hogar / mercedes/ Sistemas de desarrollo de campo. Sistema de desarrollo de campos petroleros.

Sistemas de desarrollo de yacimientos. Sistema de desarrollo de campos petroleros.

Enviar su buen trabajo en la base de conocimientos es sencillo. Utilice el siguiente formulario

Los estudiantes, estudiantes de posgrado y jóvenes científicos que utilicen la base de conocimientos en sus estudios y trabajos le estarán muy agradecidos.

Publicado en http://www.allbest.ru/

Introducción

1. Concepto de sistema de desarrollo

2. Secuencia de resolución de problemas de diseño de desarrollo. campos de petróleo

3. Etapas del desarrollo del yacimiento

Conclusión

Libros usados

Introducción

El petróleo y el gas se clasifican como minerales combustibles. Son una mezcla natural compleja de hidrocarburos de diversas estructuras con mezclas de compuestos no hidrocarbonados. Dependiendo de su composición, presión y temperatura, los hidrocarburos pueden encontrarse en estado sólido, líquido o gaseoso. En determinadas condiciones, una parte de los hidrocarburos puede estar en estado líquido y a la vez otra parte en estado gaseoso. Las mezclas de hidrocarburos que se encuentran en estado líquido tanto en condiciones de yacimiento como de superficie se denominan petróleo.

La composición del petróleo es extremadamente compleja y diversa. Puede variar notablemente incluso dentro de un mismo depósito. Al mismo tiempo, todas las propiedades físicas y químicas del petróleo y, en primer lugar, sus cualidades comerciales están determinadas por su composición.

La clasificación de los territorios productores de petróleo y gas y la zonificación petrogeológica son la base para identificar los patrones de distribución de las acumulaciones de petróleo y gas en la corteza terrestre, cuyo conocimiento es necesario para predecir con base científica el potencial de petróleo y gas del subsuelo y la elección de direcciones para el trabajo de exploración.

1. Concepto de sistema de desarrollo

El sistema de desarrollo de un campo petrolero (depósito petrolero) se caracteriza como un conjunto de medidas tecnológicas y técnicas que aseguran el control del proceso de desarrollo de los depósitos petroleros y tienen como objetivo lograr una alta producción de reservas de petróleo a partir de formaciones productivas observando las condiciones de protección del subsuelo. . El sistema de desarrollo determina el número de objetos de desarrollo independientes en el contexto del campo, el número de pozos, la ubicación y secuencia de su perforación, justifica la necesidad y el método de estimulación artificial de formaciones productivas, el método de operación de los pozos y determina la principales medidas para regular el proceso de desarrollo para lograr una alta recuperación de petróleo, establece un conjunto de medidas para los trabajos de investigación sobre yacimientos de petróleo y el seguimiento del estado de desarrollo.

Para el mismo campo, se pueden nombrar muchos sistemas que se diferencian en el número de pozos productivos, su ubicación en la estructura, el método de influencia en las formaciones productivas, etc., por lo que surge la necesidad de formular el concepto de sistema de desarrollo racional. Se aceptan las siguientes disposiciones básicas como criterios para un sistema de desarrollo racional.

1. Un sistema de desarrollo racional debe garantizar el menor grado de interacción entre pozos. La interacción mínima entre pozos se logra aumentando la distancia entre ellos. Por otro lado, a medida que aumenta la distancia entre los pozos, su número total en el campo disminuye, lo que conduce a una disminución en la tasa de producción total de los pozos. Además, en condiciones de formación heterogénea, un aumento en la distancia entre pozos puede llevar al hecho de que algunas de las lentes, medias lentes o capas intermedias saturadas de petróleo no quedarán cubiertas por los pozos y no se incluirán en desarrollo.

Por tanto, la mínima interacción entre pozos no puede servir como único criterio global para la racionalidad de un sistema de desarrollo.

2. Un sistema racional debería proporcionar el factor de recuperación de petróleo más alto. Con la cobertura total de la formación productora de petróleo mediante el proceso de desplazamiento, se puede lograr la máxima recuperación de petróleo. Esta condición, especialmente en formaciones heterogéneas, se puede cumplir colocando los pozos más cerca unos de otros. Además, dado que los coeficientes más altos se logran en el modo de presión de agua y los flujos de agua naturales a menudo no proporcionan altas tasas de desarrollo, existe la necesidad de crear un modo de presión de agua artificial inyectando agua o gas en la formación.

Un examen cuidadoso de los dos criterios mencionados indica que contienen dos requisitos opuestos. El primer criterio requiere el uso de mallas escasas, el segundo requiere una malla más densa. Además, el espesamiento de los pozos y el mantenimiento de la presión del yacimiento aumentan el costo del petróleo. En consecuencia, ni el grado más bajo de interacción entre pozos ni el factor máximo de recuperación de petróleo por separado pueden aceptarse como únicos criterios para la racionalidad del sistema de desarrollo.

3. Un sistema de desarrollo racional debería garantizar el coste mínimo del petróleo. De varias opciones de desarrollo consideradas durante el proceso de diseño, se selecciona la opción que proporciona la mayor recuperación de petróleo. Si bien los criterios anteriores definen correctamente las pautas para elegir un sistema de desarrollo, ninguno de ellos puede aceptarse como decisivo, ya que no tienen en cuenta las necesidades de petróleo del país, establecidas por los planes económicos nacionales.

Así, el concepto de un sistema de desarrollo racional en su forma final se formula de la siguiente manera: un sistema de desarrollo racional debe garantizar la producción de petróleo especificada por el plan a costos mínimos y los factores de recuperación de petróleo más altos posibles.

Cabe señalar que a principios de los años 70, varios investigadores plantearon la cuestión de eliminar el requisito de costo mínimo como criterio para la racionalidad de las opciones de desarrollo y aceptar la ganancia como criterio determinante.

Si nos fijamos en la estructura de la fórmula del beneficio

P = Q(C-- C),

donde P es la ganancia; Q - producción acumulada de petróleo; C - precio de venta del petróleo; C es el costo, luego, con un precio de venta regulado (establecido) del petróleo, la ganancia está determinada por el costo y la producción acumulada de petróleo.

Un ligero aumento en el costo debido a la perforación de un número adicional de pozos no siempre reduce las ganancias, ya que en la etapa de desarrollo considerada, el aumento en la producción y las ganancias adicionales obtenidas cubren los costos asociados con la perforación y el mantenimiento de pozos adicionales.

En condiciones de recursos estatales limitados en términos de número de plataformas de perforación, tuberías y otros equipos, aceptar esta condición significaría desviar grandes costos de materiales a los campos, reduciendo la exploración de campos y desarrollando la producción de petróleo en nuevas áreas. Además, la fórmula que se muestra arriba refleja la ganancia actual, y dado que la producción de petróleo disminuye con el tiempo después de alcanzar el máximo, y cuanto más nivel alto alcanza la producción actual (como porcentaje de las reservas), más rápido se produce la disminución posterior y, por lo tanto, el máximo de beneficio actual no significa en absoluto el máximo de beneficio acumulado.

Por tanto, el coste mínimo o coste mínimo sigue siendo decisivo a la hora de decidir una opción de desarrollo racional. El diseño del desarrollo consiste en seleccionar una opción que cumpla con los requisitos de un sistema de desarrollo racional.

