Sviluppo dei giacimenti di petrolio e gas? una serie di lavori per estrarre il fluido petrolifero dal serbatoio. Il petrolio estratto e il gas associato in superficie sono soggetti a lavorazione primaria. Un giacimento petrolifero viene messo in sviluppo sulla base di un progetto di esercizio sperimentale, di uno schema tecnologico per lo sviluppo industriale o pilota-industriale o di un progetto di sviluppo. Nel progetto di sviluppo, sulla base dei dati di esplorazione e sperimentazione, vengono determinate le condizioni in cui verrà sfruttato il giacimento: la sua struttura geologica, le proprietà di serbatoio delle rocce, le proprietà fisiche e chimiche dei fluidi, la saturazione delle rocce con acqua, gas, petrolio , pressione del giacimento, temperatura, ecc. Sulla base di questi dati, con l'aiuto di calcoli idrodinamici, vengono stabiliti indicatori tecnici del funzionamento del giacimento per varie opzioni sistemi di sviluppo, effettuare una valutazione economica delle opzioni e selezionare quella ottimale.
I sistemi di sviluppo includono: l'identificazione degli oggetti di sviluppo, la sequenza di immissione degli oggetti nello sviluppo, il tasso di perforazione dei campi, metodi per influenzare le formazioni produttive al fine di massimizzare il recupero del petrolio; numero, rapporto, ubicazione e ordine di messa in servizio dei pozzi di produzione, iniezione, controllo e riserva; la loro modalità operativa; modalità di regolazione dei processi di sviluppo; misure di sicurezza ambiente. Il sistema di sviluppo adottato per un particolare ambito predetermina gli indicatori tecnici ed economici? portata del pozzo, sua variazione nel tempo, fattore di recupero del petrolio, investimenti di capitale, costo di 1 tonnellata di petrolio, ecc. Un sistema razionale per lo sviluppo dei giacimenti petroliferi garantisce un dato livello di produzione di petrolio e gas associato con indicatori tecnici ed economici ottimali, e efficace tutela dell’ambiente.
I principali parametri che caratterizzano il sistema di sviluppo: il rapporto tra l'area petrolifera del giacimento e il numero di tutti i pozzi di iniezione e produzione (densità della griglia dei pozzi), il rapporto tra le riserve petrolifere recuperabili del giacimento e il numero di pozzi? riserve recuperabili per pozzo (efficienza del sistema di sviluppo), rapporto tra il numero di pozzi di iniezione e il numero di pozzi di produzione (intensità di produzione della riserva); il rapporto tra il numero di pozzi di riserva perforati dopo che il campo è stato messo in fase di sviluppo per estrarre più completamente il petrolio (affidabilità del sistema di sviluppo).
Il sistema di sviluppo è caratterizzato anche da parametri geometrici: la distanza tra pozzi e file di pozzi, la larghezza della fascia tra pozzi di iniezione (con sistemi di sviluppo a file di blocchi), ecc.
In un sistema di sviluppo senza impatto sul giacimento con un contorno di giacimento di petrolio a basso movimento, viene utilizzata una disposizione uniforme quadrangolare (quattro punti) o triangolare (tre punti) dei pozzi di produzione; con i contorni dei giacimenti petroliferi in movimento, la posizione dei pozzi tiene conto della forma di questi contorni. In Russia i sistemi per lo sviluppo dei giacimenti petroliferi senza intaccare il giacimento vengono utilizzati raramente; per la maggior parte, il giacimento viene sviluppato con allagamenti. Il più utilizzato è l'allagamento in circuito a fila di blocchi. Vengono realizzati anche sistemi di allagamento areale con distanza tra i pozzi di 400-800 m.
Insieme alla scelta di un sistema di sviluppo, di grande importanza è la scelta di una tecnologia di sviluppo efficace. Il sistema e la tecnologia sono in linea di principio indipendenti; Per lo stesso sistema vengono utilizzate diverse tecnologie di sviluppo.
Principali indicatori tecnologici del processo di sviluppo: produzione attuale e accumulata di petrolio, acqua, liquidi; tasso di sviluppo, riduzione dell'acqua nella produzione del pozzo, pressione e temperatura del giacimento, nonché questi parametri nei punti caratteristici della formazione e del pozzo (al fondo e alla testa del pozzo, ai confini degli elementi, ecc.); fattore gas nei singoli pozzi e nel campo nel suo complesso. Questi indicatori cambiano nel tempo a seconda dei regimi di formazione (la natura della comparsa delle forze in situ che spostano il petrolio sul fondo dei pozzi) e della tecnologia di sviluppo. Un indicatore importante dello sviluppo dei giacimenti petroliferi e dell'efficacia della tecnologia utilizzata è il valore attuale e finale del recupero del petrolio. Lo sviluppo a lungo termine dei giacimenti petroliferi in condizioni elastiche è possibile solo in singoli casi, perché Tipicamente, la pressione del giacimento diminuisce durante lo sviluppo e nel giacimento appare un regime di gas disciolto.
