Program roboczy dla dobrze zarządzania wydajnością Gnu Tiumeń. Plan kalendarzowy kursu „Zarządzanie wydajnością studni. Metody stymulacji i wstrzykiwania

Wysyłanie dobrej pracy do bazy wiedzy jest proste. Skorzystaj z poniższego formularza

Studenci, doktoranci, młodzi naukowcy korzystający z bazy wiedzy w swoich studiach i pracy będą Ci bardzo wdzięczni.

Wysłany dnia http://www.allbest.ru/

MINISTERSTWO EDUKACJI I NAUKI FEDERACJI ROSYJSKIEJ

BUDŻET PAŃSTWA FEDERALNA INSTYTUCJA EDUKACYJNA WYŻSZEGO SZKOLNICTWA ZAWODOWEGO

„PAŃSTWOWY UNIWERSYTET NAFTOWY I GAZOWY TYUMEN”

Oddział w Niżniewartowsku

DZIAŁ „BIZNES NAFTOWY I GAZOWY”

Test

Dobrze Zarządzanie Produkcją

Wypełnia student gr.EDNbs-11(1) D.S. Łuki

Sprawdzono: nauczyciel D.M. Sakhipow

Niżniewartowsk 2014

Wstęp

1. Metody zwiększonego odzysku oleju przy użyciu roztworów krzemianowo-alkalicznych (SBR)

Bibliografia

Wstęp

Obiektywną potrzebą zwiększenia pokrycia mniej przepuszczalnej części zbiornika oddziaływaniem podczas postępującego nawadniania jest ograniczenie filtracji czynnika wypierającego ropę przez płukane warstwy i strefy zbiornika i dopływu do odwiertów produkcyjnych. Powinno to doprowadzić do redystrybucji energii wtryskiwanej wody i pokrycia przez oddziaływanie przekładek o niskiej przepuszczalności. Rozwiązanie tego problemu nie jest możliwe w oparciu o zastosowanie konwencjonalnych metod izolacji wody w studniach produkcyjnych ze względu na ograniczoną objętość uzdatnionej formacji tylko w strefie dennej. Potrzebne są metody, które umożliwią pompowanie dużych ilości mas hydroizolacyjnych do odległych obszarów w oparciu o wykorzystanie tanich i dostępnych materiałów i chemikaliów.

Obecnie dobrze znanych jest wiele metod zwiększania skuteczności omiatania zbiornika, jak np. wtrysk wody zagęszczonej polimerami, piana, okresowe wtryskiwanie odczynników do zbiornika, które zmniejszają przepuszczalność poszczególnych wysokoprzepuszczalnych międzywarstw przemytych środkiem wypierającym , roztwory krzemianowo-alkaliczne (SAS), polimerowe układy zdyspergowane (PDS), a także różne kompozycje chemikaliów żelujących w warunkach zbiornikowych.

1. Metody zwiększonego odzysku ropy naftowej przy użyciu roztworów krzemianowo-alkalicznych (SBR).

Metoda alkalicznego zalewania złóż ropy naftowej opiera się na interakcji zasad z ropą naftową i skałami. Kiedy zasady wchodzą w kontakt z ropą, wchodzą w interakcję z kwasami organicznymi, powodując powstawanie surfaktantów, które zmniejszają napięcie międzyfazowe na granicy faz olej-roztwór alkaliczny i zwiększają zwilżalność skały wodą. Stosowanie roztworów alkalicznych jest jednym z najbardziej skuteczne sposoby zmniejszenie kąta zwilżania skały wodą, czyli hydrofilizacja ośrodka porowatego, co prowadzi do wzrostu współczynnika wypierania oleju przez wodę.

Ryż. 1 Stosowanie metod chemicznych do wypierania oleju

Spośród kompozycji tworzących osad uważa się obecnie, że szeroko rozpowszechnione są kompozycje krzemianowo-alkaliczne (SJS), roztwory alkaliczno-polimerowe (ASP), woda amoniakalna, metyloceluloza, oparte na interakcji z wodą z formacji z utworzeniem nierozpuszczalnego osadu.

Sedymentacja in situ wymaga oddziaływania krzemianów metali alkalicznych z solą metalu dwuwartościowego oraz wodorotlenkiem sodu lub sodą kalcynowaną z metalami wielowartościowymi. Technologia opiera się na wykorzystaniu zalewania krzemianami alkalicznymi w naprzemiennym wtryskiwaniu bryłki roztworu krzemianu metalu alkalicznego i roztworu soli metalu dwuwartościowego oddzielonego za pomocą bryły wody słodkiej. Jako krzemian metalu alkalicznego można zastosować ortokrzemian sodu i potasu, metakrzemian i pentohydrat, które podczas interakcji z chlorkiem wapnia tworzą żelujący osad. Jednocześnie roztwory tych krzemianów w stężeniu około 1% w roztworze mają wartość pH bliską 13.

Inna technologia przewiduje sekwencyjne wtryskiwanie roztworów ślimaków żelaza alkalicznego i żelazowego. W wyniku oddziaływania alkaliów z solami kationów wielowartościowych, w kontakcie z obrzeżami powstaje masywny, słabo rozpuszczalny osad wodorotlenków kationów wielowartościowych. Jednak sterowanie procesami sedymentacyjnymi w warunkach złożowych poprzez wtłaczanie alkaliów jest zadaniem dość trudnym.

Na polach zachodniej Syberii zalewanie alkaliczne było jedną z pierwszych metod fizycznej i chemicznej stymulacji formacji. Metodę oddziaływania stosuje się od 1976 roku. Na uwagę zasługują wszystkie wyniki uzyskane w trakcie rozległego eksperymentu polowego. Tutaj badane są dwie modyfikacje wtłaczania nisko stężonych roztworów alkalicznych do złoża, które wskazują na niską wydajność metody. Pierwsze doświadczenie polowe z wtłaczaniem stężonego roztworu alkalicznego przeprowadzono w 1985 r. na polu Trechozernoje, gdzie do dwóch studzienek iniekcyjnych wstrzyknięto obrzeże 10% roztworu alkalicznego o wielkości 0,14% objętości porów miejsca. . Dla studni produkowanych indywidualnie w 4-5 miesięcy. nastąpiło zmniejszenie cięcia wody wytwarzanych produktów. Tak więc odcięcie wody na początku eksperymentu wynosiło 55-90%, później spadło do 40-50%. Dopiero pod koniec 1990 roku odcięcie wody wzrosło do 70-80%. Tak gwałtowny spadek odcięcia wody wytwarzanego produktu można wytłumaczyć zmianą pokrycia zbiornika przez uderzenie w grubość spowodowane zatykaniem spłukiwanych przez wodę stref zbiornika i aktywacją wcześniej niezalanych warstw pośrednich. Ogółem w okresie realizacji na stanowisku pilotażowym uzyskano 58,8 tys. ton ropy, przy określonej wydajności technologicznej 53,5 tony na tonę wstrzykiwanego odczynnika. Podobne wyniki uzyskano na polu Toluomskoye. Chociaż cechy zbiornika są zauważalnie gorsze: większa dysekcja, mniejsza przepuszczalność i produktywność. Objętość wstrzykiwanego obrzeża wynosiła 0,3% objętości porów formacji, obszar na początku eksperymentu był podlewany w 40-50%, po wstrzyknięciu roztworu alkalicznego odcięcie wody zmniejszyło się do 20-30% .

Dodatkowa produkcja ropy wyniosła 35,8 tys. ton, czyli 42,4 tony zużytego odczynnika. Uzyskane pozytywne wyniki doświadczenia polowego wskazują, że technologia jest skuteczna dla formacji o średniej i niskiej przepuszczalności o małej (do 10 m) miąższości.

Badania polowe metody stymulacji dla obiektów reprezentowanych przez zbiorniki o znacznej miąższości 15 m i więcej, takich jak złoże Martyminska Północna i złoże Martymya-Teterewskaja, nie wykazały niskiej skuteczności jej zastosowania.

1% alkaliczny roztwór jest szeroko stosowany na czterech polach w regionie Perm (Shagirtsko-Gozhansky, Padunsky, Opalikinsky i Berezovsky) od 1978 roku. Komercyjne wdrożenie przeprowadzono od 1983 roku w czterech zakładach doświadczalnych z 13 zastrzykami i 72 odwiertami produkcyjnymi . Na dzień 1 stycznia 1991 r. dodatkowe wydobycie ropy we wszystkich rejonach wyniosło 662,4 tys. t. Przyrost wydobycia ropy wyniósł 5,6%. W pierwszej sekcji wzrost współczynnika odzysku ropy wyniósł 25,4%. Ma największe obrzeże o wielkości jednej objętości porów formacji. Wtrysk alkaliczny roztworu do odzyskiwania oleju

Eksperymenty nad zmianą zwilżalności pokazują, że 1% roztwór alkaliczny zwiększa hydrofilowość skał terygenicznych i nie zmienia zwilżalności w wapieniach, natomiast zużycie alkaliów i ilość osadów wzrasta wraz ze wzrostem zasolenia wody i stężenia alkaliów. Przy mineralizacji wody 265 g/l powstaje maksymalna ilość osadu 19 g/l, zużycie alkaliów 2,5 mg/g skały. Właściwości wypierania oleju przez roztwory alkaliczne oceniono za pomocą wirówki. Sekwencyjny wtrysk roztworów zwiększa wydajność wyporową o 2,5-4%.

W kilku modyfikacjach wprowadzono technologię kontrolowania przepuszczalności kanałów przewodzących wodę formacji roztworami krzemianowo-alkalicznymi. Główna modyfikacja obejmuje wtryskiwanie wieńców separacyjnych świeżej wody i roztworu (mieszanina wodorotlenku sodu, płynnego szkła, poliakrylamidu). Wstrzykiwanie felg powtarza się okresowo po 1–3 latach, głównie przez 10–15 lat. Felgi środków wypierających olej są wtryskiwane w następującej kolejności: woda mineralna odpadowa wtryskiwana w celu wyparcia oleju; brzeg dzielący słodką wodę; porcja roztworu wodorotlenku sodu. Rozważana technologia ma jednak na celu jedynie regulację przepuszczalności zbiornika i nie może skutecznie blokować selektywnie zalewanych stref zbiornikowych, co jest możliwe tylko w przypadku zatłaczania dużych objętości ślimaka.

Bibliografia

1. Surguczew M.L. Wtórne i trzeciorzędne metody wzmożonego wydobycia ropy naftowej.

2. Amelin I.D., Surguchev M.L., Davydov A.V. Prognoza rozwoju złóż ropy naftowej na późnym etapie.

3. Szelepow W.W. Stan bazy surowcowej przemysł naftowy Rosja Zwiększone wydobycie ropy.

4. Surguchev M.L., Zheltov Yu.V., Simkin E.M. Mikroprocesy fizyczne i chemiczne w złożach ropy i gazu.

5. Klimov A.A. Metody zwiększonego odzyskiwania ropy.

Hostowane na Allbest.ru

...

Podobne dokumenty

Charakterystyka budowy geologicznej, właściwości zbiornikowe utworów produkcyjnych. Analiza zasobów studni, bieżących przepływów i odcięcia wody. Ocena skuteczności zastosowania metod mikrobiologicznych do zwiększonego wydobycia ropy ze zbiorników wodnych.

praca dyplomowa, dodana 06.01.2010


Zwiększone wydobycie ropy naftowej: charakterystyka środków geologicznych i technicznych; tektonika i stratygrafia złoża. Warunki do zabiegów kwasowych; analiza metod chemicznych w celu zwiększenia wydajności studni w JSC „TNK-Nizhnevartovsk”.

praca semestralna, dodana 14.04.2011


Informacje ogólne oraz potencjał naftowo-gazowy złoża Bachmetiewskoje. Urządzenie choinkowe. Zalety i wady podnośnika gazowego. Eksploatacja studni z pompami głębinowymi. Metody zwiększonego odzyskiwania ropy. Wiercenie, naprawa i badania studni.

raport z praktyki, dodany 28.10.2011


Główne metody zwiększania wydobycia ropy. Aktualny i końcowy współczynnik odzysku oleju. Zalanie wodą jako wysokopotencjalna metoda stymulacji zbiorników. Zwiększone odzyskiwanie ropy ze złóż metodami fizycznymi i chemicznymi. Szczelinowanie hydrauliczne zbiornika oleju.

prezentacja, dodano 15.10.2015


Problem zaopatrzenia gospodarki światowej w energię poprzez wykorzystanie alternatywnych źródeł paliw zamiast tradycyjnych. Praktyka stosowania metod wzmożonego wydobycia ropy na świecie. Poszukiwanie innowacyjnych rozwiązań i technologii odzyskiwania ropy w Rosji.

esej, dodany 17.03.2014


Charakterystyka geologiczna i geofizyczna oligocenu złoża Białego Tygrysa. Analiza aktualnego stanu rozwoju i efektywności wypierania oleju przez wodę. Skład, funkcje i właściwości fizykochemicznego kompleksu mikrobiologicznego; mechanizmy wypierania oleju.

praca naukowa, dodano 27.01.2015


Jakość płynów wiertniczych, ich funkcje podczas wiercenia studni. Charakterystyka odczynników chemicznych do otrzymywania płynów wiertniczych, cechy ich klasyfikacji. Zastosowanie określonych rodzajów rozwiązań dla różnych metod wiercenia, ich parametrów.

praca semestralna, dodana 22.05.2012


Kompilacja i zastosowanie rozwiązań fotograficznych. Oczyszczanie wody do chemiczno-fotograficznej obróbki materiałów fotograficznych. Opracowywanie, zatrzymywanie i naprawianie rozwiązań. Roztwory odbarwiające i utrwalające ze zużytych roztworów fotograficznych.

praca semestralna, dodana 10.11.2010


Doskonalenie metod zwiększonego wydobycia ropy naftowej w Republice Tatarstanu. Charakterystyka zasobów wiertniczych pola Ersubaykinskoye. Analiza dynamiki pracy obiektu przy zastosowaniu technologii wtrysku niskostężonej kompozycji polimerowej.

praca dyplomowa, dodana 06.07.2017


Wartość płuczek wiertniczych podczas wiercenia studni. Sprzęt do płukania studni i przygotowywania roztworów, proces technologiczny. Obliczanie kolumn produkcyjnych i pośrednich. straty hydrauliczne. Problemy ekologiczne podczas wiercenia studni.

