizice ale Oligocenului zăcământului Tigrul Alb. Analiza stării actuale de dezvoltare și a eficienței deplasării uleiului de către apă. Compoziția, funcțiile și proprietățile complexului microbiologic fizico-chimic; mecanisme de deplasare a uleiului.

lucrare stiintifica, adaugata 27.01.2015


Calitatea fluidelor de foraj, funcțiile lor la forarea unui puț. Caracteristicile reactivilor chimici pentru prepararea fluidelor de foraj, caracteristicile clasificării acestora. Utilizarea anumitor tipuri de soluții pentru diferite metode de foraj, parametrii acestora.

lucrare de curs, adăugată 22.05.2012


Pregatirea si aplicarea solutiilor fotografice. Purificarea apei pentru prelucrarea chimica si fotografica a materialelor fotografice. Dezvoltarea, oprirea și repararea soluțiilor. Soluții de albire și fixare din deșeuri de soluții fotografice.

lucrare de curs, adăugată 10.11.2010


Îmbunătățirea metodelor de creștere a recuperării petrolului în Republica Tatarstan. Caracteristicile stocului de puțuri din câmpul Ersubaykinskoye. Analiza dinamicii funcționării site-ului atunci când se utilizează tehnologia de injectare a unei compoziții de polimer slab concentrat.

teză, adăugată 06.07.2017


Importanța fluidelor de foraj la forarea unui puț. Echipamente pentru spălarea puțurilor și prepararea soluțiilor, proces tehnologic. Calculul producției și coloanelor intermediare. Pierderi hidraulice. Probleme de mediu la forarea puțurilor.

(descărcări: 87)

Lecția practică nr. 4.
Ei bine managementul productivității.
După cum sa arătat în secțiunea anterioară, controlul anumitor parametri ai zonei de sondă (BZZ) poate fi utilizat pentru a modifica productivitatea puțurilor de producție sau de injecție. În timpul funcționării puțurilor, productivitatea acestora, de regulă, scade din mai multe motive. Prin urmare, metodele de influență artificială asupra EPC sunt un mijloc puternic de creștere a eficienței producției de rezerve de hidrocarburi.
Printre numeroasele metode de gestionare a productivității sondei prin influențarea EPC (vezi Tabelul 4.1), nu toate au aceeași eficacitate, dar fiecare dintre ele (sau grupuri de ele) poate da un efect pozitiv maxim numai dacă există o selecție rezonabilă a unui bine specific. Prin urmare, atunci când se utilizează una sau alta metodă de influență artificială asupra TES, problema selecției puțurilor este fundamentală. În același timp, tratamentele, chiar și cele eficiente, efectuate în puțuri individuale, pot să nu ofere un efect pozitiv semnificativ asupra întregului rezervor sau câmp, atât din punctul de vedere al intensificării producției de rezervă, cât și din punctul de vedere al creșterii factorului final de recuperare a petrolului. .
Înainte de a trece la luarea în considerare a anumitor metode de influențare artificială a puțurilor pentru a controla productivitatea puțurilor, să luăm în considerare câteva aspecte metodologice generale.

5.1. ABORDAREA SISTEMICĂ A TRATAMENTELOR PES
Tehnologia sistemului de gestionare a productivității sondei este stabilită în RD-39-0147035, astfel încât doar principiile de bază ale utilizării sale industriale sunt discutate mai jos.
Tehnologia sistemului presupune practic intensificarea producției de rezerve de hidrocarburi slab drenate din rezervoare eterogene și, de asemenea, determină principiile pentru obținerea unui efect maxim atunci când se utilizează metode de creștere a productivității sondei. Să remarcăm că termenul „rezerve prost drenate” se referă la rezervele de hidrocarburi din zonele zăcămintelor cu proprietăți de filtrare deteriorate din cauza caracteristicilor geologice, precum și în zonele în care sunt posibile complicații în funcționarea puțurilor (înfundarea puțurilor cu diverse solide solide). componente, asfalt-rășină, depozite de parafină etc.). Rezervele slab drenate se formează și în formațiunile cu eterogenitate accentuată de filtrare, atunci când uleiul este înlocuit cu apă injectată numai în soiuri foarte permeabile, ceea ce duce la o acoperire scăzută a rezervorului prin inundarea apei.
Rezolvarea problemelor specifice de implicare a rezervelor slab drenate în dezvoltare și creșterea productivității puțului se bazează pe tehnologii destul de numeroase de intensificare a producției de rezervă.
În zonele zăcământului, în secțiunea cărora există straturi foarte permeabile spălate cu apă, care predetermină acoperirea scăzută a obiectului prin inundarea cu apă, este necesar să se efectueze lucrări de limitare și reglare a fluxurilor de apă.
În astfel de lucrări, o condiție indispensabilă pentru tehnologia sistemului este impactul simultan asupra zonelor de fund a puțurilor de injecție și de producție.
Înainte de a determina tipul de impact, depozitul sau o parte a acestuia trebuie împărțit în zone caracteristice. Totodată, în perioada inițială de dezvoltare a șantierului, este posibil să se efectueze lucrări de creștere a productivității fântânilor, iar ulterior, atunci când acesta devine udat, măsuri de reglare (limitare) a debiturilor de apă.
Trebuie remarcat faptul că la identificarea unei secțiuni a unui depozit cu eterogenitate zonală și strat cu strat puternic pronunțată, zonele de fund ale puțurilor care formează principalele direcții ale fluxurilor de filtrare sunt mai întâi supuse influenței artificiale, ceea ce o face este posibilă schimbarea în timp util a acestor direcții pentru a implica zonele nedrenate în dezvoltare, crescând astfel acoperirea obiectului cu inundații. Atunci când efectuați o astfel de muncă, este posibil să utilizați fie o tehnologie, fie un complex de tehnologii diferite.
Una dintre condițiile importante pentru utilizarea tehnologiei sistemului este menținerea unor volume aproximativ egale de întărire și selecție, de exemplu. orice măsuri de intensificare a fluxurilor de petrol trebuie să fie însoțite de măsuri de creștere a injectivității puțurilor de injecție.
Principiile de bază ale tehnologiei sistemului sunt următoarele:
1. Principiul tratării simultane a zonelor de fund ale puțurilor de injecție și producție din zona selectată.
2. Principiul prelucrării în masă a zonei CCD.
H. Principiul frecvenței procesării CCD.
4. Principiul prelucrării pas cu pas a zonelor de fund ale puțurilor care au expuse rezervoare eterogene.
5. Principiul programabilității schimbării direcției fluxurilor de filtrare în formațiune datorită selecției puțurilor pentru tratare conform unui program specificat anterior,
6. Principiul adecvării tratamentelor CPR la condițiile geologice și fizice specifice, proprietățile de rezervor și de filtrare ale sistemului din CPR și din zonă în ansamblu.
Astfel, problema alegerii puțurilor pentru tratarea zonelor de fund este una dintre cele mai importante.

5.2. FANTANE BYBOR PENTRU TRATAREA ZONEI BOREWELL
Cu un număr semnificativ de puțuri într-un depozit, în procesul de organizare a lucrărilor de impact artificial asupra zonei rezervorului, se pune problema nu numai a ordinii de alegere a puțurilor, ci și a fezabilității unor astfel de tratamente în fiecare caz specific. Acest lucru se datorează varietății mari de condiții geologice și fizice de apariție a petrolului în zona puțurilor tratate, precum și gradului de influență reciprocă a acestora. Este indicat să se stabilească o succesiune de tratamente care să le asigure cea mai mare eficiență tehnologică și economică, nu atât în ​​fiecare fântână specifică, cât în ​​zonă în ansamblu. În mare măsură, alegerea puțurilor este determinată de saturația reziduală de petrol și distanța rezervelor reziduale de petrol de la fundul puțurilor producătoare. Metodele de geologie de câmp și geofizică fac posibilă estimarea saturației inițiale și reziduale cu petrol a rezervoarelor și construirea hărților de saturație. O completare semnificativă și importantă la aceste date sunt informațiile despre performanța actuală a puțurilor și datele privind saturația cu petrol a zonelor din apropierea puțurilor specifice, care pot fi obținute ca urmare a studiilor hidrodinamice ale puțurilor în formațiuni,
Se poate presupune, de exemplu, că forma curbei de recuperare a presiunii de fund (BRP) sau a curbei de răspuns este determinată și de saturația reziduală a uleiului în volumul drenat al puțului udat. Coeficienții unghiulari ai diferitelor secțiuni ale creșterii presiunii pot fi, de asemenea, asociați cu diferite saturații de ulei ale volumelor individuale ale volumului total drenat de un puț dat.
Cunoscând istoria funcționării puțurilor și natura udării lor în timp, se poate judeca și saturația reziduală a uleiului. În acest caz, informațiile despre raportul dintre rezervele specifice de petrol extrase de un anumit puț și rezervele sale specifice inițiale se dovedesc a fi utile.
Date mai fiabile cu privire la valoarea saturației reziduale cu petrol pot fi obținute din rezultatele studiilor hidrodinamice ale puțului efectuate în perioada uscată a funcționării sale și în perioada de inundare a apei.
Există o serie de metode de evaluare a saturației reziduale cu petrol a rezervorului din jurul puțurilor pe baza rezultatelor monitorizării funcționării acestora și a studiilor hidrodinamice:
- metoda combinata;
- metoda corelatiei;
- conform datelor tăiate de apă din puțurile de producție;
- pe baza datelor privind conductivitatea relativă piezoelectrică a sistemului (formației);
- pe baza datelor privind mobilitatea relativă a amestecului ulei-apă.
Să luăm în considerare problema determinării actualei saturații cu petrol a zonei de drenaj pe baza datelor privind tăierea apei din puțurile de producție (cea mai simplă metodă), care poate fi utilizată în etapele ulterioare de dezvoltare pentru zonele prin care frontul de înlocuire (deplasare) a trecut. Se presupune că în imediata apropiere a puțului, volumul drenat este uniform saturat cu apă și ulei.
Să rescriem expresia (4.37), luând Вв = ВН și înlocuind permeabilitățile de fază kН și kв și valorile corespunzătoare ale permeabilității fazei relative:
.
Această expresie nu este altceva decât funcția Buckley-Leverett f(S):
(5.1)
unde f(S) este o funcție de saturație a mediului poros cu fluid (în cazul în cauză, cu apă Sв).
Prin urmare
(5.2)
unde μ0 este vâscozitatea relativă a uleiului μН/ μв.
Dacă există dependențe grafice ale permeabilităților relative de fază în funcție de saturația apei
(5.3)
Este mai ușor să construiți un grafic folosind expresia (5.2).
Să folosim dependențele experimentale obținute prin pomparea amestecurilor model apă-ulei la μ0 = 4,5 prin gresia cimentată a straturilor carbonifere ale zăcământului Arlan (V.M. Berezin), care sunt prezentate în Fig. 5.1. Saturația cu apă a probei Sв este caracterizată de o fracțiune din volumul porilor; în care:
(5.4)
unde este saturația cu ulei.
Permeabilitatea relativă de fază pentru ulei și apă este caracterizată prin raportul dintre permeabilitatea fază pentru ulei și apă și permeabilitatea sistemului (permeabilitatea fizică) atunci când un fluid omogen este filtrat prin acesta:
(5.5)
După cum se poate observa din fig. 5.1, saturația cu apa legată Swe este 0,18. În acest caz, în intervalul Sв = 0 – 0,18, apa rămâne nemișcată, dar prezența acestei ape în rezervor duce la o scădere a permeabilității relative la fază pentru petrol la 0,6. Astfel, permeabilitatea sistemului, determinată din rezultatele studierii unui puț în timpul perioadei uscate de funcționare a acestuia, nu este permeabilitatea fizică, ci caracterizează permeabilitatea inițială pentru petrol (la 8, 8,). Permeabilitatea relativă inițială a sistemului c’ este caracterizată de raportul:
(5.6)
care este unul dintre principalii parametri utilizați în calcularea saturației curente cu ulei.

