Ukazovatele rozvoja ropných polí. Technologické ukazovatele rozvoja ložísk ropy, plynu a plynového kondenzátu. Etapy rozvoja ropných polí

Medzi hlavné technologické ukazovatele charakterizujúce proces rozvoja ropného poľa (ložiska) patria: ročná a kumulatívna produkcia ropy, kvapaliny, plynu; ročná a kumulatívna injekcia činidla (vody); vodné rezanie vyrábaných produktov; ťažba ropy z vyťažiteľných zásob; zásoba ťažobných a vstrekovacích vrtov; miera ťažby ropy; kompenzácia odberu kvapaliny vstrekovaním vody; aktuálny a konečný faktor výťažnosti ropy (dizajn); prietoky ropy a kvapalín v studniach; injektivita studne; dynamika formačného tlaku, objemy vrtov, spúšťanie ťažobných a injektážnych vrtov, vyraďovanie vrtov a pod.

Efektívnosť vývojového procesu sa hodnotí aj pomerom podielu vyťaženej ropy z jej počiatočných vyťažiteľných zásob a aktuálneho úbytku vody, aktuálnou a akumulovanou bilanciou vtláčania vody a odberu tekutiny z ložiska, poklesom tlaku v ložisku (vo vzťahu k počiatočnej hodnote) atď.

Uveďme metódu na výpočet hlavných technologických ukazovateľov procesu rozvoja ropného poľa (ložiska).

1. Ročná produkcia ropy ( q t , t/rok) - ťažba ropy zo všetkých ťažobných vrtov za jeden rok. Produkcia ropy na budúce obdobie sa určuje pomocou rôznych metód a počítačových programov. Pri vývoji ložísk v záverečných fázach (s klesajúcou produkciou ropy) sa ročná produkcia ropy ( q t,) , počet baníkov 2 - ( n td ) a injekčné jamky 3 - ( n tn ) možno určiť podľa vzorcov [9]:

2. (3.11)

2. (3.12)

Kde t – poradové číslo účtovného roka ( t =1, 2, 3, 4, 5); q0 – amplitúdová produkcia ropy na 10 rokov; e \u003d 2,718 - základňa prirodzených logaritmov; Q odpočinok – zvyškové vyťažiteľné zásoby ropy; n 0d A n 0n - počet vrtov na začiatku účtovného roka, v uvedenom poradí, ťažba a vstrekovanie; T- priemerná životnosť studne, roky; pri absencii skutočných údajov sa T môže považovať za štandardnú dobu odpisovania studne (20 rokov).

4. Ročná miera ťažby ropy t dno je pomer ročnej produkcie ( q t ) do počiatočných vyťažiteľných rezerv ( Q dole ), %:

t dole = q t / Q dole (3.13)

5. Ročná miera ťažby ropy t oiz , % - zo zostávajúcich (bežných) vyťažiteľných zásob - podiel ročnej produkcie ( q t ) do zostávajúcich vyťažiteľných rezerv ( Q oiz ) - zvyškové vyťažiteľné zásoby ropy na začiatku výpočtu (rozdiel medzi počiatočnými vyťažiteľnými zásobami a kumulatívnou produkciou ropy na začiatku roka výpočtu:

t oiz = q t / Q oiz (3.14)

6. Ťažba ropy od začiatku vývoja (kumulatívne získavanie ropy) Q nak - súčet ročných odberov ropy na konci roka, tisíc ton:

Q nak = q t1 + q t2 + q t3 + …… + q tn-1 + q tn , (3.15)

7. Ťažba ropy z počiatočných vyťažiteľných zásob S Q – pomer kumulatívnej ťažby ropy k počiatočným vyťažiteľným zásobám), %:

C Q = Q hore / Q dole (3.16)

8. Faktor regenerácie ropy ( CIN ) alebo koeficient výťažnosti ropy - pomer kumulatívnej výťažnosti ropy k počiatočným geologickým alebo bilančným zásobám ropy, zlomky jednotiek:

CIN \u003d Q acc / Q lopta (3.17)

9. Výroba kvapalín od začiatku vývoja Q w je súčet ročných výberov tekutín ( q ) za bežný rok, tisíc ton:

Q Well = q Zh1 + q Zh2 + q Zh3 +……..+q Zhn-1 + q Zhn (3.18)

10. Priemerný ročný výpadok vody - podiel vody na produkcii studní W , je pomer ročnej produkcie vody ( q in ) na ročnú produkciu tekutín ( q ), %:

W = q v / q f (3.19)

11. Vtláčanie vody od začiatku vývoja - súčet ročných hodnôt vtláčania vody ( q poradie ) na konci vykazovaného roka v tisícoch m 3:

Q poradie = q poradie1 + q poradie2 + q poradie3 +……….+ q poradie n-1 + q poradie n (3.20)

12. Kompenzácia odberu tekutín vstrekovaním vody za rok (aktuálny) - pomer ročného vstreku vody k ročnej produkcii tekutín,%:

K g \u003d q poradie / q studňa (3.21)

13. Kompenzácia odberu tekutín vstrekovaním vody od začiatku vývoja (kumulatívna kompenzácia) - pomer kumulatívneho odberu vody ku kumulatívnemu odberu tekutiny,%:

K nak \u003d Q objednávka / Q studňa (3.22)

14. Produkcia plynu súvisiaceho s ropou za rok sa určí vynásobením ročnej produkcie ropy faktorom plynu ( G f ), milióny m 3:

q plyn = q t . G f (3.23)

15. Ťažba súvisiaceho ropného plynu od začiatku rozvoja - súčet ročných odberov plynu, mil. m 3 :

Q plyn = q plyn1 + q plyn2 + q plyn3 +……….+ q plyn n-1 + q plyn n (3.24)

16. Priemerný ročný prietok jedného ťažobného vrtu pre ropu - pomer ročnej produkcie ropy k priemernému ročnému počtu ťažobných vrtov ( Ďalšie ) a počet dní v roku ( T g ), berúc do úvahy faktor prevádzky ťažobného vrtu, ( K e.d ), t/deň:

q studňa.d. = q t / n ext T g K e.d, (3.25)

Kde K e.d sa rovná pomeru súčtu dní (dní) odpracovaných všetkými ťažobnými vrtmi počas kalendárneho roka k počtu týchto vrtov a počtu kalendárne dni(dní) za rok, čo sa rovná 0,98.