Spośród wielu metod zarządzania wydajnością odwiertów poprzez oddziaływanie na strefę dna, nie wszystkie mają taką samą skuteczność, ale każda z nich może dać maksymalny pozytywny efekt tylko wtedy, gdy rozsądnie dobierze się konkretny odwiert. Dlatego przy stosowaniu takiej czy innej metody sztucznego wpływania na strefę dna, kwestia doboru odwiertu ma fundamentalne znaczenie. Jednocześnie zabiegi, nawet te skuteczne, prowadzone w poszczególnych otworach, mogą nie dać znaczącego pozytywnego wpływu na całe złoże czy złoże, zarówno z punktu widzenia intensyfikacji zagospodarowania zasobów, jak i zwiększenia ostatecznej ropy naftowej współczynnik regeneracji.

Metody stymulacji i wstrzykiwania

Hydrodynamiczny

2. Perforacja hydropiaskowania (GSP)

3. Tworzenie wielokrotnych wypłat przez specjalne urządzenia do czyszczenia studni.

4. Powietrze falowe lub wibracyjne

5. Powietrze implozyjne.

7. Rozładowanie gniazda

8. Powietrze fal kawitacyjnych.

Fizyko-chemiczne

Zabiegi kwasowe (kwas solny, siarkowy, fluorowodorowy)

Powietrze Rozpuszczalniki (toluen, benzen, aceton, alkohol metylowy)

Obróbka roztworami środków powierzchniowo czynnych (sulfanol)

Leczenie CCD inhibitorami kamienia

Obróbka CCD z hydrofobami

Termiczny

1. Ogrzewanie elektryczne (stacjonarne, cykliczne)

2. Obróbka parowo-termiczna studni.

3. Pompowanie jest gorące. Olej

4. Powietrze cieplne mierzone pulsacyjnie.

Łączny

Kwasy termiczne. Próbka

Chemiczny termogaz Powietrze

Szczelinowanie hydrokwasów

Skierowane kwaśne powietrze w połączeniu z GPP

Powtarzać. Perforacja w specjalnych roztworach kwasu, środka powierzchniowo czynnego

Powietrze termoakustyczne.

Powietrze elektrohydrauliczne

Utlenianie in situ lekkich węglowodorów

Szczelinowanie hydrauliczne

Szczelinowanie hydrauliczne (HF) ma na celu zwiększenie przepuszczalności leczonego obszaru strefy przyotworowej i polega na tworzeniu sztucznych i rozprężnych naturalnych szczelin. Obecność mikropęknięć w CCD związana jest z procesem pierwotnego otwierania w fazie wiercenia w wyniku oddziaływania świdra ze naprężonymi skałami, a także z procesem wtórnego otwierania (perforacji). Istota szczelinowania hydraulicznego polega na wtłaczaniu cieczy pod ciśnieniem do strefy przyotworowej, która wypełnia mikropęknięcia i „zasklepia” je, a także tworzy nowe pęknięcia. Jeżeli jednocześnie do uformowanych lub rozszerzonych pęknięć zostanie wprowadzony materiał mocujący (na przykład piasek), to po usunięciu nacisku pęknięcia nie zamykają się.

Technologia szczelinowania hydraulicznego składa się z połączenia następujących operacji:

Przygotowanie studni - badanie dopływu lub wstrzykiwania, które dostarcza danych do oceny ciśnienia szczeliny, objętości płynu szczelinującego i innych cech.

Płukanie studni - studnia jest przepłukiwana płynem do płukania z dodatkiem określonych środków chemicznych. W razie potrzeby przeprowadzić dekompresję, torpedowanie lub ekspozycję na kwasy. W takim przypadku zaleca się stosowanie wężyków o średnicy 3-4” (rury o mniejszej średnicy są niepożądane, ponieważ straty tarcia są duże).

Wstrzyknięcie płynu do złamania. Płyn szczelinujący jest czynnikiem roboczym, którego wtrysk wytwarza ciśnienie niezbędne do rozbicia skały w celu utworzenia nowych i otwierających się pęknięć, które istniały w CCD. W zależności od właściwości CCD i innych parametrów stosuje się ciecze filtrowalne lub słabo filtrowalne.

Wtrysk płynu przenoszącego piasek. Piasek lub inny materiał wtryskiwany do szczeliny pełni funkcję wypełniacza szczeliny, będąc w istocie szkieletem wewnątrz szczeliny i zapobiega zamknięciu szczeliny po usunięciu (zmniejszeniu) ciśnienia. Płyn nośnika piasku pełni funkcję transportową w stosunku do wypełniacza.Główne wymagania dla płynu nośnika piasku to wysoka zdolność zatrzymywania piasku i niska filtrowalność.

Wtrysk płynu wypierającego. Głównym celem tego płynu jest wepchnięcie płynu przenoszącego piasek do odwiertu i wepchnięcie go w szczeliny.

Po wstrzyknięciu wypełniacza w szczeliny odwiert pozostaje pod ciśnieniem. Czas przebywania w studni ciśnieniowej powinien być wystarczający, aby system (PZS) przeszedł ze stanu niestabilnego do stanu stabilnego, w którym wypełniacz będzie mocno osadzony w szczelinie. W przeciwnym razie w procesie indukowania dopływu, rozbudowy i eksploatacji studni wypełniacz jest przeprowadzany z pęknięć do studni

Wezwanie napływu, zagospodarowanie odwiertu i badanie hydrodynamiczne. Należy podkreślić, że badania hydrodynamiczne są obowiązkowym elementem technologii, ponieważ: jej wyniki służą jako kryterium efektywności technologicznej procesu.

OBRÓBKA KWASOWA CCD

Istnieje wiele znanych metod ekspozycji na kwasy, które opierają się na zdolności niektórych kwasów

rozpuścić kamienie lub materiał cementujący. Stosowanie takich kwasów wiąże się z:

1. Przeróbka strefy dennej w złożach ze zbiornikami węglanów.

2. Przeróbka strefy dennej w złożach ze zbiornikami terygenicznymi.

3. Rozpuszczenie cząstek gliny lub cementu, które dostały się do strefy dennej w procesie wiercenia i cementowania studni.

4. Rozpuszczanie soli wytrąconych w strefie dennej studni.

Do oczyszczania złóż węglanowych najszerzej stosowany jest kwas solny, a do oczyszczania złóż terygenicznych mieszanina kwasu solnego i fluorowodorowego (kwas glinkowy).

Istnieje kilka rodzajów obróbki kwasem solnym, w tym:

Zwykły CO.

Kąpiel kwasowa.

SKO pod presją.

RMS interwałowy lub schodkowy

ZABIEG TERMICZNY KWASEM

Zakwaszanie termiczne ma na celu zwiększenie efektywności zakwaszania złóż węglanowych, gdy podczas pracy odwiertów w strefie dennej osadzają się substancje asfaltowo-żywiczno-parafinowe (ASP), które blokują skałę węglanową dla jej normalnej reakcji z kwasem rozwiązanie. Leczenie kwasami będzie skuteczne tylko wtedy, gdy

wstępnie usunąć osady asfaltowo-żywiczno-parafinowe (ARPD) z powierzchni skały węglanowej. Usunięcie ARPD jest możliwe w procesie mycia po ich stopieniu. Topienie ASPO osiąga się w wyniku egzotermicznej reakcji oddziaływania roztworu kwasu solnego HCl z magnezem lub jego stopami itp.

PRZETWARZANIE KWASU GLINOWEGO

Kwas glinkowy jest mieszaniną 3-5% kwasu fluorowodorowego (HF) i 8-10% kwasu solnego. Zbiorniki terygeniczne zawierają z reguły niewielką ilość węglanów, średnio od 1 do 5% wagowych. Większość takich zbiorników stanowią substancje krzemianowe (kwarc) i glinokrzemiany (kaolin). Wiadomo, że substancje krzemianowe praktycznie nie oddziałują z kwasem chlorowodorowym, chociaż dobrze rozpuszczają się w kwasie fluorowodorowym (fluorowodorowym). W kontakcie kwasu ilastego ze skałami terygenicznymi niewielka ilość materiału węglanowego, reagując z częścią roztworu zawierającą kwas chlorowodorowy, rozpuszcza się, a kwas fluorowodorowy, powoli reagując z kwarcem i glinokrzemianami, wnika dostatecznie głęboko w CCD, zwiększając wydajność przetwarzania .

WPŁYW CHEMICZNY GAZÓW TERMICZNYCH NA CCD

Podstawą oddziaływania chemicznego gazów termicznych (TGCI) były prace nad szczelinowaniem formacji pod ciśnieniem gazów powstających podczas spalania wsadu proszkowego na dnie odwiertu. W tym przypadku właściwości palącego się proszku (temperatura, ciśnienie i objętość spalin) zależą od czasu palenia. W wyniku badań eksperymentalnych stwierdzono, że spalanie proszków trudnopalnych prowadzi do znacznego wzrostu temperatury na dnie odwiertu, a duża ilość gazowych produktów spalania i ich aktywność chemiczna (zwłaszcza wobec węglanów) korzystny wpływ na CCD. Przy szybkim spalaniu wsadu proszkowego ciśnienie na dnie odwiertu może osiągnąć 100 MPa, co pociąga za sobą mechaniczne oddziaływanie na strefę dna i powstawanie w nim nowych pęknięć, a także rozszerzanie już istniejących. Takie oddziaływanie w istocie jest podobne do szczelinowania hydraulicznego, a raczej jego pierwszej fazy, tj. powstawanie pęknięć bez mocowania ich wypełniaczem.

Podczas spalania 1 kg prochu wolno palącego się uwalnia do 1 m3 gazów spalinowych, składających się głównie z dwutlenku węgla i chlorowodoru. Rozpuszczony w oleju dwutlenek węgla zmniejsza jego gęstość i lepkość, zwiększa mobilność, a także zmniejsza napięcie powierzchniowe na granicy z wodą i skałą Chlorowodór w obecności wody tworzy kwas solny, którego stężenie zależy od ilości wody i gazowych produktów spalania i może osiągnąć 5%. Kwas solny działając na złoża węglanów zwiększa przepuszczalność CCD.

2 Klasyfikacja separatorów.

Separatory można podzielić na następujące kategorie:

Po uzgodnieniu: a) Pomiar; b) Separacja;

Według kształtu geometrycznego: a) Cylindryczny; b) kulisty;

Według pozycji w przestrzeni: a) Pionowo; b) Poziomy; c) pochylony;

Ze względu na charakter głównych sił działających: a) grawitacyjne; b) inercyjny; c) odśrodkowe; d) ultradźwiękowy;

Ze względu na cel technologiczny: a) Dwufazowy; b) Trójfazowy; c) Separatory pierwszego stopnia; d) Separatory końcowe (podczas końcowej destylacji oleju przed dostawą do TP); e) Separatory ze wstępnym odciągiem gazu;

6. Przez ciśnienie robocze: a) Wysokie powyżej 6 MPa; b) Medium od 0,6 do 6 MPa; c) Niski od 0,1 do 0,6 MPa; d) Próżnia mniejsza niż 0,1 mPa.

3. RODZAJE ZAPASÓW WĘGLOWODORÓW.

Złoże węglowodorów to naturalne nagromadzenie węglowodorów (ropy i/lub gazu) w pułapce, integralnym układzie dynamiki płynów. Oddziaływanie na którykolwiek z jego odcinków (wydobycie ropy lub gazu, zatłaczanie wody brzegowej lub gazu itp.) nieuchronnie wpływa na cały zbiornik. W zdecydowanej większości przypadków osady mają kontakt z wodą złożową. Są one albo podtrzymywane przez wodę (reżim wodny) albo „pływają” na wodzie (reżim wodno-elastyczny).

