تكنولوجيا تطوير حقول النفط هي مجموعة من الأساليب المستخدمة لاستخراج النفط من باطن الأرض. في المفهوم المذكور أعلاه لنظام التطوير، يُشار إلى وجود أو عدم وجود تأثير على التكوين كأحد العوامل المحددة له. تعتمد الحاجة إلى حفر آبار الحقن على هذا العامل. لا يتم تضمين تكنولوجيا تطوير الخزان في تعريف نظام التطوير. وبنفس الأنظمة، يمكن استخدام تقنيات التعدين المختلفة. وبطبيعة الحال، عند تصميم التطوير الميداني، من الضروري أن نأخذ في الاعتبار أي نظام يناسب التكنولوجيا المختارة وأي نظام تطوير يمكنه تحقيق المؤشرات المحددة بسهولة أكبر.

ويتميز تطوير كل حقل نفطي بمؤشرات معينة. دعونا نفكر في المؤشرات العامة المتأصلة في جميع تقنيات التطوير. وتشمل هذه ما يلي.

إنتاج النفط q n – المؤشر الرئيسي، الإجمالي لجميع آبار الإنتاج المحفورة في الموقع لكل وحدة زمنية، و متوسط ​​الإنتاج اليوميس نس لكل بئر. إن طبيعة التغيرات الزمنية لهذه المؤشرات لا تعتمد فقط على خصائص التكوين والسوائل المشبعة به، ولكن أيضا على العمليات التكنولوجية التي تتم في الميدان في مراحل مختلفة من التطور.

استخراج السائل qf - إجمالي إنتاج النفط والماء لكل وحدة زمنية. يتم إنتاج النفط النقي من الآبار الموجودة في الجزء المحتوي على النفط تمامًا من الرواسب خلال فترة الجفاف من تشغيل البئر. بالنسبة لمعظم الودائع، عاجلا أم آجلا، تبدأ منتجاتها في التشبع بالمياه. ومن هذا الوقت، يتجاوز إنتاج السائل إنتاج النفط.

إنتاج الغاز ف ز يعتمد هذا المؤشر على محتوى الغاز في النفط المكمن، وحركيته بالنسبة لحركة النفط في المكمن، ونسبة ضغط المكمن إلى ضغط التشبع، ووجود غطاء الغاز ونظام تطوير الحقل. ويتميز إنتاج الغاز باستخدام عامل الغاز، أي. نسبة حجم الغاز الناتج من البئر لكل وحدة زمنية، مخفضة إلى الظروف القياسية، إلى إنتاج النفط المنزوع الغاز منه لنفس الوحدة الزمنية. يتم تحديد متوسط ​​عامل الغاز كمؤشر للتطور التكنولوجي من خلال نسبة إنتاج الغاز الحالي إلى إنتاج النفط الحالي.

عند تطوير الحقل مع الحفاظ على ضغط المكمن أعلى من ضغط التشبع، يبقى عامل الغاز دون تغيير وبالتالي فإن طبيعة التغير في إنتاج الغاز تكرر ديناميكيات إنتاج النفط. إذا كان ضغط المكمن أثناء التطوير أقل من ضغط التشبع، فإن عامل الغاز يتغير على النحو التالي. أثناء التطور في وضع الغاز المذاب، يزيد متوسط ​​عامل الغاز أولاً، ويصل إلى الحد الأقصى، ثم يتناقص ويميل إلى الصفر عند ضغط المكمن الذي يساوي الضغط الجوي. في هذه اللحظة، يتحول نظام الغاز المذاب إلى نظام الجاذبية.

تعكس المؤشرات المدروسة الخصائص الديناميكية لعملية استخراج النفط والماء والغاز. لتوصيف عملية التطوير خلال الفترة الزمنية الماضية بأكملها، يتم استخدام مؤشر متكامل - الإنتاج المتراكم. يعكس إنتاج النفط التراكمي كمية النفط التي تنتجها المنشأة خلال فترة زمنية معينة من بداية التطوير، أي. منذ لحظة إطلاق أول بئر إنتاجي.

وخلافا للمؤشرات الديناميكية، فإن الإنتاج المتراكم لا يمكن إلا أن يزيد. ومع انخفاض الإنتاج الحالي، ينخفض ​​معدل الزيادة في المؤشر المتراكم المقابل. فإذا كان الإنتاج الحالي صفراً فإن نمو المؤشر التراكمي يتوقف ويبقى ثابتاً.

بالإضافة إلى المؤشرات المطلقة المعتبرة، والتي تحدد كمية إنتاج النفط والماء والغاز، يتم استخدام المؤشرات النسبية أيضًا، والتي تميز عملية استخراج المنتجات المكامنية كنسبة من احتياطيات النفط.

معدل التطوير Z(t)– نسبة إنتاج النفط السنوي إلى الاحتياطيات القابلة للاستخراج، معبرا عنها كنسبة مئوية.

ض(ر) = ف ح ∕ ن (1.12)

يتغير هذا المؤشر مع مرور الوقت، مما يعكس التأثير على عملية التطوير لجميع العمليات التكنولوجية التي تتم في الميدان، سواء أثناء تطويره أو أثناء عملية التنظيم.

يوضح الشكل 1.7 منحنيات تميز معدل التطور بمرور الوقت في حقلين لهما خصائص جيولوجية وفيزيائية مختلفة. إذا حكمنا من خلال التبعيات المعطاة، فإن عمليات تطوير هذه المجالات تختلف بشكل كبير. وفقا للمنحنى 1، يمكن التمييز بين أربع فترات تطوير، والتي سنسميها المراحل.

المرحلة الأولى(مرحلة تشغيل الحقل)، عند إجراء حفر مكثف للآبار في المخزون الرئيسي، يرتفع معدل التطوير بشكل مستمر ويصل إلى قيمته القصوى بنهاية الفترة. على طول طوله، عادة ما يتم إنتاج النفط اللامائي. وتعتمد مدتها على حجم الوديعة ومعدل حفر الآبار التي تشكل الصندوق الرئيسي.

إن تحقيق الحد الأقصى من الإنتاج السنوي من احتياطيات النفط القابلة للاستخراج لا يتزامن دائمًا مع الانتهاء من حفر الآبار. في بعض الأحيان يحدث ذلك قبل تاريخ حفر الرواسب.

1 - الوديعة أ؛ 2 - الوديعة ب؛ الأول والثاني والثالث والرابع – مراحل التطوير

الشكل 1.7 - رسم بياني لتغيرات معدل التطوير بمرور الوقت

المرحلة الثانية(مرحلة الحفاظ على الحد الأقصى لمستوى إنتاج النفط) تتميز بإنتاج النفط السنوي المستقر إلى حد ما. في مهمة تصميم تطوير الحقل، غالباً ما يتم تحديد الحد الأقصى لإنتاج النفط، والسنة التي يجب أن يتحقق فيها هذا الإنتاج، ومدة المرحلة الثانية.

يتم تنفيذ المهمة الرئيسية لهذه المرحلة عن طريق حفر الآبار الاحتياطية وتنظيم ظروف البئر والتطوير الكامل لنظام الغمر بالمياه أو أي طريقة أخرى للتأثير على التكوين. تتوقف بعض الآبار عن التدفق في نهاية المرحلة، ويتم نقلها إلى طريقة التشغيل الآلية (باستخدام المضخات).