17. Priemerný ročný prietok jedného ťažobného vrtu v prepočte na kvapalinu je pomer ročnej produkcie kvapaliny k priemernému ročnému počtu ťažobných vrtov a počtu dní v roku pri zohľadnení faktora prevádzky ťažobného vrtu, t/deň:

q dobre \u003d q w / n ext T g K e.d, (3.26)

18. Priemerná ročná výdatnosť jedného injektážneho vrtu je pomer ročného vtláčania vody k priemernému ročnému počtu injektážnych vrtov ( n nahý ) a počet dní v roku, berúc do úvahy koeficient prevádzky injekčných vrtov ( K e.n ), m 3 / deň:

q jamky \u003d q order / n nag T g K e.n, (3.27)

Kde K e.n sa rovná pomeru súčtu dní odpracovaných všetkými injekčnými vrtmi počas kalendárneho roka k počtu týchto vrtov a počtu kalendárnych dní v roku.

19. Tlak v nádrži za 20. rok vývoja má tendenciu klesať, ak akumulovaná kompenzácia K nak menej ako 120 %, t.j. R pl t ≤ R pl n ≥; ak je akumulovaná kompenzácia v rozsahu od 120 do 150 %, tlak v zásobníku je blízky alebo rovný počiatočnému tlaku R pl t = R pl n ; ak je akumulovaná kompenzácia viac ako 150 %, tlak v zásobníku má tendenciu stúpať a môže byť vyšší ako počiatočný R pl t ≥ R pl n .

Technológia vývoja - súbor metód používaných na extrakciu oleja z čriev. Existuje veľa ukazovateľov technologického rozvoja, ale pre každého sú spoločné, zvážme ich:

1. Ťažba ropy z poľa v procese jeho vývoja, ktorý je rozdelený do štyroch etáp.

2. Rýchlosť rozvoja ropného poľa možno vyjadriť ako pomer súčasnej produkcie ropy q n (t) ku geologickým zásobám poľa G

Z(tqn(t)) = qn(t)/G

3. Tekutá produkcia z poľa je celková produkcia ropy a vody.

4. Ťažba ropy - pomer množstva ropy vyťaženej z ložiska k jej počiatočným zásobám v ložisku. Rozlišovací prúd - pomer množstva ropy vyťaženej z nádrže v okamihu rozvoja nádrže k jej počiatočným zásobám. Konečné využitie ropy je pomer množstva vyprodukovanej ropy k jej počiatočným zásobám na konci výstavby ložiska.

5. Ťažba plynu z ropného poľa v procese jeho rozvoja. Tento faktor je charakterizovaný hodnotou Gf.

6. Spotreba látok vstrekovaných do zásobníka a ich ťažba spolu s ropou a plynom (obyčajná voda, voda s prísadami chemických činidiel, horúca voda alebo para, uhľovodíkové plyny, vzduch, oxid uhličitý atď.).

7. Distribúcia v zásobníku.

8. Tlak pri ústí ťažobného vrtu Ru

9. Rozdelenie studní podľa spôsobu zdvíhania tekutiny z dna na povrch.

10. Teplota formovania.

5. To, čo sa nazýva vývojový objekt. Ako sa objekt vyvíja. Aká je vlastnosť objektu. Je možné vytvoriť rôzne objekty s rovnakými jamkami pomocou? technické prostriedky.

Rozvojový objekt- ide o geologický útvar (nádrž, masív, štruktúra, súbor vrstiev) umelo identifikovaný v rámci rozvíjaného poľa, obsahujúci priemyselné zásoby uhľovodíkov, ktorých ťažba z podložia sa uskutočňuje pomocou určitá skupina studne alebo iné banské stavby. Vývojári, používajúc terminológiu bežnú medzi naftármi, sa zvyčajne domnievajú, že každý objekt je vyvinutý vlastnou sieťou vrtov. Treba zdôrazniť, že samotná príroda nevytvára rozvojové objekty – prideľujú ich ľudia rozvíjajúci odbor. Do vývojového objektu možno zahrnúť jednu, niekoľko alebo všetky vrstvy poľa.

Hlavné črty vývojového objektu- prítomnosť priemyselných zásob ropy v nádržiach a určitej skupiny vrtov, ktoré sú tomuto objektu vlastné, pomocou ktorých sa rozvíja. Zároveň nemožno tvrdiť opak, pretože tie isté studne môžu vyvinúť rôzne objekty použitím technických prostriedkov na simultánnu-samostatnú prevádzku. Hlavnými faktormi sú:

Geologické a fyzikálne vlastnosti nádrže;

Obnoviteľné zásoby ropy, milióny ton

Hrúbka, m

Priepustnosť, 10~3μm2

Viskozita oleja - Z Kti,.1YuO-3 P 3 Pa-s

Rozvojové objekty sa niekedy delia na tieto typy: nezávislé, to znamená, že sa vyvíjajú v danom čase, a vratné, to znamená také, ktoré budú v tomto období vybudované vrtmi prevádzkovanými iným objektom.

6. Vymenujte hlavné faktory ovplyvňujúce výber rozvojových objektov. Ako ovplyvňujú geologické a fyzikálne vlastnosti rezervoárových hornín výber rozvojových objektov.

Faktory ovplyvňujúce výber rozvojových objektov

1. Geologické a fyzikálne vlastnosti hornín ložísk ropy a zemného plynu.

V mnohých prípadoch sa nádrže, ktoré sa výrazne líšia v priepustnosti, celkovej a efektívnej hrúbke, ako aj v heterogenite, neodporúčajú rozvíjať ako jeden objekt, pretože sa môžu výrazne líšiť v produktivite, tlaku v nádrži v procese ich vývoja a následne v spôsoboch prevádzky vrtov, rýchlosti získavania ropy a zmene vody. Pre útvary s rôznou plošnou heterogenitou môžu byť účinné rôzne mriežky studní, preto sa ukazuje ako nepraktické spájať takéto útvary do jedného vývojového objektu. Vo vysoko vertikálne heterogénnych nádržiach s oddelenými medzivrstvami s nízkou priepustnosťou, ktoré nekomunikujú s vrstvami s vysokou priepustnosťou, môže byť ťažké zabezpečiť prijateľné pokrytie horizontu vertikálnym nárazom, pretože do aktívneho vývoja sú zahrnuté iba medzivrstvy s vysokou priepustnosťou a medzivrstvy s nízkou priepustnosťou nie sú vystavené pôsobeniu látky vstrekovanej do nádrže (voda, plyn). Aby sa rozvojom zvýšilo pokrytie takýchto nádrží, zvyknú byť rozdelené do viacerých objektov.