Najważniejszy jest zbiornik jako integralny układ dynamiczny, kluczowa koncepcja w geologii ropy i gazu. Nazwa typu złoża składa się z nazwy typu zbiornika i pułapki. Na przykład: złoże zbiornikowo-łukowe, zbiornikowo-stratygraficzne, masowo-stratygraficzne itp. Parametry zbiornika: wysokość, powierzchnia, objętość, WOC, GWC, kontury zewnętrzne i wewnętrzne. Najważniejszą cechą złoża jest pojedynczy WOC lub GWC. GWC i WOC mogą być poziome, to znaczy mogą znajdować się na tym samym poziomie hipsometrii lub mogą być nachylone. Najczęściej nachylenie wyznacza kierunek ruchu wód konturowych. Złoża połączone terytorialnie, a także wspólnością budowy geologicznej oraz zawartością ropy i gazu, stanowią jedno złoże.

Klasyfikacja depozytów

Zgodnie z zależnością fazową ropy naftowej i gazu („Klasyfikacja rezerw i prognozowanych zasobów ropy naftowej i gazów palnych”, 2005):

olej, zawierający wyłącznie olej nasycony w różnym stopniu gazem;

olej napędowy, w którym główną częścią złoża jest ropa naftowa, a limit gazu nie przekracza części olejowej złoża w przeliczeniu na paliwo;

ropa i gaz, które obejmują złoża gazu z wieńcem olejowym, w których udział oleju stanowi mniej niż 50% objętości standardowego paliwa;

kondensat gazowy zawierający gaz z kondensatem;

kondensat olejowo-gazowy zawierający olej, gaz i kondensat.

Według złożoności budowy geologicznej („Klasyfikacja rezerw i prognozowanych zasobów ropy naftowej i gazów palnych”, 2005):

prosta struktura - osady jednofazowe związane z niezaburzoną lub lekko zaburzoną strukturą, utwory produkcyjne charakteryzują się stałą miąższością i właściwościami zbiornikowymi w obszarze i przekroju;

złożona struktura – złoża jedno- i dwufazowe, charakteryzujące się nierównomierną miąższością i właściwościami zbiornikowymi warstw produkcyjnych pod względem powierzchni i przekroju lub występowaniem litologicznych zastąpień zbiorników skałami nieprzepuszczalnymi lub zaburzeń tektonicznych;

bardzo złożona struktura - złoża jedno- i dwufazowe, charakteryzujące się zarówno obecnością litologicznych zastąpień lub zaburzeń tektonicznych, jak i nierównomierną miąższością i właściwościami zbiornikowymi warstw produkcyjnych, a także złoża o złożonej strukturze z olejami ciężkimi.

Według wartości debetów roboczych (Kontorovich A. E. i in., 1975):

Klasa Depozyt.. Przepływ oleju, t/dzień Przepływ gazu, m³/dzień

1k wysokowydajne ponad 100 ponad 1 milion

2k średni debet 10 - 100 100 tys - 1 milion

3k low rate 2 - 10 20 tys - 100 tys

4k nieprzemysłowe mniej niż 2 mniej niż 20 tys

(pliki do pobrania: 87)

Lekcja praktyczna nr 4.
Dobrze zarządzanie wydajnością.
Jak pokazano w poprzedniej sekcji, sterowanie niektórymi parametrami strefy dennej odwiertu (BHZ) może być wykorzystane do zmiany wydajności odwiertów produkcyjnych lub wtryskowych. Podczas eksploatacji studni ich wydajność z reguły spada z wielu powodów. Dlatego metody sztucznego oddziaływania na strefę denną są potężnym środkiem zwiększania efektywności zagospodarowania zasobów węglowodorów.
Spośród wielu metod kontroli produktywności odwiertów poprzez oddziaływanie na strefę dna (patrz Tabela 4.1), nie wszystkie mają taką samą skuteczność, ale każda z nich (lub ich grupy) może dać maksymalnie pozytywny efekt tylko wtedy, gdy zostanie wybrany konkretny odwiert rozsądnie. Dlatego przy stosowaniu takiej czy innej metody sztucznego oddziaływania na TPP kwestia doboru odwiertu ma fundamentalne znaczenie. Jednocześnie zabiegi, nawet te skuteczne, prowadzone w poszczególnych otworach, mogą nie dać znaczącego pozytywnego wpływu na całe złoże lub złoże, zarówno z punktu widzenia intensyfikacji zagospodarowania zasobów, jak i zwiększenia ostatecznej ropy naftowej współczynnik regeneracji.
Zanim przejdziemy do rozważenia pewnych metod sztucznego wpływania na strefę dna w celu kontrolowania produktywności studni, rozważmy kilka ogólnych zagadnień metodologicznych.

5.1. SYSTEMOWE PODEJŚCIE DO LECZENIA PES
Technologia systemowa kontroli wydajności odwiertu jest opisana w RD-39-0147035, dlatego poniżej omówiono tylko podstawowe zasady jego przemysłowego zastosowania.
Technologia systemowa polega w zasadzie na intensyfikacji wydobycia słabo odwodnionych zasobów węglowodorów z niejednorodnych złóż, a także określa zasady uzyskania maksymalnego efektu przy zastosowaniu metod zwiększania produktywności odwiertów. Należy zauważyć, że pod pojęciem „słabo odwodnione złoża” rozumie się rezerwy węglowodorów na obszarach złóż o zdegradowanych właściwościach filtracyjnych na skutek charakterystyka geologiczna, a także w miejscach, w których możliwe są jakiekolwiek komplikacje w eksploatacji odwiertów (zatykanie strefy dennej różnymi składnikami stałymi, osady asfaltowo-żywiczno-parafinowe itp.). Słabo osuszone rezerwy tworzą się również w zbiornikach o ostrej niejednorodności filtracji, kiedy olej zastępowany jest wodą zatłaczaną tylko przy dużych różnicach przepuszczalności, co prowadzi do niskiego wymiatania zbiornika przez zalanie.
Rozwiązanie konkretnych zadań polegające na zaangażowaniu słabo odwodnionych zasobów w zagospodarowanie i zwiększeniu produktywności odwiertów opiera się na dość licznych technologiach intensyfikacji zagospodarowania zasobów.
W rejonach złoża, na odcinku których znajdują się wysoko przepuszczalne przekładki spłukiwane wodą, które warunkują niskie pokrycie obiektu przez zalanie, konieczne jest prowadzenie prac ograniczających i regulujących dopływy wody.
W takich pracach warunkiem koniecznym dla technologii systemowej jest jednoczesne oddziaływanie na strefy denne otworów zarówno iniekcyjnych, jak i produkcyjnych.
Przed określeniem rodzaju oddziaływania złoże lub jego część należy podzielić na charakterystyczne obszary. Jednocześnie w początkowym okresie zagospodarowania terenu możliwe jest prowadzenie prac mających na celu zwiększenie produktywności studni, a następnie, w przypadku zalania, działań regulujących (ograniczających) dopływy wody.
Należy zauważyć, że przy identyfikacji obszaru złoża o silnie zaznaczonej niejednorodności strefowej i warstwa po warstwie sztucznemu oddziaływaniu poddawane są przede wszystkim strefy denne tych odwiertów, które tworzą główne kierunki przepływów filtracyjnych, co umożliwia terminową zmianę tych kierunków w celu włączenia w zabudowę stref nieodpływowych, zwiększając tym samym pokrycie obiektu przez zalanie wodą. Wykonując takie prace, można wykorzystać zarówno jedną technologię, jak i kompleks różnych technologii.
Jednym z ważnych warunków zastosowania techniki systemowej jest zachowanie w przybliżeniu równości objętości hartowania i selekcji, tj. wszelkim działaniom na rzecz intensyfikacji dopływów ropy naftowej powinny towarzyszyć działania mające na celu zwiększenie iniekcyjności szybów zatłaczających.
Podstawowe zasady technologii systemowej są następujące:
1. Zasada jednoczesnego oczyszczania stref dennych otworów iniekcyjnych i produkcyjnych na wybranym obszarze.
2. Zasada masowego przetwarzania obszaru CCD.
3. Zasada okresowości przetwarzania CCD.
4. Zasada etapowego oczyszczania stref dennych studni, które otworzyły niejednorodne zbiorniki.
5. Zasada programowalności zmiany kierunku przepływów filtracyjnych w zbiorniku dzięki doborowi studni do oczyszczania według wcześniej określonego programu,
6. Zasada adekwatności oczyszczania odwiertu do określonych warunków geologiczno-fizycznych, właściwości zbiornikowych i filtracyjnych systemu w strefie odwiertu i na całym terenie.
Tak więc kwestia wyboru odwiertów do obróbki stref dennych jest jedną z najistotniejszych.

5.2. WYBÓR STUDNI DO OBRÓBKI STREFY DOLNEJ
Przy znacznej liczbie otworów w złożu, w trakcie organizowania prac nad sztucznym oddziaływaniem na strefę denną, pojawia się problem nie tylko kolejności ich doboru, ale również wykonalności takich zabiegów w każdym konkretnym przypadku. Wynika to z dużej różnorodności warunków geologiczno-fizycznych występowania ropy w strefie oczyszczanych odwiertów oraz stopnia ich wzajemnego oddziaływania. Wskazane jest ustalenie takiej sekwencji zabiegów, która zapewni ich największą efektywność technologiczną i ekonomiczną, nie tyle w każdym konkretnym odwiercie, ile na całym obszarze. W dużej mierze wybór odwiertów jest determinowany przez nasycenie ropą resztkową oraz odległość rezerw ropy naftowej od dna odwiertów wydobywczych. Metody geologii terenowej i geofizyki umożliwiają oszacowanie początkowego i resztkowego nasycenia zbiorników ropą oraz budowę map saturacji. Istotnym i ważnym uzupełnieniem tych danych są informacje o aktualnych osiągach odwiertów oraz dane o nasyceniu ropą stref przy poszczególnych odwiertach, które można uzyskać w wyniku badań hydrodynamicznych odwiertów w złożach,
Można założyć np., że kształt krzywej odzysku ciśnienia dennego (PBU) lub krzywej odpowiedzi jest również determinowany przez resztkowe nasycenie olejem w odwadnianej objętości zalanego odwiertu. Współczynniki kątowe różnych odcinków narastania ciśnienia mogą być również związane z różnym nasyceniem olejem poszczególnych objętości całkowitej objętości odprowadzonej przez dany odwiert.
Znając retrospektywę eksploatacji odwiertów i charakter ich podlewania w czasie, można również ocenić nasycenie olejem resztkowym. Jednocześnie przydatna jest informacja o stosunku zasobów jednostkowych wydobywanych przez dany odwiert do jego pierwotnych zasobów jednostkowych.
Bardziej wiarygodne dane o wartości resztkowego nasycenia olejem można uzyskać z wyników badań hydrodynamicznych studni, przeprowadzonych w okresie bezwodnym jego eksploatacji oraz w okresie nawadniania.
Istnieje szereg metod oceny nasycenia ropą resztkową złoża wokół odwiertów na podstawie wyników monitoringu ich pracy i badań hydrodynamicznych:
- metoda łączona;
- metoda korelacji;
- zgodnie z odcięciem wody w studniach produkcyjnych;
- zgodnie z danymi o względnej przewodności piezoelektrycznej układu (tworzenie);
- zgodnie z danymi dotyczącymi względnej ruchliwości mieszaniny wodno-olejowej.
Rozważmy kwestię określenia aktualnego nasycenia ropą strefy zlewni na podstawie danych o odwodnieniu odwiertów produkcyjnych (metoda najprostsza), która może być wykorzystana w późniejszych etapach zagospodarowania dla stref, przez które następuje wymiana (przemieszczenie ) minął front. Przyjmuje się, że w bezpośrednim sąsiedztwie studni drenaż jest równomiernie nasycony wodą i olejem.
Przepiszmy wyrażenie (4.37), przyjmując vv = vN i zastępując przepuszczalności faz kN i kv oraz odpowiadające im wartości względnej przepuszczalności faz:
.
To wyrażenie to nic innego jak funkcja Buckleya-Leveretta f(S):
(5.1)
gdzie f(S) jest funkcją nasycenia ośrodka porowatego płynem (w rozważanym przypadku wodą Sw).
Zatem
(5.2)
gdzie μ0 to względna lepkość oleju μN/μw.
Jeżeli istnieją graficzne zależności względnej przepuszczalności faz w funkcji nasycenia wodą
(5.3)
łatwiej jest też skonstruować wykres za pomocą wyrażenia (5.2).
Wykorzystajmy eksperymentalne zależności otrzymane przez przepompowanie modelowych mieszanin wodno-olejowych przy μ0=4,5 przez cementowane piaskowce warstw węglonośnych pola Arlanskoe (V.M. Berezin), które przedstawiono na rys. 5.1. Nasycenie próbki Sw wodą charakteryzuje się ułamkiem objętości porów; w której:
(5.4)
gdzie jest nasycenie olejem.
Przepuszczalność względna fazy dla oleju i wody charakteryzuje się stosunkiem przepuszczalności fazy dla oleju i wody do przepuszczalności układu (przepuszczalności fizycznej), gdy filtrowany jest przez niego jednorodny płyn:
(5.5)
Jak widać na ryc. 5.1, nasycenie związanej wody Sve wynosi 0,18. Jednocześnie w zakresie Sw = 0 - 0,18 woda pozostaje nieruchoma, ale obecność tej wody w zbiorniku prowadzi do zmniejszenia względnej przepuszczalności fazowej dla ropy do 0,6. Tak więc przepuszczalność systemu, określona na podstawie wyników badań studni w bezwodnym okresie jej eksploatacji, nie jest przepuszczalnością fizyczną, ale charakteryzuje przepuszczalność początkową dla ropy (przy 8, 8). Początkowa przepuszczalność względna układu c' charakteryzuje się stosunkiem:
(5.6)
co jest jednym z głównych parametrów wykorzystywanych do obliczania aktualnego nasycenia olejem.