Orez. 5.1. Dependența permeabilităților relative de fază pentru ulei și apă de saturația apei.
În fig. Figura 5.2 prezintă funcția Buckley-Leverett. construit conform expresiei (5.2) folosind permeabilitățile relative de fază în funcție de saturația apei, prezentate în Fig. 5.1. Prin trasarea unei tangente la graficul funcției Buckley-Leverett (punctul A) de la originea coordonatelor, se determină saturația cu apă Sv și saturația cu ulei SH. Astfel, pentru a calcula saturația curentă a uleiului folosind această metodă, este necesar să se cunoască fracția volumică a apei din produs (în condiții de rezervor!) și să existe dependența permeabilităților relative de fază de saturația apei.
Cea mai mare dificultate în calcule este alegerea curbelor relative de permeabilitate a fazelor. Această problemă trebuie înfruntă atunci când se rezolvă multe probleme legate de filtrarea sistemelor multifazate. În fiecare caz, designul experimental

Orez. 5.2. Dependența funcției Buckley-Leveratt de saturația apei.
Dependența permeabilității relative de fază de saturația porilor cu fluide este dificilă din cauza necesității de a folosi echipamente complexe și de a avea personal înalt calificat. Prin urmare, găsirea unor metode de construire a curbelor de permeabilitate a fazelor relative care sunt mai simple și accesibile unei game largi de cercetători și ingineri este o problemă extrem de presantă. Una dintre aceste metode este utilizarea curbelor de „presiune capilară Pk - saturația apei Sw”, care pot fi obținute relativ ușor prin centrifugarea miezurilor saturate cu apă sau prin metoda partițiilor semipermeabile.
Se știe că curbele Рk - Sв sunt dependențe reprezentative care sunt strâns legate de proprietățile de filtrare ale rocilor și care pot fi utilizate pentru a construi curbele de permeabilitate relativă a fazelor pentru cazul filtrării amestecurilor apă-ulei din rezervoare terigene (gresii) .
Dependențele Рk - Sв pot fi descrise în coordonate logaritmice sub forma unei hiperbole:

sau (5.7)
unde SVO este saturația cu apă reziduală;
SВ - saturația apei la presiunea capilară P
x este exponentul hiperbolei (coeficientul structural);
Po-presiune la începutul deplasării:
(5.8)
- tensiune superficiala la interfata ulei-apa;
Θ - unghi de contact;
rmax - raza maximă a porilor.
Valoarea lui P0 poate fi determinată experimental folosind metoda partiției semipermeabile. Exponentul x este o caracteristică integrală a structurii spațiului porilor și determină microstructura spațiului porilor rocilor rezervor. Prin urmare, utilizarea exponentului hiperbolă pentru a identifica proprietățile mediilor poroase se dovedește a fi acceptabilă și adecvată atunci când se construiesc dependențele permeabilităților relative de fază pentru ulei și apă folosind curbele Pk - Sb.
Astfel, selecția puțurilor pentru un tratament specific al zonei din apropierea sondei este o problemă destul de complexă dacă dorim să obținem eficiență maximă din implementarea unui anumit tratament CCD. Este destul de evident că tehnologia tratamentului proiectat trebuie să fie adecvată stării zonei de fund la momentul implementării acesteia.
Să luăm în considerare câteva dintre metodele de gestionare a productivității puțurilor (intensificare și injectivitate) prezentate în tabel. 4.1.

Deoarece petrolul este produs în CDNG, activitățile se referă în primul rând la lucrul cu puțurile de producție. Optimizarea funcționării puțurilor de producție, reducând în același timp presiunea în fundul găurii, adică modificarea dispoziției echipamentelor de sondă pentru a asigura un debit mai mare.

Dacă această lucrare nu vă convine, în partea de jos a paginii există o listă cu lucrări similare. De asemenea, puteți utiliza butonul de căutare

Cursul 1

Tema: interpretarea rezultatelor studiilor hidrodinamice ale sondelor pentru luarea deciziilor de management.

Introducere

Metode de managementacestea sunt toate tipurile de impact tehnologic asupra obiectelor care nu au legătură cu schimbările din sistemul de dezvoltare și au ca scop creșterea eficienței dezvoltării câmpului.

Managementul dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze este necesar pentru a asigura conformitatea cu indicatorii de dezvoltare planificați și efectivi. Managementul dezvoltării este adesea numit „regulament de dezvoltare”, adică. este necesar să se apropie volumele de producţie planificate de cele reale. Există 2 ateliere principale în producție: atelierul de producție de petrol și gaze (OPPG) și atelierul de întreținere a presiunii rezervorului (RPM). Deoarece petrolul este produs în CDNG, activitățile se referă în primul rând la lucrul cu puțurile de producție.

1. Optimizarea funcționării puțurilor de producție reducând în același timp presiunea de fund, de ex. modificarea amenajării echipamentelor de sondă pentru a asigura un debit mai mare.
2. Managementul productivității sondelor de intensificare (tratarea cu acid al puțurilor, fracturare hidraulică, sidetracking).

Clasificarea metodelor de management

1) Creșterea productivității puțului datorită reducere presiunea de fund.

2) Impact asupra zonei de fund a sondelor (managementul productivității) în vederea intensificării fluxului (injectivitate) - fracturare hidraulică, sidetracking, tratamente cu acizi etc.

3) Oprirea fântânilor cu apă mare.

1. Promovare presiunea de fund a puțurilor de injecție;
2. forarea puţurilor de producţie suplimentare (în cadrul fondului de rezervă) sau revenirea puţurilor din alte orizonturi.
3. Transferul frontului de injecție.
4. Utilizarea inundațiilor focale.
5. Aplicarea lucrărilor de izolare.
6. Nivelarea fluxului sau a profilului de admisie;
7. Aplicarea de noi metode de creștere a valorificării petrolului.

OPTIMIZAREA FUNCȚIONĂRII PUTANȚEI creșterea productivității prin reducerea presiunii din fundul găurii.

Selecția puțurilor pentru optimizarea funcționării acestora, tăiere scăzută a apei, coeficient de productivitate ridicat și rezervă pentru reducerea presiunii în fundul găurii.

La optimizarea funcționării puțurilor, este necesar să se evalueze creșterea ratei de producție cu o scădere a presiunii de fund.

Dacă o sondă, înainte de optimizare, funcționează cu un anumit debit de fluid la presiunea corespunzătoare din fundul găurii, este greșit să presupunem că atunci când presiunea din fundul găurii scade, productivitatea sa va rămâne cu siguranță aceeași și creșterea debitului poate fi determinată de valoarea productivității în cazul de bază.

La reducerea presiunii în fundul găurii, ar trebui să se țină seama de procesele fizice care au loc în formațiune (în primul rând în zonele din apropierea puțurilor), cum ar fi deformarea, creșterea saturației cu gaz etc.

Prin urmare, este necesar să se justifice modelele de flux ținând cont de abaterile de la legea liniară a lui Darcy, ai căror parametri sunt determinați în timpul testării hidrodinamice a puțurilor (testarea sondei).

1. Mișcenko I.T. Producția de petrol de puț.
2. Bravichev, Bravicheva Paliy. Capitolul 9

Toate modelele analitice de flux (sub formă de formule specifice) conțin parametri care caracterizează capacitatea de filtrare și proprietățile fizice ale sistemului. Aceste proprietăți sunt determinate în medie pe întregul volum de drenaj: permeabilitate echivalentă, conductivitate piezoelectrică și hidraulică în volumul de drenaj. Prin urmare, formulele de aflux pot fi utilizate pentru a evalua capacitățile de producție ale puțurilor atunci când se justifică metoda de operare cu opțiunea de amenajare a echipamentului.

La gestionarea dezvoltării unui rezervor eterogen, evaluarea parametrilor echivalenti nu reflectă imaginea reală a fluxurilor de filtrare. Prin urmare, în cazul volumelor de drenaj eterogene, interpretarea rezultatelor testării puțurilor se realizează atunci când acestea sunt reproduse folosind produse software de modelare hidrodinamică.

Modele de flux liniar utilizate pentru evaluarea capacităților de producție ale puțurilor într-o formațiune omogenă (pentru optimizare).

1. Evaluarea capacităților de producție a puțurilor cu scăderea presiunii în fundul găurii (în cazul unei linii indicator liniar).

Pentru filtrarea radială conform legii lui Darcy, există formula lui Dupuis.

(1)

unde coeficientul de proporționalitate dintre debitul și depresiunea se numește coeficient de productivitate a puțului,

k permeabilitatea sistemului „rezervor-fluid”, determinată în timpul studiilor geofizice ale materialului miezului în condițiile inițiale ale rezervorului (presiunea inițială a rezervorului și saturația apei a rezervorului egală cu Sf.). R k raza de influență a sondei (în lipsa datelor jumătate din distanța dintre puțuri).

2. Este necesar să se estimeze productivitatea reală a sondei. Acest lucru se datorează de obicei faptului că, atunci când formarea este excitată de un puț, apar procese tehnogene primare (chiar și la depresiuni mici), ducând la apariția unei rezistențe suplimentare la filtrare.

Procese tehnogene primare care au loc în zonele din apropierea puțurilor:

1. pătrunderea fluidului de distrugere și a lichidului de spălare în timpul procesului de reparare subterană și de dezvoltare a puțului;
2. pătrunderea impurităților mecanice și a produselor metalice de coroziune în timpul uciderii sau spălării puțurilor;
3. deformarea rocilor la fundul puțului în timpul forajului;

În plus, majoritatea puțurilor sunt imperfecte în gradul și natura deschiderii formațiunii productive, astfel încât afluxul are loc prin perforații, și nu de-a lungul întregii suprafețe laterale a puțului.

Când au loc procese tehnogene primare, apare o rezistență suplimentară la filtrare, ceea ce duce la o scădere a debitului. Deoarece Aceste rezistențe depind de un număr foarte mare de factori este imposibil să le evaluăm analitic. Sunt luate în considerare prin introducerea parametrului S , care se numește factor de piele. S se determină pe baza rezultatelor studiilor hidrodinamice ale puțurilor folosind metoda schimbării secvențiale a selecțiilor în stare de echilibru.

(2)

(3)

Dacă factorul de productivitate real este destul de mare și o scădere ușoară a presiunii în fund poate duce la o creștere semnificativă a producției de sondă, atunci reducerea presiunii în fund ca metodă de control al dezvoltării este justificată.

De exemplu, dacă factorul de productivitate real este de 15 m 3 /(zi MPa), apoi o scădere a presiunii în fund chiar și cu 5 atm. duce la o creștere a debitului cu până la 7,5 m 3 zile

Este posibil să se reducă presiunea de fund prin schimbarea modurilor și dimensiunilor echipamentului de fund în configurația de bază. Pentru a face acest lucru, trebuie să cunoașteți metodele de selectare a unei opțiuni de aspect pe baza principalelor metode de operare. Aceasta este una dintre sarcinile de care ne vom ocupa în cadrul seminariilor.

Dacă raportul efectiv de productivitate este scăzut, această metodă de management nu este eficientă.

De exemplu, dacă factorul de productivitate real este de 2 m 3 /(zi MPa), apoi presiunea de fund scade cu 5 atm. duce la o creștere a debitului cu doar 1 m 3 zile

În acest caz, este necesar să se folosească a doua metodă de control - managementul productivității bine.

1. Selectarea unei metode de management al productivității bine.

2. Evaluarea criteriilor tehnologice - creșterea debitului etc.

Această problemă este rezolvată prin modelarea hidrodinamică a procesului de dezvoltare.