Il fattore di recupero finale dell'olio durante lo sviluppo in questa modalità è piccolo, raggiungendo raramente (con buona permeabilità alla formazione e bassa viscosità dell'olio) un valore di 0,30-0,35. Con l'uso della tecnologia waterflooding, il fattore di recupero finale dell'olio aumenta a 0,55-0,6 (in media 0,45-0,5). Con una maggiore viscosità dell'olio (20-50*10 -3 Pa*s) non supera 0,3-0,35 e con una viscosità dell'olio superiore a 100*10 -3 Pa*s? 0,1.
L'allagamento dell'acqua in queste condizioni diventa inefficace. Per aumentare il valore finale del fattore di recupero del petrolio, vengono utilizzate tecnologie basate su metodi fisico-chimici e termici per influenzare la formazione.
I metodi fisico-chimici utilizzano lo spostamento dell'olio con solventi, gas ad alta pressione, tensioattivi, soluzioni polimeriche e polimeriche micellari, soluzioni di acidi e alcali.
L'uso di queste tecnologie consente di ridurre la tensione al contatto "liquido dislocante olio", oppure eliminarla (spostamento di olio con solventi), migliorare la bagnabilità delle rocce con il liquido dislocante, addensare il liquido dislocante e quindi ridurre il rapporto tra la viscosità dell'olio e la viscosità del liquido, rendendo il processo di spostamento dell'olio dalle formazioni più stabile ed efficiente.
I metodi fisico-chimici per influenzare la formazione aumentano il recupero di petrolio del 3-5% (tensioattivi), del 10-15% (allagamento di polimeri e micellari), del 15-20% (anidride carbonica). L'uso di metodi di spostamento dell'olio con solventi rende teoricamente possibile ottenere il completo recupero dell'olio.
Tuttavia, il lavoro pilota ha rivelato una serie di difficoltà nell'attuazione pratica di questi metodi di estrazione del petrolio: assorbimento di tensioattivi da parte del mezzo poroso dei serbatoi, cambiamenti nella loro concentrazione, separazione delle composizioni di sostanze (allagamento di polimeri micellari), estrazione di soli idrocarburi leggeri (anidride carbonica), riduzione del fattore di spazzamento (solventi e gas ad alta pressione), ecc.
Si stanno sviluppando ricerche anche nel campo dei metodi termochimici per l'estrazione del petrolio sotto l'influenza combinata di calore e reagenti chimici sulla formazione? termoalcalino, allagamento di termopolimeri, uso di catalizzatori per reazioni in situ, ecc. Si stanno esplorando le possibilità di aumentare il recupero del petrolio dalle formazioni influenzandole con metodi biochimici basati sull'introduzione di batteri nel giacimento di petrolio, a seguito della cui si formano sostanze ad attività vitale che migliorano la fluidità e facilitano il recupero dell'olio.
Ci sono 4 periodi nello sviluppo dei giacimenti petroliferi: produzione di petrolio in aumento, costante, in forte diminuzione e in lenta diminuzione (fase tardiva).
In tutte le fasi dello sviluppo del giacimento petrolifero, il controllo, l'analisi e la regolamentazione del processo di sviluppo vengono effettuati senza modificare il sistema di sviluppo o con il suo cambiamento parziale. La regolamentazione del processo di sviluppo dei giacimenti petroliferi consente di aumentare l’efficienza dello spostamento del petrolio.
Influendo sul giacimento, i flussi di filtrazione vengono rafforzati o indeboliti, la loro direzione viene modificata, per cui aree del campo precedentemente non drenate vengono attirate nello sviluppo e il tasso di prelievo di petrolio aumenta, la produzione di acqua associata diminuisce e il petrolio finale aumenta il fattore di recupero.
La tecnologia di sviluppo dei giacimenti petroliferi è un insieme di metodi utilizzati per estrarre il petrolio dal sottosuolo.
Lo sviluppo di ciascun giacimento petrolifero è caratterizzato da alcuni indicatori tecnologici:
Produzione di petrolio e liquidi. Una visione caratteristica delle dinamiche di produzione. Il processo di sviluppo dei giacimenti petroliferi può essere suddiviso in 4 fasi:
La fase 1 è un periodo di aumento della produzione di petrolio nel processo di perforazione del giacimento, sviluppo del giacimento, messa in funzione di pozzi e strutture del giacimento.
Fase 2 - caratterizzata da una produzione di petrolio massima stabile. È durante questo periodo che il livello di produzione di petrolio e il tasso di abbandono delle malattie non trasmissibili caratterizzano lo sviluppo del settore.
Fase 3 - caratterizzata da un forte calo della produzione di petrolio e da un aumento significativo del taglio dell'acqua nella produzione dei pozzi. Questa fase è spesso chiamata fase avanzata dello sviluppo.
4a fase - chiamata anche fase finale dello sviluppo del giacimento petrolifero. È caratterizzato da un declino relativamente lento e graduale della produzione di petrolio e da un forte taglio dell’acqua nella produzione dei pozzi.