المرحلة الثالثة(مرحلة انخفاض إنتاج النفط) تتميز بانخفاض مكثف في معدل التطوير على خلفية الانقطاع التدريجي للمياه في إنتاج الآبار تحت ظروف ضغط الماء وزيادة حادة في عامل الغاز تحت ظروف ضغط الغاز. يتم تشغيل جميع الآبار تقريبًا آليًا. وسيصبح جزء كبير من الآبار خارج الخدمة بنهاية هذه المرحلة.

المرحلة الرابعة(المرحلة النهائية من التطوير) تتميز بمعدلات تطوير منخفضة. هناك انقطاع كبير في المياه وانخفاض بطيء في إنتاج النفط.

تشكل المراحل الثلاث الأولى، التي يتم خلالها سحب 70 إلى 95% من احتياطيات النفط القابلة للاستخراج، فترة التطوير الرئيسية. وفي المرحلة الرابعة يتم استخراج الاحتياطي النفطي المتبقي. ومع ذلك، خلال هذه الفترة، التي تميز بشكل عام فعالية نظام التطوير المطبق، يتم تحديد القيمة النهائية لكمية النفط المسترد، والفترة الإجمالية لتطوير الحقل، ويتم استخراج الحجم الرئيسي للمياه المصاحبة.

وكما يتبين من الشكل 1.10 (المنحنى 2)، فمن المعتاد بالنسبة لبعض الحقول أنه بعد المرحلة الأولى تأتي مرحلة انخفاض في إنتاج النفط. يحدث هذا أحيانًا بالفعل خلال الفترة التي يتم فيها تطوير المجال. هذه الظاهرة نموذجية بالنسبة للحقول ذات الزيوت اللزجة أو عندما يتم تحقيق معدلات تطوير عالية تبلغ حوالي 12 - 20٪ سنويًا أو أكثر بنهاية المرحلة الأولى. ويترتب على تجربة التطوير أن الحد الأقصى لمعدل التطوير يجب ألا يتجاوز 8 - 10٪ سنويًا، وفي المتوسط ​​خلال فترة التطوير بأكملها، يجب أن تكون قيمته في حدود 3 - 5٪ سنويًا.

نلاحظ مرة أخرى أن الصورة الموصوفة للتغيرات في إنتاج النفط من الحقل أثناء تطويره ستحدث بشكل طبيعي في حالة بقاء تكنولوجيا تطوير الحقل، وربما نظام التطوير، دون تغيير بمرور الوقت. فيما يتعلق بتطوير أساليب تعزيز استخلاص النفط، في مرحلة ما من تطوير الحقل، على الأرجح في المرحلة الثالثة أو الرابعة، يمكن تطبيقها تكنولوجيا جديدةاستخراج النفط من باطن الأرض، ونتيجة لذلك سيزداد إنتاج النفط من الحقل مرة أخرى.

في ممارسة تحليل وتصميم تطوير حقول النفط، يتم أيضًا استخدام المؤشرات التي تميز معدل سحب احتياطيات النفط مع مرور الوقت: معدل اختيار احتياطيات الرصيد ومعدل اختيار الاحتياطيات المتبقية القابلة للاستخراج. أ-بريوري

(1.13)

أين - إنتاج النفط السنوي في الحقل حسب وقت التطوير؛ – موازنة احتياطيات النفط.

إذا كان (1.8) هو معدل التطور فإن العلاقة بين ويعبر عنها بالمساواة:

(1.14)

أين يتم استخلاص النفط بنهاية فترة تطوير الحقل.

معدل استخراج الاحتياطي النفطي المتبقي القابل للاستخراج:

, (1.15)

أين – الإنتاج النفطي المتراكم للحقل حسب زمن التطوير.

إنتاج النفط التراكمي:

(1.16)

أين هو وقت التطوير الميداني؟ - الوقت الحالي.

يتم تحديد الاستخلاص الحالي للنفط أو معامل اختيار رصيد الاحتياطيات من التعبير:

(1.17)

بحلول نهاية التطوير الميداني، أي. في استخلاص النفط:

(1.18)

قطع مياه المنتج هو نسبة معدل تدفق المياه إلى معدل التدفق الإجمالي للنفط والماء. يتغير هذا المؤشر بمرور الوقت من صفر إلى واحد:

(1.19)

تعتمد طبيعة التغيير في المؤشر على عدد من العوامل. واحدة من أهمها هي نسبة لزوجة الزيت إلى لزوجة الماء في ظروف الخزان μ 0:

μ 0 = μ ن / μ في (1.20)

أين μ نو μ في– اللزوجة الديناميكية للنفط والماء على التوالي.

عند تطوير الحقول ذات الزيوت عالية اللزوجة قد يظهر الماء في إنتاج بعض الآبار منذ بداية تشغيلها. ويجري تطوير بعض الرواسب ذات الزيوت منخفضة اللزوجة منذ وقت طويلمع محتوى الماء طفيف. تتراوح القيمة الحدودية بين الزيوت اللزجة ومنخفضة اللزوجة من 3 إلى 4.

تتأثر طبيعة سقي الآبار وإنتاج الخزان أيضًا بعدم تجانس الخزان طبقة تلو الأخرى (مع زيادة درجة عدم التجانس، تقل فترة تشغيل البئر الخالية من الماء) وموقع البئر الفاصل الزمني للثقب نسبة إلى اتصال الزيت والماء.

تشير الخبرة في تطوير حقول النفط إلى أنه مع انخفاض لزوجة النفط، يتم تحقيق استخلاص أعلى للنفط مع انخفاض كمية المياه. وبالتالي، يمكن أن يكون انقطاع المياه بمثابة مؤشر غير مباشر على كفاءة تطوير الحقل. إذا كان هناك سقي أكثر كثافة للمنتج مقارنة بالتصميم، فقد يكون هذا بمثابة مؤشر على أن الرواسب مغطاة بعملية الغمر بالمياه بدرجة أقل من المتوقع.

معدل سحب السائل– نسبة إنتاج السوائل السنوي في ظروف المكمن إلى احتياطيات النفط القابلة للاستخراج، معبراً عنها بنسبة مئوية سنوياً.

إذا كانت ديناميكيات معدل التطور تتميز بمراحل، فإن التغير في معدل سحب السوائل مع مرور الوقت يحدث على النحو التالي. خلال المرحلة الأولى، يؤدي اختيار السوائل لمعظم الحقول إلى تكرار ديناميكيات معدل تطورها. وفي المرحلة الثانية يبقى معدل سحب السائل من بعض الودائع ثابتا عند الحد الأقصى، ومن البعض الآخر ينخفض، ومن البعض الآخر يرتفع. وتبدو نفس الاتجاهات أكثر وضوحا في المرحلتين الثالثة والرابعة. ويعتمد التغير في معدل سحب السوائل على عامل الزيت والماء، ومعدل تدفق الماء المحقون في المكمن، وضغط المكمن، ودرجة حرارة المكمن.

عامل الماء والزيت– نسبة القيم الحالية لإنتاج المياه إلى النفط لحظة تطوير الحقل مقاسة بالمتر المكعب /طن. يعد هذا المعلم، الذي يوضح عدد أحجام المياه المنتجة لكل طن واحد من النفط المنتج، مؤشرًا غير مباشر لكفاءة التطوير ويبدأ في الزيادة بسرعة من المرحلة الثالثة من التطوير. ويعتمد معدل زيادته على معدل سحب السوائل. عند تطوير رواسب الزيوت منخفضة اللزوجة، تصل في النهاية نسبة حجم الماء المنتج إلى إنتاج الزيت إلى واحد، وبالنسبة للزيوت اللزجة تزيد إلى 5 - 8 م3/طن وتصل في بعض الحالات إلى 20 م3/طن.