De exemplu, dacă sidetracking este utilizat ca metodă de control, calculele hidrodinamice ar trebui să vizeze justificarea parametrilor tehnologiei specificate (lungimea liniei, profil etc.).

Pentru articolul 1, este necesar să se determine dimensiunea zonei de fund al puțului.

De exemplu, dacă zona de fund a unei sonde este de 10 m sau mai mult, atunci MCS poate fi ineficient. Acest lucru se întâmplă în rezervoarele de carbonat care absorb soluția de argilă, fluidele de dezvoltare și blana. impurități etc.

3. Rezistența suplimentară la filtrare apare datorită formării în apropierea puțului a așa-numitei zone de fund. Zona de fund are parametri de proiectare k CCD și R CCD (Fig. 2)

(4)

Formula este derivată pe baza continuității fluxului filtrat: fluxul de intrare în zona fundului găurii trebuie să fie egal cu fluxul de intrare în fund.

Desigur, există o legătură între factorul de piele și parametrii calculați ai zonei fundhole

(5)

În practică, dimensiunea zonei fundului puțului este adesea neglijată și debitul este calculat folosind formula (6)

(6)

În acest caz, se obține o valoare supraestimată a permeabilității zonei de sondă. La prelucrarea rezultatelor studiilor hidrodinamice pentru un număr mare de câmpuri din regiunea Ural-Volga și Siberia de Vest s-a obținut un coeficient de adaptare care permite o evaluare mai adecvată a acestui parametru. Coeficientul de adaptare, adică există previziuni optimiste și pesimiste.

Metodologie de estimare a parametrilor zonei de fund a unei sonde folosind testarea sondei.

1. Coeficientul efectiv de productivitate al sondei se determină folosind metodele teoriei matematice a experimentului (metoda celor mai mici pătrate).

2. Se estimează valoarea supraestimată a permeabilității zonei de fund (forma 6).

3. Folosind coeficientul de adaptare se precizează permeabilitatea zonei de fund.

4. Se calculează raza zonei fundului puțului (forma 4).

5. Se calculează factorul de piele și raza redusă a puțului.

Exemplu. Să presupunem că atunci când studiem o sondă folosind metoda modificării secvențiale a selecțiilor în stare staționară, se obține o valoare a coeficientului de productivitate a sondei egală cu 2 m. 3 /(zi MPa). Datele inițiale necesare pentru calcule sunt următoarele: permeabilitatea zonei îndepărtate (în afara CZ) - 100 10-15 m2 ; raza circuitului de alimentare a sondei este de 150 m; raza sondei 0,1 m; grosime productivă descoperită 10 m; coeficientul volumetric și vâscozitatea dinamică a lichidului sunt 1 și respectiv 5 10-3 Pa s.

Permeabilitatea formațiunii, determinată pe baza coeficientului de productivitate, este egală cu 13,47 10-15 m2 , ținând cont de necesitatea de a subestima valoarea specificată pentru CCD - k CCD poate varia de la 9,62 10 -15 până la 11.225  10 -15 . Raza zonei de fund, determinată prin formula (4) este în intervalul de la 14,83 la 37,97 m.

Astfel, sidetracking mai degrabă decât MOR poate fi propusă ca metodă de control.

Următoarea etapă este efectuarea de calcule hidrodinamice multivariate (seminare).

5. Pentru depresii joaseparametrii zonei fundhole și factorul de piele sunt parametri ai modelului de flux LINEAR. Acești parametri sunt determinați prin metode ale teoriei matematice a experimentului (în acest caz, metoda celor mai mici pătrate).

Metoda celor mai mici pătrate este următoarea.

1. Pe baza rezultatelor cercetărilor geologice și geofizice și a experienței de teren se construiește o serie de variații a valorilor parametrului studiat.

2. Se calculează criteriul F pentru fiecare valoare a parametrului studiat:

Dacă numărul estimat de valori ale parametrilor m , atunci se calculează criteriul de m ori.

Parametrul necesar corespunde celei mai mici valori calculate a criteriului F.

• Debitul calculat poate fi obținut folosind formula de intrare pentru o anumită valoare a parametrului dorit. Asa de, . Pe baza acestor valori calculate se determină F 1.
• Debitul calculat poate fi obținut folosind un model hidrodinamic al volumului de drenaj folosind produse software. În acest caz, datele de testare a puțurilor sunt reproduse folosind produsele software specificate.

În prezent, la interpretarea testării puțurilor, se evaluează permeabilitatea echivalentă (conductivitate hidraulică, conductivitate piezoelectrică).

Acest lucru este justificat la estimarea debitelor de sondă.

Pentru a controla dezvoltarea, este necesar să existe informații nu despre permeabilitatea echivalentă, ci despre eterogenitatea volumului de drenaj. De exemplu, cunoașteți permeabilitatea strat cu strat. De aceea se folosesc produse software pentru modelarea hidrodinamică.

Dacă este necesar să se determine parametrii ecuației fluxului mediat pe volumul de drenaj, în unele cazuri se construiește un așa-numit sistem de ecuații normale, care se obține prin diferențierea criteriului celor mai mici pătrate față de parametrul dorit.

Să fie un experiment activ Yi (Xi), i =1,2... n . Este necesar să se determine parametrii tendinței liniare Y=A+BX folosind metoda celor mai mici pătrate.

Criteriile metodei.

Parametrii A și B sunt determinați prin rezolvarea următorului sistem de ecuații:

sau

6. Evaluarea productivității efective a sondei.

În general, ecuația fluxului liniar are forma:

Dacă parametrul C este semnificativ, atunci există un gradient de presiune inițial (C negativ).

Deci, există rezultate bune ale testelor, este necesar să se determine parametrii tendinței liniare Y - Q , X -.

PAGINA 2

INTRODUCERE Principalele zăcăminte de petrol extrem de productive din Rusia se află în faza finală de dezvoltare, cu reduceri mari de apă și niveluri scăzute de producție de petrol. Producția actuală de petrol nu este compensată în totalitate de creșterea rezervelor în timpul explorării geologice calitatea rezervelor de petrol nou descoperite este în continuă scădere. În acest sens, problema menținerii și creșterii productivității puțurilor de producție devine din ce în ce mai accentuată 02.10.2018 2

INTRODUCERE Intensitatea este un indicator al eficienței unui obiect pe o anumită perioadă de timp. În raport cu producția de petrol, acesta este debitul unui puț. Dacă intensificarea este înțeleasă ca o creștere a productivității, atunci în producția de petrol este un proces de dezvoltare a producției bazat pe utilizarea rațională a resurselor tehnice și realizările progresului științific și tehnologic. Adică, intensificarea extracției petrolului dintr-o sondă producătoare reprezintă o creștere a productivității acestuia prin măsuri geologice și tehnice, îmbunătățirea mijloacelor tehnice de exploatare, optimizarea modurilor de funcționare tehnologică 02.10.2018 3

INTRODUCERE Productivitatea sondelor de producție de petrol este unul dintre principalii indicatori care determină eficiența producției de petrol în timpul dezvoltării câmpului, mai ales în condiții geologice și fizice dificile. Condițiile geologice și fizice complexe pentru câmpurile petroliere includ cel mai adesea: permeabilitatea scăzută a formațiunilor productive; conținut crescut de argilă al rezervorului; structura cu pori fracturați a rezervorului; grad ridicat de eterogenitate al formațiunilor productive; tăierea înaltă a straturilor de apă; vâscozitatea ridicată a fluidelor de formare (ulei); saturație ridicată a petrolului cu gaze. 10.02.2018 4

INTRODUCERE Deteriorarea proprietăților de filtrare ale unei formațiuni productive este asociată cu o scădere a permeabilității absolute sau relative (de fază) a rezervorului. Motivele scăderii permeabilității absolute: o scădere a capacității canalelor de filtrare din cauza înfundarii spațiului poros al formațiunii, procese de deformare care au loc în rezervor când presiunea de formare scade. Reducerea permeabilității fazelor 10.02.2018 5

INTRODUCERE Unul dintre principalele motive pentru deteriorarea caracteristicilor de filtrare ale formațiunii este o scădere a presiunii rezervorului și a presiunii la fundul puțurilor de producție factori de productivitate a acestora. Observarea, evaluarea și prognoza productivității sondelor de producție sunt necesare pentru gestionarea eficientă a acestui indicator în timpul dezvoltării câmpurilor petroliere. 10.02.2018 6

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. 1. Rezervor, zăcământ, câmp de petrol În procesul de formare și migrare în intestinele scoarței terestre, ȚEIUL se acumulează în rezervoare naturale. Un rezervor natural este un recipient pentru petrol, gaz sau apă în roci rezervor acoperite de roci slab permeabile. Partea superioară a rezervorului, unde se acumulează petrol și gaze, se numește capcană. Un rezervor de petrol (gaz, apă) este o rocă care are goluri interconectate sub formă de pori, fisuri, caverne etc., umplute (saturate) cu petrol, gaz sau apă și capabilă să le elibereze atunci când se creează o diferență de presiune. 10.02.2018 7

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE O acumulare semnificativă de petrol (gaz) prins într-un rezervor natural, propice dezvoltării industriale, se numește zăcământ. O colecție de zăcăminte de petrol sau gaze conectate printr-o zonă a suprafeței pământului formează un câmp. Cea mai mare parte a câmpurilor petroliere este limitată la roci sedimentare, care se caracterizează printr-o structură stratificată (stratificată). Un rezervor de petrol poate ocupa o parte din volumul uneia sau mai multor formațiuni în care gazele, petrolul și apa sunt distribuite în funcție de densitatea lor. 10.02.2018 8

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Un zăcământ de petrol include un zăcământ de hidrocarburi și o zonă adiacentă saturată cu apă (apă-presiune). Un depozit care conține ulei cu gaz dizolvat se numește ulei (Fig. 1. 1). 10.02.2018 9

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Un zăcământ de petrol cu ​​capac de gaz se numește zăcământ de motorină (Fig. 1. 2). Dacă capacul de gaz este mare (volumul părții formațiunii cu un capac de gaz depășește volumul formațiunii saturate cu petrol), câmpul 02.10.2018 10

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Porțiunea saturată de petrol a formațiunii se numește în acest caz bordura de ulei (Fig. 1. 3). Suprafața de-a lungul căreia capacul de gaz și limita de ulei în condiții de rezervor se numește contact gaz-pacură (GOC), suprafața care separă ulei și apă se numește contact ulei-apă (WOC). Linia de intersecție a suprafeței OWC (GOC) cu acoperișul formațiunii productive este conturul exterior, cu fundul formațiunii - conturul intern al capacității portante ulei (capacitate portantă gaz). 10.02.2018 11

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Un rezervor se numește strat complet dacă hidrocarburile ocupă spațiul porilor pe toată grosimea formațiunii productive (vezi Fig. 1. 2). Într-un rezervor incomplet, hidrocarburile nu umplu formațiunea pe întreaga sa grosimi (vezi Fig. 1. 3). v. În depozitele cu apă marginală (contur), ulei și apă se limitează pe aripile formațiunii (vezi Fig. 1. 3), în depozitele cu apă de fund - pe întreaga zonă a depozitului (vezi Fig. 1. 1). și 1. 2). Zăcămintele de petrol sunt limitate în principal la trei tipuri de rezervoare - structură poroasă (granulară), fracturată și mixtă. 10.02.2018 12

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚII DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Rezervoarele poroase cuprind rezervoare Ø compuse din roci terigene nisipos-siltioase, roci Ø al căror spațiu poros este format din cavități intergranulare. Aceeași structură a spațiului porilor este caracteristică calcarelor și dolomitelor 02.10.2018 13

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE În rezervoarele pur fracturate (în principal carbonatate), spațiul porilor este format dintr-un sistem de fracturi. Părțile rezervorului dintre fracturi sunt blocuri de rocă dense, cu permeabilitate scăzută, nefracturate, al căror spațiu poros nu participă la procesele de filtrare. În practică, rezervoarele fracturate de tip mixt sunt mai frecvente, al căror volum al porilor include atât sistemele de fracturi, cât și spațiul porilor blocurilor, precum și cavernele și cavitățile carstice. 10.02.2018 14

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMATIUNILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Cel mai adesea, formațiunile carbonatice sunt rezervoare cu pori fracturați. Partea principală a uleiului din ele este conținută în porii blocurilor; fluidul este transferat prin fisuri. Rocile de origine sedimentară sunt principalele rezervoare de petrol și gaze. Aproximativ 60% din rezervele de petrol ale lumii sunt limitate la roci terigene, 39% la depozite de carbonat și 1% la roci metamorfice și magmatice deteriorate. Datorită diversității condițiilor de formare a sedimentelor, proprietățile geologice și fizice ale formațiunilor productive 02/10/2018 ale diferitelor domenii pot varia foarte mult 15

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. 2. Proprietățile de filtrare-capacitive ale rocilor (PP) Proprietățile unei roci de a conține (datorită porozității) și de a trece prin (datorită permeabilității) os) prin el însuși lichid sau gaz se numesc proprietăți filtrare-capacitive. Proprietățile de filtrare și de rezervor ale rocilor de zăcământ de petrol sunt caracterizate de următorii indicatori principali: porozitate, permeabilitate, proprietăți capilare, suprafață specifică, 16 10. 02. 2018 fracturare.