Al comenzar a diseñar un desarrollo, constantemente se consideran las siguientes preguntas:

· se analizan los indicadores económicos y tecnológicos del desarrollo y se selecciona una opción para un sistema de desarrollo racional;

· se realizan cálculos hidrodinámicos para establecer indicadores de desarrollo tecnológico para varias opciones que difieren en el número de pozos, el método de influencia en las formaciones productivas, las condiciones de operación de los pozos, etc.;

· se determinan los datos geológicos y físicos iniciales sobre la formación petrolera y las propiedades de los líquidos y gases que la saturan;

· se calcula la eficiencia económica de las opciones de desarrollo.

En condiciones de presión de agua, el proceso de riego de pozos de gas es un proceso natural. Pero al mismo tiempo, es necesario prever tal cantidad de pozos productores de gas, tal ubicación de ellos de acuerdo con el área de producción de gas y los correspondientes modos tecnológicos de operación de los pozos de gas, un sistema de desarrollo y transporte de gas que garantizaría la mayor recuperación de gas y el máximo beneficio con los menores costes de capital.

Hay tres períodos de desarrollo de depósitos de gas:

I - período de aumento de la producción de gas;

II - período de producción de gas constante (máxima alcanzada);

III - período de disminución de la producción de gas.

En el primer período de aumento de la producción de gas, se perfora el campo, se desarrolla el campo, se pone el campo en desarrollo sistemático y, al final del primer período, se alcanza la producción de gas máxima planificada (prevista por el proyecto de desarrollo). es alcanzado. Este período, dependiendo del tamaño del depósito y las reservas, dura de 2 a 3 años a 5 a 7 años o más. El período de producción constante de gas continúa hasta que se eliminan del depósito el 65-75% de las reservas de gas, y a veces más.

El período de disminución de la producción de gas continúa hasta que se alcanza la extracción mínima rentable del yacimiento, lo que depende del precio del gas y de la legislación fiscal vigente.

2. Secuencia de resolución de problemas de diseño de desarrollo de campos petroleros.

desarrollo del campo petrolero

Con base en la experiencia del desarrollo de campos petroleros, se han establecido el siguiente procedimiento de diseño y el contenido de los principales documentos de diseño:

1) esquema (plan) de operación de prueba;

2) diagrama de desarrollo tecnológico;

3) proyecto de desarrollo;

4) proyecto de desarrollo integral.

Esquema de operación de prueba. Este diagrama se compila con el fin de obtener datos adicionales sobre las características geológicas y de campo de la formación, fluidos de formación, condiciones de operación de los pozos con la determinación de depresiones máximas y caudales máximos, realizando trabajo de investigación pruebas hidráulicas (exploración hidráulica), estudio de la inyectividad de pozos de inyección.

El plan de operación piloto justifica la perforación prioritaria de pozos productores cuando la exploración del campo aún no se ha completado y las reservas de petróleo y gas aún no han sido aprobadas por el Comité de Reservas Estatales de la Federación de Rusia ( Comisión Estatal por reservas).

El esquema de operación piloto se elabora teniendo en cuenta los datos de las pruebas de los pozos exploratorios y la evaluación preliminar de las reservas de petróleo. El contenido del esquema de operación de prueba refleja las siguientes preguntas:

· se justifica el complejo necesario de investigaciones geológicas, comerciales y geofísicas;

· se cubren brevemente la estructura geológica del campo y las características geológicas y físicas de capas y líquidos;

· se determina (aproximadamente) el volumen de inversiones de capital y el coste esperado del petróleo;

· se calculan (aproximadamente) los principales indicadores tecnológicos para la producción de petróleo, gas y agua, los cambios en la presión de los yacimientos durante varios años de desarrollo, se determina la ubicación y el número de pozos de producción;

· se realiza un cálculo aproximado de las reservas de petróleo y gas;

· se planea trabajar en la inyección experimental de agua o probar otros métodos para influir en el depósito.

Los esquemas de operación de prueba para pequeños depósitos los elaboran los departamentos tecnológicos de las asociaciones y el Laboratorio Central de Investigaciones Científicas. Tras el acuerdo con los órganos territoriales de Gosgortekhnadzor, el plan es aprobado por la asociación de productores de petróleo.

Para los grandes yacimientos, los planes piloto de explotación son elaborados por institutos de investigación y diseño, coordinados con los órganos y asociaciones del Gosgortekhnadzor y aprobados por el Ministerio.

Se elabora un esquema de desarrollo tecnológico para campos con una complejidad geológica significativa, cuando las reservas de petróleo son aprobadas por el Comité de Reservas Estatales en categorías bajas (B y C1), y los resultados de la exploración y operación de prueba no permiten la determinación final. del sistema de desarrollo.

Objeto del esquema tecnológico:

1) delinear un sistema para colocar pozos en depósitos y establecer su número;

2) establecer la necesidad y delinear un sistema para mantener la presión del yacimiento;

3) determinar cambios en los indicadores técnicos y económicos de desarrollo por un período de hasta 10 a 15 años;

4) establecer el procedimiento para perforar objetos en un campo multicapa y la secuencia de perforación de pozos en el sitio;

5) justificar el conjunto de estudios necesarios para controlar el desarrollo y obtener información adicional sobre las características geológicas y de campo de los objetos de desarrollo.

El esquema de desarrollo tecnológico en términos de contenidos incluye los siguientes apartados:

Parte geológica. Proporciona datos sobre la estructura geológica del campo, los resultados del estudio de las propiedades del yacimiento de las formaciones productivas, las propiedades de los fluidos de formación, proporciona una evaluación del contenido de petróleo y las reservas de petróleo y gas, destaca el estado de la explotación piloto de los depósitos de petróleo,

Parte tecnológica. En esta parte se fundamentan los datos iniciales para los cálculos hidrodinámicos, se establece el esquema de desarrollo (opciones) y la metodología para los cálculos hidrodinámicos. Se están realizando cálculos hidrodinámicos para determinar los indicadores tecnológicos de las opciones de desarrollo durante 10 a 15 años.

Parte económica. Justifica la efectividad de las opciones de desarrollo, determinando el volumen de inversiones de capital, costos operativos, costos de producción, períodos de recuperación de las inversiones de capital, etc. La parte final del esquema tecnológico proporciona recomendaciones para la implementación de la opción de desarrollo seleccionada con justificación de los complejos. de estudios de pozos y observaciones del estado de desarrollo del campo con el fin de obtener amplia información geológica y de campo para la posterior preparación de un proyecto de desarrollo.

El esquema tecnológico, por regla general, lo elaboran los institutos de investigación y diseño, acordado por el Gosgortekhnadzor del distrito y la asociación y aprobado por el Ministerio de Industria Petrolera de la Federación Rusa.

Un proyecto de desarrollo se elabora para un campo puesto en desarrollo sobre la base de un esquema de operación piloto, cuando la estructura geológica del campo es simple, o un esquema tecnológico.

El proyecto de desarrollo define y justifica las mismas cuestiones que el esquema tecnológico con un estudio más profundo de las mismas. Así, los indicadores tecnológicos y económicos están determinados por etapas y para todo el período de desarrollo. El proyecto fundamenta la recuperación final del petróleo y los métodos para aumentarlo, y describe medidas para regular el proceso de desarrollo. Se está estableciendo el stock de pozos de reserva. Los cálculos hidrodinámicos en el proyecto de desarrollo se realizan teniendo en cuenta la heterogeneidad de formaciones productivas utilizando técnicas probadas.