استهلاك المواد المحقونة في التكوين.عند تنفيذ تقنيات مختلفة للتأثير على التكوين، يتم استخدام عوامل مختلفة تعمل على تحسين ظروف استخراج النفط من باطن الأرض. يتم ضخ الماء أو البخار والغازات الهيدروكربونية أو الهواء وثاني أكسيد الكربون والمواد الأخرى في التكوين. ومن أهمها معدل حقن هذه المواد وكميتها الإجمالية وكذلك معدل استخلاصها إلى السطح مع إنتاج الآبار. المؤشرات التكنولوجيةعمليات التطوير.

ضغط الخزان.أثناء عملية التطوير، يتغير الضغط في التكوينات المتضمنة في كائن التطوير مقارنةً بالتكوين الأولي. علاوة على ذلك، سيكون الأمر مختلفًا في أجزاء مختلفة من المنطقة: الحد الأقصى بالقرب من آبار الحقن، والحد الأدنى بالقرب من آبار الإنتاج. لمراقبة التغيرات في ضغط الخزان، يتم استخدام قيمة متوسط ​​مرجح على مساحة أو حجم الخزان. لتحديد قيم المتوسط ​​المرجح، يتم استخدام خرائط الأيزوبار التي تم إنشاؤها لنقاط زمنية مختلفة.

من المؤشرات المهمة لشدة التأثير الهيدروديناميكي على التكوين الضغوط الموجودة في قاع آبار الحقن والإنتاج. الفرق بين هذه القيم يحدد شدة تدفق السوائل في التكوين.

يتم إنشاء الضغط عند رأس البئر لآبار الإنتاج والحفاظ عليه بناءً على متطلبات ضمان جمع منتجات الآبار ونقلها في الميدان.

درجات حرارة الخزانأ. أثناء التطوير، تتغير هذه المعلمة نتيجة لتأثيرات الاختناق في المناطق القريبة من حفرة البئر للتكوين، وحقن المبردات في التكوين، وإنشاء جبهة احتراق متحركة فيه.

أسئلة لضبط النفس:

1. تحديد مفهوم “تطوير الحقول النفطية”.

3. أعط أمثلة على العلاقات الهيدروديناميكية بين حقول النفط ونظام المياه المحيط بها.

4. كيف يتم توزيع الضغط في مكمن النفط أثناء تطوره؟

تكنولوجيا تطوير حقول النفط ومؤشرات التطوير التكنولوجي

اختيار نظام التطوير بناءً على الخصائص الجيولوجية والفيزيائية الرئيسية للودائع

الخصائص الجيولوجية والفيزيائية الأساسية	نظام التطوير
لزوجة الزيت في رر. عادي ميغا باسكال * ث م ن	التنقل ميكرومتر 2 /mPa*s K/ m n	عمق التكوين الرملي Kp	كثافة شبكة البئر هكتار/بئر	وضع جيد	نظام فيضانات المياه
0,5-5,0	ما يصل إلى 0.1	0,5-0,65	16-32	صف، مربع. 1-3 صفوف، 5-7 نقاط.	خطي مع البؤرة، المنطقة
0,65-0,80	20-36	مضمنة، 3 صفوف	خطي مع البؤري
أكثر من 0.80	24-40	صف، 3-5 صفوف	خطي مع البؤري
أكثر من 0.1	0,5-0,65	24-40	مضمنة، 3 صفوف	خطي مع البؤري
0,65- 0,80	28-40	صف، 5 صفوف	خطي مع البؤري
أكثر من 0.80	33-49	صف، 5 صفوف	خطي مع البؤري
5,0-40,0	ما يصل إلى 0.1	0,5-0,55	12-24	المنطقة، 5-7-9 نقطة	منطقة
0,65-,80	18-28
أكثر من 0.80	22-33	صف، 3 صفوف. المنطقة، 5-7-9 نقطة	خطي مع البؤري. منطقة
أكثر من 0.1	0,5-0,65	16-28	صف، 1-3 صفوف. المنطقة، 5-7-9 نقطة	خطي مع البؤري. منطقة
0,65- 0,80	22-32	صف، 1-3 صفوف.	خطي مع البؤري
أكثر من 0.80	26-36	صف، 1-3 صفوف.	خطي مع البؤري

تكنولوجيا تطوير حقول النفط هي مجموعة من الطرق المستخدمة لاستخراج النفط من باطن الأرض. وفي القسم الثالث يشير مفهوم نظام التطوير إلى وجود أو عدم وجود تأثير على التكوين كأحد العوامل المحددة له. تعتمد الحاجة إلى حفر آبار الحقن على هذا العامل. لا يتم تضمين تكنولوجيا تطوير الخزان في تعريف نظام التطوير. وبنفس الأنظمة، يمكن استخدام تقنيات التعدين المختلفة. وبطبيعة الحال، عند تصميم التطوير الميداني، من الضروري أن نأخذ في الاعتبار أي نظام يناسب التكنولوجيا المختارة وأي نظام تطوير يمكنه تحقيق المؤشرات المحددة بسهولة أكبر.

ويتميز تطوير كل حقل نفطي بمؤشرات تكنولوجية معينة. دعونا نفكر في المؤشرات العامة المتأصلة في جميع تقنيات التطوير. وتشمل هذه ما يلي:

إنتاجزيت س n هو المؤشر الرئيسي، الإجمالي لجميع آبار الإنتاج المحفورة في الموقع لكل وحدة زمنية، و متوسط ​​الإنتاج اليوميف ن لكل بئر.

إن طبيعة التغيرات الزمنية لهذه المؤشرات لا تعتمد فقط على خصائص التكوين والسوائل المشبعة به، ولكن أيضا على العمليات التكنولوجية التي تتم في الميدان في مراحل مختلفة من التطور.

استخراج السائل سز - إجمالي إنتاج النفط والماء لكل وحدة زمنية (سنة، شهر). يتم إنتاج النفط النقي من الآبار الموجودة في الجزء المحتوي على النفط تمامًا من الرواسب خلال فترة الجفاف من تشغيل البئر. بالنسبة لمعظم الودائع، عاجلا أم آجلا، تبدأ منتجاتها في التشبع بالمياه. ومن هذا الوقت، يتجاوز إنتاج السائل إنتاج النفط.

في بلدنا، يتم قياس إنتاج النفط والسوائل بوحدات الوزن - طن. في الخارج - في الحجم - م 3. في الولايات المتحدة الأمريكية وبريطانيا العظمى وكندا وعدد من الدول الأخرى - بالبراميل، 1 برميل = 159 لترفي 1 م3 = 6.29 برميل.

معدل تدفق الزيت والماء والسائل q n، q in، q l- على التوالي نسبة إنتاج النفط أو الماء أو السائل إلى زمن تشغيل البئر لمدة شهر أو سنة. يتم حسابه لكل من وقت العمل ووقت التقويم. وحدة القياس - طن/يوم*جيد.

انقطاع الماء -هذه هي نسبة المياه المنتجة إلى إجمالي كمية السائل المنتج خلال فترة (سنة، شهر). تقاس بكسور الوحدات. و ٪:

عامل الماء والزيت- نسبة الماء المنتج إلى الزيت . الحالية والمتراكمة

إنتاج الغاز سد. يعتمد هذا المؤشر على محتوى الغاز في نفط المكمن، وحركيته بالنسبة لحركة النفط في المكمن، ونسبة ضغط المكمن إلى ضغط التشبع، ووجود غطاء الغاز، ونظام تطوير الحقل. ويتميز إنتاج الغاز باستخدام عامل الغاز، أي. نسبة حجم الغاز الناتج من البئر لكل وحدة زمنية، مخفضة إلى الظروف القياسية، إلى إنتاج النفط المنزوع الغاز منه لنفس الوحدة الزمنية. يتم تحديد متوسط ​​عامل الغاز، كمؤشر تكنولوجي للتنمية، من خلال نسبة إنتاج الغاز الحالي إلى إنتاج النفط الحالي.