Quando si sviluppa un giacimento petrolifero, l'acqua viene estratta dal giacimento insieme al petrolio e al gas. La produzione liquida è la produzione combinata di petrolio e acqua.
La produzione di liquidi è sempre maggiore della produzione di petrolio. Nelle fasi 3 e 4 dello sviluppo, la produzione di liquidi è molte volte superiore alla produzione di petrolio.
Nel nostro paese, la produzione di petrolio e liquidi viene misurata in unità di peso: tonnellate. All'estero - in volume - m 3. Negli Stati Uniti, in Gran Bretagna e Canada e in numerosi altri paesi - in barili. 1 barile = 159 litri.
qn in 1 m 3 = 6,29 barile
Il taglio dell'acqua dei prodotti fabbricati è misurato in %.
Fattore olio-acqua VNF = qв
accumulato VNF = Sqв
Bene, scorta. I pozzi sono la componente principale del sistema di sviluppo dei giacimenti petroliferi; da essi si estrae il petrolio e i componenti associati; servono per ottenere tutte le informazioni sul giacimento e per controllare il processo di sviluppo. I pozzi in base al loro scopo sono suddivisi nei seguenti gruppi principali: produzione, iniezione, speciali e ausiliari.
I pozzi di produzione costituiscono la maggior parte del parco pozzi. Progettato per la produzione di petrolio, gas e componenti associati.
I pozzi di iniezione sono progettati per iniettare vari agenti (acqua, gas, vapore) nel giacimento al fine di garantire uno sviluppo efficiente dei giacimenti petroliferi.
Pozzi speciali sono progettati per condurre vari tipi di ricerca al fine di studiare i parametri e lo stato di sviluppo dei depositi. Tra questi ci sono due sottogruppi: valutazione e controllo. I primi vengono perforati per valutare la saturazione di petrolio e gas delle formazioni. Questi ultimi si dividono in piezometrici ed osservativi.
I pozzi ausiliari si dividono in pozzi di presa e di assorbimento dell'acqua. Lo stock di pozzi di ogni impianto di produzione è in costante movimento. Il numero totale di pozzi di produzione cambia: negli stadi I, - II - aumenta, negli stadi III - - IU - diminuisce.
Il numero di pozzi di iniezione aumenta man mano che si sviluppa il sistema di inondazione. I pozzi possono spostarsi da un gruppo all'altro.
- 3. Tasso di sviluppo dei giacimenti petroliferi. Il tasso di sviluppo Z (t), che varia nel tempo t, è pari al rapporto tra la produzione attuale di petrolio Qн (t) e le riserve recuperabili del giacimento.
- Z(t) = Qí Estratto Q.
Dalla formula risulta chiaro che la variazione del tasso di sviluppo nel tempo è simile alla variazione della produzione di petrolio.
Per caratterizzare un sistema di sviluppo viene spesso utilizzato il concetto di velocità di sviluppo massima Zmax.
Zmax = Qímax. 100%
Qn max - solitamente produzione di petrolio nel secondo periodo di sviluppo.
La velocità di prelievo del fluido è determinata in modo simile
Il ritmo di sviluppo è una misura dell’attività del sistema di sviluppo.
Il recupero del petrolio è il rapporto tra la quantità di petrolio estratto da un giacimento e le sue riserve iniziali nel giacimento.
Qbal - riserve geologiche o di equilibrio del petrolio. Sono previsti recuperi petroliferi attuali e finali. L'attuale recupero di petrolio è inteso come il rapporto tra la quantità di petrolio estratto da un giacimento per questo momento sviluppo del giacimento alle sue riserve iniziali. Il recupero finale del petrolio è il rapporto tra la quantità di petrolio prodotto alla fine dello sviluppo e le riserve iniziali.
Recupero del petrolio = fattore di recupero del petrolio, fattore di recupero del petrolio.
Il recupero del petrolio è determinato non solo per una formazione o oggetto, ma anche per il giacimento nel suo insieme, per un gruppo di giacimenti e persino per una regione e un paese produttore di petrolio.
Il recupero finale del petrolio è determinato non solo dalle capacità della tecnologia di sviluppo dei giacimenti petroliferi, ma anche dalle condizioni economiche.
Produzione di gas. Dipende dal contenuto di gas nel giacimento di petrolio ed è caratterizzato dal fattore gas.
Il fattore gas è il rapporto tra il volume di gas prodotto, ridotto alle condizioni standard, e la produzione di olio degasato per unità di tempo. Si misura in m 3 /t e in m 3 /m 3. Nella modalità pressione dell'acqua, il fattore gas è costante
GF = Qgm3/t
Consumo di agenti di iniezione nel giacimento e loro estrazione insieme a petrolio e gas. Durante l'esecuzione di vari processi tecnologici per l'estrazione di petrolio e gas dal sottosuolo, nella formazione viene pompata acqua, acqua con additivi chimici. reagenti, gas e altre sostanze. Il consumo di queste sostanze può essere utilizzato nel processo di sviluppo del campo.