Al desarrollar grandes campos, se elaboran proyectos (esquemas) de desarrollo complejos, en los que, junto con la justificación del sistema de desarrollo, se da un esquema para el desarrollo de un campo petrolero con la solución de las siguientes tareas: diseño de la colección, tratamiento y transporte de petróleo y gas; determinar el volumen y orden de construcción de las instalaciones de recolección; Diseño de instalaciones de mantenimiento de presión de yacimientos.

3. Etapas del desarrollo del yacimiento.

El desarrollo de los depósitos de petróleo se caracteriza por cuatro etapas:

Etapa I: aumento de la producción de petróleo;

etapa: alcanzar el nivel máximo de producción de petróleo y su estabilización;

etapa: disminución de la producción de petróleo;

Etapa IV: producción tardía (final) de petróleo.

En la etapa I se produce un aumento de la producción de petróleo debido a la puesta en servicio de nuevos pozos de perforación. Este período se caracteriza por la producción de petróleo sin agua. Al final de la etapa I, aparece agua en pozos individuales. Se llevan a cabo trabajos preparatorios y, en ocasiones, se inicia la inyección de agua u otro agente influyente para mantener la presión del yacimiento. Una vez finalizada la perforación y la puesta en servicio de todo el pozo, se produce la estabilización, es decir, alcanzar el nivel máximo de producción de petróleo y mantenerlo. Este período puede ser de 4 a 5 años. Los promotores del subsuelo están tomando medidas para mantener los niveles máximos de producción de petróleo durante el mayor tiempo posible. Esto se logra alcanzando el nivel de diseño de inyección de agua (u otro agente de impacto) para mantener la presión del yacimiento, llevando a cabo diversas medidas geológicas y técnicas tanto en pozos de petróleo como de inyección, introduciendo bombas de mayor productividad (con producción de petróleo mecanizada), realizando Trabajos de reparación y aislamiento. Si es necesario, se perforan pozos de reserva. También se están tomando medidas para aumentar la tasa de operación de los pozos, así como para reducir el stock de pozos inactivos. Un lugar importante lo ocupan los trabajos de investigación en pozos productores e inyectores, etc.

Etapa III: disminución de la producción de petróleo. Durante este período, se produce una disminución en los caudales en los pozos petroleros debido a un aumento en el corte de agua, una disminución en la presión del yacimiento, pozos en reparación, etc. La pesca está tomando medidas para reducir la tasa de disminución de la producción de petróleo. Esto se logra con las mismas medidas que en la etapa II. Teniendo en cuenta un mayor conocimiento y una investigación detallada, se están introduciendo medidas geológicas y técnicas más eficaces. Con base en el análisis de los estudios de campo obtenidos, se presta mucha atención a la inclusión de capas productivas ociosas mediante la perforación de troncos laterales horizontales, la realización de tratamientos con ácido de intervalo, la fracturación hidráulica dirigida, la descarga de ranuras, el tratamiento de pozos con óxido, etc. Se está trabajando mucho para reducir las entradas de agua en los pozos de producción, se está utilizando la inyección de agua cíclica, etc. Existe un problema con la eliminación de grandes volúmenes de agua de formación. La tasa de riego de los pozos de producción durante el desarrollo de depósitos de petróleo depende de la relación de viscosidades del petróleo y el agua:

W0=

Los estudios de campo han establecido que (sujeto a una permeabilidad uniforme de la formación productiva) si W0 < 3, то происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременное опережающее обводнение нефтяных скважин. Если W0> 3 - hay un avance prematuro del agua al fondo de los pozos de producción y un riego rápido de los pozos. En este sentido, se está trabajando para reducir el valor W0 debido al espesamiento del agua inyectada en la formación con poliacrilamida o biopolímero. En las etapas I - II - III de desarrollo, está previsto seleccionar las principales reservas de petróleo (80-90% de las reservas recuperables).

La etapa IV del desarrollo del campo es la etapa final. En la etapa IV se observan bajos caudales y extracciones de petróleo, pero se observan grandes extracciones de agua de formación. Este período dura relativamente largo, hasta que el desarrollo del campo se vuelve rentable.

Al final de las etapas de desarrollo III y IV, es posible la operación forzada de pozos con la extracción de grandes volúmenes de agua de la formación (8-12 m 3 de agua de formación por 1 tonelada de petróleo producido).

Los plazos y volúmenes de producción de cada etapa se determinan en el esquema tecnológico de desarrollo del campo.

Conclusión

La importancia de la industria del petróleo y el gas en la economía nacional del país es enorme. Casi todas las industrias Agricultura, el transporte, las medicinas y simplemente la población del país en el nivel actual de desarrollo consume petróleo, gas natural y productos derivados del petróleo. Así, su consumo dentro del país aumenta de año en año.

Las perspectivas de desarrollo del complejo de petróleo y gas están asociadas con los enormes recursos potenciales de petróleo y gas que se encuentran en las profundidades. Estos incluyen grandes áreas de tierra prometedora, tanto en tierra como en alta mar, donde existen requisitos previos para el descubrimiento de importantes acumulaciones de petróleo y gas.

Esto se aplica tanto a las zonas donde se lleva a cabo la producción de hidrocarburos durante mucho tiempo como a aquellas donde prácticamente no se han realizado trabajos de prospección. Entre los primeros se encuentran la región de Ural-Volga, Timan-Pechora, Siberia occidental, Ciscaucasia, el Mar Caspio, Siberia oriental y el Lejano Oriente (Sakhalin). En estas áreas todavía se concentran importantes recursos previstos de petróleo y gas, que deben ser explorados y aumentar las reservas de hidrocarburos en el país en un futuro próximo.

En estas regiones, las perspectivas de búsqueda de nuevos yacimientos de petróleo y gas pueden estar relacionadas con:

· con búsquedas y exploración de petróleo y gas en yacimientos carbonatados;

· identificar horizontes prometedores a grandes profundidades (más de 4,5 km);

· con la identificación de trampas no estructurales y la búsqueda de depósitos de hidrocarburos en las laderas de elevaciones arqueadas y lados de depresiones, etc.

Además, existen perspectivas de descubrir nuevos yacimientos de petróleo y gas en zonas inexploradas de Rusia, donde no se ha realizado ningún trabajo o se ha realizado en pequeñas cantidades y no ha dado un resultado positivo. Estas incluyen, por ejemplo, las regiones centrales de la parte europea de Rusia. En la corteza terrestre (Moscú y Mezen) hay depresiones llenas de una gruesa capa de sedimentos antiguos. El potencial de petróleo y gas de estas depresiones está asociado con sedimentos del Vendiano (Proterozoico), Paleozoico Inferior y Superior.

Las perspectivas de petróleo y gas también están asociadas con partes inexploradas. Siberia oriental y el Lejano Oriente, donde posibles horizontes productivos pueden estar en sedimentos Paleozoicos y Mesozoicos. Estos incluyen, por ejemplo, la depresión de Turguz (4 km de profundidad). Se pueden hacer nuevos descubrimientos en las aguas árticas de Rusia, en la plataforma de los mares de Barents y Kara, que son una continuación geológica de las partes de plataforma de la tierra de las placas rusa y siberiana occidental, y estas últimas son las partes más productivas. de Rusia.

Libros usados

1. Dunaev F.F., Egorov V.I., N.N. Pobedonostseva N.N., Syromyatnikov E.S. Economía de la industria del petróleo y el gas. M: "Nedra", 2003.

2. Egorov V.I., Zlotnikova L.G. Economía de las industrias del petróleo y del gas y petroquímica. - M: “Química”, 2002.

3. Zykin M.Ya., Kozlov V.A., Plotnikov A.A. Metodología para la exploración acelerada de yacimientos de gas. - M.: Nedra, 2000.