عند تطوير الحقل مع الحفاظ على ضغط المكمن أعلى من ضغط التشبع، يبقى عامل الغاز دون تغيير وبالتالي فإن طبيعة التغير في إنتاج الغاز تكرر ديناميكيات إنتاج النفط. إذا كان ضغط المكمن أثناء التطوير أقل من ضغط التشبع، فإن عامل الغاز يتغير على النحو التالي. أثناء التطور في وضع الغاز المذاب، يزيد متوسط ​​عامل الغاز أولاً، ويصل إلى الحد الأقصى، ثم يتناقص ويميل إلى الصفر عند ضغط المكمن الذي يساوي الضغط الجوي. في هذه اللحظة، يتحول نظام الغاز المذاب إلى نظام الجاذبية.

استهلاك العوامل المحقونة في التكوين (Q z)واستخراجها مع النفط (والغاز). عند إجراء عمليات تكنولوجية مختلفة لاستخراج النفط والغاز من باطن الأرض (بما في ذلك الحفاظ على ضغط الخزان)، يتم ضخ الماء والماء مع المواد الكيميائية المضافة والغاز والمواد الأخرى إلى الخزان.

المؤشر الرئيسي الذي يميز عملية الحقن هو تعويض سحب السائل عن طريق حقن الماء: الحالي والمتراكم. تقاس بكسور الوحدات. و ٪.

عند إعداد المشاريع التنموية تؤخذ القيمة تساوي 115% لضمان الفاقد على طول مسار المياه المحقونة وفواقد الاحتكاك.

تعكس المؤشرات المدروسة الخصائص الديناميكية لعملية استخراج النفط والماء والغاز. لتوصيف عملية التطوير خلال الفترة الزمنية الماضية بأكملها، يتم استخدام مؤشر متكامل - الإنتاج المتراكم (∑Q n، ∑Q w). يعكس الإنتاج التراكمي للنفط والسوائل الكمية التي تنتجها المنشأة خلال فترة زمنية معينة من بداية التطوير، أي. منذ لحظة إطلاق أول بئر إنتاجي.

وخلافا للمؤشرات الديناميكية، فإن الإنتاج المتراكم لا يمكن إلا أن يزيد. ومع انخفاض الإنتاج الحالي، ينخفض ​​معدل الزيادة في المؤشر المتراكم المقابل. فإذا كان الإنتاج الحالي صفراً فإن نمو المؤشر التراكمي يتوقف ويبقى ثابتاً.

مخزون جيد. تعتبر الآبار المكون الرئيسي لنظام تطوير حقول النفط، حيث يتم استخراج النفط والمكونات المرتبطة به، وهي تعمل على الحصول على كافة المعلومات حول الرواسب والتحكم في عملية التطوير. تنقسم الآبار حسب الغرض منها إلى المجموعات الرئيسية التالية: الإنتاج والحقن والخاصة والمساعدة.

التعدينتشكل الآبار الجزء الأكبر من مخزون الآبار. مصممة لإنتاج النفط والغاز والمكونات المرتبطة بها.

ضغطتم تصميم الآبار لحقن عوامل مختلفة (الماء والغاز والبخار) في الخزان لضمان التطوير الفعال للرواسب النفطية.

خاصالآبار مخصصة ل أنواع مختلفةبحث لدراسة المعلمات وحالة تطور الودائع. من بينها مجموعتان فرعيتان - التقييم والمراقبة. يتم حفر الحفر الأولى لتقييم تشبع التكوينات بالنفط والغاز. وتنقسم الأخيرة إلى بيزومترية ومراقبة.

مساعد وتنقسم الآبار إلى آبار سحب المياه وآبار الامتصاص.

إن مخزون الآبار في كل منشأة إنتاج في حركة مستمرة. يتغير العدد الإجمالي لآبار الإنتاج: في المراحل الأولى والثانية - يزداد، في المراحل الثالثة والرابعة - يتناقص.

ويزداد عدد آبار الحقن مع تطور نظام الفيضانات المائية. يمكن للآبار الانتقال من مجموعة إلى أخرى.

بالإضافة إلى المؤشرات المطلقة المعتبرة، والتي تحدد كمية إنتاج النفط والماء والغاز، يتم استخدام المؤشرات النسبية أيضًا، والتي تميز عملية استخراج المنتجات المكامنية كنسبة من احتياطيات النفط.

معدل الاختيار من الأمراض غير السارية. من خلال دورة الجيولوجيا الخاصة بك، ستتعرف على مفهوم احتياطيات النفط الأولية القابلة للاسترداد (IRR). عند تحليل تطور أي مرفق، يتم استخدام مؤشرات مثل معدل الاختيار من الأمراض غير السارية ودرجة إنتاج الأمراض غير السارية. وتيرة التنمية ض (ر)،متفاوتة الوقت ر،تساوي نسبة إنتاج النفط الحالي المساعدة السريعة(ر)إلى الاحتياطيات القابلة للاسترداد من الحقل

يتغير هذا المؤشر مع مرور الوقت، مما يعكس التأثير على عملية التطوير لجميع العمليات التكنولوجية التي تتم في الميدان، سواء أثناء تطويره أو أثناء عملية التنظيم.

توضح الصيغة أن التغير في معدل التطوير بمرور الوقت يشبه التغير في إنتاج النفط. لتوصيف نظام التطوير، غالبا ما يستخدم مفهوم الحد الأقصى لمعدل التطوير. ض ماكس

س ح ماكس -عادة إنتاج النفط في الفترة الثانية من التطوير.

يتم تحديد معدل سحب السوائل بالمثل

وتيرة التطوير هي مقياس لنشاط نظام التطوير.

درجة تطور احتياطيات النفط الأولية القابلة للاستخراج (IRR)- نسبة الإنتاج النفطي المتراكم إلى الأمراض غير السارية. علاوة على ذلك، فإن مقارنة قيمة قطع المياه الحالي لإنتاج الآبار مع قيمة درجة استنفاد الاحتياطي يمكن أن تشير إلينا بشكل غير مباشر ما إذا كان المشروع قد تم تطويره بنجاح كافٍ. ماذا يعني هذا: إذا كانت هذه المؤشرات متساوية، فيمكننا التحدث عن التطور الصحيح للكائن.

إذا كانت درجة الإنتاج متخلفة عن قطع مياه الآبار، فمن الضروري اتخاذ تدابير للقضاء على ذلك. إن تحليل مؤشرات التنمية مع مرور الوقت سيسمح لنا باستخلاص استنتاجات إما بشأن استخدام التكنولوجيات لتكثيف إنتاج النفط، أو حول التأثير الواسع النطاق لتكنولوجيا معينة على ديناميكيات التنمية المتغيرة.

استخراج النفط.وترتبط كمية الاحتياطي النفطي لرواسب معينة بدرجة استخراج النفط من باطن الأرض، وهي نسبة إجمالي إنتاج النفط المحتمل إلى رصيد احتياطيات النفط (الجيولوجية) في المكمن.