Distribuzione della pressione nel serbatoio. Durante lo sviluppo dei giacimenti petroliferi, la pressione nel giacimento cambia costantemente. Sarà diverso in alcune aree della formazione. Ci sarà un aumento della pressione nell’area dei pozzi di iniezione e una diminuzione della pressione nell’area dei pozzi di produzione. Per la valutazione viene utilizzata la pressione media o ponderata per area. Come indicatori di sviluppo, le pressioni vengono utilizzate nei punti caratteristici della formazione - sul fondo dei pozzi di iniezione - Рн, sul fondo dei pozzi di produzione - Рс.
È anche importante determinare le differenze di pressione tra il fondo dei pozzi di iniezione e quelli di produzione, come la differenza Рн-Рс.
Pressione alla foce dei pozzi produttivi. È stabilito in base ai requisiti per garantire la raccolta e il trasporto di petrolio, gas e acqua dalle teste dei pozzi agli impianti petroliferi.
Temperatura del serbatoio. Questo è un fattore naturale. Può cambiare a causa dei grandi volumi pompati nel serbatoio acqua fredda o viceversa, refrigeranti a vapore e ad acqua calda.
Tutti gli indicatori inerenti a questa tecnologia di estrazione del petrolio dal sottosuolo sono interconnessi; il cambiamento di alcuni indicatori di sviluppo comporta un cambiamento di altri.
Un giacimento di gas è un giacimento contenente idrocarburi leggeri che non condensano al diminuire della pressione, contenente CH 4 94-98%. Un giacimento di gas condensato è un giacimento contenente idrocarburi leggeri, ma la percentuale di idrocarburi più pesanti è elevata. Contenuto di CH4 70 – 90%. Quando la pressione del serbatoio diminuisce, nel serbatoio appare una fase liquida, ovvero la condensa. Lo sviluppo di un giacimento di gas (gas condensato) è l'implementazione di un processo produttivo scientificamente fondato per l'estrazione del gas (condensato) dal sottosuolo. Il processo di sviluppo è caratterizzato da indicatori tecnologici ed economici. Quando si sviluppano giacimenti di gas (gas condensato), gli indicatori tecnologici includono: N - stock di pozzi; N nuovo – messa in servizio di nuovi pozzi; N out – ritiro dei pozzi; q g – portata media giornaliera di gas (migliaia di m3/giorno); Q g – produzione annua di gas (milioni di m3); tasso di estrazione del gas T (%); - produzione di gas accumulato; KIG (unità); Unità B (produzione di riserve recuperabili); Rpl (MPa); P zab (MPa); R y (MPa); ∆Р (MPa); q in (t/giorno); Q dentro; . Programma di sviluppoè un cambiamento negli indicatori di sviluppo nel tempo Nella teoria e nella pratica dello sviluppo dei giacimenti di gas e condensato di gas, è consuetudine distinguere i seguenti periodi di produzione di gas: aumento della produzione; produzione costante; produzione in calo. Periodo di aumento della produzione caratterizzato dalla perforazione e dallo sviluppo del campo. IN periodo di produzione continua, che continua fino a quando non sarà economicamente fattibile perforare ulteriori pozzi e aumentare la capacità delle stazioni di compressione booster, le principali riserve di gas vengono estratte dal giacimento (60-70%). Periodo di calo della produzione caratterizzato da un numero costante di pozzi di produzione in regime di gas e dalla sua riduzione dovuta al taglio dell'acqua durante il regime di pressione dell'acqua di sviluppo del giacimento. Variazione nel tempo degli indicatori di sviluppo dei giacimenti di gas in modalità gas e posizionamento uniforme dei pozzi sull'area di produzione del gas.
Il contenuto principale dei documenti tecnologici di progettazione per lo sviluppo dei giacimenti petroliferi.