Ryż. 5.1. Zależność względnej przepuszczalności faz dla oleju i wody od nasycenia wodą.
Na ryc. 5.2 przedstawia funkcję Buckleya-Leveretta. skonstruowana zgodnie z wyrażeniem (5.2) z wykorzystaniem względnych przepuszczalności faz w funkcji nasycenia wodą, przedstawionych na ryc. 5.1. Rysując styczną do wykresu funkcji Buckleya-Leveretta (punkt A) z początku współrzędnych wyznacza się nasycenie wodą Sv i nasycenie olejem SH. Zatem do obliczenia aktualnego nasycenia ropą tą metodą niezbędna jest znajomość udziału objętościowego wody w produkcji (w warunkach złożowych!) oraz posiadanie zależności względnej przepuszczalności faz od nasycenia wodą.
Największą trudnością w obliczeniach jest dobór krzywych względnych przenikalności faz. Problem ten napotykamy przy rozwiązywaniu wielu problemów związanych z filtracją układów wielofazowych. W każdym przypadku eksperymentalna konstrukcja

Ryż. 5.2. Zależność funkcji Buckleya-Leveratta od nasycenia wodą.
Zależność względnej przepuszczalności faz od nasycenia porów płynami jest trudna ze względu na konieczność stosowania wyrafinowanego sprzętu i wysoko wykwalifikowanego personelu. Dlatego znalezienie metod konstruowania krzywych względnej przenikalności faz, które są prostsze i bardziej dostępne dla szerokiego grona badaczy i inżynierów, jest niezwykle poważnym problemem. Jedną z takich metod jest wykorzystanie krzywych „ciśnienie kapilarne Pk – nasycenie wodą Sw”, które można stosunkowo łatwo uzyskać przez odwirowanie rdzeni nasyconych wodą lub metodą przegród półprzepuszczalnych.
Wiadomo, że krzywe Pk - Sb są zależnościami reprezentatywnymi, ściśle związanymi z właściwościami filtracyjnymi skał i które można wykorzystać do wykreślenia krzywych względnej przepuszczalności fazowej dla przypadku filtracji mieszanin wodno-olejowych w złożach terygenicznych (piaskowcach).
Zależności Рk - Sв można opisać we współrzędnych logarytmicznych w postaci hiperboli:

lub (5.7)
gdzie SVO - resztkowe nasycenie wodą;
SB - nasycenie wodą przy ciśnieniu kapilarnym Р
x jest wykładnikiem hiperboli (współczynnika strukturalnego);
Ro - ciśnienie początku przemieszczenia:
(5.8)
- napięcie powierzchniowe na styku „olej – woda”;
Θ- kąt zwilżania;
rmax - maksymalny promień porów.
Wartość P0 można określić doświadczalnie metodą półprzepuszczalnej przegrody. Wykładnik x, jest integralną cechą struktury przestrzeni porowej, określa mikrostrukturę przestrzeni porowej skał zbiornikowych. Dlatego wykorzystanie wykładnika hiperboli do identyfikacji właściwości ośrodków porowatych jest dopuszczalne i celowe przy wykreślaniu zależności względnych przepuszczalności faz dla oleju i wody przy użyciu krzywych Pk - Sv.
Tak więc wybór odwiertów do określonej obróbki strefy dennej jest dość trudnym problemem, jeśli chcemy uzyskać maksymalną wydajność z realizacji takiej lub innej obróbki strefy dennej. oczywiste jest, że technologia projektowanej obróbki powinna być adekwatna do stanu strefy dennej w momencie jej realizacji.
Rozważmy niektóre metody kontroli wydajności odwiertów (intensyfikację i wstrzykiwanie) podane w tabeli. 4.1.

WPROWADZENIE Główne wysokowydajne pola naftowe w Rosji znajdują się w końcowej fazie rozwoju, przy dużym odcięciu wody i niskim poziomie wydobycia ropy naftowej. Obecne wydobycie ropy nie jest w pełni uzupełniane przez wzrost rezerw w trakcie poszukiwań geologicznych, jakość nowo odkrytych złóż ropy stale się pogarsza. W związku z tym coraz częściej pojawia się problem utrzymania i zwiększenia wydajności odwiertów produkcyjnych 10. 02. 2018 2

WPROWADZENIE Intensywność - wskaźnik sprawności obiektu przez określony czas. W odniesieniu do wydobycia ropy jest to natężenie przepływu odwiertu. Jeżeli przez intensyfikację rozumieć wzrost produktywności, to w wydobyciu ropy naftowej jest to proces rozwoju produkcji oparty na: racjonalne wykorzystanie zasoby techniczne i osiągnięcia postępu naukowo-technicznego. Oznacza to, że intensyfikacja wydobycia ropy z odwiertu produkcyjnego to wzrost jego produktywności dzięki środkom geologiczno-technicznym, poprawie technicznych środków eksploatacji, optymalizacji technologicznych trybów eksploatacji 10.02.2018 3

WPROWADZENIE Wydajność odwiertów naftowych jest jednym z głównych wskaźników determinujących efektywność wydobycia ropy naftowej w zagospodarowaniu złóż, zwłaszcza w trudnych warunkach geologiczno-fizycznych. Do trudnych warunków geologiczno-fizycznych dla pola naftowe najczęściej to: niska przepuszczalność formacji produkcyjnych; zwiększona zawartość gliny w zbiorniku; szczelinowo-porowata struktura zbiornika; wysoki stopień niejednorodności warstw produkcyjnych; cięcie przy wysokiej wodzie; wysoka lepkość płynów złożowych (olej); wysokie nasycenie olejem gazem. 10. 02. 2018 4

WPROWADZENIE Pogorszenie właściwości filtracyjnych formacji produkcyjnej wiąże się ze spadkiem przepuszczalności bezwzględnej lub względnej (fazy) zbiornika. Przyczyny spadku przepuszczalności bezwzględnej: spadek pasmo kanały filtracyjne podczas zapychania przestrzeni porowej złoża, procesy deformacyjne zachodzące w złożu przy spadku ciśnienia złożowego. Redukcja przepuszczalności faz 10. 02. 2018 5

WPROWADZENIE Jedną z głównych przyczyn pogorszenia właściwości filtracyjnych złoża jest obniżenie ciśnienia złożowego oraz ciśnienia w otworach dennych otworów produkcyjnych.Ponadto w trakcie eksploatacji otworów wiertniczych konieczna jest ocena wpływu warunków termodynamicznych oraz geologiczne i fizyczne czynniki na ich produktywność. Monitorowanie, ocena i prognozowanie wydajności odwiertów produkcyjnych jest niezbędne do: Efektywne zarządzanie ten wskaźnik w rozwoju pól naftowych. 10. 02. 2018 6

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ ZBIORNIKÓW PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH 1. 1. Złoże ropy naftowej, złoże, złoże W procesie powstawania i migracji we wnętrzu skorupy ziemskiej ropa gromadzi się w naturalnych złożach. Zbiornik naturalny to zbiornik na ropę, gaz lub wodę w skałach zbiornikowych nałożonych słabo przepuszczalnymi skałami. Górna część zbiornika, w którym gromadzi się ropa i gaz, nazywana jest pułapką. Kolektor ropy (gazu, wody) to skała, która ma łączące się pustki w postaci porów, pęknięć, kawern itp., wypełnione (nasycone) ropą, gazem lub wodą i zdolną do ich uwolnienia, gdy powstaje spadek ciśnienia. 10. 02. 2018 7

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW WYDOBYWCZYCH Znaczące, nadające się do zagospodarowania przemysłowego, nagromadzenie ropy (gazu) w łapaczu naturalnego zbiornika nazywa się złożem. Zespół złóż ropy naftowej lub gazu połączonych jednym obszarem powierzchnia ziemi, tworzy depozyt. Główna część pól naftowych ogranicza się do skał osadowych, które charakteryzują się strukturą zbiornikową (warstwową). Zbiornik ropy może zajmować część objętości jednego lub więcej zbiorników, w których gaz, ropa i woda są rozmieszczone zgodnie z ich gęstością. 10. 02. 2018 8

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODPADÓW WYDOBYWCZYCH Złoże ropy naftowej obejmuje złoże węglowodorów oraz przyległy obszar nasycony wodą (ciśnienie wody). Złoże zawierające ropę z rozpuszczonym gazem nazywamy ropą (rys. 1. 1). 10. 02. 2018 9

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Złoże ropy naftowej z pokrywą gazową nazywamy gazem (rys. 1. 2). W przypadku dużego nasadki gazowej (objętość części zbiornika z nasadką gazową przekracza objętość złoża nasyconego ropą naftową) pole 10.02.2018 10

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Nasycona olejem część zbiornika nazywana jest w tym przypadku wieńcem olejowym (rys. 1.3). Powierzchnia, wzdłuż której pokrywa gazowa i granica ropy w warunkach złożowych nazywana jest kontaktem gazowo-olejowym (GOC), powierzchnia rozgraniczenia ropy i wody nazywana jest kontaktem wodno-ropnym (WOC). Linia przecięcia powierzchni WOC (GOC) z wierzchołkiem formacji produkcyjnej jest konturem zewnętrznym, a dolną formacji - konturem wewnętrznym zawartości ropy (gazu). 10. 02. 2018 11

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Złoże nazywamy złożem pełnym, jeżeli węglowodory zajmują przestrzeń porową na całej miąższości formacji produkcyjnej (patrz rys. 1. 2). W niepełnym złożu węglowodory nie wypełniają złoża na całej jego miąższości (rys. 1.3). v. W złożach z wodą brzegową (konturową) ropa i woda graniczą na skrzydłach zbiornika (ryc. 1. 3), w złożach z wodą denną – na całej powierzchni złoża (ryc. 1. 1 i 1. 2). Złoża ropy naftowej ograniczone są głównie do trzech typów złóż - struktury porowatej (ziarnistej), spękanej i mieszanej. 10. 02. 2018 12

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE CHARAKTERYSTYKI FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH Zbiorniki porowe zbudowane są ze skał terygenicznych piaszczysto-pylastych, których przestrzeń porów składa się z jam międzyziarnowych. Ta sama struktura przestrzeni porowej jest typowa dla wapieni i dolomitów 10. 02. 2018 13

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH W złożach czysto szczelinowych (głównie węglanowych) przestrzeń porową tworzy system szczelin. Części zbiornikowe pomiędzy szczelinami to gęste, mało przepuszczalne, nie spękane bloki skalne, których przestrzeń porowa nie uczestniczy w procesach filtracji. W praktyce częściej występują zbiorniki szczelinowe typu mieszanego, których objętość typu porów obejmuje zarówno systemy szczelinowe, jak i przestrzeń porową bloków, a także kawerny i jamy krasowe. 10. 02. 2018 14

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODPADÓW WYDOBYWCZYCH Najczęściej formacjami węglanowymi są ze względu na swój rodzaj złoża szczelinowo-porowate. Główna część zawartego w nich oleju zawarta jest w porach bloków, płyn jest przenoszony wzdłuż pęknięć. Skały osadowe są głównymi rezerwuarami ropy i gazu. Około 60% światowych zasobów ropy naftowej ogranicza się do terygenicznych, 39% - do złóż węglanowych, 1% - do zwietrzałych skał metamorficznych i magmowych. Ze względu na różnorodność warunków powstawania osadów właściwości geologiczne i fizyczne formacji produkcyjnych w dniu 10.02.2018 r. na różnych polach mogą się znacznie różnić 15

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE WŁAŚCIWOŚCI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODWIERNI PRODUKCYJNYCH nazywane są właściwościami filtrująco-pojemnościowymi. Właściwości filtracyjne i zbiornikowe ropopochodnych skał zbiornikowych charakteryzują następujące główne wskaźniki: porowatość, przepuszczalność, właściwości kapilarne, powierzchnia właściwa, pękanie.