هذه العلاقة، والتي تسمى استخلاص النفط أو عامل استخلاص النفط، لها الشكل التالي:

η العلاقات العامة -تصميم عامل استرداد النفط

η - عامل استرداد النفط الحالي أو الفعلي

هناك استخراج النفط الحالي والنهائي. تحت انتعاش النفط الحاليفهم نسبة كمية النفط المستخرج من المكمن في لحظة تطوير المكمن إلى احتياطياته الأولية. الاسترداد النهائي للنفط- نسبة كمية النفط المنتج في نهاية التطوير إلى الاحتياطيات الأولية.

س الجرد- احتياطيات النفط القابلة للاستخراج

درجة س- موازنة احتياطيات النفط

∑س ن- سحب الزيت المتراكم

في الحالة المثالية، يميل معامل استخلاص الزيت إلى الوصول إلى قيمة معامل الإزاحة، أي. القيمة التي يمكن استخلاصها قدر الإمكان من تكوين ذو خصائص جيولوجية وفيزيائية محددة. ولكن بما أن عملية إزاحة النفط تعتمد على عوامل كثيرة: هيكل وخصائص المكمن، وعدم التجانس، وخصائص النفط المشبع به، ونظام وضع البئر، ونمط البئر، فيمكن تمثيل استخراج النفط على النحو التالي:

ح = ب خارج ب بارد ب أوه خارج

نسبة النزوح- نسبة كمية الزيت المزاح أثناء التنظيف المكثف طويل المدى لمساحة المسام التي تغلغل فيها العامل العامل (الماء) إلى الكمية الأولية من الزيت بنفس الحجم. تم تحديده تجريبيا على النواة.

عامل تغطية الفيضانات المائية- نسبة كمية الزيت المزاح من الحجم المتدفق من مساحة المسام التي مرت إليها المياه المحقونة أو المحيطية عند شطفها إلى قطعة مياه معينة من إنتاج البئر، إلى كمية الزيت المزاح من نفس الحجم أثناء الشطف الكامل، أي. لكمية الزيت التي يحددها معامل الإزاحة.

معامل اكتساح الخزان بعملية الإزاحةهي نسبة مجموع أحجام المكامن التي تغطيها عملية إزاحة النفط إلى إجمالي حجم المكامن التي تحتوي على النفط.

يتم تحديد استخراج النفط ليس فقط لتكوين أو جسم واحد، ولكن أيضًا للحقل ككل، ولمجموعة من الحقول، وحتى لمنطقة وبلد منتجين للنفط.

ولا يتحدد الاستخلاص النهائي للنفط فقط من خلال قدرات تكنولوجيا تطوير حقول النفط، ولكن أيضًا من خلال الظروف الاقتصادية.

توزيع الضغط في الخزان. في عملية تطوير النفط
في حقول النفط، يتغير الضغط في الخزان باستمرار. على منفصل
في أقسام التشكيل سيكون الأمر مختلفًا. في منطقة آبار الحقن سيكون هناك
الضغط العالي والضغط المنخفض في منطقة التعدين.

للتقييم، يتم استخدام متوسط ​​الضغط أو الضغط المرجح للمنطقة. تُستخدم الضغوط عند النقاط المميزة للتكوين - في قيعان آبار الحقن - كمؤشرات للتنمية. ص ن , في قيعان آبار الإنتاج - آر إن . على خط التفريغ آر إن" على خط الاختيار ر س " .

ومن المهم أيضًا تحديد فروق الضغط بين قيعان آبار الحقن والإنتاج، مثل الفرق ف ن - ف ق = موانئ دبي .

الضغط عند رؤوس آبار الإنتاج. ويتم وضعها بناءً على متطلبات ضمان جمع ونقل النفط والغاز والمياه من رؤوس الآبار إلى منشآت حقول النفط.

درجة حرارة الخزان.وهذا عامل طبيعي. يمكن أن يتغير بسبب حقن كميات كبيرة من الماء البارد في التكوين أو، على العكس من ذلك، مبردات البخار والماء الساخن.

إن جميع المؤشرات المتأصلة في هذه التقنية لاستخراج النفط من باطن الأرض مترابطة؛ فالتغيير في بعض مؤشرات التنمية يستلزم تغييراً في مؤشرات أخرى.

مؤشرات التطور الميداني

تشمل المؤشرات التكنولوجية والفنية والاقتصادية لعملية تطوير الخزان الإنتاج الحالي (المتوسط ​​السنوي) والإجمالي للسوائل (النفط والماء)، وقطع المياه عن السائل المنتج (نسبة إنتاج المياه الحالي إلى الإنتاج الحالي للسائل)، عامل الماء-الزيت الحالي والمتراكم (نسبة إنتاج الماء إلى إنتاج النفط)، حقن الماء الحالي والمتراكم، تعويض استرداد الحقن (نسبة الحجم المحقون إلى الحجم المسحوب في ظروف المكمن)، عامل استرداد النفط، العدد الآبار (الإنتاج والحقن)، ضغط الخزان والبئر، عامل الغاز الحالي، متوسط ​​معدل تدفق آبار الإنتاج وحقن آبار الحقن، تكاليف الإنتاج، إنتاجية العمالة، الاستثمارات الرأسمالية، تكاليف التشغيل، التكاليف الحالية، المبيعات ناقص تكاليف النقل والضرائب ، متطلبات القرض، رسوم القرض، سداد القرض.

مراحل تطوير حقول النفط

إن نسبة إنتاج النفط السنوي إلى احتياطيات الرصيد الأولي تميز وتيرة تطوير الحقل.

بناءً على تحليل وتيرة تطوير الحقل، يتم التمييز بين أربع مراحل (الشكل 5.1): مستوى متزايد من الإنتاج (I)، مستوى ثابت لإنتاج النفط (II)، فترة انخفاض إنتاج النفط (III) و الفترة الأخيرة لإنتاج النفط (الرابع).

ومن السمات المميزة للفترة الأولى الزيادة التدريجية في أحجام إنتاج النفط، بسبب التشغيل المستمر لآبار الإنتاج من الحفر. وطريقة إنتاج النفط خلال هذه الفترة هي التدفق، ولا يوجد قطع للمياه. وتعتمد مدة هذه المرحلة على عوامل عديدة، أهمها: حجم الاحتياطيات الصناعية القابلة للاستخراج؛ حجم الحقل وضغط الخزان؛ سمك وعدد الآفاق الإنتاجية؛ خصائص الصخور المنتجة والنفط نفسه؛ توافر الأموال اللازمة لتطوير الميدان وغيرها. مدة الفترة الأولى حوالي 4-6 سنوات. تعتبر تكلفة طن واحد من النفط خلال هذه الفترة مرتفعة نسبيًا بسبب بناء آبار جديدة وتطوير الحقول.

تتميز المرحلة الثانية من التطوير بمستوى ثابت من إنتاج النفط وبتكلفة قليلة. خلال هذه الفترة، يتم تحويل الآبار المتدفقة إلى طريقة الإنتاج الآلي بسبب قطع المياه التدريجي للآبار. تم تقييد الانخفاض في إنتاج النفط خلال هذه الفترة من خلال تشغيل آبار احتياطية جديدة. وتعتمد مدة المرحلة الثانية على معدل سحب النفط من الحقل، وكمية الاحتياطي النفطي القابل للاستخراج، وقطع المياه عن إنتاج الآبار، وإمكانية ربط آفاق أخرى للحقل بالتطوير. وتتميز نهاية المرحلة الثانية بأن زيادة حجم المياه المحقونة لصيانة ضغط المكمن ليس لها تأثير ملحوظ على حجم إنتاج النفط ويبدأ مستواه في الانخفاض. ويمكن أن تصل نسبة قطع الماء الزيتي في نهاية هذه الفترة إلى 50%. مدة هذه الفترة حوالي 5-7 سنوات. تكلفة إنتاج النفط خلال هذه الفترة هي الأدنى.