2. Fyzikálne a chemické vlastnosti ropy a plynu.

Vlastnosti olejov majú veľký význam pri výbere vývojových objektov. Nádrže s výrazne odlišnou viskozitou ropy nemusí byť vhodné spájať do jedného objektu, pretože môžu byť vyvinuté pomocou rôznych technológií na extrakciu ropy z podložia s rôznym rozložením a hustotou vzoru vrtov. Prudko odlišný obsah parafínu, sírovodíka, cenných uhľovodíkových zložiek, priemyselný obsah iných nerastov môže znemožniť aj spoločný rozvoj nádrží ako jedného objektu z dôvodu potreby použitia výrazne odlišných technológií ťažby ropy a iných nerastov z nádrží.

3. Fázový stav uhľovodíkov a režim nádrže.

4. Podmienky riadenia procesu rozvoja ropných polí.

5. Technika a technológia prevádzky studne.

Technických a technologických dôvodov, ktoré vedú k účelnosti alebo nevhodnosti využitia jednotlivých možností výberu objektov, môže byť viacero. Napríklad, ak z vrtov prevádzkujúcich určitú nádrž alebo skupiny nádrží pridelených rozvojovým objektom, predpokladá sa, že odoberú také významné prietoky tekutín, že budú obmedzujúce pre modernými prostriedkami prevádzka studne. Ďalšie zväčšovanie objektov bude preto z technických príčin nemožné.

Na záver treba ešte raz zdôrazniť, že vplyv každého z uvedených faktorov na výber developerských objektov je potrebné najskôr podrobiť technologickej a realizovateľnej analýze a až po nej sa môže rozhodnúť o pridelení developerských objektov.

7. Vplyv fyzikálnych a chemických vlastností ropy a plynu na výber rozvojových objektov. Možnosť spojenia do jedného objektu zásobníkov s výrazne odlišnými viskozitami oleja.

Vlastnosti olejov majú veľký význam pri výbere vývojových objektov.

Nádrže s výrazne odlišnou viskozitou ropy nemusí byť vhodné spájať do jedného objektu, pretože môžu byť vyvinuté pomocou rôznych technológií na extrakciu ropy z podložia s rôznym rozložením a hustotou vzoru vrtov.

Prudko odlišný obsah parafínu, sírovodíka, cenných uhľovodíkových zložiek, priemyselný obsah iných nerastov môže znemožniť aj spoločný rozvoj nádrží ako jedného objektu z dôvodu potreby použitia výrazne odlišných technológií ťažby ropy a iných nerastov z nádrží.

Je nemožné spojiť čisto ropný zásobník a zásobník ropy s plynovým uzáverom do jedného objektu. Spájanie týchto nádrží do jedného objektu nie je vhodné, pretože rozvoj každej z nich si vyžaduje rôzne usporiadanie vrtov a technológie na ťažbu ropy a plynu.

Nádrže výraznej hrúbky s hrubými nepriepustnými úsekmi môžu byť samostatnými objektmi rozvoja. S malou hrúbkou vrstiev a prítomnosťou sútokových zón, ktoré komplikujú samostatné vstrekovanie vody do každej vrstvy a reguláciu vývojových procesov, sú vrstvy spojené do jedného prevádzkového zariadenia. Pri výbere vývojových objektov by sa mali brať do úvahy tieto faktory:

1. Geologické a fyzikálne vlastnosti hornín ložísk ropy a zemného plynu. Jeden vývojový objekt môže zahŕňať zásobníky, ktoré majú podobné litologické charakteristiky a zásobníkové vlastnosti ako produkčné ložiskové horniny, hodnoty počiatočných redukovaných tlakov zásobníka a zhodujú sa z hľadiska ložiskovej plochy. Nádrže, ktoré sa výrazne líšia priepustnosťou, celkovou a efektívnou hrúbkou, ako aj počiatočným tlakom v nádrži, nie je vhodné spájať do jedného objektu. Útvary, ktoré sa veľmi líšia v plošnej a vrstvenej heterogenite, je tiež nevhodné spájať do jedného vývojového objektu.

Nádrže, ktoré sa výrazne líšia v produktivite a tlaku v nádržiach, sa budú líšiť v spôsoboch rozvoja, rýchlosti ťažby ropy a zmenách v ťažbe vody z vrtov, takže ich začlenenie do jedného rozvojového objektu nevyhnutne povedie k zníženiu ťažby ropy v celom objekte.

V procese vývoja viacvrstvových výrobných zariadení ropných polí sa zistilo, že priemerný faktor produktivity vrtov Kps, ktoré prevádzkujú niekoľko zásobníkov spolu, je menší ako súčet Kpsum priemerných faktorov produktivity vrtov prevádzkujúcich tie isté zásobníky oddelene. Fyzikálna podstata tohto javu nebola dostatočne študovaná. Viacerí výskumníci sa domnievajú, že k poklesu produktivity dochádza v dôsledku prúdenia tekutín medzi vrstvami, iní vysvetľujú straty v dôsledku hydraulický odpor vo vrte to niektorí výskumníci vysvetľujú vzájomným vplyvom ťažených vrstiev.

Pri spojení veľkého počtu nádrží do jedného výrobného zariadenia dosahuje maximálna hodnota poklesu faktora výdatnosti vrtov pri spoločnej prevádzke nádrží oproti samostatnej prevádzke 35 – 45 %.