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODWIERNI PRODUKCYJNYCH Właściwości pojemnościowe skały określa jej porowatość. Porowatość charakteryzuje się obecnością pustek (porów, pęknięć, kawern) w skale, które są zbiornikiem cieczy (wody, ropy) i gazów. Występują porowatości ogólne, otwarte i efektywne. 10. 02. 2018 17

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODWIERNI PRODUKCYJNYCH Porowatość całkowitą (bezwzględną, całkowitą) określa się poprzez obecność wszystkich pustek w skale. Współczynnik porowatości całkowitej jest równy stosunkowi objętości wszystkich pustych przestrzeni do widocznej objętości skały. Porowatość otwarta (porowatość nasycenia) charakteryzuje się objętością połączonych (otwartych) pustych przestrzeni, do których może wnikać ciecz lub gaz. Porowatość efektywna jest określana przez tę część objętości porów otwartych (pustek), która uczestniczy w filtracji (objętość porów otwartych minus objętość zawartej w nich wody). 10. 02. 2018 18

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODWIERNI PRODUKCYJNYCH Właściwości filtracyjne skał charakteryzują ich przepuszczalność – zdolność do przepuszczania przez siebie cieczy lub gazów podczas tworzenia spadku ciśnienia. Ruch cieczy lub gazów w porowatym medium nazywa się filtracją. W zależności od wielkości wymiaru poprzecznego kanały porów (kanały filtracyjne) dzielą się na: superkapilarne - o średnicy większej niż 0,5 mm; kapilara - od 0,5 do 0,0002 mm; podkapilarna - mniej niż 0,0002 mm. 10. 02. 2018 19

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH W kanałach superkapilarnych płyn porusza się swobodnie pod wpływem grawitacji; w kanałach kapilarnych ruch cieczy jest utrudniony (konieczne jest pokonanie działania sił kapilarnych), gaz porusza się dość łatwo; w kanałach podkapilarnych ciecz nie porusza się pod wpływem spadków ciśnienia, które powstają podczas zagospodarowywania pola. Podczas eksploatacji oleju 10. 02. 2018 20

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE WŁAŚCIWOŚCI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODPADÓW WYDOBYWCZYCH Dla scharakteryzowania przepuszczalności skał roponośnych można wyróżnić przepuszczalność bezwzględną, fazową (efektywną) i względną. 10.02.2018 21

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE CHARAKTERYSTYKI FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODBIORNIKÓW PRODUKCYJNYCH Przepuszczalność bezwzględna to przepuszczalność ośrodka porowatego, gdy porusza się w nim tylko jedna faza (gaz lub jednorodna ciecz) przy braku innych faz. Przepuszczalność efektywna (fazowa) - przepuszczalność skały dla jednej z cieczy lub dla gazu, podczas gdy w przestrzeni porowej jednocześnie znajdują się dwie lub więcej faz. Względną przepuszczalność ośrodka porowatego definiuje się jako stosunek fazy 10. 02. 2018 22

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI STUDNI PRODUKCYJNYCH Skały przepuszczalne obejmują Ø piaski, Ø piaskowce, Ø wapienie. Do nieprzepuszczalnych lub słabo przepuszczalnych - gliny, łupków, piaskowców z cementowaniem gliny itp. Jedną z ważnych właściwości skał jest ich pękanie, które charakteryzuje się gęstością, gęstością nasypową i otwieraniem pęknięć. 10. 02. 2018 23

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE CHARAKTERYSTYKI FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH Gęstość to stosunek liczby pęknięć Δn, przecinających normalną ich płaszczyzn, do długości tej normalnej Δl: Gт = Δn/Δl. (1) Gęstość nasypowa δt charakteryzuje gęstość pęknięć w dowolnym punkcie formacji: δt = ΔS/ΔVf, (2) gdzie ΔS jest połową pola powierzchni wszystkich pęknięć w elementarnej objętości skały ΔVf, m– 1. Objętość pęknięć w elementarnej objętości skały ΔVt = ΔS ∙ bt, (3) 10.02.2018 24

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE WŁAŚCIWOŚCI FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH Współczynnik porowatości szczeliny mt stosunek objętości szczeliny do objętości skały. Uwzględniając wzory (2) i (3), mt = bt ∙ δt. (4) Przepuszczalność skały spękanej (z wyłączeniem przepuszczalności bloków z przerwami), µm 2, gdy szczeliny są prostopadłe do powierzchni filtracji, kt = 85 000 ∙ 2∙ bt ∙ mt, (5) gdzie bt oznacza otwarcie pęknięcia, mm; mf to porowatość szczeliny, ułamki jednostki. 10.02.2018 25

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE CHARAKTERYSTYKI FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODPADÓW 1. 3. Heterogeniczność zbiornika Heterogeniczność zbiornika to zmienność właściwości litologicznych i fizycznych skał na obszarze i przekroju. Złoża węglowodorów są głównie wielowarstwowe, jeden zakład produkcyjny zawiera kilka warstw i przekładek, skorelowanych obszarowo, dlatego też na odcinku i na obszarze badana jest niejednorodność geologiczna. Takie podejście pozwala Ø scharakteryzować zmienność wartości parametrów objętościowych, które wpływają na rozkład zasobów ropy i gazu w podłożu i ich 10. 02. 2018 26

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ ZBIORNIKÓW EKSPLOATACYJNYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODPADÓW EKSPLOATACYJNYCH W zależności od celów i założeń badań, etapu rozpoznania złoża, w określaniu niejednorodności geologicznej zbiorników szeroko stosowane są różne metody, które z pewnym stopniem umowności można łączyć w trzy grupy: a) geologiczno-geofizyczną, b) laboratoryjną i doświadczalną, c) terenową i hydrodynamiczną. 10. 02. 2018 27

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW EKSPLOATACYJNYCH interpretacja terenowych badań geofizycznych otworów wiertniczych. Za pomocą tych metod szczegółowe badanie sekcji złoża, podział sekcji złoża, korelacja odcinków studni, z uwzględnieniem cech litologicznych i petrograficznych, tym samym z uwzględnieniem paleontologii 10 02. 2018 28

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ ZBIORNIKÓW PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH Efektem końcowym metod geologiczno-geofizycznych są profile geologiczne i mapy litologiczne ukazujące cechy budowy warstw produkcyjnych wzdłuż przekroju i powierzchni oraz ujawnione zależności pomiędzy poszczególnymi parametrami warstw. 10. 02. 2018 29

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH Szczegółowe wyobrażenie właściwości fizycznych skał uzyskuje się badając rdzeń metodami laboratoryjnymi. W badaniach laboratoryjnych określa się porowatość, przepuszczalność, skład granulometryczny, zawartość węglanów, nasycenie wodą. Jednak przed rozłożeniem wartości parametrów zbiornikowych na całą objętość złoża lub jego część, konieczne jest staranne związanie badanych próbek rdzeniowych do selekcji w części produkcyjnej 10.02.2018 30

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ŹRÓDŁÓW EKSPLOATACYJNYCH Metody hydrodynamiczne polowe są metodami pozwalającymi na uzyskanie danych charakteryzujących właściwości hydrodynamiczne utworów. Badania hydrodynamiczne mają na celu zbadanie właściwości złożowych złoża, charakterystyk hydrodynamicznych złoża oraz właściwości fizycznych płynu nasycającego złoże. Badania hydrodynamiczne wyznaczają współczynniki przewodnictwa hydraulicznego, piezoprzewodnictwa, przepuszczalności, 10.02.2018 31

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM EKSPLOATACYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Metody te umożliwiają również ocenę stopnia jednorodności formacji, identyfikację ekranów litologicznych, ustalenie relacji między utworami na odcinku i odwiertami wzdłuż powierzchni i ocenić nasycenie skał olejem. Niejednorodność zbiorników można ocenić za pomocą wskaźników charakteryzujących cechy budowy geologicznej złóż. 10. 02. 2018 32

, I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE WŁAŚCIWOŚCI FORM EKSPLOATACYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ŹRÓDEŁ WYDOBYWCZYCH Niejednorodność utworów można ocenić za pomocą wskaźników charakteryzujących cechy budowy geologicznej złóż. Wskaźniki te obejmują przede wszystkim współczynniki preparacji i zawartości piasku. Współczynnik kompartmentalizacji Кр jest określany dla zbiornika jako całości i jest obliczany poprzez podzielenie sumy warstw pośrednich piasku dla wszystkich studni przez całkowitą liczbę studni, które penetrują zbiornik: liczba studni, które penetrują zbiornik (6) gdzie n 1, n 2 , . . . , nm to liczba warstw rezerwuaru w każdym dołku; N to całkowita liczba studni, które przeniknęły do ​​zbiornika. 10. 02. 2018 33

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE WŁAŚCIWOŚCI FORM EKSPLOATACYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH Stosunek netto/brutto Kp jest stosunkiem grubości efektywnej heff do całkowitej grubości formacji htot wyznaczonej w przekroju danego odwiertu: odwiert ( 7) Dla zbiornika jako całości, stosunek netto do brutto jest równy stosunkowi całkowitej efektywnej grubości formacji we wszystkich odwiertach do całkowitej całkowitej grubości formacji w tych odwiertach. Dla złóż ropy naftowej regionu Perm Kama współczynniki kompartmentalizacji i stosunek netto do brutto wahają się odpowiednio od 1,38 do 14,8 i od 0,18 do 0,87. (W praktyce naucz się ich 10. 02. 2018 34

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ŹRÓDŁÓW PRODUKCYJNYCH 1. 4. Skład i właściwości płynów złożowych Płyny formacji nasycające formacje produkcyjne to ropa, gaz i woda. Olej to złożona mieszanina związków organicznych, głównie węglowodorów i ich pochodnych. Właściwości fizyczne i chemiczne olejów z różnych dziedzin, a nawet różnych warstw tego samego pola są bardzo zróżnicowane. W zależności od konsystencji oleje wyróżniają się: Ø łatwo mobilny, Ø o dużej lepkości (prawie nie płynny) lub krzepnący w normalnych warunkach. Barwa olejków waha się od zielonkawobrązowej do czarnej. 10. 02. 2018 35

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE WŁAŚCIWOŚCI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODWIERNI PRODUKCYJNYCH Istnieją składy pierwiastkowe, ułamkowe, grupowe olejów. Kompozycja pierwiastków. Głównymi elementami w składzie oleju są węgiel i wodór. Olej zawiera średnio 86% węgla i 13% wodoru. Inne pierwiastki (tlen, azot, siarka itp.) w oleju są nieistotne. Mogą jednak znacząco wpłynąć na fizykochemiczne 10. 02. 2018 36

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODWIERNI PRODUKCYJNYCH Skład Grupy. Skład grupowy oleju rozumiany jest jako stosunek ilościowy poszczególnych grup węglowodorów w nim zawartych. 1. Węglowodory parafinowe (alkany) to węglowodory nasycone (nasycone) o wzorze ogólnym Cn. H2n+2. Zawartość w oleju wynosi 30–70%. Istnieją alkany normalne (n-alkany) i izostruktury (izoalkany). Olej zawiera gazowe alkany С 2–С 4 (w postaci rozpuszczonego gazu), ciekłe alkany С 5–С 16 (większość płynnych frakcji olejowych), stałe alkany С 17–С 53, które są zawarte w 10.02.2018 37

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODWIERNI PRODUKCYJNYCH 2. Węglowodory naftenowe (cykloalkany) są węglowodorami alicyklicznymi nasyconymi o wzorze ogólnym Cn. H2n, Cn. H 2 n– 2 (bicykliczny) lub Cn. H 2 n– 4 (trójpierścieniowy). Olejek zawiera głównie pięcio- i sześcioczłonowe nafteny. Zawartość w oleju wynosi 25–75%. Zawartość naftenów wzrasta wraz ze wzrostem masy cząsteczkowej oleju. 3. Węglowodory aromatyczne to związki, których cząsteczki zawierają cykliczne układy poliskoniugowane. Należą do nich benzen i jego homologi, toluen, fenantren itp. Zawartość w oleju wynosi 10–15%. 10. 02. 2018 38

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODWIERNI PRODUKCYJNYCH, siarka, metale. Należą do nich: żywice, asfalteny, merkaptany, siarczki, disiarczki, tiofeny, porfiryny, fenole, kwasy naftenowe. Zdecydowana większość związków heteroatomowych zawarta jest w najwyższych frakcjach mas cząsteczkowych 10. 02. 2018 39