أرز. 5.1. مراحل تطوير المنشأة التشغيلية

وتتميز فترة التطوير الثالثة بانخفاض إنتاج النفط وزيادة إنتاج المياه المنتجة. وتنتهي هذه المرحلة عند الوصول إلى نسبة انقطاع المياه 80-90%. خلال هذه الفترة، تعمل جميع الآبار باستخدام طرق استخراج ميكانيكية، ويتم إخراج الآبار الفردية من الخدمة بسبب الانقطاع الشديد للمياه. تبدأ تكلفة طن واحد من النفط خلال هذه الفترة في الارتفاع بسبب إنشاء وتشغيل محطات تجفيف وتحلية النفط. خلال هذه الفترة، يتم اتخاذ التدابير الرئيسية لزيادة معدلات إنتاج الآبار. مدة هذه الفترة 4-6 سنوات.

تتميز المرحلة الرابعة من التطوير بكميات كبيرة من إنتاج مياه التكوين وكميات صغيرة من إنتاج النفط. تصل نسبة قطع الماء في المنتج إلى 90-95% أو أكثر. وترتفع تكلفة إنتاج النفط خلال هذه الفترة إلى حدود الربحية. هذه الفترة هي الأطول وتستمر من 15 إلى 20 سنة.

وبشكل عام يمكن أن نستنتج أن المدة الإجمالية لتطوير أي حقل نفط هي 40-50 سنة من البداية وحتى الربحية النهائية. إن ممارسة تطوير حقول النفط تؤكد بشكل عام هذا الاستنتاج.

تطوير النفط و حقول الغاز؟ مجموعة من الأعمال لاستخراج السائل الزيتي من المكمن. يخضع النفط المستخرج والغاز المصاحب الموجود على السطح للمعالجة الأولية. يتم وضع حقل النفط قيد التطوير على أساس مشروع تشغيل تجريبي أو مخطط تكنولوجي للتنمية الصناعية أو الصناعية الرائدة أو مشروع تطوير. في مشروع التطوير، بناءً على بيانات الاستكشاف والتشغيل التجريبي، يتم تحديد الشروط التي سيتم بموجبها استغلال الحقل: البنية الجيولوجية، خصائص الخزان للصخور، الخواص الفيزيائية والكيميائية للسوائل، تشبع الصخور بالماء والغاز والنفط وضغط الخزان ودرجة الحرارة وما إلى ذلك. وبناءً على هذه البيانات، وبمساعدة الحسابات الهيدروديناميكية، يتم إنشاء المؤشرات الفنية لتشغيل الخزان خيارات متنوعة لنظام التنمية، ويتم تقييم الخيارات الاقتصادية واختيار الأفضل منها.

تشمل أنظمة التطوير: تحديد أهداف التطوير، وتسلسل وضع الكائنات قيد التطوير، ومعدل حفر الحقول، وطرق التأثير على التكوينات الإنتاجية من أجل تعظيم استخراج النفط؛ عدد ونسبة وموقع وترتيب تشغيل آبار الإنتاج والحقن والتحكم والاحتياط؛ وضع التشغيل الخاص بهم؛ طرق تنظيم عمليات التنمية؛ تدابير أمنية بيئة. هل نظام التطوير المعتمد لمجال معين يحدد المؤشرات الفنية والاقتصادية؟ معدل تدفق البئر، وتغيره مع مرور الوقت، وعامل استخراج النفط، والاستثمارات الرأسمالية، وتكلفة طن واحد من النفط، وما إلى ذلك. ويضمن النظام الرشيد لتطوير حقول النفط مستوى معين من إنتاج النفط والغاز المرتبط به مع المؤشرات الفنية والاقتصادية المثلى، و حماية البيئة الفعالة.

المعالم الرئيسية التي تميز نظام التطوير: نسبة مساحة الحقل الحاملة للنفط إلى عدد جميع آبار الحقن والإنتاج (كثافة شبكة الآبار)، نسبة احتياطيات النفط القابلة للاستخراج في الحقل إلى عدد الآبار آبار؟ الاحتياطيات القابلة للاسترداد لكل بئر (كفاءة نظام التطوير)، نسبة عدد آبار الحقن إلى عدد آبار الإنتاج (كثافة الإنتاج الاحتياطي)؛ نسبة عدد الآبار الاحتياطية التي تم حفرها بعد وضع الحقل قيد التطوير من أجل استخراج النفط بشكل كامل (موثوقية نظام التطوير).

يتميز نظام التطوير أيضًا بمعلمات هندسية: المسافة بين الآبار وصفوف الآبار، وعرض الشريط بين آبار الحقن (مع أنظمة تطوير صفوف الكتل)، وما إلى ذلك.

في نظام التطوير دون التأثير على الخزان مع محيط حامل للنفط منخفض الحركة، يتم استخدام ترتيب رباعي الزوايا (أربع نقاط) أو مثلثي (ثلاث نقاط) لآبار الإنتاج؛ ومع الخطوط المتحركة الحاملة للنفط، فإن موقع الآبار يأخذ في الاعتبار شكل هذه الخطوط. نادرا ما تستخدم أنظمة تطوير حقول النفط دون التأثير على الخزان في روسيا، في الغالب، يتم تطوير الحقل عن طريق الغمر بالمياه. الأكثر استخدامًا هو الفيضانات داخل الدائرة. كما يتم إنشاء أنظمة الفيضانات المساحية بمسافة بين الآبار 400-800 م.

جنبا إلى جنب مع اختيار نظام التطوير أهمية عظيمةلديه خيار تكنولوجيا التنمية الفعالة. النظام والتكنولوجيا مستقلان من حيث المبدأ؛ يتم استخدام تقنيات تطوير مختلفة لنفس النظام.

المؤشرات التكنولوجية الرئيسية لعملية التطوير: الإنتاج الحالي والمتراكم للنفط والماء والسوائل؛ معدل التطوير، وقطع المياه في إنتاج الآبار، وضغط الخزان ودرجة الحرارة، بالإضافة إلى هذه المعلمات عند النقاط المميزة للتكوين والبئر (في القاع ورأس البئر، عند حدود العناصر، وما إلى ذلك)؛ عامل الغاز في الآبار الفردية وفي الحقل ككل. وتتغير هذه المؤشرات مع مرور الوقت تبعاً لأنظمة التكوين (طبيعة ظهور القوى الموقعية التي تنقل النفط إلى قاع الآبار) وتكنولوجيا التطور. من المؤشرات المهمة على تطور حقول النفط وفعالية التكنولوجيا المستخدمة القيمة الحالية والنهائية لاستخلاص النفط. لا يمكن تطوير حقول النفط على المدى الطويل في ظل ظروف مرنة إلا في حالات معينة، لأن عادةً، ينخفض ​​ضغط المكمن أثناء التطوير ويظهر نظام الغاز المذاب في المكمن.

يكون عامل استخلاص الزيت النهائي أثناء التطوير في هذا الوضع صغيرًا، ونادرًا ما يصل (مع نفاذية جيدة للتكوين ولزوجة منخفضة للزيت) إلى قيمة 0.30-0.35. وباستخدام تقنية الغمر بالمياه، يزيد عامل استخلاص الزيت النهائي إلى 0.55-0.6 (في المتوسط ​​0.45-0.5). مع زيادة لزوجة الزيت (20-50*10 -3 Pa*s) لا تتجاوز 0.3-0.35، ومع لزوجة الزيت أكثر من 100*10 -3 Pa*s؟ 0.1.