1). Operazione di prova di pozzi esplorativiè implementato secondo piani e programmi individuali al fine di chiarire le capacità di produzione dei pozzi, la composizione e le proprietà fisiche e chimiche dei fluidi della formazione e le caratteristiche operative delle formazioni. 2).Progetto di operazione di provaè la prima fase di progettazione dello sviluppo dei giacimenti di petrolio e gasolio. L'operazione di prova dei depositi o delle loro singole sezioni dovrebbe essere intesa come operazione temporanea (per un periodo non superiore a 3 anni) di pozzi esplorativi, se necessario, e di pozzi di produzione avanzata e di iniezione appositamente perforati. I calcoli tecnici ed economici vengono effettuati per un minimo di 20 anni per valutare gli indicatori tecnologici di sviluppo e il “redditività” del progetto. Lo scopo e l'obiettivo è chiarire le informazioni esistenti e ottenere informazioni aggiuntive per calcolare le riserve di idrocarburi e i componenti preziosi che contengono, costruire un modello geologico del giacimento, giustificare la modalità operativa dei depositi, identificare le strutture operative e valutare le prospettive per il sviluppo della produzione di petrolio, gas e condensati del giacimento. 3). Schemi tecnologici per lo sviluppo industriale pilota. Lo scopo dello sviluppo industriale pilota di depositi o aree di depositi dovrebbe essere considerato test industriale nuova tecnologia e nuove tecnologie di sviluppo, nonché tecnologie già note che richiedono prove nelle specifiche condizioni geologiche e fisiche del giacimento di petrolio o gasolio in questione, tenendo conto dell'efficienza economica, nonché l'elaborazione di un modello geologico. I calcoli tecnici ed economici vengono effettuati su un periodo di almeno 20 anni. 4). Schema di sviluppo tecnologico- un documento di progetto che definisce, tenendo conto dell'efficienza economica, i principi di influenza sulle formazioni e il sistema preliminare di sviluppo industriale del settore. 5).Progetto di sviluppo documento principale del progetto. Di solito vengono compilati dopo aver perforato il 70% del pozzo principale del campo (deposito), tenendo conto di ulteriori dati geologici e di campo ottenuti come risultato dell'implementazione dello schema tecnologico approvato, dei risultati di studi speciali e della supervisione del campo dati. 6).Progetti di sviluppo raffinati (sviluppo aggiuntivo) sono redatti nella fase tardiva o finale dell'operazione, dopo l'estrazione delle principali riserve di petrolio recuperabili (oltre l'80%) del giacimento, al fine di adeguare le capacità produttive dei giacimenti, aumentare l'efficienza del loro sviluppo e ottenere un fattore di recupero dell’olio più elevato. 7) .Analisi dello sviluppo viene effettuato sui giacimenti sviluppati al fine di determinare l'efficacia della tecnologia di sviluppo applicata, lo sviluppo delle riserve per area e sezione e la determinazione di er, volta a migliorare i sistemi di sviluppo, aumentandone l'efficienza e aumentando i fattori di recupero del petrolio, tenendo conto efficienza economica.
La tecnologia di sviluppo dei giacimenti petroliferi è un insieme di metodi utilizzati per estrarre il petrolio dal sottosuolo. Nel concetto di sistema di sviluppo sopra esposto, la presenza o l'assenza di un impatto sulla formazione è indicata come uno dei suoi fattori determinanti. Da questo fattore dipende la necessità di perforare pozzi di iniezione. La tecnologia di sviluppo dei giacimenti non è inclusa nella definizione di sistema di sviluppo. Con gli stessi sistemi possono essere utilizzate diverse tecnologie di mining. Naturalmente, quando si progetta lo sviluppo sul campo, è necessario tenere conto di quale sistema si adatta meglio alla tecnologia scelta e quale sistema di sviluppo può più facilmente raggiungere gli indicatori specificati.
Lo sviluppo di ciascun giacimento petrolifero è caratterizzato da determinati indicatori. Consideriamo gli indicatori generali inerenti a tutte le tecnologie di sviluppo. Questi includono quanto segue.
Produzione di olio q n – l'indicatore principale, totale per tutti i pozzi di produzione perforati nel sito per unità di tempo, e produzione media giornaliera q ns per pozzo. La natura delle variazioni nel tempo di questi indicatori dipende non solo dalle proprietà della formazione e dai fluidi che la saturano, ma anche dalle operazioni tecnologiche effettuate sul campo nei vari stadi di sviluppo.
Estrazione liquida qf – produzione totale di petrolio e acqua per unità di tempo. Il petrolio puro viene prodotto dai pozzi nella parte puramente petrolifera del giacimento durante un periodo di siccità di funzionamento dei pozzi. Per la maggior parte dei depositi, prima o poi i loro prodotti iniziano a impregnarsi d'acqua. Da questo momento in poi, la produzione di liquidi supera la produzione di petrolio.
Produzione di gas q g Questo indicatore dipende dal contenuto di gas nel giacimento di petrolio, dalla sua mobilità rispetto alla mobilità del petrolio nel giacimento, dal rapporto tra la pressione del giacimento e la pressione di saturazione, dalla presenza di un tappo di gas e dal sistema di sviluppo del giacimento. La produzione di gas è caratterizzata utilizzando il fattore gas, ovvero è il rapporto tra il volume di gas prodotto da un pozzo per unità di tempo, ridotto a condizioni standard, e la produzione di petrolio degasato per la stessa unità di tempo. Il fattore gas medio come indicatore di sviluppo tecnologico è determinato dal rapporto tra la produzione attuale di gas e la produzione attuale di petrolio.
Quando si sviluppa un giacimento mantenendo la pressione del giacimento al di sopra della pressione di saturazione, il fattore gas rimane invariato e quindi la natura del cambiamento nella produzione di gas ripete la dinamica della produzione di petrolio. Se durante lo sviluppo la pressione del giacimento è inferiore alla pressione di saturazione, il fattore gas cambia come segue. Durante lo sviluppo in modalità gas disciolto, il fattore gas medio prima aumenta, raggiunge il massimo, quindi diminuisce e tende a zero a pressione di giacimento pari a quella atmosferica. In questo momento il regime dei gas disciolti passa al regime gravitazionale.