4. Mstislavskaya L.P. Producción de petróleo y gas (Preguntas, problemas, soluciones): Libro de texto. - M.: Universidad Estatal Rusa de Petróleo y Gas, 1999.

5. Salmanov F.K., Nesterov I.I., Poteryayeva V.V. Patrones de distribución de grandes yacimientos de petróleo y gas en la corteza terrestre. - M.: Nedra, 2001.

6. Kalinina V.P., Didenko T.V. Medios de producción y progreso técnico en la industria del petróleo y del gas. - M: MING, 1999.

Publicado en Allbest.ru

Documentos similares

Análisis de los procesos de desarrollo de yacimientos petrolíferos como objetos de modelización. Cálculo de indicadores tecnológicos de desarrollo del campo a partir de modelos de formación heterogénea en capas y desplazamiento de pistón de petróleo por agua. Volumen de petróleo en condiciones de yacimiento.

prueba, agregada el 21/10/2014

Consideración de los fundamentos del desarrollo de campos de petróleo y gas. Características de los estratos productivos y estructura de los yacimientos; Composición y propiedades del petróleo, gas y agua. Aprobación de soluciones de desarrollo tecnológico; comparación del diseño y los indicadores reales.

trabajo del curso, añadido el 03/10/2014

Estudio de métodos de sistemas de desarrollo de campos de petróleo y gas. Determinación de un sistema racional de extracción de petróleo del subsuelo. Selección de equipos para almacenar petróleo después de su extracción a partir de depósitos, así como para su transporte. Descripción de los principales tipos de tanques.

trabajo del curso, añadido el 11/11/2015

Características geológicas y físicas de los yacimientos. Propiedades físicas de los fluidos de formación. Análisis de la producción de reservas de petróleo. Diseño de un pozo lateral horizontal y el proceso de desarrollo del pozo mediante modelación matemática.

trabajo del curso, añadido el 05/03/2015

Tendencias aparentemente optimistas y problemáticas en el desarrollo de campos petroleros. Violaciones de los sistemas de desarrollo de diseños. Métodos y direcciones principales para aumentar la eficiencia del desarrollo de campos petroleros y garantizar una producción estable de petróleo.

presentación, añadido el 30/03/2010

Características físico-químicas del petróleo y del gas. Apertura y preparación del campo minado. Características del desarrollo de campos petroleros mediante el método de minería térmica. Excavación minera. Diseño y selección de una instalación de ventiladores para ventilación principal.

tesis, añadido el 10/06/2014

Estructura geológica del yacimiento. Estratigrafía y litología de la sección sedimentaria. Características fisicoquímicas y composición del petróleo, gas y aguas. Análisis de indicadores tecnológicos de desarrollo de depósitos. Análisis de la etapa actual de desarrollo y actividades en curso.

tesis, agregada el 11/12/2013

Propiedades físicas y yacimientos de petróleo y gas. Etapas y tipos de trabajos geológicos. Perforación de pozos de petróleo y gas y su operación. Tipos de energía de yacimiento. Modos de desarrollo de depósitos de petróleo y gas. Recolección y preparación en campo de petróleo y gas.

resumen, añadido el 14/07/2011

Estudios geofísicos e hidrodinámicos de indicadores tecnológicos del desarrollo de yacimientos de petróleo en el campo Samotlor. Modelado hidrodinámico de estanqueidad y producción de reservas residuales bajo la condición de desarrollo intensificado de yacimientos.

artículo, añadido el 28/08/2013

Información sobre el campo West Kommunarskoye. Propiedades de yacimiento de la formación. Propiedades físico-químicas del petróleo, gas y agua. Cálculo de reservas de petróleo y gas. Características del sistema de estimulación del embalse. Determinación de la eficiencia del desarrollo de depósitos de petróleo.

Anotación: El desarrollo de depósitos minerales es un sistema de medidas organizativas y técnicas para la extracción de minerales del subsuelo.

El desarrollo de depósitos minerales es un sistema de medidas organizativas y técnicas para la extracción de minerales del subsuelo. El desarrollo de campos de petróleo y gas se lleva a cabo mediante perforaciones. A veces se utiliza la producción de petróleo minero (campo petrolífero de Yarega, República de Komi).

El sistema de desarrollo de campos y depósitos petroleros se entiende como una forma de organizar el movimiento del petróleo en capas hacia los pozos de producción.

El sistema de desarrollo del campo petrolero está determinado por:

el procedimiento para poner en desarrollo las instalaciones operativas de un campo multicapa;
redes para colocar pozos en los sitios, el ritmo y orden de su puesta en servicio;
formas de regular el equilibrio y el uso de la energía del yacimiento.

Es necesario distinguir entre sistemas de desarrollo para depósitos multicapa y depósitos individuales (depósitos monocapa).

Objeto de desarrollo es una o más formaciones productivas de un campo, identificadas según condiciones geológicas, técnicas y consideraciones económicas para su perforación y operación con un solo sistema de pozos.

Al seleccionar objetos, debes considerar:

propiedades geológicas y físicas de las rocas yacimientos;
propiedades físicas y químicas del petróleo, agua y gas;
estado de fase de los hidrocarburos y régimen de formación;
Equipos y tecnología de operación de pozos.

Los objetos de desarrollo se dividen en independientes y retornables. Los objetos retornables, a diferencia de los independientes, se supone que son desarrollados por pozos que explotan principalmente algún otro objeto.

Rejilla de colocación de pozos

Bien cuadrícula - personaje posición relativa pozos de producción e inyección en la instalación de producción, indicando las distancias entre ellos (densidad de la red). Los pozos están ubicados en una cuadrícula uniforme y en una cuadrícula desigual (principalmente en filas). Las mallas tienen forma cuadrada, triangular y poligonal. Con una rejilla triangular se colocan un 15,5% más de pozos en el área que con una rejilla cuadrada en el caso de distancias iguales entre los pozos.

La densidad del patrón de pozos se refiere a la relación entre el área petrolera y el número de pozos productores. Sin embargo, este concepto es muy complejo. La densidad de la malla se determina teniendo en cuenta condiciones específicas. Desde finales de los años 50 se explotan campos con una densidad de malla de (3060)·10 4 m 2 /pozo. En el campo Tuymazinskoye, la densidad de la red es de 2010 4 m 2 /pozo. con una distancia entre pozos en hileras de 400 m, Romashkinskoye -6010 4 m 2 /pozo. – 1000 m 600 m, Samotlor – 6410 4 m 2 /pozo.

Etapas de desarrollo del campo

Una etapa es un período del proceso de desarrollo, caracterizado por un cierto cambio natural en los indicadores tecnológicos y técnico-económicos. Los indicadores tecnológicos y técnico-económicos del proceso de desarrollo de yacimientos incluyen la producción de petróleo actual (promedio anual) y total (acumulada), la producción de líquido actual y total (petróleo y agua), el corte de agua del líquido producido (la relación entre la producción de agua actual y producción líquida actual), factor agua-petróleo actual y acumulado (la relación entre la producción de agua y la producción de petróleo), inyección de agua actual y acumulada, compensación por recuperación por inyección (la relación entre el volumen inyectado y el volumen extraído en las condiciones del yacimiento), factor de recuperación de petróleo, número de pozos (productores, de inyección), presión de yacimiento y de fondo de pozo, factor de gas actual, caudal promedio de los pozos de producción e inyectividad de los pozos de inyección, costo de producción, actuación mano de obra, inversiones de capital, costos operativos, costos reducidos, etc.