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Proprietățile capacitive ale unei roci sunt determinate de porozitatea acesteia. Porozitatea se caracterizează prin prezența golurilor (pori, fisuri, caverne) în rocă, care sunt recipiente pentru lichide (apă, ulei) și gaze. Există porozitate totală, deschisă și eficientă. 10.02.2018 17

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Porozitatea totală (absolută, totală) este determinată de prezența tuturor golurilor din rocă. Coeficientul de porozitate totală este egal cu raportul dintre volumul tuturor golurilor și volumul vizibil al rocii. Porozitatea deschisă (porozitatea de saturație) este caracterizată prin volumul de goluri comunicante (deschise) în care poate pătrunde lichidul sau gazul. Porozitatea efectivă este determinată de acea parte a volumului de pori deschiși (goluri) care participă la filtrare (volumul de goluri deschise minus volumul de apă legată conținută în acestea). 10.02.2018 18

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Proprietăţile de filtrare ale rocilor se caracterizează prin permeabilitatea lor – capacitatea de a trece prin ele lichide sau gaze la crearea unei diferenţe de presiune. Mișcarea lichidelor sau gazelor într-un mediu poros se numește filtrare. Pe baza dimensiunii transversale, canalele porilor (canale de filtrare) sunt împărțite în: supercapilare - cu un diametru mai mare de 0,5 mm; capilar - de la 0,5 la 0,0002 mm; subcapilar - mai mic de 0,0002 mm. 10.02.2018 19

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE În canalele supercapilare, lichidul se mișcă liber sub influența gravitației; în canalele capilare, mișcarea lichidului este dificilă (este necesar să se depășească acțiunea forțelor capilare), gazul se mișcă destul de ușor; în canalele subcapilare, lichidul nu se mișcă în timpul căderilor de presiune care sunt create în timpul dezvoltării câmpului. În timpul exploatării câmpurilor petroliere 02.10.2018 20

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Pentru a caracteriza permeabilitatea rocilor petroliere se disting permeabilitatea absolută, de fază (efectivă) și relativă. 10.02.2018 21

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Permeabilitatea absolută este permeabilitatea unui mediu poros atunci când în el se deplasează numai o fază (gaz sau lichid omogen) în absenţa altor faze. Permeabilitatea efectivă (de fază) este permeabilitatea unei roci la unul dintre lichide sau la gaz atunci când două sau mai multe faze sunt prezente simultan în spațiul porilor. Permeabilitatea relativă a unui mediu poros este definită ca raportul fazei 10. 02. 2018 22

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCŢIE Rocile permeabile includ Ø nisipuri, Ø gresii, Ø calcare. Impermeabile sau slab permeabile - Ø argile, Ø şisturi, Ø gresii cu cimentare argilosă etc. Una dintre proprietăţile importante ale rocilor este fracturarea lor, care se caracterizează prin Ø grosime, Ø densitate în vrac şi Ø deschidere a fisurilor. 10.02.2018 23

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Densitatea este raportul dintre numărul de fisuri Δn de tăiere normala planurilor lor și lungimea acestei normale Δl: Gt = Δn/Δl. (1) Densitatea de volum δт caracterizează densitatea fisurilor în orice punct al formațiunii: δт = ΔS/ΔVп, (2) unde ΔS este jumătate din suprafața tuturor fisurilor din volumul elementar al rocii ΔVп, m– 1 . Volumul fisurilor în volumul elementar al rocii ΔVт = ΔS ∙ bт, (3) 10.02.2018 24.

I. FACTORI CARE DETERMINEAZĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Coeficientul de porozitate a fracturii mt este raportul dintre volumul fracturilor și volumul rocii. Luând în considerare formulele (2) și (3) mt = bt ∙ δt. (4) Permeabilitatea rocii fracturate (fără a ține cont de permeabilitatea blocurilor interfracturare), µm 2, când fisurile sunt perpendiculare pe suprafața de filtrare, kt = 85.000 ∙ 2∙ bt ∙ mt, (5) unde bt – deschiderea fisurii, mm; mt – porozitate de fractură, fracții de unitate. 10.02.2018 25

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. 3. Eterogenitatea zăcământului Eterogenitatea geologică a unui zăcământ este variabilitatea proprietăților litologice și fizice ale rocilor pe suprafață și secțiune. Zăcămintele de hidrocarburi sunt în principal multistratificate o singură instalație de producție conține mai multe straturi și straturi intermediare, corelate după zonă, de aceea eterogenitatea geologică este studiată pe secțiuni și zone. Această abordare permite Ø să caracterizeze variabilitatea valorilor parametrilor în funcție de volum care afectează distribuția rezervelor de petrol și gaze în subsol și a acestora 02/10/2018 26

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE FÂNTURILOR DE PRODUCŢIE În funcţie de scopurile şi obiectivele studiului, stadiul explorării câmpului, la determinarea eterogenităţii geologice a formaţiunilor sunt utilizate pe scară largă diferite metode, care , cu un anumit grad de convenţie, pot fi combinate în trei grupe: a) geologico-geofizic, b) laborator-experimental, c) câmp-hidrodinamic. 10.02.2018 27

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE EXPLOATARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Metode geologice și geofizice de studiu Eterogenitatea geologică și geofizică a formațiunilor reprezintă întregul complex de studii privind prelucrarea materialului propriu-zis obținut în timpul forării puțurilor, inclusiv procesarea puțurilor a datelor de analiză de bază, interpretarea rezultatelor cercetărilor geofizice de teren ale puțurilor. Prin aceste metode se efectuează un studiu detaliat al secțiunii de depozit, subdiviziunea secțiunii de depozit, corelarea secțiunilor puțurilor ținând cont de caracteristicile petrografice litologice, precum și ținând cont și de paleontologice.

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚIILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE EXPLOATARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Rezultatul final al metodelor geologice și geofizice sunt profilele geologice și hărțile litologice care reflectă caracteristicile structurale ale formațiunilor productive în secțiune și zonă, dependențe identificate între parametrii individuali. a formatiunilor. 10.02.2018 29

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE O înțelegere detaliată a proprietăților fizice ale rocilor se obține prin studierea probelor de carote folosind metode de laborator. În studiile de laborator, se determină porozitatea, permeabilitatea, distribuția dimensiunii particulelor, conținutul de carbonat și saturația apei. Cu toate acestea, înainte de a extinde valorile parametrilor de formare la întregul volum al zăcământului sau la o parte a acestuia, este necesar să se lege cu atenție probele de miez studiate pentru identificare în secțiunea productivă 02.10.2018 30

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Metodele hidrodinamice de câmp sunt metode care permit obținerea de date care caracterizează proprietățile hidrodinamice ale formațiunilor. Studiile hidrodinamice au ca scop studierea proprietăților de rezervor ale formațiunii, caracteristicile hidrodinamice ale formațiunii și proprietățile fizice ale fluidului care saturează rezervorul. Studiile hidrodinamice determină coeficienții de conductivitate hidraulică, conductivitate piezoelectrică, permeabilitate, 10.02.2018 31

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Aceste metode permit, de asemenea, aprecierea gradului de omogenitate a formațiunii, identificarea ecranelor litologice, stabilirea relației straturilor de-a lungul secțiunii și puțurilor de pe zonă. și să evalueze saturația cu ulei a rocilor. Eterogenitatea straturilor poate fi evaluată folosind indicatori care caracterizează caracteristicile structurii geologice a zăcămintelor. 10.02.2018 32

, I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Eterogenitatea formațiunilor poate fi apreciată cu ajutorul unor indicatori care caracterizează trăsăturile structurii geologice a zăcămintelor. Acești indicatori includ, în primul rând, coeficienții de disecție și de nisip. Coeficientul de compartimentare Kp se determină pentru rezervorul în ansamblu și se calculează prin împărțirea sumei straturilor de nisip din toate puțurile la numărul total de puțuri care au pătruns în rezervor: numărul de puțuri care au pătruns în rezervor (6) unde n 1 , n 2, . . . , nm – numărul de straturi de rezervor în fiecare sondă; N este numărul total de puțuri care au pătruns în rezervor. 10.02.2018 33

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚIILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Coeficientul de nisip Kp este raportul dintre grosimea efectivă hef și grosimea totală a formațiunii htot, trasată în secțiunea unei sonde date: puț ( 7) Pentru formațiunea în ansamblu, coeficientul de nisip este egal cu raportul dintre grosimea efectivă sumară a formării din toate puțurile și grosimea totală a formației din aceste puțuri. Pentru zăcămintele de petrol din regiunea Perm Kama, coeficienții de compartimentare și nisip variază de la 1,38 la 14,8 și, respectiv, de la 0,18 la 0,87. (În practică, află aceste 10. 02. 2018 34

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚIILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. 4. Compoziția și proprietățile fluidelor de formare Fluidele de formare care saturează formațiunile productive includ petrolul, gazele și apa. Uleiul este un amestec complex de compuși organici, în principal hidrocarburi și derivații acestora. Proprietățile fizico-chimice ale uleiurilor din domenii diferite și chiar ale diferitelor straturi ale aceluiași câmp sunt foarte diverse. Pe baza consistenței lor, uleiurile sunt clasificate ca: Ø ușor mobile, Ø foarte vâscoase (aproape nefluide) sau se solidifică în condiții normale. Culoarea uleiurilor variază de la maro-verzui la negru. 10.02.2018 35

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Se disting compozițiile elementare, fracționale și de grup ale petrolului. Compoziția elementară. Principalele elemente din compoziția uleiului sunt carbonul și hidrogenul. În medie, uleiul conține 86% carbon și 13% hidrogen. Există cantități mici de alte elemente (oxigen, azot, sulf etc.) în ulei. Cu toate acestea, ele pot afecta semnificativ fizico-chimicul 10. 02. 2018 36

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Compoziția grupului. Compoziția de grup a uleiului este înțeleasă ca raportul cantitativ al grupurilor individuale de hidrocarburi din acesta. 1. Hidrocarburile parafinice (alcanii) sunt hidrocarburi saturate (saturate) cu formula generala Cn. H2n+2. Conținutul în ulei este de 30-70%. Există alcani normali (n-alcani) și izoalcani (izoalcani). Uleiul conține alcani gazoși C 2–C 4 (sub formă de gaz dizolvat), alcani lichizi C 5–C 16 (cea mai mare parte a fracțiilor lichide ale petrolului), alcani solizi C 17–C 53, care sunt incluși în 02/ 10/2018 37