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODWIERNI PRODUKCYJNYCH Skład frakcyjny oleju odzwierciedla zawartość związków wrzących w różnych zakresach temperatur. Oleje gotują się w bardzo szerokim zakresie temperatur - 28-550 °C i powyżej. Po podgrzaniu do temperatury 40–180 °С benzyna lotnicza wrze; 40–205 °С - benzyna silnikowa; 200–300 °С – nafta; 270–350 °С - benzyna. W wyższych temperaturach frakcje oleju gotują się. Według zawartości lekkich frakcji wrzących do 350 ° C oleje dzielą się na oleje typu T 1 (ponad 45%), 10.02.2018 40

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH Gęstość oleju złożowego zależy od jego składu, ciśnienia, temperatury oraz ilości rozpuszczonego w nim gazu (rys. 1. 4). 10. 02. 2018 41

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODWIERNI PRODUKCYJNYCH Im mniejsza gęstość oleju, tym wyższy uzysk frakcji lekkich. Nie wszystkie gazy po rozpuszczeniu w oleju mają taki sam wpływ na jego gęstość. Wraz ze wzrostem ciśnienia gęstość oleju znacznie spada, gdy jest on nasycony gazami węglowodorowymi.Dwutlenek węgla i gazy węglowodorowe mają największą rozpuszczalność w oleju, a azot ma mniejszą rozpuszczalność. Kiedy ciśnienie zostaje obniżone, najpierw uwalniany jest azot z oleju, następnie gazy węglowodorowe (najpierw suche, potem tłuste) i dwutlenek węgla. 10.02.2018 42

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Ciśnienie, przy którym zaczyna się ulatniać gaz z ropy, nazywamy ciśnieniem nasycenia (Psat). Ciśnienie nasycenia zależy od stosunku objętości ropy i gazu rozpuszczonego w złożu, ich składu oraz temperatury złoża. W warunkach naturalnych ciśnienie nasycenia może być równe ciśnieniu złoża lub być od niego mniejsze: w pierwszym przypadku ropa jest całkowicie nasycona gazem, w drugim jest gazem niedosycona. Różnica między ciśnieniem nasycenia a ciśnieniem w zbiorniku w dniu 10 lutego 2018 r. może wahać się od dziesiątych do dziesiątek 43

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH Próbki oleju pobrane z różnych części złoża mogą charakteryzować się różnymi ciśnieniami nasycenia. Wynika to ze zmiany właściwości ropy naftowej i gazu na danym obszarze, z wpływem na charakter uwalniania gazu z ropy naftowej właściwości skały, właściwości skały z wpływem ilości i właściwości związanych woda i inne czynniki. woda Azot rozpuszczony w oleju złożowym zwiększa ciśnienie nasycenia. 10. 02. 2018 44

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODWIERNI 10.02.2018 45

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH Lepkość - zdolność cieczy lub gazu do przeciwstawiania się ruchowi jednych warstw materii względem innych. Lepkość dynamiczna określana jest za pomocą prawa Newtona: (8) gdzie A jest powierzchnią styku ruchomych warstw cieczy (gazu), m 2; F jest siłą wymaganą do utrzymania różnicy prędkości dv pomiędzy warstwami H; dy to odległość między ruchomymi warstwami cieczy (gazu), m; - współczynnik lepkości dynamicznej (współczynnik 10.02.2018 46

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Lepkość oleju złożowego zawsze znacznie różni się od lepkości oleju separowanego, ze względu na dużą ilość rozpuszczonego gazu, wysokie ciśnienie i zależność od temperatury (rys. 1. 5, 1. 6) . Lepkość ropy w warunkach złożowych różnych pól waha się od setek m. Pa∙s do dziesiątych części m. Pa∙s. W warunkach złożowych lepkość oleju może być dziesięciokrotnie mniejsza niż lepkość oddzielonego oleju. 10. 02. 2018 47

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH Oprócz lepkości dynamicznej do obliczeń wykorzystuje się lepkość kinematyczną - właściwość cieczy polegającą na opieraniu się ruchowi jednej części cieczy względem drugiej przy (9) z uwzględnieniem grawitacji: gdzie jest współczynnikiem lepkości kinematycznej, m 2/s; - gęstość oleju, kg/m 3. 10. 02. 2018 48

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODBIORNIKÓW PRODUKCYJNYCH Olej, jak wszystkie ciecze, posiada elastyczność, czyli zdolność do zmiany swojej objętości pod wpływem ciśnienia zewnętrznego. Spadek objętości charakteryzuje współczynnik ściśliwości (lub sprężystości objętościowej): (10) gdzie V jest objętością zajmowaną przez olej przy ciśnieniu P, m 3; V - zmiana objętości oleju przy zmianie ciśnienia o wartość P, m 3. Współczynnik ściśliwości zależy od: ciśnienia, temperatury, składu oleju, ilości rozpuszczonego gazu. Oleje niezawierające rozpuszczonego gazu mają stosunkowo niski współczynnik ściśliwości wynoszący 0,4 – 0,7 GPa-1, a oleje lekkie ze znaczną zawartością rozpuszczonego gazu mają podwyższony współczynnik ściśliwości (do 14 GPa-1). 10.02.2018 49

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE CHARAKTERYSTYKI FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODLEWNI WYDOBYWCZYCH warunki złożowe i po oddzieleniu gazu na powierzchni: powierzchnia (11) gdzie V złoż. to objętość ropy w warunkach złożowych, m 3; Vdeg - objętość oleju przy ciśnieniu atmosferycznym i temperaturze 20 °C po odgazowaniu, m 3. Stosując współczynnik objętościowy można określić skurcz oleju U, czyli zmniejszenie objętości oleju formacyjnego podczas jego ekstrakcji do powierzchni, zwykle oznaczany literą U (12) 10.02.2018 50

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODWIERNI PRODUKCYJNYCH Gazy z ropy naftowej składają się z mieszaniny węglowodorów gazowych głównie z szeregu parafinowego (metan, etan, propan, butan), azotu, helu, argonu, dwutlenku węgla , siarkowodór. Zawartość azotu, siarkowodoru, dwutlenku węgla może sięgać kilkudziesięciu procent. Gazy węglowodorowe w zależności od składu, ciśnienia, temperatury znajdują się w złożu w różnych stany skupienia: Ø gazowy, Ø ciekły, Ø w postaci mieszanin gazowo-cieczowych. 10. 02. 2018 51

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Brak korka gazowego w złożu ropy oznacza, że ​​cały gaz jest rozpuszczony w oleju. Wraz ze spadkiem ciśnienia podczas zagospodarowania złoża gaz ten (powiązany gaz ropopochodny) będzie uwalniany z ropy naftowej. Gęstość mieszaniny gazów: (13) gdzie jest molowym ułamkiem objętościowym; gęstość - i-ty składnik, kg / m3; Gęstość względna gazu w powietrzu (14) W normalnych warunkach powietrze 1, 293 kg/m 3; dla warunków standardowych powietrze 1, 205 kg/m 3. 10. 02. 2018 52

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODWIERNI PRODUKCYJNYCH Mieszaniny gazów doskonałych charakteryzują się addytywnością ciśnień i objętości cząstkowych. W przypadku gazów doskonałych ciśnienie mieszaniny jest równe sumie ciśnień cząstkowych składników (prawo Daltona (16)): gdzie Р jest ciśnieniem mieszaniny gazów, Pa; pi jest ciśnieniem cząstkowym i-tego składnika mieszaniny, Pa; 10. 02. 2018 53

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH w tym przypadku (17) Addytywność objętości cząstkowych składników mieszaniny gazowej wyraża prawo Amag: (18) Amag lub (19) Gdzie V to objętość mieszaniny gazów, m 3; Vi to objętość i-tego składnika w mieszaninie, s. Zależność analityczną między ciśnieniem, temperaturą i objętością gazu nazywamy równaniem stanu, a stan gazu doskonałego w warunkach normalnych charakteryzuje równanie Mendelejewa. Clapeyron PV = GRT gdzie P jest ciśnieniem bezwzględnym, Pa; V - objętość, m 3; G to ilość substancji, mol; R - 02.10.2018 uniwersalna stała gazowa, Pa∙m 3 / mol∙deg; (20) 54

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE CHARAKTERYSTYKI FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODLEWNI PRODUKCYJNYCH Dla gazu doskonałego (21) Gazy rzeczywiste nie przestrzegają praw gazu doskonałego, a współczynnik ściśliwości z charakteryzuje stopień odchylenia gazów rzeczywistych od prawo Mendelejewa-Clapeyrona. Odchylenie jest związane z interakcją cząsteczek gazu, które mają określoną objętość. W praktycznych obliczeniach z 1 można przyjąć przy ciśnieniu atmosferycznym. Wraz ze wzrostem ciśnienia i temperatury wartość współczynnika superściśliwości coraz bardziej różni się od 1. Wartość z zależy od składu gazu, ciśnienia, temperatury w dniu 10.02.2018 r. (ich wartości krytyczne i zredukowane) i można ją wyznaczyć 55

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE WŁAŚCIWOŚCI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODWIERNI PRODUKCYJNYCH Ciśnienie krytyczne to ciśnienie substancji (lub mieszaniny substancji) w jej stanie krytycznym. Przy ciśnieniu poniżej krytycznego układ może rozpaść się na dwie fazy równowagi - ciekłą i parową. Pod ciśnieniem krytycznym tracona jest fizyczna różnica między cieczą a parą, substancja przechodzi w stan jednofazowy. Dlatego ciśnienie krytyczne można określić jako graniczne (najwyższe) ciśnienie pary nasyconej w warunkach współistnienia fazy ciekłej i pary. Temperatura krytyczna to temperatura substancji w stanie krytycznym. W przypadku poszczególnych substancji temperaturę krytyczną definiuje się jako temperaturę, w której występują różnice we właściwościach fizycznych cieczy i pary, 10.02.2018 56

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNE współczynnika można znaleźć objętość gazu w warunkach złożowych: (22), gdzie oznaczenia z indeksem „pl” odnoszą się do warunków złożowych, a ze wskaźnikiem „0” - do normy (powierzchni). 10. 02. 2018 57

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ ZBIORNIKÓW PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODLEWNI PRODUKCYJNYCH Współczynnik objętości gazu jest stosowany przy przeliczaniu objętości gazu w warunkach normalnych na warunki złożowe i odwrotnie (np. przy obliczaniu rezerw): (23) Dynamika gazu lepkość zależy od średniej długości przebiegu i średniej prędkości ruchu cząsteczek: (24) Lepkość dynamiczna gazu ziemnego w warunkach normalnych jest niewielka i nie przekracza 0,01 - 0,02 m. Pa∙s. Wzrasta wraz ze wzrostem temperatury (wraz ze wzrostem temperatury rośnie średnia prędkość i długość drogi cząsteczek), ale przy ciśnieniu powyżej 3 MPa lepkość zaczyna spadać wraz ze wzrostem temperatury. 58

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODŁÓWEK PRODUKCYJNYCH Lepkość gazu praktycznie nie zależy od ciśnienia (spadek prędkości i długości drogi cząsteczek wraz ze wzrostem ciśnienia jest kompensowany przez wzrost gęstości). Rozpuszczalność gazów w oleju i wodzie. Z ilości Rozpuszczalność gazów w oleju i wodzie. Od tego zależą wszystkie najważniejsze właściwości gazu rozpuszczonego w oleju złożowym: lepkość, ściśliwość, rozszerzalność cieplna, gęstość itp. Rozkład składników gazu ropopochodnego pomiędzy fazę ciekłą i gazową jest określony prawami procesów rozpuszczania. 10. 02. 2018 59

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH Proces rozpuszczania się gazu doskonałego przy niskich ciśnieniach i temperaturach opisuje prawo Henry'ego (25) gdzie VG jest objętością ciecz - rozpuszczalnik, m 3; - współczynnik rozpuszczalności gazu, Pa-1; VЖ - ilość gazu rozpuszczonego w danej temperaturze, m 3; P to ciśnienie gazu nad powierzchnią cieczy, Pa. Współczynnik rozpuszczalności gazu pokazuje, ile gazu jest rozpuszczone w jednostce objętości cieczy przy danym ciśnieniu: (26) 10.02.2018 60

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODWIERNI PRODUKCYJNYCH Współczynnik rozpuszczalności zależy od rodzaju gazu i cieczy, ciśnienia, temperatury. Charakter wody i węglowodorów jest inny, dlatego składnik węglowodorowy gazu naftowego jest mniej rozpuszczalny w wodzie niż w oleju. Niewęglowodorowe związki gazu naftowego (CO, CO 2, H 2 S, N 2) lepiej rozpuszczają się w wodzie. Na przykład woda formacyjna horyzontu cenomanu jest silnie nagazowana (do 5 m 3 CO 2 na 1 tonę wody). Wraz ze wzrostem ciśnienia wzrasta rozpuszczalność gazu, a wraz ze wzrostem temperatury maleje. Rozpuszczalność gazu zależy również od stopnia mineralizacji wody. 10. 02. 2018 61