يصبح الغمر بالمياه في ظل هذه الظروف غير فعال. ولزيادة القيمة النهائية لعامل استخلاص النفط، يتم استخدام التقنيات القائمة على الطرق الفيزيائية والكيميائية والحرارية للتأثير على التكوين.

تستخدم الطرق الفيزيائية والكيميائية إزاحة الزيت بالمذيبات والغاز عالي الضغط والمواد الخافضة للتوتر السطحي ومحاليل البوليمر والبوليمر الميسيلار ومحاليل الأحماض والقلويات.

إن استخدام هذه التقنيات يجعل من الممكن تقليل التوتر عند ملامسة "السائل المزاح بالزيت" أو القضاء عليه (إزاحة الزيت بالمذيبات) وتحسين قابلية بلل الصخور بالسائل المزاح وتكثيف السائل المزاح وبالتالي تقليل نسبة لزوجة الزيت إلى لزوجة السائل، مما يجعل عملية إزاحة الزيت من التكوينات أكثر استقرارًا وكفاءة.

تزيد الطرق الفيزيائية والكيميائية للتأثير على التكوين من استخلاص الزيت بنسبة 3-5٪ (المواد الخافضة للتوتر السطحي)، بنسبة 10-15٪ (غمر البوليمر والميسيلار)، بنسبة 15-20٪ (ثاني أكسيد الكربون). إن استخدام طرق إزاحة الزيت بالمذيبات يجعل من الممكن نظريًا تحقيق الاستخلاص الكامل للنفط.

ومع ذلك، كشف العمل التجريبي عن عدد من الصعوبات التنفيذ العمليهذه الطرق لاستخراج النفط: امتصاص المواد الخافضة للتوتر السطحي عن طريق الوسط المسامي للخزانات، وتغيير تركيزها، وفصل تركيبات المواد (فيضان البوليمر ميسيلار)، واستخلاص الهيدروكربونات الخفيفة فقط (ثاني أكسيد الكربون)، وتقليل عامل الاجتياح (المذيبات والمركبات العالية). -ضغط الغاز)، الخ.

هل يتم تطوير الأبحاث أيضًا في مجال الطرق الكيميائية الحرارية لاستخراج النفط تحت التأثير المشترك للحرارة والكواشف الكيميائية على التكوين؟ القلوية الحرارية، والغمر بالبوليمر الحراري، واستخدام المحفزات للتفاعلات في الموقع، وما إلى ذلك. ويجري استكشاف إمكانيات زيادة استخلاص النفط من التكوينات من خلال التأثير عليها بطرق كيميائية حيوية تعتمد على إدخال البكتيريا في خزان النفط، نتيجة لذلك يتم تشكيل مواد النشاط الحيوي التي تعمل على تحسين السيولة وتسهيل عملية استخلاص الزيت.

هناك 4 فترات في تطوير حقول النفط: إنتاج النفط المتزايد والثابت والتناقص الحاد والتناقص البطيء (المرحلة المتأخرة).

في جميع مراحل تطوير حقول النفط، تتم مراقبة وتحليل وتنظيم عملية التطوير دون تغيير نظام التطوير أو تغييره الجزئي. إن تنظيم عملية تطوير حقول النفط يجعل من الممكن زيادة كفاءة إزاحة النفط.

من خلال التأثير على الرواسب، يتم تقوية أو إضعاف تدفقات الترشيح، وتغيير اتجاهها، ونتيجة لذلك يتم سحب مناطق الحقل التي لم يتم تصريفها سابقًا إلى التطوير وزيادة معدل سحب النفط، وانخفاض إنتاج المياه المرتبطة والنفط النهائي يزيد عامل الانتعاش.

تطوير النظامالودائع كما ذكرنا سابقاً. يجب أن يطلق عليها مجموعة من الحلول الهندسية المترابطة التي تضمن استخلاصًا نهائيًا عاليًا للنفط. تكنولوجيا تطوير حقول النفط هي مجموعة من الأساليب المستخدمة لاستخراج النفط من باطن الأرض، ولا يتم تضمين تكنولوجيا تطوير الخزان في تعريف نظام التطوير. وبنفس الأنظمة، يمكن استخدام تقنيات التعدين المختلفة.

يتميز تطوير الحقل باستخدام فئات مختلفة من الآبار ومؤشرات تطوير معينة.

بناءً على الغرض منها، تنقسم الآبار إلى الفئات التالية: التنقيب، والاستكشاف، والإنتاج.

محركات البحثيتم حفر الآبار للبحث عن رواسب النفط والغاز الجديدة.

استكشافآبار؛ الحفر في المناطق ذات الإمكانات الصناعية القائمة في مجال النفط والغاز من أجل إعداد تقدير لاحتياطيات النفط والغاز، وجمع البيانات الأولية لوضع مشروع (مخطط) لتطوير الودائع (الحقل).

التشغيلوتنقسم الآبار إلى آبار الإنتاج وآبار الحقن. خاصة ومساعدة.

التعدين(النفط والغاز) تم تصميم الآبار لاستخراج النفط والنفط والغاز الطبيعي والمكونات المرتبطة بها من الرواسب.

الحقن: الآبارتم تصميمها للتأثير على التكوينات الإنتاجية عن طريق حقن الماء والغاز البخاري وعوامل العمل الأخرى فيها من أجل ضمان التطوير الفعال للرواسب. يمكن استخدام بعض آبار الحقن مؤقتًا كآبار إنتاج.

محمياته الآباريتم توفيرها لغرض المشاركة في تطوير العدسات الفردية، معسر المناطق في المناطق الراكدة، والتي لا تشارك في تطوير آبار المخزون الرئيسي.

خاص تم تصميم الآبار لإجراء أنواع مختلفة من الأبحاث من أجل دراسة المعلمات وحالة تطور الودائع. من بينها مجموعتان فرعيتان - التقييم والمراقبة. يتم حفر الحفر الأولى لتقييم تشبع التكوينات بالنفط والغاز. وتنقسم الأخيرة إلى بيزومترية ومراقبة. تم تصميم الآبار البيزومترية لمراقبة التغيرات في ضغط التكوين في التكوين. آبار المراقبة لرصد التغيرات في ملامسة الماء والنفط، وتلامس زيت الغاز، وتشبع التكوين بالمياه بالنفط والغاز.

مساعد وتنقسم الآبار إلى آبار سحب المياه وآبار الامتصاص.

تناول الماءمصممة لإمدادات المياه أثناء الحفر ولأنظمة صيانة ضغط الخزان.

استيعابمصممة لضخ المياه المنتجة إلى آفاق الامتصاص.

بالإضافة إلى ما سبق، قد تكون المؤسسات المنتجة للنفط والغاز قد قامت بتجميد الآبار في ميزانياتها العمومية.

ل محفوظوتشمل هذه الآبار التي لا تعمل في الميدان بسبب عدم كفاءة أو استحالة تشغيلها في فترة معينة.

إن مخزون الآبار في كل منشأة إنتاج في حركة مستمرة. ويزداد عدد آبار الحقن مع تطور نظام الفيضانات المائية. يمكن للآبار الانتقال من مجموعة إلى أخرى.

صالمقدمةوالتطورات:

إنتاج النفط- Qn هو المؤشر الرئيسي، إجمالي جميع آبار الإنتاج المحفورة في الموقع لكل وحدة زمنية، ومتوسط ​​الإنتاج اليومي Qns لكل بئر.