2. Fyzikálne a chemické vlastnosti ropy, vody a plynu. Nádrže obsahujúce ropu s rôznymi vlastnosťami, napríklad viskozitou, sa neodporúčajú spájať do jedného vývojového objektu, pretože na extrakciu produktov je potrebné použiť rôzne technológie na ich ovplyvnenie, čo si vyžaduje iný systém umiestnenia a rôznu hustotu vzoru vrtov.

Pri výbere objektov majú zásadný význam fyzikálne a chemické vlastnosti formačných vôd a ich možnosť miešania. Napríklad môže spôsobiť vstrekovanie vody do formácie obsahujúcej formovaciu vodu určitého zloženia chemické reakcie, v dôsledku čoho sa zhoršujú podmienky na filtráciu kvapalín.

3. Fázový stav uhľovodíkov a režimy nádrží. Napríklad nie je možné spojiť čisto ropný zásobník a zásobník ropy s plynovým uzáverom do jedného objektu. Spájanie týchto nádrží do jedného objektu nie je vhodné, pretože rozvoj každej z nich si vyžaduje rôzne usporiadanie vrtov a technológie na ťažbu ropy a plynu.

4. Schopnosť riadiť proces vývoja (nie je vhodné spájať veľa vrstiev do jedného objektu)

5.Vývoj technológie a technika - technológia prevádzka studne (ak je výhodné rozvíjať nádrže nezávisle, potom sa neodporúča kombinovať ich)

Vhodnosť spojenia vrstiev do jedného prevádzkového objektu, vopred stanoveného podľa uvedených geologických znakov, je ďalej špecifikovaná technologickými analýzami a štúdiami realizovateľnosti.

Jedným z najnovších pokrokov vo výrobnom inžinierstve a technológii je technológia simultánno-oddelenej prevádzky (SEM) zásobníkov. Využitie tejto technológie umožňuje spojiť výhody zmenšovania developerských objektov s výhodami spoločného využívania nádrží. Pomocou tejto technológie môže vrt produkovať ropu z dvoch predmetov súčasne, pričom každému z predmetov poskytuje svoj vlastný optimálny dopad pre tento konkrétny objekt. Nedochádza tak k strate vyťažiteľných zásob a ziskovosť procesu sa zvyšuje znížením počtu potrebných vrtov.

Zároveň je najekonomickejšia jednovýťahová modifikácia WEM, keď k miešaniu tekutín vyrobených z dvoch predmetov dochádza v jednej hadici v studni. Táto úprava však komplikuje proces kontroly vývoja jednotlivých objektov a navyše nie je použiteľná pri výrazných rozdieloch vo fyzikálno-chemických vlastnostiach formačných kvapalín. Konštrukcia s dvoma výťahmi umožňuje použitie jednej studne na úplne oddelenú produkciu uhľovodíkov z dvoch objektov pozdĺž rôznych potrubí. Vyvíjajú sa aj technológie simultánno-samostatného vstrekovania.

8. Vplyv na výber rozvojových objektov fázového stavu uhľovodíkov a režimu nádrží. Aké fázové stavy majú uhľovodíky v zásobníkoch. Pomenujte režimy fungovania vrstiev.

Rôzne zásobníky, ktoré ležia relatívne blízko seba pozdĺž vertikály a majú podobné geologické a fyzikálne vlastnosti, je v niektorých prípadoch nevhodné spájať do jedného objektu v dôsledku rozdielneho fázového stavu zásobníkových uhľovodíkov a režimu zásobníka. Ak je teda v jednej nádrži významný plynový uzáver a druhý je vyvinutý v režime prirodzeného elastického vodného pohonu, potom ich spojenie do jedného objektu nemusí byť vhodné, pretože ich vývoj si bude vyžadovať rôzne rozloženie a počet vrtov, ako aj rôzne technológie ťažby ropy a plynu.

Klasifikácia ložísk podľa fázového stavu

Podľa počiatočného fázového stavu a zloženia hlavných uhľovodíkových zlúčenín v podloží sa ložiská delia na jednofázové a dvojfázové.

Jednofázové vklady zahŕňajú:

a) ložiská ropy obmedzené na ložiská obsahujúce ropu nasýtenú v rôznej miere plynom;

b) usadeniny plynu alebo plynového kondenzátu obmedzené na zásobníky obsahujúce plyn alebo plyn s uhľovodíkovým kondenzátom.

Dvojfázové zásobníky zahŕňajú zásobníky obmedzené na zásobníky obsahujúce ropu s rozpusteným plynom a voľný plyn nad ropou (nádrž na ropu s plynovým uzáverom alebo zásobník plynu s ropným okrajom). V niektorých prípadoch môže voľný plyn takýchto usadenín obsahovať uhľovodíkový kondenzát. Vo vzťahu k objemu ropou nasýtenej časti ložiska k objemu celého ložiska ( V n = V n / V n + Vr) sa dvojfázové ložiská delia na:

a) ropné polia s plynovým uzáverom alebo uzáverom plynového kondenzátu ( V n 0,75);

b) plyn alebo plynový kondenzátový olej (0,50< V н  О,75);

c) olej a plyn alebo olejový a plynový kondenzát (0,25< V н  0,50);

d) plyn alebo plynový kondenzát s olejovým ráfikom ( V n 0,25).

V závislosti od toho, ktoré zásoby prevládajú, sa za hlavný cieľ ťažby v dvojfázových ložiskách považuje časť nasýtená plynom alebo ropou.

Režim ložiska sa chápe ako povaha prejavu hnacích síl, ktoré zabezpečujú postup ropy v ložiskách do dna ťažobných vrtov. Znalosť prevádzkových režimov je nevyhnutná pre návrh racionálneho systému rozvoja poľa a efektívne využitie energie zásobníka s cieľom maximalizovať ťažbu ropy a plynu z podložia.

Existujú nasledujúce režimy:

1 - tlak vody,

2- elastický a elastický tlak vody,

3-plynový tlakový režim alebo režim plynového uzáveru,

4-plynový režim alebo režim rozpusteného plynu,

5- gravitačná,

6- zmiešané.