Según la dinámica de la producción de petróleo, existen cuatro etapas en el proceso de desarrollo de depósitos tipo yacimiento en yacimientos granulares en condiciones de presión de agua (Fig. 6.1). Los gráficos se trazan en función del tiempo adimensional, que es la relación entre la producción líquida acumulada y el equilibrio de las reservas de petróleo.

Arroz. 6.1.

La primera etapa, el desarrollo de una instalación operativa, se caracteriza por:

La duración de la etapa depende del valor industrial del yacimiento y es de 4 a 5 años. El final de la etapa se considera el punto de fuerte inflexión de la curva de la tasa de producción de petróleo (la relación entre la producción media anual de petróleo y la relación entre la producción media anual de petróleo y el valor industrial del yacimiento); sus reservas de saldo).

La segunda etapa – mantener un alto nivel de producción de petróleo – se caracteriza por:

La tercera etapa, una disminución significativa de la producción de petróleo, se caracteriza por:

Esta etapa es la más difícil y compleja de todo el proceso de desarrollo; su principal tarea es frenar el ritmo de disminución de la producción de petróleo. La duración de la etapa depende de la duración de las etapas anteriores y oscila entre 5 y 10 años o más. Generalmente es difícil determinar el límite entre la tercera y la cuarta etapa basándose en los cambios en la tasa promedio anual de producción de petróleo. Puede determinarse más claramente mediante el punto de inflexión de la curva de corte de agua.

Juntas, la primera, segunda y tercera etapa se denominan período de desarrollo principal. Durante el período principal, entre el 80% y el 90% de las reservas de petróleo recuperables provienen de depósitos.

La cuarta etapa – final – se caracteriza por:

La duración de la cuarta etapa es comparable a la duración de todo el período anterior de desarrollo del yacimiento, de 15 a 20 años o más, determinada por el límite de rentabilidad económica, es decir, el caudal mínimo al que se realiza la operación de los pozos. sigue siendo rentable. El límite de rentabilidad suele darse cuando el corte de agua del producto es aproximadamente del 98%.

Colocación de pozos de producción e inyección en el campo.

Para mantener la presión del yacimiento y aumentar el factor de recuperación del yacimiento, que varía ampliamente en diferentes campos, se utiliza la inyección a presión de agua o gas en formaciones productivas a través de pozos de inyección. El primer método está asociado con la inyección de agua especialmente preparada en yacimientos de petróleo a alta presión (aproximadamente 20 MPa). Hay inundaciones de contorno, dentro del circuito y de área de yacimientos de petróleo.

El desarrollo de pozos de petróleo y gas es todo un complejo de acciones encaminadas a bombear materias primas de hidrocarburos desde el campo hasta el fondo. En este caso, se debe proporcionar un cierto orden de ubicación de las plataformas de perforación a lo largo de todo el plano del contorno petrolero. Los ingenieros se encargan de poner en funcionamiento los pozos, instalar equipos tecnológicos y mantener el modo de funcionamiento en el campo.

¿Cuál es el desarrollo de los pozos de petróleo y gas?

El desarrollo de un pozo de petróleo o gas es una serie de medidas que se relacionan directamente con la extracción de recursos naturales de las entrañas de la Tierra. Se trata de toda una ciencia que se ha desarrollado intensamente desde los inicios de la industria. Hoy en día se están desarrollando tecnologías avanzadas para la extracción de hidrocarburos, nuevos métodos para reconocer procesos subterráneos y utilizar la energía de los yacimientos. Además, constantemente se introducen nuevos métodos de planificación y exploración de yacimientos.

La tarea principal del conjunto de acciones encaminadas a la extracción de recursos es el uso racional de las zonas petrolíferas y el aprovechamiento más completo del gas, el petróleo y el condensado. Organizar estos procesos en cualquier instalación es una prioridad para toda la industria. El desarrollo de campos de petróleo y gas se lleva a cabo mediante pozos tradicionales y, en ocasiones, se permite la extracción de recursos naturales. Un ejemplo de esto último es el yacimiento de petróleo de Yarega, situado en la República de Komi.

Para imaginar con más detalle cómo se producen los procesos de producción de hidrocarburos en los yacimientos, conviene aprender más sobre el sistema de desarrollo de yacimientos de petróleo y gas y las principales etapas de extracción de recursos. Esto será discutido abajo.

¿Qué necesita saber sobre el sistema de desarrollo de pozos?

El concepto de sistema para el desarrollo de yacimientos de petróleo y gas significa una determinada forma de organizar la extracción de recursos naturales. Su carácter está determinado por lo siguiente:

secuencia de puesta en servicio de sistemas tecnológicos;
rejilla para colocar sitios de perforación en los campos;
el ritmo de implementación de los sistemas de bombeo de gas y petróleo;
formas de mantener el equilibrio;
Tecnologías para el aprovechamiento de la energía de los yacimientos.

¿Qué es la grilla de ubicación de pozos? Este es un principio determinado para la colocación de pozos de producción y sistemas de suministro de agua. Se debe mantener una cierta distancia entre ellos, lo que se llama densidad de malla. Los sitios de perforación están ubicados de manera uniforme o desigual, generalmente en varias líneas. A partir de las filas se forma un sistema cuadrado, poligonal o triangular.

¡Importante! El diseño de una rejilla triangular permite un 15,5% más de ubicaciones de perforación que una rejilla rectangular. Y esto siempre que la distancia entre los pozos sea igual.

La densidad debe entenderse como la relación entre el área total del depósito y el número de pozos que trabajan para la extracción de materias primas. Pero el concepto en sí es bastante complejo y la densidad a menudo se determina en función de condiciones específicas en determinados campos.

También es importante distinguir entre pesquerías que utilizan depósitos ubicados separadamente y áreas que constan de varias capas. El objeto de explotación es una o varias capas productivas de una zona petrolera. Por regla general, difieren en las condiciones geológicas y técnicas y en la viabilidad desde el punto de vista económico. Al operar pesquerías se debe tener en cuenta lo siguiente:

características geológicas y físicas de la región;
características físicas y químicas de los recursos naturales y acuíferos;
estado de fase de las materias primas;
tecnología de producción propuesta, disponibilidad de equipo técnico;
Régimen de estratos minerales naturales.

Los ingenieros dividen los objetos en independientes y retornables. El segundo tipo se utiliza como lugar para instalar pozos para perforar otros campos de petróleo y gas.

Etapas de desarrollo de campos de petróleo y gas.

Una etapa es un período de desarrollo que tiene cambios característicos únicamente de ella. Además, siempre son naturales y se relacionan con indicadores tecnológicos y económicos. Estos conceptos ocultan el promedio anual y poder general campo, el uso actual de la inyección de agua y la cantidad de agua en la materia prima. Además, existe el llamado factor agua-aceite, que también conviene tener en cuenta. Es el cociente de la cantidad de agua y petróleo bombeada.