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 2. Hidrocarburile naftenice (cicloalcanii) sunt hidrocarburi aliciclice saturate cu formula generală Cn. H2n, Cn. H 2 n– 2 (biciclic) sau Cn. H 2 n– 4 (triciclic). Uleiul conține în principal naftene cu cinci și șase membri. Conținutul în ulei este de 25-75%. Conținutul de naftene crește pe măsură ce greutatea moleculară a uleiului crește. 3. Hidrocarburile aromatice sunt compuși ale căror molecule conțin sisteme policonjugate ciclice. Acestea includ benzenul și omologii săi, toluenul, fenantrenul etc. Conținutul în ulei este de 10-15%. 10.02.2018 38

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Compuși heteroatomici – hidrocarburi ale căror molecule includ oxigen și azot, sulf, metale. Acestea includ: rășini, asfaltene, mercaptani, sulfuri, disulfuri, tiofeni, porfirine, fenoli, acizi naftenici. Majoritatea covârșitoare a compușilor heteroatomi sunt conținute în fracțiile cu cea mai mare greutate moleculară 02.10.2018 39

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Compoziția fracționată a petrolului reflectă conținutul de compuși care se fierb în diferite intervale de temperatură. Uleiurile se fierb într-un interval foarte larg de temperatură – 28–550 °C și peste. Când este încălzită de la 40–180 °C, benzina de aviație fierbe; 40–205 °С – benzină de motor; 200–300 °C – kerosen; 270–350 °C – nafta. La temperaturi mai ridicate, fracțiunile de ulei fierb. Pe baza conținutului de fracții ușoare care fierb până la 350 °C, uleiurile sunt împărțite în uleiuri de tip T 1 (mai mult de 45%), 02.10.2018 40

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Densitatea petrolului de rezervor depinde de compoziția sa, presiunea, temperatură și cantitatea de gaz dizolvată în acesta (Fig. 1. 4). 10.02.2018 41

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Cu cât densitatea uleiului este mai mică, cu atât randamentul fracțiilor ușoare este mai mare. Nu toate gazele, dizolvate în ulei, au același efect asupra densității acestuia. Odată cu creșterea presiunii, densitatea uleiului scade semnificativ atunci când este saturat cu gaze de hidrocarburi Dioxidul de carbon și gazele de hidrocarburi au cea mai mare solubilitate în petrol, azotul are cea mai mică solubilitate. Când presiunea scade, azotul este mai întâi eliberat din petrol, apoi gaze de hidrocarburi (mai întâi uscate, apoi grase) și dioxid de carbon. 10.02.2018 42

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Presiunea la care începe să se elibereze gazul din petrol se numeşte presiune de saturaţie (Psat). Presiunea de saturație depinde de raportul dintre volumele de petrol și gaz dizolvat din rezervor, de compoziția acestora și de temperatura rezervorului. În condiții naturale, presiunea de saturație poate fi egală cu presiunea din rezervor sau mai mică decât aceasta: în primul caz, uleiul este complet saturat cu gaz, în al doilea caz este subsaturat cu gaz. Diferența dintre presiunea de saturație și presiunea din rezervor 02.10.2018 poate varia de la zecimi la zeci de 43

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Probele de petrol prelevate din diferite zone ale zăcământului pot fi caracterizate prin diferite presiuni de saturație. Acest lucru se datorează modificărilor proprietăților petrolului și gazelor din zonă, cu influența proprietăților rocilor asupra naturii eliberării gazelor din petrol, proprietăților rocilor cu influența cantității și proprietăților apei legate și alți factori. apă Azotul dizolvat în uleiul de rezervor crește presiunea de saturație. 10.02.2018 44

I. FACTORI CARE DETERMINEAZĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE 02.10.2018 45

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Vâscozitatea este capacitatea unui lichid sau gaz de a rezista mişcării unor straturi ale unei substanţe în raport cu altele. Vâscozitatea dinamică este determinată prin legea lui Newton: (8) unde A este aria de contact a straturilor în mișcare de lichid (gaz), m 2; F este forța necesară pentru a menține diferența de viteză dv între straturile H; dy – distanța dintre straturile în mișcare de lichid (gaz), m; - coeficient de vâscozitate dinamică (coeficient 02.10.2018 46

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Vâscozitatea uleiului de rezervor diferă întotdeauna semnificativ de vâscozitatea uleiului separat, datorită cantității mari de gaz dizolvat, presiunii crescute și dependenței de temperatură (Fig. 1. 5, 1. 6) . Vâscozitatea petrolului în condiții de zăcământ din diferite câmpuri variază de la sute de Pa∙s la zecimi de Pa∙s. În condiții de rezervor, vâscozitatea uleiului poate fi de zeci de ori mai mică decât vâscozitatea uleiului separat. 10.02.2018 47

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Pe lângă vâscozitatea dinamică, pentru calcule se utilizează vâscozitatea cinematică - proprietatea unui fluid de a rezista mișcării unei părți a fluidului față de alta cu (9) luând în considerare gravitația: Unde este coeficientul de vâscozitate cinematică, m 2/s; - densitatea uleiului, kg/m 3. 10. 02. 2018 48

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Petrolul, ca toate lichidele, are elasticitate, adică capacitatea de a-şi modifica volumul sub influenţa presiunii externe. Scăderea volumului se caracterizează prin coeficientul de compresibilitate (sau elasticitate volumetrică): (10) unde V este volumul ocupat de ulei la presiunea P, m 3; V – modificarea volumului uleiului la modificarea presiunii cu valoarea P, m 3. Coeficientul de compresibilitate depinde de: presiune, temperatura, compozitia uleiului, cantitatea de gaz dizolvat. Uleiurile care nu conțin gaz dizolvat au un coeficient de compresibilitate relativ scăzut de 0,4 - 0,7 GPa-1, iar uleiurile ușoare cu un conținut semnificativ de gaz dizolvat au un coeficient de compresibilitate crescut (până la 14 GPa-1). 10.02.2018 49

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Cantitatea de gaz dizolvat în petrol este asociată cu cantitatea de gaz dizolvat în petrol, coeficientul volumetric b (vezi Fig. 1. 5), care caracterizează raportul dintre volume pentru o unitate de masă de petrol în condiții de zăcământ și după separarea gazelor la suprafață: suprafața (11) unde Vlayer este volumul de petrol în condiții de zăcământ, m 3; Vdeg este volumul de ulei la presiunea atmosferică și o temperatură de 20°C după degazare, m 3. Folosind coeficientul volumetric, puteți determina contracția uleiului U, adică reducerea volumului de ulei din rezervor la extragerea acestuia în suprafață, desemnată de obicei prin litera U (12) 10.02.2018 50

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Gazele petroliere constau dintr-un amestec de hidrocarburi gazoase, în principal din seria parafinelor (metan, etan, propan, butan), azot, heliu, argon, carbon dioxid, hidrogen sulfurat. Conținutul de azot, hidrogen sulfurat și dioxid de carbon poate ajunge la câteva zeci de procente. Gazele de hidrocarburi, in functie de compozitie, presiune, temperatura, se afla in depozit in diverse stari de agregare: Ø gazoase, Ø lichide, Ø sub forma de amestecuri gaz-lichid. 10.02.2018 51

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Dacă nu există un capac de gaz într-un zăcământ de petrol, aceasta înseamnă că tot gazul este dizolvat în petrol. Pe măsură ce presiunea scade în timpul dezvoltării câmpului, acest gaz (gaz petrolier asociat) va fi eliberat din petrol. Densitatea amestecului de gaze: (13) unde este fracția de volum molar; densitate – i-a componentă, kg/m3; Densitatea relativă a gazului în aer (14) Pentru condiții normale de aer 1, 293 kg/m 3; pentru condiții de aer standard 1, 205 kg/m 3. 10. 02. 2018 52

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Dacă densitatea gazului este specificată la presiunea atmosferică P 0 (0, 1013 MPa), atunci se recalculează la o altă presiune (la temperatură constantă) pentru un gazul ideal va fi (15) Amestecurile de gaze ideale se caracterizează prin aditivitatea presiunilor parțiale și a volumelor parțiale. Pentru gazele ideale, presiunea amestecului este egală cu suma presiunilor parțiale ale componentelor (legea lui Dalton (16): unde P este presiunea amestecului de gaze, Pa; pi – presiunea parțială a i-a componentă din amestec, Pa; 10.02.2018 53

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE (17) Aditivitatea volumelor parțiale ale componentelor amestecului de gaze se exprimă prin legea lui Amag: (18) Amag sau (19) Unde V este volumul amestecului de gaze, m 3; Vi – volumul i-a componentă din amestec, s. Relația analitică dintre presiunea, temperatura și volumul unui gaz se numește ecuația de stare. Starea unui gaz ideal în condiții standard este caracterizată de ecuația lui Mendeleev. Clapeyron PV = TRB unde P – presiunea absolută, Pa; V – volum, m 3; G – cantitatea de substanță, mol; R – 02.10.2018 constantă universală de gaz, Pa∙m 3/mol∙deg; (20) 54

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Pentru gazul ideal (21) Gazele reale nu respectă legile gazului ideal, iar coeficientul de compresibilitate z caracterizează gradul de abatere al gazelor reale de la Legea Mendeleev-Clapeyron. Deviația este asociată cu interacțiunea moleculelor de gaz având un anumit volum intrinsec. În calculele practice, z 1 poate fi luat la presiunea atmosferică. Odată cu creșterea presiunii și temperaturii, valoarea coeficientului de supracompresibilitate diferă din ce în ce mai mult de 1. Valoarea lui z depinde de compoziția gazului, presiune, temperatură (valorile lor critice și reduse) și poate fi determinată 55

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Presiunea critică este presiunea unei substanțe (sau amestec de substanțe) în starea sa critică. La presiuni sub nivelul critic, sistemul se poate descompune în două faze de echilibru - lichid și vapori. La presiunea critică, diferența fizică dintre lichid și vapori se pierde, iar substanța intră într-o stare monofazată. Prin urmare, presiunea critică poate fi definită ca presiunea limită (cea mai mare) a vaporilor saturați în condiții de coexistență a fazei lichide și a vaporilor. Temperatura critică este temperatura unei substanțe în starea sa critică. Pentru substanțele individuale, temperatura critică este definită ca temperatura la care diferențele de proprietăți fizice dintre lichid și vapori, 02.10.2018 56

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE La temperaturi critice, densitățile vaporilor saturați și lichidului devin aceleași, limita dintre ele dispare și căldura de vaporizare se transformă la 0. Cunoscând compresibilitatea coeficient, puteți găsi volumul de gaz în condiții de rezervor: (22) unde denumirile cu indicele „pl” se referă la condițiile rezervorului, iar cu indicele „0” - la condițiile standard (de suprafață). 10.02.2018 57

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Coeficientul volumetric al gazului este utilizat la transformarea volumului de gaz în condiții standard în condiții de rezervor și invers (de exemplu, la calcularea rezervelor): ( 23) Vâscozitatea dinamică a gazului depinde de lungimea medie a distanței și de viteza medie de mișcare a moleculelor: (24) Vâscozitatea dinamică a gazului natural în condiții standard este mică și nu depășește 0,01 - 0,02 m Pa∙s. Crește odată cu creșterea temperaturii (pe măsură ce temperatura crește, viteza medie și lungimea traseului moleculelor cresc), cu toate acestea, la o presiune mai mare de 3 MPa, vâscozitatea începe să scadă odată cu creșterea temperaturii. 58