1) Vodou poháňaný režim - režim, pri ktorom sa ropa pohybuje v ložisku do vrtov pod tlakom okrajových (alebo spodných) vôd. V tomto prípade je nádrž naplnená vodou z povrchových zdrojov v množstvách, ktoré sa rovnajú alebo sú o niečo menšie ako množstvo kvapaliny a plynu odobraté z nádrže počas jej vývoja. Ukazovateľom efektívnosti rozvoja ložiska je faktor výťažnosti ropy - pomer množstva ropy vyťaženej z ložiska k celkovým (bilančným) zásobám ropy v ložisku. Praxou sa zistilo, že najúčinnejší je režim aktívneho tlaku vody. V tomto režime je možné vyťažiť 50 – 70 % a niekedy aj viac z celkového množstva ropy obsiahnutej v podloží pred začatím ťažby ložiska. Faktor regenerácie oleja vo vodnom režime môže byť v rozsahu 0,5-0,7 alebo viac.

2) Elastický (elastický vodno-tlakový) režim - režim prevádzky ložiska, pri ktorom sa energia zásobníka pri poklese tlaku v zásobníku prejavuje vo forme elastickej expanzie zásobníkovej tekutiny a horniny. Elastické sily tekutiny a horniny sa môžu prejaviť v akomkoľvek režime prevádzky zásobníka. Preto je správnejšie považovať elastický režim nie za nezávislý, ale za takú fázu režimu poháňaného vodou, keď elasticita kvapaliny (ropa, voda) a horniny je hlavným zdrojom energie zásobníka. K elastickej expanzii tekutiny v nádrži a horniny pri poklese tlaku by malo dôjsť v akomkoľvek režime prevádzky nádrže. V prípade aktívneho vodného režimu pohonu a plynového režimu však tento proces zohráva sekundárnu úlohu. V porovnaní s režimom poháňaným vodou je režim prevádzky zásobníka poháňaný elastickou vodou menej efektívny. Faktor výťažnosti ropy (výťažnosť ropy) sa pohybuje medzi 0,5-0,6 resp

Režim tlaku plynu (alebo režim uzáveru plynu) - režim prevádzky zásobníka, keď hlavnou energiou, ktorá podporuje ropu, je tlak uzáveru plynu. V tomto prípade je ropa vytláčaná do vrtov pod tlakom expandujúceho plynu, ktorý je vo vyvýšenej časti ložiska vo voľnom stave. Avšak na rozdiel od vodného režimu (keď je ropa vytláčaná vodou zo spodných častí ložiska), v režime poháňanom plynom naopak plyn vytláča ropu z vyvýšených do nižších častí ložiska. Efektívnosť rozvoja zásobníka v tomto prípade závisí od pomeru veľkosti plynového uzáveru a charakteru konštrukcie zásobníka. Priaznivé podmienky pre najefektívnejšie prejavenie takéhoto režimu sú vysoká priepustnosť ložiska (najmä vertikálna, ložisková), veľké uhly sklonu formácie a nízka viskozita ropy.Pri ťažbe ropy z ložiska a znižovaní tlaku v ložisku v zóne nasýtenej ropou sa plynový uzáver rozťahuje a plyn vytláča ropu v spodnej časti ložiska na dno vrtov. V tomto prípade plyn preniká do vrtov umiestnených v blízkosti kontaktu plyn-olej. Uvoľňovanie plynu a plynového uzáveru, ako aj prevádzka vrtov s vysokým prietokom je neprijateľné, pretože prielomy plynu vedú k nekontrolovanej spotrebe energie plynu pri súčasnom znížení prítoku ropy. Preto je potrebné neustále monitorovať prevádzku vrtov umiestnených v blízkosti plynového uzáveru a v prípade prudkého nárastu plynu opúšťajúceho vrt spolu s ropou obmedziť ich prietok alebo dokonca zastaviť prevádzku vrtov. Faktor výťažnosti ropy pre ložiská ropy s režimom tlaku plynu sa pohybuje medzi 0,5-0,6. Na jej zvýšenie sa plyn vstrekuje z povrchu do vyvýšenej časti zásobníka (do plynového uzáveru), čo umožňuje udržať a niekedy obnoviť energiu plynu v zásobníku.

Režim rozpusteného plynu - režim prevádzky ložiska, v ktorom je ropa tlačená cez zásobník na dno vrtov pod vplyvom energie expandujúcich bublín plynu, keď sa uvoľňuje z ropy. V tomto režime je hlavnou hnacou silou plyn rozpustený v oleji alebo spolu s ním rozptýlený vo formácii vo forme drobných bubliniek. Keď sa kvapalina odoberá, formovací tlak klesá, bubliny plynu zväčšujú svoj objem a pohybujú sa smerom k zónam najnižšieho tlaku, t.j. ku dnu studní a vezmi so sebou ropu. Zmena rovnováhy v nádrži v tomto režime závisí od celkovej ťažby ropy a plynu z nádrže. Ukazovateľom efektívnosti rozvoja ložiska v plynových režimoch je plynový faktor alebo objem plynu na každú tonu ropy vyťaženej z ložiska. Faktor regenerácie oleja v tomto režime je 0,2-0,4.

Gravitačný režim - režim prevádzky ložiska, v ktorom k pohybu ropy pozdĺž nádrže na dno vrtu dochádza v dôsledku gravitácie samotnej ropy. Gravitačný režim sa prejavuje vtedy, keď tlak v zdrži klesne na minimum, v obrysových vodách nie je tlak a energia plynu je úplne vyčerpaná. Ak má ložisko zároveň strmý uhol ponoru, potom tie studne, ktoré otvorili nádrž v okrídlených znížených zónach, budú produktívne. Faktor regenerácie ropy v gravitačnom režime sa zvyčajne pohybuje od 0,1 do 0,2.

Zmiešaný režim - režim prevádzky ložiska, kedy je pri jeho prevádzke badateľné súčasné pôsobenie dvoch alebo viacerých rôznych zdrojov energie.

9. Vysvetlite podmienky riadenia procesu rozvoja ropných polí v závislosti od počtu vrstiev a pórových vrstiev v jednom objekte. Ako je technicky a technologicky riadený pohyb sekcií ropy a látky, ktorá ju vytláča.

Riadenie procesu rozvoja poľa (Reservoir Management).