La producción moderna divide el proceso de extracción en 4 etapas principales:

La primera etapa se llama desarrollo de campo. Se caracteriza por un aumento intensivo en la tasa de extracción de recursos naturales. Durante el año, el aumento es de aproximadamente el 1-2% de las reservas totales de materias primas. Al mismo tiempo, se lleva a cabo una rápida construcción de estructuras mineras. La presión en el depósito disminuye drásticamente y el consumo de agua del producto es mínimo. Con una viscosidad baja de la materia prima, la proporción total de agua no supera el 4%, y con una viscosidad alta, el 35%.
La segunda etapa es un conjunto de medidas destinadas a mantener un alto nivel de bombeo de hidrocarburos. Esta etapa se caracteriza por una extracción de recursos consistentemente alta durante hasta 7 años. Con alta viscosidad de la materia prima, el plazo se reduce a 2 años. Gracias al fondo de reserva, durante este período se observa un aumento máximo de pozos. El corte de agua alcanza el 7% y el 65% con materias primas de baja y alta viscosidad. La mayoría de los pozos se están convirtiendo en extracción artificial.
La tercera etapa se considera la más difícil de todo el proceso de desarrollo. El objetivo principal de la pesquería en este momento es minimizar la disminución en la tasa de extracción de recursos naturales. Hay una disminución en el ritmo de bombeo de recursos y una disminución en el número de pozos operativos. El corte de agua es de hasta el 85%. La duración de la tercera etapa es de 5 a 10 años.
La cuarta etapa es la última. Hay una tasa de bombeo de recursos que disminuye lentamente y una gran ingesta de líquido. La fuerte disminución en el número de pozos en operación se debe al alto grado de corte de agua. La duración de la etapa es de unos 15-20 años. El período está determinado por el límite de viabilidad económica de explotación del campo.

Construcción de pozos de producción y estaciones de suministro de agua.

Para mantener la presión de los yacimientos en áreas que contienen petróleo y gas, es necesario utilizar la inyección de líquido en los depósitos productivos. Como alternativa, se puede utilizar gas. Si se utiliza agua, este proceso se denomina inyección de agua. Existen tecnologías de contorno, dentro del circuito y el método de inundación por área. Vale la pena considerar cada método en detalle.

El primer método se caracteriza por inyectar agua de pozos ubicados más allá de la zona petrolera. La construcción de las instalaciones se realiza exactamente a lo largo del perímetro del depósito, formando un poliedro. Pero dentro de este anillo se encuentran pozos de producción de petróleo. Cuando se realiza una inyección de agua de esta manera, la cantidad de petróleo bombeada es igual al volumen de agua bombeada al área petrolífera.
Si se están desarrollando grandes depósitos, entonces se debe utilizar tecnología en bucle. Se trata de dividir el depósito en regiones. Todos son independientes entre sí. En este caso, por unidad de masa de aceite se inyectan de 1,6 a 2 unidades de volumen de agua.
El método areal no se utiliza como inyección de agua principal. Esta es una tecnología de extracción de recursos secundarios. Se utiliza cuando las reservas de energía de los yacimientos se han consumido en gran medida, pero al mismo tiempo todavía hay una gran acumulación de hidrocarburos en las entrañas de la Tierra. El suministro de agua se realiza a través de un sistema hidráulico. Los pozos que inyectan fluido están ubicados estrictamente en una rejilla.

¡Importante! Ahora la tecnología de inyección de agua casi ha agotado su utilidad. Para aumentar la eficiencia de la producción, se utilizan otros métodos de desarrollo. Sin embargo, con su ayuda fue posible aumentar significativamente la cantidad de recursos extraídos y el volumen de la industria.

En el campo se suelen utilizar medios alcalinos, agua caliente y vapor, espumas y emulsiones y polímeros. A la hora de extraer recursos de los yacimientos de petróleo y gas, también recurren al uso de dióxido de carbono, disolventes y otros gases a presión. También se utiliza el llamado método de influencia microbiológica en la zona petrolífera.

Actualmente, el desarrollo de pozos petroleros se lleva a cabo mediante métodos de flujo, levantamiento de gas y bombeo.

Petróleo y petróleo y gas Lugar de nacimiento- Se trata de acumulaciones de hidrocarburos en la corteza terrestre, confinadas en una o más estructuras geológicas localizadas, es decir. estructuras ubicadas cerca de la misma ubicación geográfica.

Depósito Es una acumulación natural única y local de petróleo en una o más capas de yacimientos interconectados, es decir, en rocas capaces de contener y liberar petróleo durante el desarrollo.

Los depósitos de hidrocarburos incluidos en los campos suelen estar ubicados en capas o macizos rocosos que tienen diferentes distribuciones bajo tierra, muchas veces con diferentes propiedades geológicas y físicas. En muchos casos, las formaciones individuales que contienen petróleo y gas están separadas por espesores significativos de rocas impermeables o se encuentran solo en ciertas áreas del campo. Estas formaciones aisladas o de diferentes propiedades son desarrolladas por diferentes grupos de pozos, a veces utilizando diferentes tecnologías.

Los lugares donde el gas natural se acumula en estado libre en los poros y grietas de las rocas se denominan depósitos de gas. Si un yacimiento de gas es rentable para el desarrollo, es decir cuando la suma de los costos de producción, transporte y uso del gas es menor que el efecto económico que se obtiene de su uso, entonces se le llama industrial. Campo de gas Generalmente se refiere a un depósito o un grupo de depósitos ubicados en la misma zona.

El tamaño y la naturaleza multicapa de los campos con propiedades capacitivas de yacimientos generalmente determinan el tamaño y la densidad de las reservas de petróleo y, en combinación con la profundidad de ocurrencia, determinan la elección del sistema de desarrollo y los métodos de producción de petróleo.

DESARROLLO DEL SISTEMA los depósitos deberían denominarse un conjunto de soluciones de ingeniería interconectadas que definen los objetos de desarrollo; la secuencia y ritmo de su perforación y desarrollo; la presencia de impacto en las formaciones para extraer de ellas petróleo y gas; número, proporción y ubicación de los pozos de inyección y producción; número de pozos de reserva, gestión del desarrollo del campo, protección del subsuelo y ambiente. Construir un sistema de desarrollo de campo significa encontrar e implementar el conjunto de soluciones de ingeniería anterior.

Introduzcamos el concepto de objeto de desarrollo de campo.

INSTALACIONES DE DESARROLLO- se trata de una formación geológica aislada artificialmente (capa, macizo, estructura, conjunto de capas) dentro de los límites de un depósito desarrollado, que contiene reservas industriales de hidrocarburos, cuya extracción del subsuelo se realiza mediante un determinado grupo de pozos o otras estructuras mineras.

Los desarrolladores, utilizando terminología común entre los trabajadores de la industria petrolera, generalmente creen que cada objeto se desarrolla con "su propia red de pozos". Es necesario enfatizar que la naturaleza misma no crea objetos de desarrollo, sino que son asignados por las personas que desarrollan el campo. El objeto de desarrollo puede incluir una, varias o todas las capas del campo.

Las principales características del objeto de desarrollo son la presencia en él de reservas de petróleo industrial y un determinado grupo de pozos inherentes a este objeto, con la ayuda de los cuales se desarrolla.

Figura 1. Sección de un campo petrolífero multicapa.

Se puede argumentar que en el campo considerado es aconsejable identificar dos objetos de desarrollo, combinando las capas 1 y 2 en un objeto de desarrollo (objeto A) y desarrollando la costura 3 como un objeto separado (objeto B).