Gli indicatori considerati riflettono le caratteristiche dinamiche del processo di estrazione di petrolio, acqua e gas. Per caratterizzare il processo di sviluppo nell'intero periodo di tempo passato, viene utilizzato un indicatore integrale: produzione accumulata. La produzione cumulativa di petrolio riflette la quantità di petrolio prodotto da un impianto in un certo periodo di tempo dall'inizio dello sviluppo, vale a dire dal momento in cui è stato lanciato il primo pozzo produttivo.
A differenza degli indicatori dinamici, la produzione accumulata non può che aumentare. Con una diminuzione della produzione corrente, diminuisce il tasso di aumento del corrispondente indicatore accumulato. Se la produzione corrente è pari a zero, la crescita dell'indicatore accumulato si ferma e rimane costante.
Oltre agli indicatori assoluti considerati, che quantificano la produzione di petrolio, acqua e gas, vengono utilizzati anche quelli relativi, che caratterizzano il processo di estrazione dei prodotti dei giacimenti come quota delle riserve di petrolio.
Tasso di sviluppo Z(t)– il rapporto tra la produzione annua di petrolio e le riserve recuperabili, espresso in percentuale.
Z(t) = q H ∕ N (1.12)
Questo indicatore cambia nel tempo, riflettendo l'impatto sul processo di sviluppo di tutte le operazioni tecnologiche svolte sul campo, sia durante il suo sviluppo che durante il processo di regolamentazione.
La Figura 1.7 mostra le curve che caratterizzano il tasso di sviluppo nel tempo per due campi con diverse proprietà geologiche e fisiche. A giudicare dalle dipendenze indicate, i processi di sviluppo di questi campi sono significativamente diversi. Secondo la curva 1 si possono distinguere quattro periodi di sviluppo, che chiameremo stadi.
Primo stadio(fase di messa in funzione di un giacimento), quando avviene la perforazione intensiva di pozzi nello stock principale, il tasso di sviluppo aumenta continuamente e raggiunge il suo valore massimo entro la fine del periodo. Lungo la sua lunghezza viene solitamente prodotto olio anidro. La sua durata dipende dall'entità del deposito e dalla velocità di perforazione dei pozzi che compongono il fondo principale.
Il raggiungimento della massima produzione annua di riserve petrolifere recuperabili non sempre coincide con il completamento della perforazione dei pozzi. A volte arriva prima del previsto perforazione del deposito.
1 – deposito A; 2 – deposito B; I, II, III, IV – stadi di sviluppo
Figura 1.7 – Grafico delle variazioni del tasso di sviluppo nel tempo
Seconda fase(la fase di mantenimento del livello massimo raggiunto di produzione di petrolio) è caratterizzata da una produzione di petrolio annuale più o meno stabile. Nell'incarico di progettazione dello sviluppo del giacimento vengono spesso specificati la produzione massima di petrolio, l'anno in cui tale produzione dovrebbe essere raggiunta e la durata della seconda fase.
Il compito principale di questa fase viene svolto perforando pozzi di riserva, regolando le condizioni dei pozzi e sviluppando completamente un sistema di allagamento o un altro metodo per influenzare la formazione. Alcuni pozzi smettono di scorrere verso la fine della fase e vengono trasferiti a un metodo di funzionamento meccanizzato (utilizzando pompe).
Terza fase(fase di declino della produzione di petrolio) è caratterizzata da un'intensa diminuzione del tasso di sviluppo sullo sfondo di un progressivo taglio dell'acqua nella produzione di pozzi in condizioni di pressione dell'acqua e di un forte aumento del fattore gas in condizioni di pressione del gas. Quasi tutti i pozzi sono gestiti in modo meccanizzato. Al termine di questa fase, una parte significativa dei pozzi sarà fuori servizio.
Quarta fase(fase finale di sviluppo) è caratterizzata da bassi tassi di sviluppo. C’è un forte taglio dell’acqua e una lenta diminuzione della produzione di petrolio.
Le prime tre fasi, durante le quali viene ritirato dal 70 al 95% delle riserve di petrolio recuperabili, costituiscono il periodo di sviluppo principale. Nella quarta fase vengono estratte le rimanenti riserve di petrolio. Tuttavia è durante questo periodo, che generalmente caratterizza l'efficacia del sistema di sviluppo implementato, che viene determinato il valore finale della quantità di petrolio recuperato, il periodo totale di sviluppo del giacimento e viene estratto il volume principale di acqua associata.
Come si può vedere dalla Figura 1.10 (curva 2), per alcuni giacimenti è tipico che dopo la prima fase si verifichi una fase di declino della produzione di petrolio. A volte ciò accade già durante il periodo in cui il campo viene messo in fase di sviluppo. Questo fenomeno è tipico dei giacimenti con oli viscosi o quando, alla fine della prima fase, si raggiungono tassi di sviluppo elevati di circa il 12 - 20% annuo o più. Dall'esperienza di sviluppo ne consegue che il tasso di sviluppo massimo non dovrebbe superare l'8 - 10% all'anno e, in media, durante l'intero periodo di sviluppo il suo valore dovrebbe essere compreso tra il 3 e il 5% all'anno.