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE FUTURILOR DE PRODUCŢIE Vâscozitatea gazului este practic independentă de presiune (o scădere a vitezei şi a distanţei de deplasare a moleculelor cu creşterea presiunii este compensată de o creştere a densităţii). Solubilitatea gazelor în ulei și apă. Din cantitatea de solubilitate a gazelor în ulei și apă. Toate proprietățile sale cele mai importante depind de gazul dizolvat în uleiul de rezervor: vâscozitate, compresibilitate, dilatare termică, densitate etc. Distribuția componentelor gazului petrolier între faza lichidă și cea gazoasă este determinată de legile proceselor de dizolvare. 10.02.2018 59

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Procesul de dizolvare pentru un gaz ideal la presiuni și temperaturi scăzute este descris de legea lui Henry (25) unde VG este volumul lichid – solvent, m 3 ; - coeficientul de solubilitate în gaz, Pa-1; VZh - cantitatea de gaz dizolvată la o temperatură dată, m 3; P – presiunea gazului deasupra suprafeței lichidului, Pa. Coeficientul de solubilitate a gazului arată cât de mult gaz este dizolvat într-o unitate de volum de lichid la o anumită presiune: (26) 02.10.2018 60

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Coeficientul de solubilitate depinde de natura gazului şi lichidului, presiune, temperatură. Natura apei și a hidrocarburilor este diferită, astfel încât componenta de hidrocarbură a gazului petrolier este mai puțin solubilă în apă decât în ​​petrol. Compușii nehidrocarburici ai gazului petrolier (CO, CO 2, H 2 S, N 2) se dizolvă mai bine în apă. De exemplu, apa de formare a orizontului cenomanian este foarte carbogazoasă (până la 5 m 3 CO 2 la 1 tonă de apă). Odată cu creșterea presiunii, solubilitatea unui gaz crește, iar odată cu creșterea temperaturii aceasta scade. Solubilitatea gazelor depinde și de gradul de mineralizare al apei. 10.02.2018 61

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Când gazul se deplasează prin formațiune, se observă așa-numitul efect de throttling - o scădere a presiunii fluxului de gaz pe măsură ce acesta se deplasează prin constrângeri în canale. În același timp, se observă și o schimbare a temperaturii. Intensitatea schimbării de temperatură T cu o modificare a presiunii P este caracterizată de ecuația Joule-Thomson: (27) unde t este coeficientul Joule-Thomson (depinde de natura gazului, presiune, temperatură), K/Pa. 10.02.2018 62

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Compoziția apelor de formare este variată și depinde de natura zăcământului de petrol exploatat, de proprietățile fizico-chimice ale petrolului și gazelor. Apele de formare conțin întotdeauna o anumită cantitate de săruri dizolvate, în principal săruri clorurate (până la 80-90%) din conținutul total de sare. Tipuri de apă de formare: fund (apă care umple porii rezervorului de sub depozit); marginal (apa care umple porii din jurul depozitului); intermediar (între straturi); reziduală (apă în partea saturată cu petrol sau saturată de gaz a rezervorului, rămasă din momentul în care s-a format depozitul). 10.02.2018 63

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Apa produsă este adesea un agent care înlocuiește uleiul din formațiune, iar proprietățile sale afectează cantitatea de ulei deplasată. Principalele proprietăți fizice ale fluidelor de formare sunt densitatea și vâscozitatea. Vâscozitatea fluidului filtrat are un impact direct asupra productivității sondei. 10.02.2018 64

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCŢIE Apariţia apei în producţia puţurilor producătoare de petrol poate duce la formarea de emulsii ulei-apă. Globulele de apă din ulei sunt stabilizate rapid de compușii activi de suprafață și impuritățile mecanice conținute în el (particule de argilă, nisip, produse de coroziune din oțel, sulfură de fier) ​​și apoi dispersate în continuare. Emulsiile apă-ulei rezultate sunt caracterizate prin vâscozitate ridicată. Cele mai stabile emulsii se formează la un conținut de apă de produs de 35–75%. Udarea cu ulei în anumite condiții poate determina formarea mai intensă a depozitelor de asfaltenă-rășină-parafină (ARPD). 10.02.2018 65

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. 5. Condiții termodinamice Toate zăcămintele de hidrocarburi au o rezervă mai mare sau mai mică de diferite tipuri de energie care poate fi folosită pentru deplasarea petrolului și gazelor la fund. a fântânilor. Potențialul zăcămintelor depinde în mod semnificativ de valoarea presiunii inițiale a rezervorului și de dinamica modificării acesteia în timpul dezvoltării zăcământului. Presiunea inițială (statică) din rezervor Рpl. start este presiunea din rezervor în condiții naturale, adică înainte de începerea extragerii lichidelor sau gazelor din acesta. Valoarea presiunii inițiale a rezervorului în zăcământ și în afara acestuia este determinată de caracteristicile sistemului natural de presiune a apei la care este limitat zăcământul și de amplasarea zăcământului în acest sistem. 10.02.2018 66

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Sistemele naturale de apă sub presiune se împart în sisteme de infiltrare și eliziune, care diferă în Ø condițiile de formare, Ø caracteristicile proceselor de filtrare și Ø valorile presiunii. Depozitele de hidrocarburi asociate cu sisteme de apă sub presiune de acest tip pot avea valori diferite ale presiunii inițiale ale rezervorului la aceeași adâncime a formațiunilor productive. În funcție de gradul de corespondență a presiunii inițiale a rezervorului la adâncimea straturilor de rezervor, se disting două grupe de depozite de hidrocarburi: depozite cu o presiune inițială a rezervorului corespunzătoare presiunii hidrostatice; corespunzătoare presiunii hidrostatice a zăcământului cu presiunea inițială a rezervorului, 10.02.2018 67

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE În practica geologică și de teren, se obișnuiește să se numească zăcăminte de primul tip zăcăminte cu presiune normală de rezervor, iar zăcăminte de al doilea tip – zăcăminte cu anormale. presiunea rezervorului. O astfel de împărțire este condiționată, deoarece orice valoare a presiunii inițiale a rezervorului este asociată cu caracteristicile geologice ale zonei și este normală pentru condițiile geologice luate în considerare. Într-un acvifer, presiunea inițială a rezervorului este considerată egală cu presiunea hidrostatică atunci când înălțimea piezometrică corespunzătoare în fiecare punct corespunde aproximativ cu adâncimea formațiunii. Presiunea rezervorului apropiată de cea hidrostatică este tipică pentru sistemele de apă de infiltrare sub presiune și depozitele asociate. În cadrul zăcămintelor de petrol și gaze, valorile presiunii inițiale ale rezervorului depășesc valoarea acestui indicator în partea acviferă a formațiunii la aceleași cote absolute ale formațiunilor. 10.02.2018 68

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Mărimea excesului depinde de Mărimea excesului depinde de gradul de diferență în densitatea formării apei, petrolului și gazelor, precum și de distanța verticală de la punctele considerate ale rezervorului până la OWC. Diferența dintre presiunea rezervorului și presiunea hidrostatică la o înălțime absolută a rezervorului este de obicei numită presiune în exces la rezervor Rizb. În sistemele de infiltrare, gradientul vertical al presiunii rezervorului pentru zăcămintele de petrol și gaze, chiar și luând în considerare excesul de presiune, de obicei nu depășește 0,008 0,013 MPa/m. Limita superioară este tipică pentru depozitele de gaze la altitudini mari. Creșterea presiunii rezervorului în crestele rezervoarelor sistemelor de presiune a apei de infiltrare nu trebuie confundată cu presiunea superhidrostatică. 10.02.2018 69

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Corespondența presiunii formației cu cea hidrostatică, adică adâncimea formațiunii, se apreciază după valoarea presiunii în partea acviferă a formațiunii. direct la limitele depozitului. Cu un gradient vertical mai mare de 0,013 MPa/m, presiunea rezervorului este considerată superhidrostatică (SGPD), cu un gradient mai mic de 0,008 MPa/m, este considerată mai mică decât hidrostatică. În primul caz, există o presiune ultra-înaltă (SVHP), în al doilea - presiunea rezervorului ultra-scăzută (SLLP). Prezența SGPD în straturile de rezervor poate fi explicată prin faptul că, la o anumită etapă a istoriei geologice, rezervorul primește o cantitate crescută de lichid datorită excesului debitului său de intrare față de debitul de ieșire. 10.02.2018 70

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE În astfel de sisteme, presiunea este creată prin stoarcerea apei din straturile de rezervor în timpul compactării acestora sub influența presiunii hidrostatice, a proceselor geodinamice, ca urmare a rocii. cimentarea, dilatarea termică a apei etc. Într-un sistem de eliziune, zona de reîncărcare este partea cea mai scufundată a formării rezervorului, din care apa se deplasează în direcția ridicării formațiunii către zonele de descărcare. O parte din presiunea geostatică este transferată în această apă, astfel încât presiunea de formare în partea saturată cu apă a formațiunii adiacentă depozitului de hidrocarburi crește în comparație cu presiunea hidrostatică normală. Odată cu creșterea închiderii sistemului de apă-presiune și a volumului de apă stors în acesta, valorile SGPD cresc. Acest lucru este tipic mai ales pentru straturile situate la adâncimi mari între straturi groase de roci argiloase, în intersare și subsare 02.10.2018 71

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE În cadrul sistemelor de eliziune sub presiune a apei, presiunea în părțile hipsometric înalte ale zăcămintelor de petrol și gaze, precum și în cadrul sistemelor de infiltrare, este ușor crescută din cauza excesului. Presiunea rezervorului este mai mică decât hidrostatică (cu un gradient vertical mai mic de 0,008 MPa/m), este rară. Prezența presiunilor scăzute în straturile de rezervor poate fi explicată prin faptul că, într-un anumit stadiu al istoriei geologice, s-au creat condiții care au dus la o lipsă de apă de formare în rezervor, de exemplu, cu creșterea porozității asociată cu leșierea sau recristalizarea rocilor. Volumul de apă care saturează spațiul gol poate scădea și din cauza scăderii temperaturii formațiunilor 02.10.2018 72

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Presiunea inițială a rezervorului în zăcământ, natura și dimensiunea sistemului de presiune a apei determină în mare măsură starea de fază a hidrocarburilor din subsol, caracteristicile energetice naturale ale zăcământul, alegerea și implementarea sistemului său de dezvoltare, modelele de modificare a parametrilor zăcământului în timpul funcționării sale, nivelurile și dinamica producției anuale de petrol și gaze. Valoarea presiunii de formare a depozitului trebuie luată în considerare la estimarea porozității și permeabilității formațiunilor în apariția lor naturală din miez. Parametrii indicați determinați din miez în condiții de suprafață pot fi semnificativ supraestimați. , ceea ce va duce la o determinare incorectă 73

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Cunoașterea valorii presiunii inițiale de rezervor a zăcământului și a tuturor straturilor de rezervor adiacente este necesară atunci când se justifică tehnologia de foraj și proiectarea sondei, adică pentru a asigura proiectarea sondei. a sondei fără absorbția fluidului de foraj, emisii, prăbușiri, țevi blocate, crescând gradul de perfecțiune al pătrunderii formațiunii fără a reduce productivitatea rezervorului față de caracteristicile sale naturale. Corespondența presiunii rezervorului cu presiunea hidrostatică poate servi ca un indicator al asocierii rezervorului cu un sistem de presiune a apei de infiltrare. În aceste condiții, se poate aștepta ca în timpul dezvoltării rezervorului presiunea rezervorului să scadă relativ lent. La intocmirea primului document de proiect pentru dezvoltare 02.10.2018 74