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ ZBIORNIKÓW PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH Podczas przemieszczania się gazu przez złoże obserwuje się tzw. efekt dławienia - spadek ciśnienia przepływu gazu podczas przechodzenia przez przewężenia w kanałach. Jednocześnie obserwuje się również zmianę temperatury. Intensywność zmiany temperatury T wraz ze zmianą ciśnienia P charakteryzuje równanie Joule'a-Thomsona: (27), gdzie t jest współczynnikiem Joule'a-Thomsona (zależnym od rodzaju gazu, ciśnienia, temperatury), K/Pa. 10. 02. 2018 62

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ ZBIORNIKÓW PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODPADÓW EKSPLOATACYJNYCH Skład wód złożowych jest zróżnicowany i zależy od charakteru eksploatowanego złoża ropy naftowej, właściwości fizykochemicznych ropy i gazu. W wodach złoża zawsze rozpuszcza się pewna ilość soli, głównie chlorków (do 80-90%) całkowitej zawartości soli. Rodzaje wód złożowych: denna (woda wypełniająca pory zbiornika pod złożem); marginalny (woda wypełniająca pory wokół zbiornika); pośredni (między warstwami); resztkowy (woda w nasyconej olejem lub gazem części zbiornika, pozostała po formowaniu się złoża). 10.02.2018 63

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE WŁAŚCIWOŚCI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODLEWNI PRODUKCYJNYCH Woda formacyjna jest często czynnikiem wypierającym ropę z formacji, a jej właściwości wpływają na ilość wypieranej ropy. Głównymi właściwościami fizycznymi płynów formacyjnych są gęstość i lepkość. Lepkość przefiltrowanego płynu ma bezpośredni wpływ na wydajność odwiertu. 10. 02. 2018 64

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY SZYBÓW PRODUKCYJNYCH Pojawienie się wody przy produkcji szybów naftowych może prowadzić do powstania emulsji wodno-olejowych. Kuleczki wody w oleju są szybko stabilizowane przez zawarte w nim związki powierzchniowo czynne i zanieczyszczenia mechaniczne (cząstki gliny, piasku, produkty korozji stali, siarczek żelaza), a następnie ulegają dodatkowemu rozproszeniu. Powstałe emulsje wodno-olejowe charakteryzują się wysoką lepkością. Najbardziej stabilne emulsje powstają, gdy produkt jest cięty wodą 35 - 75%. Zalanie olejem w pewnych warunkach może powodować intensywniejsze tworzenie się osadów asfaltenowo-żywiczno-parafinowych (ARPD). 10. 02. 2018 65

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH 1. 5. Warunki termodynamiczne Wszystkie złoża węglowodorów posiadają większą lub mniejszą rezerwę różnego rodzaju energii, która może być wykorzystana do przemieszczenia ropy i gazu na dno studni. Potencjał złóż w znacznym stopniu zależy od wartości początkowego ciśnienia złożowego i dynamiki jego zmian w trakcie zagospodarowywania złoża. Początkowe (statyczne) ciśnienie w zbiorniku Рpl. początkowe – jest to ciśnienie w zbiorniku w warunkach naturalnych, czyli przed wydobyciem z niego cieczy lub gazu. O wartości początkowego ciśnienia zbiornikowego w złożu i poza nim Ø decyduje charakterystyka naturalnego układu wodno-pędnego, do którego złoże jest ograniczone, oraz Ø położenie złoża w tym układzie. 10. 02. 2018 66

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH Naturalne systemy wodno-ciśnieniowe dzielą się na systemy infiltracyjne i elizyjne, różniące się warunkami formowania, Ø cechami procesów filtracji oraz Ø wartościami ciśnień. Złoża węglowodorów związane z tego typu systemami napędzanymi wodą mogą mieć różne wartości początkowego ciśnienia złożowego na tej samej głębokości formacji produkcyjnych. W zależności od stopnia zgodności wstępnego ciśnienia złożowego na głębokości występowania zbiorników wyróżnia się dwie grupy złóż węglowodorów: złoża o ciśnieniu wstępnym złożowym odpowiadającym ciśnieniu hydrostatycznemu; odpowiadające ciśnieniu hydrostatycznemu zbiornika z początkowym ciśnieniem zbiornika, 10.02.2018 67

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW EKSPLOATACYJNYCH W praktyce geologicznej i terenowej złoża pierwszego typu nazywa się zwykle złożami o normalnym ciśnieniu złożowym, a złoża drugiego typu to złoża o nieprawidłowym ciśnieniu złożowym . Podział taki jest warunkowy, gdyż każda wartość ciśnienia wstępnego zbiornika jest związana z cechami geologicznymi obszaru i jest normalna dla rozważanych warunków geologicznych. W warstwie wodonośnej początkowe ciśnienie formacji uważa się za równe ciśnieniu hydrostatycznemu, gdy odpowiednia wysokość piezometryczna w każdym punkcie odpowiada w przybliżeniu głębokości formacji. Ciśnienie w zbiorniku, zbliżone do hydrostatycznego, jest typowe dla infiltracyjnych systemów wodno-ciśnieniowych i osadów w nich osadzonych. W granicach złóż ropy i gazu wartości początkowego ciśnienia złożowego przekraczają wartość tego wskaźnika w warstwie wodonośnej przy tych samych bezwzględnych wysokościach zbiorników. 10.02.2018 68

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Różnica między formacją a ciśnieniem hydrostatycznym na jednym bezwzględnym poziomie formacji jest powszechnie nazywana nadciśnieniem formacji Pizb. W systemach infiltracyjnych pionowy gradient ciśnienia złożowego dla złóż ropy i gazu, nawet przy uwzględnieniu nadciśnienia, zwykle nie przekracza 0,008 0,013 MPa/m. Górna granica jest typowa dla złóż gazu o dużej wysokości. Podwyższone ciśnienie złożowe w koronach osadów infiltracyjnych systemów wodno-ciśnieniowych nie powinno być mylone z ciśnieniem superhydrostatycznym. 10. 02. 2018 69

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE CHARAKTERYSTYKI FORM EKSPLOATACYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH Zgodność ciśnienia złożowego z hydrostatycznym, tj. głębokością, ocenia się na podstawie wartości ciśnienia w warstwie wodonośnej formacji bezpośrednio przy granice złoża. Przy gradiencie pionowym większym niż 0,013 MPa/m ciśnienie formacji jest uważane za superhydrostatyczne (SHPP), z gradientem mniejszym niż 0,008 MPa/m - mniej niż hydrostatyczne. W pierwszym przypadku występuje bardzo wysokie (SVRP), w drugim bardzo niskie (SURP) ciśnienie w zbiorniku. Obecność SGPD w złożach można wytłumaczyć tym, że na pewnym etapie historii geologicznej do zbiornika przyjmuje się zwiększoną ilość płynu z powodu przewyższenia jego napływu nad wypływem. 10. 02. 2018 70

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH. skał, rozszerzalności cieplnej wody itp. W systemie elizyjnej strefa ładowania jest najbardziej zanurzoną częścią zbiornika, z której woda przemieszcza się w kierunku wznoszenia się formacji do obszarów zrzutowych. Na tę wodę przenoszona jest część ciśnienia geostatycznego, w związku z czym ciśnienie złożowe w nasyconej wodą części zbiornika, graniczącej ze złożem węglowodorów, wzrasta w stosunku do normalnego ciśnienia hydrostatycznego. Wraz ze wzrostem szczelności instalacji wodno-ciśnieniowej i objętości wtłaczanej do niego wody wzrastają wartości SGPD. Jest to szczególnie typowe dla utworów występujących na dużych głębokościach między grubymi warstwami skał ilastych, w międzysolnych i podsolnych 10. 02. 2018 71

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ ZBIORNIKÓW PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH. Ciśnienie w zbiorniku jest mniejsze niż hydrostatyczne (z pionowym gradientem mniejszym niż 0,008 MPa/m), jest rzadkie. Występowanie niskich ciśnień w zbiornikach można tłumaczyć tym, że na pewnym etapie historii geologicznej powstały warunki, które doprowadziły do ​​deficytu wody złożowej w zbiorniku, np. ze wzrostem porowatości związanej z ługowaniem lub rekrystalizacją skał. Objętość wody nasycającej pustą przestrzeń również może się zmniejszyć ze względu na spadek temperatury zbiorników 10. 02. 2018 72

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI OTWÓRNI WYDOBYWCZYCH parametry złoża w czasie jego eksploatacji, poziomy i dynamikę rocznego wydobycia ropy i gazu. Przy ocenie wartości porowatości i przepuszczalności zbiorników w ich naturalnym występowaniu z rdzenia należy uwzględnić wartość ciśnienia złożowego.

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH Znajomość wartości początkowego ciśnienia złożowego złoża i wszystkich zalegających warstw złożowych jest niezbędna przy uzasadnianiu technologii wiercenia i projektowania odwiertu, czyli zapewnienia penetracji odwiertu bez strat płuczki, wyrzutów, osuwisk, zaklinowanych rur, zwiększając stopień doskonałości penetracji złoża bez obniżania produktywności złoża w stosunku do jego naturalnych cech. Zgodność ciśnienia złożowego z ciśnieniem hydrostatycznym może służyć jako wskaźnik zamknięcia złoża w układzie wodno-ciśnieniowym infiltracji. W tych warunkach można oczekiwać, że w trakcie rozwoju złoża ciśnienie złożowe będzie spadać stosunkowo wolno. Przy opracowywaniu pierwszego dokumentu projektowego do opracowania 10. 02. 2018 74

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH. ruch wód gruntowych, przy rozwiązywaniu różnych problemy techniczne związane z zatykaniem studni, perforacją itp. Pomiar temperatury w studniach osłoniętych lub nieosłoniętych jest wykonywany termometrem maksymalnym lub elektrotermometrem. 10. 02. 2018 75

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Przed pomiarem odwiert powinien pozostawać w spoczynku przez 20-25 dni w celu przywrócenia naturalnego reżimu temperaturowego zaburzonego wierceniem lub eksploatacją. Podczas wiercenia zwykle mierzy się temperaturę w studniach, które są czasowo nieczynne z przyczyn technicznych. W studniach produkcyjnych pomiar temperatury jest wiarygodny tylko dla przedziału głębokości formacji produkcyjnej (produkcyjnej). Aby uzyskać wiarygodne dane o temperaturze w innych odstępach czasu, odwiert 10 lutego 2018 r. musi zostać wyłączony na długi czas. 76

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODWIERNI PRODUKCYJNYCH Do tego celu wykorzystuje się nieczynne lub czasowo zamknięte odwierty produkcyjne. Przy pomiarach w studniach należy brać pod uwagę możliwy spadek temperatury naturalnej spowodowany przejawami gazu (efekt dławienia). Dane pomiaru temperatury służą do określenia stopnia geotermalnego i gradientu geotermalnego. Krok geotermalny - odległość w metrach podczas pogłębiania, o którą temperatura skał naturalnie wzrasta o 1 ° C, określa wzór: (28) 10. 02. 2018 77

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE CHARAKTERYSTYKI FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH gdzie G jest stopniem geotermalnym, m/°С; H to głębokość miejsca pomiaru temperatury, m; h jest głębokością warstwy o stałej temperaturze, m; T to temperatura na głębokości H, °C; t jest stałą temperaturą na głębokości h, °C. W celu dokładniejszego scharakteryzowania etapu geotermalnego konieczne są pomiary temperatury w całym odwiercie. Dane te umożliwiają obliczenie wartości kroku geotermalnego w różnych odstępach odcinka, a także wyznaczenie gradientu geotermalnego, czyli przyrostu temperatury w °C przy głębokości (29) co 100 m. 10. 02. 2018 78

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH W strefach o utrudnionej wymianie wody wartość stopnia geotermalnego w warstwie wodonośnej zależy od jej hipsometrycznego położenia. Na obszarach o niskim ruchu wody, przy praktycznym braku wymiany wody, etap geotermalny to 10.02.2018 79

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH Mapa geoizoterm służy do oceny tłumienia przepływu podziemnego na skutek pogorszenia przepuszczalności piaskowców, do monitorowania dynamiki i kierunku ruchu wód podziemnych tj. antykliny to strefy o podwyższonej temperaturze, a synkliny to strefy o niższej temperaturze. Dla górnych warstw skorupy ziemskiej (10–20 km) stopień geotermalny wynosi średnio 33 m/°C i 10.02.2018 80

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH W złożach ropy głównymi siłami poruszającymi warstwy są: ciśnienie wody konturowej, które powstaje pod działaniem jej masy; masy konturowego ciśnienia wody utworzonego przez elastyczną ekspansję skały i wody; ciśnienie gazu w korku gazowym; elastyczność gazu uwolnionego z ropy rozpuszczonej w 81 10.02.2018 r.; gaz

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Z dominującym przejawem jednego z powyższych źródeł energii wyróżnia się odpowiednio reżimy złóż ropy naftowej: 1. wodne; 2. elastyczne ciśnienie wody; 3. ciśnienie gazu (tryb korka gazowego); 4. gaz rozpuszczony; 5. grawitacja. 10. 02. 2018 82

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH charakterystyka geologiczna i fizyczna złoża (warunki termobaryczne, stan fazowy węglowodorów i ich właściwości); warunki występowania i właściwości skał zbiornikowych; stopień hydrodynamicznego przyłączenia złoża od 83 10.02.2018 r.