Notiamo ancora una volta che il quadro descritto dei cambiamenti nella produzione di petrolio da un giacimento durante il suo sviluppo si verificherà naturalmente nel caso in cui la tecnologia di sviluppo del giacimento e, forse, il sistema di sviluppo rimangano invariati nel tempo. In connessione con lo sviluppo di metodi per migliorare il recupero del petrolio, ad un certo punto dello sviluppo del giacimento, molto probabilmente al terzo o quarto, potrebbe essere applicata una nuova tecnologia per l'estrazione del petrolio dal sottosuolo, a seguito della quale la produzione di petrolio dal giacimento aumenterà nuovamente.
Nella pratica di analisi e progettazione dello sviluppo dei giacimenti petroliferi vengono utilizzati anche indicatori che caratterizzano il tasso di ritiro delle riserve petrolifere nel tempo: il tasso di selezione delle riserve di bilancio e il tasso di selezione delle riserve recuperabili residue. A priori
(1.13)
Dove 
– produzione annua di olio in campo a seconda del tempo di sviluppo; – equilibrare le riserve di petrolio.
Se (1.8) è il tasso di sviluppo, allora la relazione tra e è espressa dall'uguaglianza:
(1.14)
dov'è il recupero del petrolio entro la fine del periodo di sviluppo del giacimento.
Tasso di estrazione delle riserve petrolifere residue recuperabili:
, (1.15)
Dove 
– produzione di petrolio accumulata per il campo a seconda del tempo di sviluppo.
Produzione cumulativa di petrolio:
(1.16)
dov'è il tempo di sviluppo del campo; - ora attuale.
L'attuale recupero del petrolio o il coefficiente di selezione delle riserve di bilancio è determinato dall'espressione:
(1.17)
Entro la fine dello sviluppo sul campo, vale a dire a , recupero del petrolio:
(1.18)
Il taglio dell'acqua prodotta è il rapporto tra la portata dell'acqua e la portata totale di olio e acqua. Questo indicatore varia nel tempo da zero a uno:
(1.19)
La natura del cambiamento dell’indicatore dipende da una serie di fattori. Uno dei principali è il rapporto tra la viscosità dell'olio e la viscosità dell'acqua in condizioni di giacimento µ 0:
µ 0 = µ n / µ pollici (1,20)
Dove µ n E µ dentro– viscosità dinamica rispettivamente dell'olio e dell'acqua.
Quando si sviluppano giacimenti con oli altamente viscosi, l'acqua può comparire nella produzione di alcuni pozzi fin dall'inizio della loro attività. Alcuni depositi con oli a bassa viscosità si sviluppano a lungo con un taglio dell'acqua insignificante. Il valore limite tra oli viscosi e a bassa viscosità varia da 3 a 4.
La natura dell'irrigazione dei pozzi e la produzione del serbatoio sono influenzate anche dall'eterogeneità strato per strato del serbatoio (con un aumento del grado di eterogeneità, il periodo di funzionamento del pozzo senza acqua si riduce) e dalla posizione del pozzo intervallo di perforazione relativo al contatto olio-acqua.
L'esperienza nello sviluppo dei giacimenti petroliferi indica che con una bassa viscosità del petrolio, si ottiene un maggiore recupero del petrolio con un minore taglio dell'acqua. Di conseguenza, il taglio dell’acqua può fungere da indicatore indiretto dell’efficienza dello sviluppo del campo. Se l'irrigazione del prodotto è più intensa rispetto a quanto previsto dal progetto, ciò può servire da indicatore del fatto che il deposito è coperto dal processo di allagamento dell'acqua in misura inferiore al previsto.
Tasso di prelievo di liquidi– il rapporto tra la produzione annua di fluidi in condizioni di giacimento e le riserve di petrolio recuperabili, espresso in % annuo.
Se la dinamica del tasso di sviluppo è caratterizzata da fasi, la variazione del tasso di prelievo di liquidi nel tempo avviene come segue. Durante la prima fase, la selezione fluida per la maggior parte dei campi ripete praticamente la dinamica della velocità del loro sviluppo. Nella seconda fase, il tasso di prelievo di liquidi da alcuni depositi rimane costante al livello massimo, da altri diminuisce e da altri aumenta. Le stesse tendenze sono ancora più pronunciate nella terza e quarta fase. La variazione della velocità di prelievo del fluido dipende dal fattore olio-acqua, dalla portata dell'acqua iniettata nel serbatoio, dalla pressione del serbatoio e dalla temperatura del serbatoio.