يتم قياس إنتاج النفط في بلادنا بوحدات الوزن - طن. في الخارج في الولايات المتحدة الأمريكية والمملكة المتحدة وكندا وغيرها في براميل.

1 برميل – 159 لتر 1 م 3 – 6.29 برميل.

استخراج السائل-Qzh هو إجمالي إنتاج النفط والماء لكل وحدة زمنية. يتم إنتاج النفط النقي من الآبار الموجودة في الجزء المحتوي على النفط تمامًا من الرواسب خلال فترة الجفاف من تشغيل البئر. في مرحلة معينة من التطوير، يبدأ الماء بالتدفق من الخزان مع النفط والغاز.

إنتاج السائل هو إجمالي إنتاج النفط والماء

س و = س ح + س في

إنتاج الغازكيو جي. . إنتاج الغاز أثناء التشغيل، يتم إنتاج ما يسمى بالغاز المصاحب مع النفط. ويعتمد إنتاج الغاز على محتوى الغاز الموجود في النفط المكمن ويتميز بعامل الغاز.

عامل الغاز هو حجم الغاز المنتج، مخفضًا إلى الظروف القياسية، لكل طن من النفط.

= م 3 /ر

متوسط ​​عامل الغاز هو نسبة إنتاج الغاز الحالي إلى إنتاج النفط الحالي.

الإنتاج التراكمييعكس النفط كمية النفط التي تنتجها المنشأة خلال فترة زمنية معينة من بداية التطوير، والإنتاج التراكمي للنفط

, (1.8)

أين - وقت التطوير الميداني؛ -الوقت الحالي.

الإنتاج المتراكم لا يمكن إلا أن يزيد.

وبالإضافة إلى المؤشرات المطلقة المعتبرة، تُستخدم أيضاً المؤشرات النسبية التي تميز عملية استخراج المنتجات المكمنية كنسبة من الاحتياطيات النفطية.

استخراج النفط

هذه هي نسبة كمية النفط المستخرج من المكمن إلى احتياطياته الأصلية في المكمن. هناك استخراج النفط الحالي والنهائي.

استخراج النفط الحالييعبر عن نسبة إنتاج النفط المتراكم خلال فترة معينة من تشغيل الحقل إلى احتياطياته الجيولوجية

الاسترداد النهائي للنفطهي نسبة الاحتياطيات القابلة للاسترداد من الحقل إلى الجيولوجية

إن عملية الاستخلاص النهائية للنفط هي التي تحدد في نهاية المطاف جودة وكفاءة تطوير حقل معين.

يتم التعبير عن استخراج النفط في أجزاء من الوحدات.

وتيرة التنمية
- نسبة إنتاج النفط السنوي إلى الاحتياطيات القابلة للاستخراج، معبرا عنها كنسبة مئوية.

يتغير هذا المؤشر مع مرور الوقت، مما يعكس التأثير على عملية التطوير لجميع العمليات التكنولوجية التي تتم في الميدان، سواء أثناء تطويره أو أثناء عملية التنظيم.

قطع الماء المنتج - نسبة تدفق المياه إلى إجمالي تدفق الزيت والماء. يتغير هذا المؤشر بمرور الوقت من صفر إلى واحد:

. (1.21)

طبيعة التغير في المؤشر يعتمد على عدد من العوامل. واحدة من أهمها هي نسبة لزوجة الزيت إلى لزوجة الماء في ظروف الخزان :

أين و - اللزوجة الديناميكية للنفط والماء على التوالي.

عند تطوير الحقول ذات الزيوت عالية اللزوجة قد يظهر الماء في إنتاج بعض الآبار منذ بداية تشغيلها. يتم تكوين بعض الرواسب ذات الزيوت منخفضة اللزوجة لفترة طويلة مع قطع الماء بشكل ضئيل. قيمة الحد بين الزيوت اللزجة ومنخفضة اللزوجة تتراوح من 3 إلى 4.

تتأثر أيضًا طبيعة إمدادات المياه للآبار وإنتاج الخزانات بعدم تجانس الخزان طبقة تلو الأخرى (مع زيادة درجة عدم التجانس، تقل فترة تشغيل البئر الخالية من الماء) وموقع الخزان. الفاصل الزمني لانثقاب البئر نسبة إلى اتصال الزيت بالماء.

تشير الخبرة في تطوير حقول النفط إلى أنه مع انخفاض لزوجة النفط، يتم تحقيق استخلاص أعلى للنفط مع انخفاض كمية المياه. وبالتالي، يمكن أن يكون انقطاع المياه بمثابة مؤشر غير مباشر على كفاءة تطوير الحقل. إذا كان هناك سقي أكثر كثافة للمنتج مقارنة بالتصميم، فقد يكون هذا بمثابة مؤشر على أن الرواسب مغطاة بعملية الغمر بالمياه بدرجة أقل من المتوقع.

عامل الماء والزيت- نسبة القيم الحالية لإنتاج المياه إلى النفط لحظة تطوير الحقل مقاسة بـ
. هذه المعلمة، التي توضح عدد كميات المياه التي يتم إنتاجها لكل طن من النفط المنتج، هي مؤشر غير مباشر لكفاءة التطوير. ويعتمد معدل زيادته على معدل سحب السوائل. عند تطوير رواسب الزيوت منخفضة اللزوجة، تصل في النهاية نسبة حجم الماء المنتج إلى إنتاج الزيت إلى واحد، وبالنسبة للزيوت اللزجة تزيد إلى 5 - 8 م3/طن وتصل في بعض الحالات إلى 20 م3/طن.

استهلاك المواد المحقونة في التكوين. عند تنفيذ تقنيات مختلفة للتأثير على التكوين، يتم استخدام عوامل مختلفة تعمل على تحسين ظروف استخراج النفط من باطن الأرض. يتم ضخ الماء أو البخار والغازات الهيدروكربونية أو الهواء وثاني أكسيد الكربون والمواد الأخرى في التكوين.

ضغط الخزان. أثناء عملية التطوير، يتغير الضغط في التكوينات المتضمنة في كائن التطوير مقارنةً بالتكوين الأولي. علاوة على ذلك، سيكون الأمر مختلفًا في أجزاء مختلفة من المنطقة: الحد الأقصى بالقرب من آبار الحقن، والحد الأدنى بالقرب من آبار الإنتاج. لمراقبة التغيرات في ضغط الخزان، يتم استخدام قيمة متوسط ​​مرجح على مساحة أو حجم الخزان. من المؤشرات المهمة لشدة التأثير الهيدروديناميكي على التكوين الضغوط الموجودة في قاع آبار الحقن والإنتاج. الفرق بين هذه القيم يحدد شدة تدفق السوائل في التكوين.

يتم إنشاء الضغط عند رأس البئر لآبار الإنتاج والحفاظ عليه بناءً على متطلبات ضمان جمع منتجات الآبار ونقلها في الميدان.

درجة حرارة الخزان.أثناء التطوير، تتغير هذه المعلمة نتيجة لتأثيرات الاختناق في المناطق القريبة من حفرة البئر للتكوين، وحقن المبردات في التكوين، وإنشاء جبهة احتراق متحركة فيه.

تجدر الإشارة إلى أن جميع المؤشرات المتأصلة في هذه التكنولوجيا لاستخراج النفط والغاز من باطن الأرض في ظل نظام معين لتطوير الحقل مترابطة. والتغير في بعض المؤشرات قد يؤدي إلى تغير في أخرى. إذا تم تحديد بعض المؤشرات، فيجب حساب البعض الآخر.