Vývoj a prevádzka pokrýva časové obdobie od ukončenia prieskumu po opustenie ložiska. Toto časové obdobie predstavuje „životný cyklus“ poľa. Spoločnosť rozvíjajúca oblasť musí tento proces aktívne riadiť, aby ho optimalizovala. Riadenie procesu rozvoja terénu je teda základným pojmom, ktorý zahŕňa vývoj a prijímanie rozhodnutí týkajúcich sa celého komplexu prác vykonávaných v teréne. Hlavnou úlohou manažmentu je maximalizovať ekonomickú efektívnosť rozvoja a prevádzky ihriska počas celého jeho životného cyklu. Na dosiahnutie najlepších výsledkov musí byť proces vývoja riadený s prihliadnutím na všetky hlavné faktory. Tento prístup zabezpečí prijatie optimálnych rozhodnutí a prispôsobenie procesu vývoja a výroby vo všetkých fázach prevádzky v teréne. Napríklad miestna úloha zvýšenia produkcie z niekoľkých jednotlivých vrtov by sa nemala klásť izolovane od zváženia dôsledkov takéhoto zvýšenia na integrálne ukazovatele ťažby ropy v celom poli. Ďalším príkladom by bola situácia, keď zmeny daní alebo cien ropy môžu spôsobiť, že prevádzka niektorých vrtov bude nerentabilná. Napriek tomu by však konečné rozhodnutie o odstavení takýchto vrtov malo padnúť až po určení vplyvu ich odstavenia na efektivitu ťažby ropy v teréne ako celku. Stanovenie optimálnej stratégie rozvoja a prevádzky si vyžaduje komplexné a nepretržité terénne štúdie. Takéto štúdie zahŕňajú vytvorenie (spresnenie) geologického modelu poľa, štúdium vlastností studní a nádrží a napokon na nich založenú konštrukciu vývojových a výrobných schém, ktoré poskytujú najvyššiu investičnú efektivitu. Komplexná optimalizácia rozvoja poľa si vyžaduje vytvorenie trvalého modelu rozvoja, na základe ktorého by sa malo realizovať geologické a inžinierske zabezpečenie všetkých výrobných činností vykonávaných na poli.

Čím viac zásobníkov a medzivrstiev je zahrnutých v jednom objekte, tým je technicky a technologicky ťažšie riadiť pohyb ropných sekcií a činidla, ktoré ich premiestňuje (sekcie voda-ropa a plyn-ropa) v samostatných nádržiach a medzivrstvách, je ťažšie vykonať samostatné pôsobenie na medzivrstvy a extrahovať z nich ropu a plyn, je ťažšie zmeniť rýchlosť tvorby a vývoja medzivrstvy. Zhoršenie podmienok na riadenie rozvoja poľa vedie k poklesu ťažby ropy.

Ropné polia sú vrstevnaté a zonálne-heterogénne viacvrstvové vývojové objekty, vyznačujúce sa zložitou geologickou stavbou. V tomto ohľade je mimoriadne dôležité organizovať účinnú kontrolu nad vývojom zásob ropy vrátane kontroly pohybu vstrekovanej vody nad oblasťou distribúcie nádrží, nad polohou OWC, stupňom vymývania ropy z nádrží, technickým stavom vrtov a teplotným režimom ložiska. Riešenie uvedených problémov sa realizuje realizáciou komplexu terénnych a hydrodynamických štúdií (PLT), laboratórnych meraní (LI) a terénnych geofyzikálnych štúdií (GIS).

Geologické a terénne metódy

Uskutočňuje sa geologický terénny výskum na kontrolu prietokov, injektivity vrtu, rezu vody, zmien v zložení ropy, súvisiacej vody a vstrekovanej tekutiny. Tieto práce vykonávajú v terénnych podmienkach pracovníci ropných polí, laboratórií výskumných a výrobných oddelení NGDU.

Na ťažobných studniach sa vykonávajú tieto práce:

Meranie prietoku kvapaliny a plynu;

Odber vzoriek a určovanie množstva vody vo výrobkoch;

Výber hĺbkových a povrchových vzoriek ropy a vody na chemickú analýzu;

Meranie vyrovnávacieho a prstencového tlaku.

Výber hlbinných a povrchových vzoriek ropy, ako aj odber vzoriek plynov na laboratórnu chemickú analýzu sa vykonáva každoročne v špeciálnych vrtoch, ktorých počet je 10% prevádzkovej zásoby. Analýza týchto údajov umožňuje sledovať charakter zmeny parametrov ložiskovej ropy počas procesu vývoja. Odbery vody prichádzajúcej spolu s vyprodukovanou ropou sa v celom zaplavenom fonde vykonávajú raz za štvrťrok. Získané údaje slúžia na zisťovanie príčin podmáčania studní v procese geologických a terénnych rozborov.

Oddelenie ťažby ropy a plynu pravidelne vykonáva analýzy súvisiacej vody, chemické analýzy ropy, plynu a analýzy hlbinných vzoriek ropy. Na odber vzoriek sa používajú dolné vzorkovače. Injektážne jamky sa používajú na stanovenie injektivity jamiek. V dielňach RPM sa meria teplota a určuje sa EHF vstrekovanej vody.

Hydrodynamické metódy

Dôležité informácie o stave ložísk možno získať počas hydrodynamických štúdií. Hydrodynamické štúdie zahŕňajú súbor prác na kontrolu energetického stavu perforovaných útvarov, zmenu hydrodynamických parametrov pri zmene režimu prevádzky vrtu (tekutosť, priepustnosť, faktor produktivity). Stanovenie faktora produktivity by sa malo vykonávať vo ťažobných a injektážnych vrtoch podľa indikátorových kriviek alebo kriviek obnovy tlaku raz za dva roky, štúdie so zvislými prietokomermi a prietokomermi - raz ročne. Podľa meraní tlakov v nádrži a v dne sa štvrťročne zostavujú izobarové mapy. Merania tlaku v spodnej dierke pre starú zásobu studní sa vykonávajú raz za šesť mesiacov, pre novú - raz za štvrťrok. Na určenie hydraulickej vodivosti a piezovodivosti sa vykonávajú krížové prieskumy pomocou tlakových vĺn.