Fattore acqua-olio– il rapporto tra i valori attuali della produzione di acqua e di petrolio al momento dello sviluppo del giacimento, misurato in m 3 /t. Questo parametro, che mostra quanti volumi di acqua vengono prodotti per 1 tonnellata di petrolio prodotto, è un indicatore indiretto dell'efficienza dello sviluppo e inizia ad aumentare rapidamente a partire dalla terza fase di sviluppo. La velocità del suo aumento dipende dalla velocità di ritiro del fluido. Quando si sviluppano depositi di oli a bassa viscosità, alla fine il rapporto tra il volume di acqua prodotta e la produzione di petrolio raggiunge uno, e per gli oli viscosi aumenta a 5 - 8 m 3 /t e in alcuni casi raggiunge 20 m 3 /t.
Consumo di sostanze iniettate nella formazione. Quando si implementano varie tecnologie per influenzare la formazione, vengono utilizzati vari agenti per migliorare le condizioni per l'estrazione del petrolio dal sottosuolo. Nella formazione vengono pompati acqua o vapore, gas idrocarburici o aria, anidride carbonica e altre sostanze. La velocità di iniezione di queste sostanze e la loro quantità totale, nonché la velocità della loro estrazione in superficie con produzione di pozzi, sono gli indicatori tecnologici più importanti del processo di sviluppo.
Pressione del serbatoio. Durante il processo di sviluppo, la pressione nelle formazioni incluse nell'oggetto di sviluppo cambia rispetto a quella iniziale. Inoltre, in diverse parti dell'area sarà diverso: vicino ai pozzi di iniezione sarà massimo, mentre vicino ai pozzi di produzione sarà minimo. Per monitorare le variazioni della pressione del giacimento, viene utilizzato un valore medio ponderato sull'area o sul volume del giacimento. Per determinare i loro valori medi ponderati, vengono utilizzate mappe isobare costruite per diversi punti nel tempo.
Indicatori importanti dell'intensità dell'impatto idrodinamico sulla formazione sono le pressioni sul fondo dei pozzi di iniezione e produzione. La differenza tra questi valori determina l'intensità del flusso del fluido nella formazione.
La pressione alla testa pozzo dei pozzi di produzione viene stabilita e mantenuta in base ai requisiti per garantire la raccolta e il trasporto sul campo dei prodotti del pozzo.
Temperature del serbatoioUN. Durante il processo di sviluppo, questo parametro cambia a causa degli effetti di strozzamento nelle zone vicine al pozzo della formazione, dell'iniezione di refrigeranti nella formazione e della creazione di un fronte di combustione in movimento al suo interno.
Domande per l'autocontrollo:
1. Definire il concetto di “sviluppo di giacimenti petroliferi”.
3. Fornire esempi di relazioni idrodinamiche tra i giacimenti petroliferi e il sistema idrico circostante.
4. Come viene distribuita la pressione in un giacimento petrolifero durante il suo sviluppo?
Calcolo principali indicatori di sviluppo durante periodi di produzione costante e in calo in modalità gas e posizionamento uniforme dei pozzi.
Dati iniziali:
Qzap = 2000 miliardi di m3; - riserve iniziali di gas
rda = 0,56; - densità relativa del gas
Pinizio = 12 MPa; - pressione iniziale del serbatoio
Tm = 308 K; - temperatura del serbatoio
DP = 0,3 MPa; - depressione massima consentita del serbatoio
Qanno = 33 miliardi di m3; - tasso di sviluppo durante il periodo di produzione costante
A = 0,0012 MPa2*giorno/migliaia di m3
B = 0,00001 (Mpa*giorno/migliaia di m3)2 - coefficienti di resistenza alla filtrazione del gas in ingresso sul fondo dei pozzi
tpost = 8 anni; - periodo costante produzione
tpad = 12 anni; - periodo di calo della produzione
Kð = 1,15; - buon coefficiente di riserva
Ke = 0,9; - fattore di servizio
Algoritmo di calcolo:
Per un periodo di produzione costante:
1) Dal momento che nel periodo produzione costante L'estrazione annuale del gas è nota, determiniamo la produzione accumulata per anno utilizzando la formula:
dove Qt è la produzione di gas nell'anno di sviluppo in corso, miliardi di m3;
2) Determinare la pressione del giacimento nell'anno di sviluppo in corso utilizzando la formula:
,
dove Pinit – pressione iniziale del giacimento, MPa;
Zinit – coefficiente di supercomprimibilità iniziale;
Qzap - riserve iniziali di gas, miliardi di m3;
Qdobt - produzione accumulata per anno t;
Zt è il coefficiente di supercomprimibilità nell'anno t, determinato dalla formula:
,
dove Tmel - temperatura del serbatoio K;
Pt – pressione del giacimento nell'anno t;
– rispettivamente pressione e temperatura critiche determinate dalle formule:
dove marciume è la densità relativa del gas;
3) Determiniamo la pressione del fondo pozzo in ogni anno di sviluppo utilizzando la formula:
4) Determiniamo la portata di un pozzo nell'anno di sviluppo corrente utilizzando l'equazione dell'afflusso:
5) Determinare il numero di pozzi necessari per sviluppare il giacimento durante il periodo produzione costante secondo la formula:
;