La inclusión de las formaciones 1 y 2 en un objeto se debe a que tienen valores similares de permeabilidad y viscosidad del petróleo y están ubicados a poca distancia entre sí verticalmente. Además, las reservas de petróleo recuperables en el yacimiento 2 son relativamente pequeñas. Aunque el yacimiento 3 tiene reservas de petróleo recuperables más pequeñas en comparación con el yacimiento 1, contiene petróleo de baja viscosidad y es altamente permeable. En consecuencia, los pozos que penetren en esta formación serán altamente productivos. Además, si la formación 3 que contiene petróleo de baja viscosidad se puede desarrollar mediante inundación convencional, entonces al desarrollar las formaciones 1 y 2, caracterizadas por petróleo de alta viscosidad, será necesario utilizar una tecnología diferente desde el comienzo del desarrollo, por ejemplo , desplazamiento de aceite con vapor, soluciones de poliacrilamida (espesante de agua) o mediante combustión in situ.

Al mismo tiempo, debe tenerse en cuenta que, a pesar de la diferencia significativa en los parámetros de las capas 1, 2 y 3, la decisión final sobre la asignación de objetos de desarrollo se toma sobre la base de un análisis de los aspectos tecnológicos y técnicos. -indicadores económicos de varias opciones para combinar capas en objetos de desarrollo.

Los objetos de desarrollo a veces se dividen en los siguientes tipos: independientes, es decir, que se desarrollan en un momento determinado, y de retorno, es decir, que serán desarrollados por pozos que explotarán otro objeto durante este período.

Una parte importante de la creación de un sistema de este tipo es la selección de objetos de desarrollo. Por lo tanto, consideraremos este tema con más detalle. Podemos decir de antemano que combinar tantas capas como sea posible en un objeto siempre parece ventajoso a primera vista, ya que tal combinación requerirá menos pozos para desarrollar el campo en su conjunto. Sin embargo, la consolidación excesiva de formaciones en un solo objeto puede provocar pérdidas importantes en la recuperación de petróleo y, en última instancia, un deterioro de los indicadores técnicos y económicos. Los siguientes factores influyen en la selección de objetos de desarrollo.

1. Propiedades geológicas y físicas de las rocas yacimientos de petróleo y gas. En muchos casos, no es aconsejable desarrollar como un solo objeto formaciones que difieren marcadamente en permeabilidad, espesor total y efectivo, así como heterogeneidad, ya que pueden diferir significativamente en productividad, presión del yacimiento durante su desarrollo y, en consecuencia, en los métodos de operación de pozos y la tasa de producción de reservas de petróleo y cambios en el corte de agua del producto. Para formaciones con diferente heterogeneidad de área, diferentes patrones de pozos pueden ser efectivos, por lo que combinar tales formaciones en un objeto de desarrollo resulta poco práctico. En capas verticales altamente heterogéneas que tienen capas individuales de baja permeabilidad que no están conectadas a capas de alta permeabilidad, puede ser difícil garantizar una cobertura vertical aceptable del horizonte debido al hecho de que solo las capas de alta permeabilidad se incluyen en el desarrollo activo. y las capas de baja permeabilidad no están expuestas al agente inyectado en la formación (agua, gas). Para aumentar la cobertura del desarrollo de este tipo de formaciones, están intentando dividirlas en varios objetos.

2. Propiedades físico-químicas del petróleo y del gas. Las propiedades de los aceites son de gran importancia a la hora de identificar objetos de desarrollo. Puede resultar poco práctico combinar yacimientos con viscosidades de petróleo significativamente diferentes en un solo objeto, ya que deben desarrollarse utilizando diferentes tecnologías para extraer petróleo del subsuelo con diferentes diseños y espaciamientos entre pozos. Los contenidos marcadamente diferentes de parafina, sulfuro de hidrógeno, componentes valiosos de hidrocarburos y el contenido industrial de otros minerales también pueden imposibilitar el desarrollo conjunto de las formaciones como un solo objeto debido a la necesidad de utilizar diferentes tecnologías para extraer petróleo y otros minerales de las formaciones. .

3. Estado de fase de los hidrocarburos y régimen de formación.. Varias formaciones que se encuentran relativamente cerca una de otra verticalmente y tienen propiedades geológicas y físicas similares, en algunos casos, no es apropiado combinarlas en un solo objeto debido al diferente estado de fase de los hidrocarburos de la formación y al régimen de las formaciones. Por lo tanto, si una formación tiene una capa de gas importante y la otra se desarrolla en condiciones naturales de presión elástica del agua, entonces combinarlas en un solo objeto puede resultar poco práctico, ya que su desarrollo requerirá varios esquemas ubicación y número de pozos, así como diversas tecnologías de extracción de petróleo y gas.

4. Condiciones para gestionar el proceso de desarrollo de campos petroleros. Nueva York. Cuantas más capas y capas intermedias se incluyan en un objeto, más difícil será técnica y tecnológicamente controlar el movimiento de las secciones de petróleo y el agente que lo desplaza (secciones agua-petróleo y gas-petróleo) en capas y capas individuales, más Es difícil influir por separado en las capas intermedias y extraer petróleo y gas de ellas. Es más difícil cambiar la tasa de producción de capas y capas intermedias. El deterioro de las condiciones de gestión del desarrollo del campo conduce a una disminución en la recuperación de petróleo.

5. Equipos y tecnología de operación de pozos. Puede haber numerosas razones técnicas y tecnológicas que conduzcan a la conveniencia o no de utilizar determinadas opciones para identificar objetos. Por ejemplo, si de los pozos que explotan una determinada formación o grupo de formaciones designadas como objetos de desarrollo, se planea tomar caudales de fluido tan importantes que serán limitantes para los medios modernos de operación de pozos. Por lo tanto, una mayor consolidación de objetos será imposible por razones técnicas.

En conclusión, cabe destacar una vez más que la influencia de cada uno de los factores enumerados en la selección de los objetos de desarrollo debe someterse primero a un análisis tecnológico y técnico-económico, y sólo después de esto se puede tomar una decisión sobre la asignación del desarrollo. objetos.

§ 1. OBJETO Y SISTEMA DE DESARROLLO

Los depósitos de petróleo y petróleo y gas son acumulaciones industriales de hidrocarburos en la corteza terrestre, confinadas a una o más estructuras geológicas localizadas, es decir. estructuras ubicadas cerca de la misma ubicación geográfica. Los depósitos de hidrocarburos incluidos en los campos suelen estar ubicados en capas o macizos rocosos que tienen diferentes distribuciones bajo tierra, muchas veces con diferentes propiedades geológicas y físicas. En muchos casos, las formaciones individuales que contienen petróleo y gas están separadas por espesores significativos de rocas impermeables o se encuentran solo en ciertas áreas del campo.

Estas formaciones aisladas o de diferentes propiedades son desarrolladas por diferentes grupos de pozos, a veces utilizando diferentes tecnologías.

Introduzcamos el concepto de objeto de desarrollo de campo. SOBRE EL OBJETO DE DESARROLLO - se trata de una formación geológica identificada artificialmente (formación, macizo, estructura, conjunto de capas) dentro del campo desarrollado, que contiene reservas industriales de hidrocarburos, cuya extracción del subsuelo se realiza mediante un determinado grupo de pozos. . Los desarrolladores, utilizando terminología común entre los trabajadores de la industria petrolera, generalmente creen que cada objeto se desarrolla "con su propia red de pozos". Es necesario enfatizar que la naturaleza misma no crea objetos de desarrollo, sino que son asignados por las personas que desarrollan el campo. El objeto de desarrollo puede incluir una, varias o todas las capas del campo.

A d Fig. 1. Corte multicapa

del nuevo campo petrolero Kentucky nia

/// //l /// W W /?/

está sucediendo. Al mismo tiempo, no se puede decir lo contrario, ya que con los mismos pozos se pueden desarrollar diferentes objetos utilizando medios técnicos para su operación simultánea y por separado.