Vykonávajú sa tieto typy prác:

Pre ťažobné vrty

Štúdie pri ustálenej filtrácii a stanovenie hydraulickej vodivosti, piezovodivosti, faktora produktivity;

Merania Rpl (Nst), Rzab (Ndin);

Debitometria, meranie vlhkosti;

Stanovenie Tm;

Odstránenie diagramov indikátorov;

Pre injekčné jamky -

Štúdie v ustálených a nestabilných režimoch filtrácie;

Stanovenie krivky poklesu tlaku;

Merania Rpl, Rbuf, Tpl;

Meranie prietoku.

V piezometrických jamkách -

Merania Rpl (Nst);

Odber vzoriek tekutín;

Termometria.

V kontrolných jamkách (neperforovaných) -

Termometria;

Stanovenie nasýtenia ropou-voda geofyzikálnymi metódami.

zásoba ropy zemný plyn

Medzi hlavné technologické ukazovatele charakterizujúce proces rozvoja ropného poľa (ložiska) patria: ročná a kumulatívna produkcia ropy, kvapaliny, plynu; ročná a kumulatívna injekcia činidla (vody); vodné rezanie vyrábaných produktov; ťažba ropy z vyťažiteľných zásob; zásoba ťažobných a vstrekovacích vrtov; miera ťažby ropy; kompenzácia odberu kvapaliny vstrekovaním vody; faktor regenerácie ropy; prietoky ropy a kvapalín v studniach; injektivita studne; tlak v nádrži atď.

Podľa metódy Lysenka V.D. v tabuľke č.1 sú určené a zhrnuté tieto ukazovatele:

1. Ročná produkcia ropy (qt) a 2. Počet vrtov (nt) ťažiacich a vstrekujúcich:

kde t je poradové číslo účtovného roka (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - produkcia ropy za rok predchádzajúci vypočítanému roku, v našom príklade za 10. rok; e=2,718 - základ prirodzených logaritmov; Qres - zvyškové vyťažiteľné zásoby ropy na začiatku výpočtu (rozdiel medzi počiatočnými vyťažiteľnými zásobami a kumulatívnou produkciou ropy na začiatku roka výpočtu, v našom príklade za rok 10).

n0 - počet vrtov na začiatku roka výpočtu; T je priemerná životnosť studne, roky; pri absencii skutočných údajov sa T môže považovať za štandardnú dobu odpisovania studne (15 rokov).

3. Ročná miera ťažby ropy t je pomer ročnej produkcie ropy (qt) k počiatočným vyťažiteľným zásobám ropy (Qlow):

t bottom = qt / Qbottom

4. Ročná miera ťažby ropy zo zostávajúcich (aktuálnych) vyťažiteľných zásob je pomer ročnej produkcie ropy (qt) k zostávajúcim vyťažiteľným zásobám (Qoiz):

t oiz = qt / Qoiz

5. Ťažba ropy od začiatku vývoja (kumulatívne získavanie ropy (Qnak):

Súčet ročných odberov ropy za aktuálny rok.

6. Výťažnosť ropy z počiatočných vyťažiteľných zásob - pomer kumulatívnej výťažnosti ropy (Qsat) k (Qlow):

CQ \u003d Qhigh / Qlow

7. Faktor ťažby ropy (ORF) alebo ťažba ropy - pomer kumulatívnej ťažby ropy (Qsak) k počiatočným geologickým alebo bilančným zásobám (Qbal):

ORF \u003d Qsak / Qbal

8. Výroba kvapalín za rok (ql). Ročnú produkciu kvapalín pre budúce obdobie možno predpokladať konštantnú na úrovni skutočne dosiahnutej v 10. roku.
9. Produkcia tekutín od začiatku vývoja (Qzh) - súčet ročných odberov tekutín za aktuálny rok.
10. Priemerný ročný pokles produkcie vody v studni (W) - pomer ročnej produkcie vody (qv) k ročnej produkcii tekutín (ql):

11. Vtláčanie vody za rok (qzak) na budúce obdobie sa odoberá v objemoch, ktoré poskytujú akumulovanú kompenzáciu za odber tekutín za 15. rok vývoja vo výške 110-120%.
12. Vstrekovanie vody od začiatku vývoja Qzak - súčet ročných vstrekov vody za aktuálny rok.
13. Kompenzácia odberu tekutín vstrekovaním vody za rok (aktuálny) - pomer ročného vstreku vody (qzak) k ročnej produkcii tekutín (ql):

kg = qzak / qzh

14. Kompenzácia odberu tekutín vstrekovaním vody od začiatku vývinu (kumulatívna kompenzácia) - pomer kumulatívneho odberu vody (Qzak) ku kumulatívnemu odberu tekutiny (Ql):

Knak = Qzak / Qzh

15. Produkcia plynu súvisiaceho s ropou za rok sa určí vynásobením ročnej produkcie ropy (qt) faktorom plynu:

qgas = qt.Gf

16. Produkcia pridruženého ropného plynu od začiatku vývoja - súčet ročných odberov plynu.
17. Priemerná ročná miera ťažby ropy jedného ťažobného vrtu je pomer ročnej produkcie ropy (qg) k priemernému ročnému počtu ťažobných vrtov (ndr) a počtu dní v roku (Tg), pričom sa berie do úvahy faktor prevádzky ťažobného vrtu (Ke.d):

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

kde C.d sa rovná pomeru dní (dní) odpracovaných všetkými ťažobnými vrtmi počas kalendárneho roka k počtu týchto vrtov a počtu kalendárnych dní (dní) v roku.

18. Priemerný ročný prietok jedného ťažobného vrtu v prepočte na kvapalinu je pomer ročnej produkcie kvapaliny (ql) k priemernému ročnému počtu ťažobných vrtov (ndr) a počtu dní v roku (Tg), pričom sa berie do úvahy faktor prevádzky ťažobného vrtu (Ke.d):
19. Priemerná ročná injektivita jedného injektážneho vrtu je pomer ročného vtláčania vody (qzak) k priemernému ročnému počtu injektážnych vrtov (nin) a počtu dní v roku (Tg), pričom sa berie do úvahy prevádzkový koeficient injektážnych vrtov (Ke.n):

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

kde Ke.n sa rovná pomeru dní odpracovaných všetkými injekčnými vrtmi počas kalendárneho roka k počtu týchto vrtov a počtu kalendárnych dní v roku.