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Datele privind temperatura de formare sunt necesare atunci când se studiază proprietățile fluidelor de formare (petrol, gaz și apă), se determină regimul de formare și dinamica mișcării apelor subterane, atunci când se rezolvă diverse probleme tehnice legate de astuparea puțurilor, perforarea etc. Măsurătorile de temperatură în puțurile căptușite sau necarcate cu țevi se efectuează cu un termometru de maxim sau un termometru electric. 10.02.2018 75

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Înainte de măsurare, sonda trebuie să fie în repaus timp de 20 - 25 de zile pentru a se restabili regimul natural de temperatură perturbat de foraj sau exploatare. În timpul procesului de foraj, temperatura este de obicei măsurată în puțuri care sunt oprite temporar din motive tehnice. În puțurile de producție, măsurarea temperaturii este fiabilă numai pentru intervalul de adâncime al formațiunii productive (de producție). Pentru a obține date fiabile de temperatură în alte intervale, puțul trebuie oprit pe 10 februarie 2018 pentru o perioadă lungă de timp. 76

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE În acest scop se folosesc puțuri de producție inactive sau temporar blocate. Atunci când se efectuează măsurători în puțuri, ar trebui să se țină cont de o posibilă scădere a temperaturii naturale din cauza manifestărilor gazelor (efectul de accelerație). Datele de măsurare a temperaturii sunt utilizate pentru a determina treapta geotermală și gradientul geotermal. Etapa geotermală - distanța în metri în timpul adâncirii cu care temperatura rocilor crește în mod natural cu 1°C, este determinată de formula: (28) 02.10.2018 77

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE unde G – stadiu geotermal, m/°C; H – adâncimea locului de măsurare a temperaturii, m; h – adâncimea stratului cu temperatură constantă, m; T – temperatura la adâncimea Н, °С; t – temperatura constantă la adâncimea h, °C. Pentru a caracteriza mai precis etapa geotermală, este necesar să existe măsurători de temperatură de-a lungul întregului sondă. Astfel de date fac posibilă calcularea valorii treptei geotermale în diferite intervale ale secțiunii, precum și determinarea gradientului geotermal, adică creșterea temperaturii în °C cu adâncire cu (29) la 02.10.2018 78

I. Factorii care determină caracteristicile geologice și fizice ale straturilor productive și condițiile de funcționare a puțurilor de producere în zonele de dificultate valoarea schimbului de apă a treptei geotermice în acvifer depinde de poziția gipsometrică a acestuia dacă acviferul are o notă scăzută, atunci valoarea a etapei geotermice va lua o valoare redusă. În zonele cu mișcare slabă a apei, practic fără schimb de apă, stadiul geotermal este 02.10.2018 79

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE FUNȚIILOR DE PRODUCȚIE Folosind harta geoizotermă, se apreciază atenuarea curgerii subterane din cauza deteriorării permeabilității gresiilor și se urmărește dinamica și direcția de mișcare a apei subterane. Mărimea gradientului geotermic crește în ah și scade în sinclinal, t Adică anticlinale sunt zone de temperatură crescută, iar sinclinale sunt zone de temperatură scăzută. Pentru straturile superioare ale scoarței terestre (10 - 20 km), valoarea treptei geotermale este în medie de 33 m/°C și 02.10.2018 80

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. 6. REGIMUL DE FUNCȚIONARE HIDRODINAMIC AL DEPOZITĂRILOR Regimul natural al zăcământului este ansamblul forțelor naturale (tipuri de energie) care asigură mișcarea energiei. petrol sau gaze din rezervor până la puțurile de producție de fund. În zăcămintele de petrol, principalele forțe care mișcă formațiunile sunt: ​​presiunea apei de contur, care ia naștere sub influența masei acesteia; presiunea de masă a apei de contur creată de expansiunea elastică a rocii și a apei; presiunea gazului în capacul de gaz; elasticitatea gazului eliberat din petrol dizolvat în 81 02.10.2018; gaz

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Atunci când una dintre sursele de energie de mai sus este predominantă, regimurile zăcămintelor de petrol se disting în mod corespunzător: 1. presiunea apei; 2. presiunea elastica a apei; 3. presiunea gazului (mod capac gaz); 4. gaz dizolvat; 5. gravitațională. 10.02.2018 82

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Regimul natural al unui zăcământ este determinat (în principal) de factori geologici: caracteristicile sistemului apă-presiune din care aparține zăcământul, precum și amplasarea. a depozitului din acest sistem raportat la zona de reîncărcare; caracteristicile geologice și fizice ale zăcământului (condiții termobarice, starea de fază a hidrocarburilor și proprietățile acestora); condițiile de apariție și proprietățile rocilor rezervor; gradul de racordare hidrodinamică a zăcământului cu 83 10.02.2018

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Regimul de formare poate fi influențat semnificativ de condițiile de funcționare ale zăcămintelor. La utilizarea energiei naturale la dezvoltarea zăcămintelor, de regim depind: intensitatea reducerii presiunii din rezervor; rezerva de energie a zăcământului la fiecare etapă de dezvoltare; comportamentul limitelor în mișcare ale zăcământului (GNK, GVK, VNK); modificarea volumului depozitului pe măsură ce extracția progresează 02.10.2018 84

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCŢIE Rezerva de energie naturală şi formele de manifestare a acesteia determină eficienţa dezvoltării zăcămintelor: zăcămintele, ritmul producţiei anuale de petrol (gaz); dinamica altor indicatori de dezvoltare; gradul posibil de extragere finală a rezervelor din subsol. 10.02.2018 85

I. FACTORI CARE DETERMINEAZĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Modul de funcționare al zăcământului afectează în diverse moduri durata de funcționare a puțurilor; alegerea schemei de dezvoltare a câmpului pentru câmp etc. Regimul zăcământului în timpul funcționării acestuia poate fi judecat din curbele modificărilor presiunii din rezervor și ale factorului de gaz al întregului zăcământ. 10.02.2018 86

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. În regimul de presiune a apei, principalul tip de energie este presiunea apei marginale, care pătrunde în zăcământ și compensează complet cantitatea de lichid. luat din fântână. Volumul zăcămintelor de petrol scade treptat datorită creșterii OWC. Pentru a reduce extragerea apei asociate din formațiune, în puțurile forate în apropierea sau în interiorul OWC, partea inferioară a formațiunii saturate cu petrol nu este de obicei perforată. 10.02.2018 87

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCŢIE Regimul de presiune a apei se manifestă prin depuneri asociate sistemelor de infiltrare apă-presiune, cu o bună legătură hidrodinamică a zăcământului cu zona de limită a rezervorului şi cu zona de hrănire, cu o dimensiune mare a zonei de contur . 10.02.2018 88

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Pentru ca regimul de presiune a apei să fie eficient, este necesar să existe o diferență semnificativă între presiunea inițială a rezervorului și presiunea de saturare a petrolului cu gaz, și pentru a menține această diferență cât mai mult timp, menținând gazul în stare dizolvată . În modul de presiune a apei, se obține un factor mare de recuperare a petrolului - 0,6 0,7 Acest lucru se datorează capacității apei (în special a apei mineralizate din rezervor) de a spăla puțurile de petrol și de a-l deplasa de la 10.02.2018 golurile de roci de rezervor + combinația 89.

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE 2. Regimul de presiune elastic-apă este un regim în care petrolul este deplasat din formațiune sub influența presiunii apei marginale, dar sursa principală. de energie este elasticitatea rocilor rezervor și a lichidului care le saturează. 10.02.2018 90

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 1. Prelevarea lichidului nu este compensată în totalitate prin pătrunderea apei în rezervor 2. Scăderea presiunii în rezervor se extinde treptat dincolo de limitele rezervorului și acoperă zona părții acvifere a rezervorului. 3. Aici are loc expansiunea rocii și a apei de formare. 4. Coeficienții de elasticitate ai apei și rocii sunt nesemnificativi, totuși, dacă aria de presiune redusă este semnificativă (de multe ori mai mare decât dimensiunea zăcămintei), forțele elastice ale formațiunii creează o aprovizionare semnificativă de energie. 10.02.2018 91

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Volumul de petrol obținut din zăcământ datorat forțelor elastice atunci când presiunea rezervorului din acesta scade cu P poate fi exprimat prin formula (30) unde, sunt volumele de ulei obținute datorită forțelor elastice ale zăcământului însuși și, respectiv, a zonei acvifere a formațiunii, m 3; Vн, Vв – volumele părții purtătoare de petrol a formațiunii și părții acvifere implicate în procesul de reducere a presiunii din rezervor m 3; , este elasticitatea volumetrică a formațiunii din părțile petroliere și acvifere (unde m este coeficientul mediu de porozitate, Pa-1; w, p, sunt coeficienții de elasticitate volumetrică a lichidului și a rocii), Pa-1. Proporția de ulei obținută datorită elasticității regiunii purtătoare de ulei a formațiunii este mică, deoarece volumul zăcământului este (cel mai adesea) mai mic decât volumul regiunii acvifere. 10.02.2018 92

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Regimul elastic apă-presiune se manifestă de obicei 1. în depuneri de sisteme de infiltrare apă-presiune, 2. cu o slabă legătură hidrodinamică cu zona de alimentare (datorită la distanță mare), 3. creasta de formare cu permeabilitate redusă și vâscozitate crescută a uleiului; 4. în depozite de dimensiuni mari cu retrageri semnificative de fluide care nu sunt complet compensate prin pătrunderea apei de formare în depozit; 5. în depozite limitate la sisteme de eliziune apă-presiune. 10.02.2018 93

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Condiții de existență: apariția stratului rezervor pe o suprafață mare în afara zăcământului; excesul presiunii inițiale din rezervor peste presiunea de saturație. Condițiile sunt mai rele decât în ​​modul de presiune a apei. KIN – 0,55 10.02.2018 94

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE 3. Regimul de presiune a gazului - uleiul este forțat să iasă din formațiune sub influența presiunii gazului conținut în capacul de gaz. În acest caz, în timpul dezvoltării zăcământului, presiunea rezervorului scade, capacul de gaz se extinde, iar motorina se deplasează în jos. 10.02.2018 95

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Deoarece în zăcămintele de petrol și gaze presiunea de saturație este cel mai adesea apropiată de rezervorul inițial, imediat după începerea dezvoltării presiunea rezervorului devine mai mică decât saturația. presiune, saturație în urma căreia începe eliberarea uleiului dizolvat există gaz în el și cu o permeabilitate verticală ridicată a formațiunii, gazul completează parțial capacul de gaz al regimului de presiune a gazului în forma sa pură este posibil în depozite nu au racord hidrodinamic din 02.10.2018 96

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE EXPLOATARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Motivele separării rezervorului de zona acviferă: Ø o scădere bruscă a permeabilității în zona periferică a lacului de acumulare în apropierea OWC; Ø prezenţa perturbărilor tectonice care limitează zăcământul etc. Condiţii geologice favorabile manifestării regimului de presiune a gazului: prezenţa unui capac mare de gaze cu o aprovizionare suficientă cu energie pentru a înlocui petrolul; înălțimea semnificativă a părții de ulei a zăcământului; depozitele au permeabilitate verticală ridicată a formațiunii; vâscozitate verticală scăzută a uleiului din rezervor (2 – 3 m. Pa s). 10.02.2018 97

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE FÂNTURILOR DE PRODUCŢIE La dezvoltarea unui zăcământ, din cauza tasării condensului de motorină, se reduce volumul părţii petroliere a zăcământului. Pentru a preveni pătrunderea prematură a gazului în puțurile de petrol, partea inferioară a grosimii saturate cu petrol este perforată la o anumită distanță de condensatul de motorină. Când se dezvoltă în condiții de presiune a gazului, presiunea rezervorului scade constant. Rata declinului său depinde de Rata declinului său depinde de raportul dintre volumele părților de gaz și petrol ale zăcământului, 02.10.2018 98