Para comprender mejor el concepto de objeto de desarrollo, veamos un ejemplo. Tengamos un depósito, cuya sección se muestra en la Fig. 1. Este campo contiene tres capas que se diferencian en espesor, áreas de distribución de los hidrocarburos que las saturan y propiedades físicas (Tabla 1). Al mismo tiempo, el fondo de la formación. 1 se encuentra a una distancia de 15 m del techo de la capa 2, y la parte inferior de la capa 2 distanciado verticalmente desde la parte superior de la formación 3 por 1000 m La tabla (ver Fig. 1) muestra las principales propiedades de las formaciones. 1, 2 y 3 ubicados dentro del campo. Se puede argumentar que en el campo considerado es aconsejable distinguir dos objetos de desarrollo combinando las capas 1 Y 2 en un objeto de desarrollo (objeto I), y la formación 3 desarrollarse como un objeto separado (objeto II).

tabla 1

Inclusión de capas 1 Y 2 en un objeto debido al hecho de que tienen valores cercanos de permeabilidad y viscosidad del aceite y están ubicados a poca distancia uno del otro verticalmente. Además, las reservas recuperables de petróleo en el yacimiento 2 relativamente pequeño. Plast 3 aunque tiene menor tamaño respecto al embalse 1 reservas de petróleo recuperables, pero contiene petróleo de baja viscosidad y es altamente permeable. En consecuencia, los pozos que penetren en esta formación serán altamente productivos. Además, si el yacimiento 3 que contiene petróleo de baja viscosidad se puede desarrollar mediante inyección de agua convencional, entonces al desarrollar yacimientos 1 y 2, caracterizado por petróleo de alta viscosidad, será necesario utilizar una tecnología diferente desde el inicio del desarrollo, por ejemplo, desplazando el petróleo con agua caliente, soluciones de poliacrilamida (espesante de agua) o utilizando combustión in situ.

Sin embargo, hay que tener en cuenta que, a pesar de la diferencia significativa en los parámetros de las formaciones 1, 2 y 3, la decisión final sobre la asignación de objetos de desarrollo se toma sobre la base de un análisis de los indicadores tecnológicos y técnico-económicos de varias opciones para combinar capas en objetos de desarrollo.

Los objetos de desarrollo a veces se dividen en los siguientes tipos: independientes, es decir actualmente en desarrollo y retornable, es decir. uno que será desarrollado por pozos que operen otro objeto durante este período.

Un sistema de desarrollo de campos petroleros debería denominarse un conjunto de soluciones de ingeniería interconectadas que definen los objetos de desarrollo; la secuencia y ritmo de su perforación y desarrollo; métodos para influir en las formaciones para extraer petróleo y gas de ellas; número, proporción y ubicación de los pozos de inyección y producción; número de pozos de reserva, gestión del desarrollo del campo, subsuelo y protección del medio ambiente. Construir un sistema de desarrollo de campo significa encontrar e implementar el conjunto de soluciones de ingeniería anterior.

Los siguientes factores influyen en la selección de objetos de desarrollo.

Para formaciones con diferente heterogeneidad de área, diferentes patrones de pozos pueden ser efectivos, por lo que combinar dichas formaciones en un objeto de desarrollo puede no ser práctico. En capas verticales altamente heterogéneas que tienen capas individuales de baja permeabilidad que no están conectadas a otras de alta permeabilidad, puede resultar difícil garantizar una cobertura vertical aceptable del objeto debido al hecho de que solo las capas de alta permeabilidad se incluirán en el desarrollo activo. , y las capas de baja permeabilidad no se verán afectadas por el agente bombeado a la formación (agua, gas). Para aumentar la cobertura del desarrollo de este tipo de formaciones, están intentando dividirlas en varios objetos.

2. Propiedades físico-químicas del petróleo y del gas. Las propiedades de los aceites son importantes a la hora de identificar objetos de desarrollo. Puede resultar poco práctico combinar formaciones con viscosidades de petróleo significativamente diferentes en un solo objeto, ya que pueden desarrollarse utilizando diferentes tecnologías para extraer petróleo del subsuelo, con diferentes diseños y patrones de pozos. Los contenidos marcadamente diferentes de parafina, sulfuro de hidrógeno, componentes valiosos de hidrocarburos y contenidos industriales de otros minerales también pueden imposibilitar el desarrollo conjunto de las formaciones como un solo objeto debido a la necesidad de utilizar tecnologías significativamente diferentes para extraer petróleo y otros minerales de las formaciones. .

3. Estado de fase de los hidrocarburos y régimen de formación. Varias formaciones que se encuentran relativamente cerca una de otra verticalmente y tienen propiedades geológicas y físicas similares, en algunos casos, no es apropiado combinarlas en un solo objeto debido al diferente estado de fase de los hidrocarburos de la formación y al régimen de las formaciones. Por lo tanto, si una formación tiene una capa de gas significativa y otra se desarrolla en condiciones naturales de presión elástica del agua, entonces combinarlas en un solo objeto puede no ser práctico, ya que su desarrollo requerirá diferentes diseños y números de pozos, así como diferentes tecnologías de extracción de petróleo y gas.

4. Condiciones para gestionar el proceso de desarrollo de yacimientos petrolíferos. Cuantas más capas y capas intermedias se incluyan en un objeto, más difícil será técnica y tecnológicamente controlar el movimiento de las secciones de petróleo y el agente que lo desplaza (los “contactos” agua-petróleo y gas-petróleo) en capas y capas individuales. , cuanto más difícil es influir por separado en las capas intermedias y extraer de ellas petróleo y gas, más difícil es cambiar la tasa de producción de capas y capas intermedias. El deterioro de las condiciones de gestión del desarrollo del campo conduce a una disminución en la recuperación de petróleo.

5. Equipos y tecnología de operación de pozos. Puede haber numerosas razones técnicas y tecnológicas que conduzcan a la conveniencia o inconveniencia de utilizar determinadas opciones para resaltar objetos. Por ejemplo, si de los pozos que explotan una determinada formación o grupos de formaciones, asignados a un objeto de desarrollo, se planea tomar caudales de fluido tan importantes que serán limitantes para los medios modernos de operación de pozos, entonces será necesaria una mayor consolidación de los objetos. imposible por razones técnicas.

§ 2. CLASIFICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LOS SISTEMAS DE DESARROLLO

La definición de sistema de desarrollo de yacimientos petrolíferos dada en el § 1 es general y abarca todo el complejo de soluciones de ingeniería que aseguran su construcción para la extracción efectiva de minerales del subsuelo. Para caracterizar diferentes sistemas mineros según esta definición de sistema, se debe utilizar una gran cantidad de parámetros. Sin embargo, en la práctica, los sistemas de desarrollo de campos petroleros se distinguen por dos rasgos característicos:

la presencia o ausencia de impacto en la formación con el fin de extraer petróleo del subsuelo;

Ubicación de pozos en el campo.

Los sistemas de desarrollo de campos petroleros se clasifican según estos criterios.

Puede especificar cuatro parámetros principales que caracterizan un sistema de desarrollo en particular.

1. Parámetro de densidad de la red del pozo 5 s, igual al área petrolera por pozo, independientemente de si el pozo es de producción o de inyección. Si el área petrolera del campo es igual a S, y el número de pozos en el campo es n, entonces

S, = Número de serie.(I.1)

Dimensión)