20. Tlak v nádrži pre 20. rok vývoja má tendenciu klesať, ak je akumulovaná kompenzácia nižšia ako 120 %; ak je akumulovaná kompenzácia v rozsahu od 120 do 150 %, potom je tlak v zásobníku blízky alebo rovný počiatočnému tlaku; ak je akumulovaná kompenzácia viac ako 150 %, tlak v zásobníku má tendenciu stúpať a môže byť vyšší ako počiatočný.

Harmonogram vývoja poľa je zobrazený v histograme.

Výpočet zásob zemného plynu pomocou vzorca a výpočet vyťažiteľných zásob pomocou grafickej metódy

spôsobom extrapolácia grafu Q zap \u003d f (Pav (t)) na úsečku určte vyťažiteľné zásoby plynu alebo pomocou pomeru:

kde Q zap - počiatočné vyťažiteľné zásoby plynu, mil. m3;

Qadd (t) - produkcia plynu od začiatku vývoja za určité časové obdobie (napríklad na 5 rokov) je uvedená v prílohe 4, mil. m3;

Pnach - počiatočný tlak v zásobníku, MPa;

Pav(t) - vážený priemerný tlak v zásobníku za dobu ťažby objemu plynu (napr. za 5 rokov), Pav(t) =0,9 Pin., MPa;

počiatočné a avg(t) - korekcie pre odchýlku vlastností reálneho plynu podľa Boyle-Mariotteho zákona od vlastností ideálnych plynov (resp. pre tlaky Pini a Pavg(t)). Korekcia sa rovná

Koeficient superstlačiteľnosti plynu sa určí z experimentálnych Brown-Katzových kriviek. Pre zjednodušenie výpočtov podmienečne akceptujeme zini =0,65, zav(t) =0,66, ktorých hodnota zodpovedá tlaku Pav(t); Pre výpočet akceptujeme Kgo = 0,8.

Výpočet ukazovateľov vývoja podľa metódy bežného plánovania ťažby ropy a kvapalín. Táto technika je známa ako "Metodika Štátneho plánovacieho výboru ZSSR". Dodnes sa používa vo všetkých oddeleniach výroby ropy a plynu, v spoločnostiach produkujúcich ropu, v organizáciách palivovo-energetického komplexu a v plánovacích organizáciách.

Počiatočné údaje pre výpočet:

1. Počiatočné bilančné zásoby ropy (NBZ), t;

2. Počiatočné vyťažiteľné zásoby ropy (NIR), t;

3. Na začiatku plánovaného roka:

Kumulatívna produkcia ropy (AQ n), t;

Kumulatívna produkcia tekutín (?Q l), t;

Kumulatívne vstrekovanie vody (AQzak), m3;

Prevádzková zásoba ťažobných vrtov (N d dní);

Prevádzková zásoba injekčných vrtov (N dní);

4. Dynamika vŕtania studní podľa rokov za plánované obdobie (Nb):

Ťažba (N d b);

Injekcia (N n b).

Tabuľka 5.1 Počiatočné údaje pre oblasť Zapadno-Leninogorskaya v poli Romashkinskoye

	NBZ, tisíc ton	NCD, tisíc ton	Q n, tisíc ton	Q dobre, tisíc ton	Q objednávka, tisíc m 3

Výpočet ukazovateľov rozvoja

1. Počet dní prevádzky ťažobných vrtov v roku, prenesených z predchádzajúceho roka:

Dper=365 kB (5,1)

D pruh \u003d 3650,9 \u003d 328,5

2. Počet dní prevádzky nových ťažobných vrtov:

3. Priemerná miera produkcie ropy v nových ťažobných vrtoch:

q n nové = 8 t/deň

4. Koeficient poklesu produkcie ropy v ťažobných vrtoch:

5. Ročná produkcia ropy z nových vrtov:

6. Ročná produkcia ropy z prenesených vrtov:

7. Ročná produkcia ropy spolu

8. Ročná produkcia ropy z nových vrtov za predchádzajúci rok, ak fungovali bez poklesu v tomto roku:

9. Ročná produkcia ropy z prenesených vrtov z predchádzajúceho roka (ak fungovali bez pádu):

10. Možná odhadovaná produkcia ropy zo všetkých vrtov za predchádzajúci rok (ak fungujú bez pádu):

11. Plánovaná ťažba ropy z vrtov z predchádzajúceho roka:

12. Pokles ťažby ropy z vrtov z predchádzajúceho roka:

13. Percento zmeny v ťažbe ropy z vrtov za predchádzajúci rok:

14. Priemerná miera ťažby jedného vrtu pre ropu:

15. Priemerná miera ťažby vrtov ropy prevedenej z predchádzajúceho roka:

16. Kumulatívna produkcia ropy:

17. Súčasný faktor obnovy ropy (ORF) je nepriamo úmerný počiatočným bilančným rezervám (NBZ):

18. Odber zo schválených počiatočných vyťažiteľných rezerv NCD, %:

19. Miera výťažnosti z počiatočných vyťažiteľných rezerv (NIR), %:

20. Miera výťažnosti z bežných vyťažiteľných rezerv, %:

21. Priemerný odber vody vyrobených produktov:

22. Ročná výroba tekutín:

23. Výroba kvapalín od začiatku vývoja:

24. Ročné vstrekovanie vody:

25. Ročná kompenzácia za odber kvapaliny injekciou:

26. Kumulatívna kompenzácia odberu kvapaliny injekciou:

27. Faktor voda-olej:

Dynamiku hlavných ukazovateľov vývoja uvádza tabuľka. 5.2

Tabuľka 5.2 Dynamika hlavných ukazovateľov vývoja

Produkcia, milióny ton	Kumulatívna produkcia, milióny ton	Vstrekovanie vody, milión m 3	Priemerná miera produkcie ropy, t/deň	Miera výberu z NIH	Miera výberu z TIZ
	kvapaliny	kvapaliny