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUȚIILOR DE PRODUCȚIE CIN în condiții de presiune a gazului de 0,4 Aceasta se explică prin instabilitatea frontului de deplasare (deplasarea avansată a gazului de-a lungul părților cele mai permeabile ale formațiunii). , formarea de conuri de gaz și eficiența redusă a gazului de deplasare a petrolului, în comparație cu apa. 10.02.2018 99

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Factorul gazos mediu pentru un zăcământ în perioada inițială de dezvoltare poate rămâne aproximativ constant. Pe măsură ce GOC este scăzut, gazul din capacul de gaz intră în puțuri, gazul este eliberat din petrol, valoarea factorului de gaz începe să crească brusc și nivelul producției de petrol scade. Producția de ulei se realizează practic fără apă asociată. Găsit în forma sa pură în Krasnodar 10.02.2018 100

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 4. Regimul gazelor dizolvate - regim în care presiunea rezervorului scade în timpul dezvoltării sub presiunea de saturație, în urma căruia se eliberează gaz din soluția de saturație. iar bulele de gaz ocluse se extind, deplasează petrolul în puțuri. Regimul în forma sa pură se manifestă în absența influenței regiunii acvifere, cu valori apropiate sau egale ale presiunii inițiale ale rezervorului și ale presiunii de saturație, cu un conținut crescut de gaz al petrolului de rezervor, 02.10.2018 101

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Pe parcursul procesului de dezvoltare, saturația în ulei a formațiunii scade, volumul zăcământului rămâne neschimbat. În acest sens, întreaga grosime saturată de petrol a formațiunii este perforată în puțurile de producție. 10.02.2018 102

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Dinamica dezvoltării rezervorului în regimul gazelor dizolvate: presiunea rezervorului este în scădere constantă și intensă, diferența dintre presiunea de saturație și presiunea curentă de formare crește în timp. , factorul de gaz este la început constant, apoi crește și de câteva ori mai mare decât conținutul de gaz din rezervor, degazarea uleiului din rezervor duce la o creștere semnificativă a vâscozității acestuia, în timp, datorită degazării uleiului din rezervor, factorul de gaz este redus semnificativ , pentru întreaga perioadă de dezvoltare valoarea medie a factorului gaz de câmp este de 4 - 5 ori mai mare decât 103 10. 02 .2018

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCȚIE Formarea craterelor de depresiune înguste în apropierea fiecărei puțuri este tipică. Amplasarea puțurilor de producție este mai densă decât în ​​regimurile în care petrolul este deplasat de apă. Factorul final de recuperare a petrolului este de 0,2 – 0,3, iar cu conținut scăzut de gaz – 10.02.2018 104

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI A CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE PUNZURILOR DE PRODUCŢIE 5. Regimul gravitaţional - petrolul se deplasează în formaţie către puţuri sub influenţa gravitaţiei petrolului însuşi. Funcționează atunci când depozitul nu are alte surse de energie sau rezervele acestora au fost epuizate. Apare după încheierea regimului de gaz dizolvat, adică după degazarea petrolului și o scădere a presiunii din rezervor. Deși, uneori poate fi natural. Manifestarea regimului este facilitată de înălțimea semnificativă a părții saturate de petrol a formării rezervorului, 02.10.2018 105

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Rata de producție crește odată cu scăderea marcajelor hipsometrice ale intervalelor de deschidere a formațiunii. Partea superioară a zăcământului este umplută treptat cu gaz eliberat din petrol, volumul (partea de petrol) a zăcământului scade, petrolul este retras la o rată foarte scăzută - până la 1% pe an din rezervele recuperabile. Presiunea rezervorului în acest mod este de obicei zecimi de MPa, conținutul de gaz este de câțiva metri cubi la 1 m3 Când se utilizează sisteme de dezvoltare care mențin presiunea rezervorului, regimul gravitațional este practic inexistent 02/10/2018 106

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUȚIILOR DE PRODUCȚIE REZUMAT 1. În prezent, regimurile naturale sunt utilizate numai dacă asigură o recuperare a petrolului de 40% sau mai mult regim activ elastic-apă-presiune. 2. Regimul elastic-apă-presiune în formă pură funcționează de obicei la extragerea primelor 5 - 10% din rezervele recuperabile de petrol, 3. Când presiunea din rezervor scade sub presiunea de saturație, regimul gazelor dizolvate devine de importanță primordială. 4. Regimurile naturale ineficiente, de obicei chiar la începutul dezvoltării, sunt transformate în mai multe 10.02.2018 107

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE 5. Tipul de regim trebuie stabilit în fazele incipiente ale întocmirii primelor documente de dezvoltare pentru a fundamenta corect sistemul de dezvoltare, pentru a rezolva problematica necesității de a influența formarea, de a selecta metoda de stimulare. 6. Tipul de regim se determină pe baza studiului caracteristicilor geologice și hidrogeologice ale sistemului de presiune a apei în ansamblu și a caracteristicilor geologice și fizice ale zăcământului însuși. 10.02.2018 108

I. Factori care determină caracteristicile geologice și fizice ale straturilor productive și condițiile de funcționare a puțurilor miniere, studiul sistemului de apă prevede: clarificarea condițiilor regionale ale orizontului, a naturii sistemului natural de apă (infiltrare, elisific). ) și dimensiunea acesteia, poziția zonelor de putere și scurgere, amplasarea depozitului în sistemul de apă în raport cu zona de alimentare, factori care determină legătura hidrodinamică a diferitelor puncte ale sistemului (condiții de amplasare, permeabilitate, natură 10.02.2018). 109

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ȘI A CONDIȚILOR DE FUNCȚIONARE ALE PUTANȚEI DE PRODUCȚIE Pentru rezervorul studiat este necesar să se obțină date: asupra dimensiunii acestuia, asupra gradului de conectivitate a lacului de acumulare cu zona de limită, asupra structura și proprietățile zăcământului din zăcământ, starea de fază și proprietățile zăcământului de petrol și gaze, condițiile termobarice ale formării productive. 10.02.2018 110

I. FACTORI DE DETERMINARE A CARACTERISTICILOR GEOLOGICE ŞI FIZICE ALE FORMĂRILOR PRODUCTIVE ŞI CONDIŢIILOR DE FUNCŢIONARE ALE FÂNTURILOR DE PRODUCŢIE 7. Analogii în determinarea modului de dezvoltare a unui zăcământ sunt puse în exploatare în prealabil zăcăminte de acelaşi orizont cu caracteristici geologice şi fizice similare. 8. În absența sau insuficiența datelor indirecte, o parte din zăcământ este pusă în exploatare de probă de scurtă durată (puțuri de explorare), în cursul căreia se măsoară și se controlează: modificări ale presiunii rezervorului în zăcământ propriu-zis și în zona limită. , comportamentul factorului gazos, tăierea apei în puțuri, productivitatea, interacțiunea zăcământului cu zona de contur și activitatea acestuia din urmă (observarea presiunii în piezometric 111 10.02.2018

I. FACTORI CARE DETERMINĂ CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE FORMĂȚILOR PRODUCTIVE ȘI CONDIȚIILE DE FUNCȚIONARE ALE PUNTURILOR DE PRODUCȚIE Atunci când sondele piezometrice sunt situate la distanțe diferite de rezervor, poate fi relevat nu numai faptul însuși al acestei interacțiuni, ci și natura depresiunii generale. pâlnie în formație. Puțurile de producție de vârf pentru exploatarea de probă sunt forate pentru a obține informațiile necesare într-un timp relativ scurt, deoarece aceste sonde pot produce producție mare de petrol într-o perioadă scurtă de timp. 10.02.2018 112

Ministerul Educației și Științei al Federației Ruse
Filiala instituției de învățământ bugetar de stat federal
institutii de invatamant profesional superior
„Universitatea de Stat Udmurt” din Votkinsk

Test
La disciplina „Well Productivity Management and
intensificarea producției de petrol”

Completat de: student din grupa Z-Vt-131000-42(k)
Lonsakov Pavel Sergheevici

Verificat de: Ph.D., profesor asociat Borkhovich S.Yu.

Votkinsk 2016

Selectarea sondelor candidate pentru tratarea zonelor din apropierea sondei.

Principalul motiv pentru productivitatea scăzută a sondei, împreună cu permeabilitatea naturală slabă a formațiunii și perforarea de calitate slabă, este o scădere a permeabilității zonei de lângă sondă a formațiunii.
Zona de formare a găurii de fund este zona formațiunii din jurul sondei care este supusă celei mai intense influențe a diferitelor procese care însoțesc construcția sondei și mediul său ulterior și perturbă starea inițială de echilibru mecanic și fizico-chimic a puțului. formare.
Forajul în sine modifică distribuția tensiunilor interne în roca din jur. O scădere a productivității sondei în timpul forajului are loc și ca urmare a pătrunderii soluției sau a filtratului acesteia în zona fundului găurii a formațiunii. Atunci când filtratul interacționează cu formarea apei mineralizate, se poate produce formarea de săruri insolubile și precipitarea acestora, umflarea cimentului argilos și înfundarea emulsiilor persistente și o scădere a permeabilității de fază a puțurilor. Pot exista perforații de proastă calitate datorită utilizării perforatoarelor de putere redusă, în special în puțurile adânci, unde emulsia sarcinilor de explozie este absorbită de energia presiunilor hidrostatice ridicate.
O scădere a permeabilității zonei de fund a formațiunii are loc în timpul funcționării puțurilor, care este însoțită de o încălcare a echilibrului termobaric în sistemul de rezervor și eliberarea de gaz liber, parafină și substanțe rășinoase asfaltice din petrol, înfundarea spațiului de vapori al rezervorului.
Contaminarea intensă a zonei de fund a formațiunii este, de asemenea, observată ca urmare a pătrunderii fluidelor de lucru în timpul diferitelor lucrări de reparații în puțuri. Injectivitatea puțurilor de injecție se deteriorează din cauza înfundarii spațiului porilor cu produse petroliere conținute în apa injectată. Ca urmare a pătrunderii unor astfel de procese, rezistența la filtrarea lichidului și gazului crește, debitele de sondă scad și apare necesitatea unei influențe artificiale asupra zonei de fund a găurii a formațiunii pentru a crește productivitatea puțurilor și îmbunătățește legătura lor hidrodinamică cu formațiunea.
În puțurile cu o zonă contaminată a găurii de fund, se observă o scădere a producției de fluid, menținând aceleași condiții de funcționare, debite mai mici în comparație cu sondele din apropiere ale câmpului dat. Identificarea unor astfel de puțuri se realizează pe baza datelor de teren sau ca rezultat al calculelor. Metoda de calcul este următoarea: se estimează raza zonei de drenaj al sondei și se calculează debitul fluidului folosind formula Dupuis; dacă debitul calculat este semnificativ mai mare decât cel real, atunci se poate presupune că există o contaminare a zonei de fund. În plus, deteriorarea proprietăților rezervorului în zona de lângă sondă poate fi identificată pe baza rezultatelor studiilor hidrodinamice.
Eficacitatea utilizării unei anumite metode de influențare a unui obiect de dezvoltare este determinată de caracteristicile geologice ale rezervorului, de proprietățile fluidelor de formare și de parametrii care caracterizează starea de dezvoltare. Selectarea puțurilor pentru OPD pe baza caracteristicilor medii ale câmpului nu este întotdeauna reușită, în special pentru zăcămintele carbonatice productive caracterizate prin eterogenitatea stratificată și zonală a rezervoarelor, atât ca structură, cât și ca proprietăți.
Principalele criterii geologice care determină succesul aplicării OPP includ următoarele:
A. tip de rezervor (fracturat, fracturat-por sau pore), care determină compoziția componentelor pentru compozițiile de hidroizolație (de exemplu, pentru...