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODPADÓW EKSPLOATACYJNYCH Warunki złożowe mogą mieć istotny wpływ na warunki złożowe. Przy wykorzystaniu energii naturalnej w rozwoju złóż, w zależności od reżimu: intensywność spadku ciśnienia złożowego; zapas energetyczny złoża na każdym etapie zagospodarowania; zachowanie się ruchomych granic złoża (GOC, GWC, WOC); zmiana wielkości lokaty w momencie jej wycofania 10.02.2018 84

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Zasób energii naturalnej i formy jej przejawów determinują efektywność zagospodarowania złoża: tempo rocznego wydobycia ropy (gazu) ze złóż ; dynamika pozostałych wskaźników rozwoju; możliwy stopień ostatecznego odzyskania rezerw z podglebia. 10. 02. 2018 85

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW EKSPLOATACYJNYCH Tryb pracy złoża w różny sposób wpływa na tryb pracy złoża; wybór schematu zagospodarowania złoża dla złoża itp. Sposób działania złoża w czasie jego eksploatacji można ocenić na podstawie krzywych zmian ciśnienia złożowego i współczynnika gazowego całego złoża. 10. 02. 2018 86

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE CHARAKTERYSTYKI FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH 1. W trybie ciśnienia wody głównym rodzajem energii jest ciśnienie wody marginalnej, która wnika w złoże i całkowicie kompensuje jego ilość płynu pobranego ze studni. Objętość złoża ropy naftowej stopniowo maleje ze względu na wzrost OWC. W celu zmniejszenia produkcji wody towarzyszącej z formacji, w odwiertach wierconych w pobliżu lub w obrębie OWC, dolna część formacji nasyconej ropą zwykle nie jest perforowana. 10. 02. 2018 87

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH 10. 02. 2018 88

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH. W trybie wodnym osiągany jest wysoki współczynnik odzysku oleju - 0,6 0,7. Wynika to ze zdolności wody (zwłaszcza zmineralizowanej wody zbiornikowej) do dobrego wypłukiwania ropy naftowej i wypierania jej z 10.02.2018 jam skał zbiornikowych + kombinacja 89

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH 10.02.2018 90

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH 1. Wycofywanie cieczy nie jest w pełni kompensowane przez wodę wnikającą do złoża 2. Redukcja ciśnienia w zbiorniku stopniowo wykracza poza zbiornik i obejmuje obszar wodonośna część zbiornika. 3. To tutaj następuje ekspansja skały i wody formacyjnej. 4. Współczynniki sprężystości wody i skały są nieznaczne, jednak jeśli obszar obniżonego ciśnienia jest znaczny (wielokrotnie większy niż wielkość zbiornika), siły sprężystości zbiornika tworzą znaczny zapas energii. 10. 02. 2018 91

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH siły sprężystości samego złoża i warstwy wodonośnej odpowiednio, m 3; Vн, Vв - objętości części roponośnej złoża i wodonośnej biorącej udział w procesie redukcji ciśnienia złożowego m 3; , - sprężystość objętościowa zbiornika w części roponośnej i wodonośnej (gdzie m to średni współczynnik porowatości, Pa-1; w, n to współczynniki sprężystości objętościowej cieczy i skały), Pa-1. Udział ropy naftowej uzyskany dzięki elastyczności obszaru roponośnego złoża jest niewielki, ponieważ objętość złoża jest (najczęściej) mniejsza niż objętość warstwy wodonośnej. 10. 02. 2018 92

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH Elastyczny tryb ciśnienia wody objawia się zwykle 1. w osadach systemów infiltracji ciśnienia wody, 2. ze słabym połączeniem hydrodynamicznym z obszarem doładowania (ze względu do dużej odległości), 3. zmniejszona przepuszczalność zbiornika i zwiększona lepkość oleju; 4. w dużych złożach ze znacznymi poborami płynów, które nie są w pełni kompensowane przez wodę z formacji wnikającą do złoża; 5. w osadach ograniczonych do elizacyjnych systemów ciśnieniowo-wodnych. 10. 02. 2018 93

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ ZBIORNIKÓW PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH Warunki istnienia: występowanie zbiornika na dużym obszarze poza złożem; nadmiar początkowego ciśnienia w zbiorniku nad ciśnieniem nasycenia. Warunki są gorsze niż w trybie wodnym. CIN - 0, 55. 10. 02. 2018 94

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW WYDOBYWCZYCH 3. Reżim ciśnieniowy gazu – ropa jest wypierana ze złoża pod działaniem ciśnienia gazu zawartego w korku gazowym. W tym przypadku podczas rozwoju złoża ciśnienie złożowe spada, pokrywa gazowa rozszerza się, a GOC przesuwa się w dół. 10. 02. 2018 95

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODLEWNI WYDOBYWCZYCH gaz zawarty w nim i przy dużej przepuszczalności pionowej złoża częściowo uzupełnia nasadkę gazową.

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH Przyczyny odseparowania się złoża i warstwy wodonośnej: Ø gwałtowny spadek przepuszczalności w strefie peryferyjnej złoża w pobliżu OWC; Ø obecność zaburzeń tektonicznych ograniczających złoże itp. Warunki geologiczne sprzyjające przejawom reżimu ciśnienia gazu: obecność dużej pokrywy gazowej z wystarczającymi zapasami energii do wypierania ropy; znaczna wysokość części olejowej złoża; osady wysoka przepuszczalność formacji w pionie; pionowa niska lepkość oleju złożowego (2 - 3 mPa s). 10. 02. 2018 97

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW EKSPLOATACYJNYCH W trakcie zagospodarowywania złoża, na skutek obniżenia GOC, zmniejsza się objętość części olejowej złoża. Aby zapobiec przedwczesnemu przebiciu gazu w szyby naftowe perforują dolną część grubości nasyconej olejem w pewnej odległości od GOC. Rozwijając się w warunkach ciśnienia gazu, ciśnienie w złożach stale spada. Tempo jego spadku zależy od tempa jego spadku zależy od stosunku wolumenów części gazowej i naftowej złoża, 10.02.2018 98

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH ORF w trybie ciśnienia gazu 0, 4. Tłumaczy się to niestabilnością czoła przemieszczenia (przyspieszony ruch gazu przez najbardziej przepuszczalne części zbiornik), tworzenie się stożków gazowych, zmniejszona efektywność wypierania ropy przez gaz w porównaniu z wodą. 10.02.2018 99

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Przeciętny GOR złoża w początkowym okresie zagospodarowania może pozostać w przybliżeniu stały. W miarę obniżania GOC gaz z korka gazowego wpływa do odwiertów, gaz jest uwalniany z ropy naftowej, wartość czynnika gazowego zaczyna gwałtownie rosnąć, a poziom wydobycia ropy spada. Produkcja oleju odbywa się praktycznie bez towarzyszącej wody. W czystej postaci występuje w Krasnodarze 10. 02. 2018 100

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE WŁAŚCIWOŚCI FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH, wypierają ropę do odwiertów. Tryb w czystej postaci objawia się brakiem wpływu obszaru wodonośnego, o zbliżonych lub równych wartościach początkowego ciśnienia złożowego i ciśnienia nasycenia, przy zwiększonej zawartości gazu w oleju złożowym, 10.02.2018 101

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM EKSPLOATACYJNYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW EKSPLOATACYJNYCH. W związku z tym w odwiertach produkcyjnych perforowana jest cała nasycona olejem grubość formacji. 10.02.2018 102

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODPADÓW PRODUKCYJNYCH Dynamika rozwoju złożowego w reżimie gazu rozpuszczonego: ciśnienie złożowe stale i intensywnie maleje, różnica między ciśnieniem nasycenia a aktualnym ciśnieniem złożowym wzrasta z czasem, współczynnik gazowy jest początkowo stały, następnie wzrasta i kilkakrotnie wyższy niż zawartość gazu złożowego, odgazowanie oleju złożowego prowadzi do znacznego wzrostu jego lepkości, z biegiem czasu, ze względu na odgazowanie oleju złożowego, GOR znacznie spada, w całym okresie rozwoju średnia wartość wskaźnika gazu złożowego jest 4–5 razy wyższa niż 103 10. 02 2018

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM EKSPLOATACYJNYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW EKSPLOATACYJNYCH Typowe jest tworzenie się wąskich kraterów depresyjnych w pobliżu każdego odwiertu. Rozmieszczenie odwiertów produkcyjnych jest gęstsze niż w reżimach z wypieraniem ropy przez wodę. Współczynnik odzysku końcowego 0,2 - 0,3, a przy niskiej zawartości gazu - 0,15 10.02.2018 104

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH 5. Tryb grawitacyjny - ropa przemieszcza się w złożu do odwiertów pod wpływem grawitacji samej ropy. Działa, gdy złoże nie posiada innych źródeł energii lub ich zapasy są wyczerpane. Objawia się to po zakończeniu reżimu gazu rozpuszczonego, czyli po odgazowaniu ropy i spadku ciśnienia złożowego. Chociaż czasami może to być naturalne. Manifestację reżimu ułatwia znaczna wysokość nasyconej olejem części zbiornika, 10.02.2018 105

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM EKSPLOATACYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Szybkość wydobycia wzrasta wraz ze spadkiem śladów hipsometrycznych interwałów penetracji formacji. Górna część złoża jest stopniowo wypełniana gazem uwalnianym z ropy, zmniejsza się objętość (części naftowej) złoża, a wydobycie ropy odbywa się w bardzo małym tempie - do 1% rocznie zasobów wydobywalnych. Ciśnienie w zbiorniku w tym trybie wynosi zwykle dziesiąte części MPa, zawartość gazu to kilka metrów sześciennych na 1 m3.

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE CHARAKTERYSTYKI FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY STUDNI PRODUKCYJNYCH STRESZCZENIE 1. Obecnie reżimy naturalne są stosowane tylko wtedy, gdy zapewniają odzysk ropy na poziomie 40% lub więcej. aktywny elastyczny system napędu wodnego. 2. Elastyczny tryb napędu wodnego w czystej postaci zwykle działa, gdy pierwsze 5-10% możliwych do wydobycia rezerw ropy naftowej jest wydobyte. 3. Gdy ciśnienie w złożu spada poniżej ciśnienia nasycenia, tryb gazu rozpuszczonego nabiera pierwszorzędnego znaczenia. 4. Nieefektywne reżimy naturalne, zwykle na samym początku rozwoju, zamieniają się na ponad 10.02.2018 107

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE CHARAKTERYSTYKI FORM PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODLEWNI PRODUKCYJNYCH kwestia konieczności stymulacji zbiornika, doboru metody stymulacji. 6. Rodzaj ustroju określa się na podstawie badania cech geologicznych i hydrogeologicznych systemu wodno-ciśnieniowego jako całości oraz cech geologicznych i fizycznych samego złoża. 10.02.2018 108

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE GEOLOGICZNO-FIZYCZNE CHARAKTERYSTYKI FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY SYSTEMU STUDNI PRODUKCYJNYCH w odniesieniu do obszaru zasilania, czynniki decydujące o hydrodynamicznym połączeniu różnych punktów systemu (warunki występowania, przepuszczalność, charakter 10.02.2018 109

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKI GEOLOGICZNE I FIZYCZNE FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH Dla badanego złoża konieczne jest uzyskanie danych: właściwości złożowych ropy i gazu, o warunkach termobarycznych złoża. 10.02.2018 110

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ FORM WYDOBYWCZYCH ORAZ WARUNKI EKSPLOATACJI ODKRĘTÓW EKSPLOATACYJNYCH 7. Analogiami w określaniu sposobu zagospodarowania złoża są wcześniej oddawane do eksploatacji złoża tego samego poziomu o podobnej charakterystyce geologiczno-fizycznej. 8. W przypadku braku lub niedostatku danych pośrednich część złoża poddawana jest próbnej eksploatacji krótkoterminowej (otwory poszukiwawcze), podczas której mierzone i kontrolowane są: zmiany ciśnienia złożowego w samym złożu oraz w warstwie wodonośnej rejonie, zachowanie się czynnika gazowego, wodociągi w studniach, produktywność, interakcja zbiornika z rejonem brzegowym i aktywność tego ostatniego (obserwacja ciśnienia w piezometrycznym 111 10. 02. 2018

I. CZYNNIKI OKREŚLAJĄCE CHARAKTERYSTYKĘ GEOLOGICZNO-FIZYCZNĄ ZBIORNIKÓW PRODUKCYJNYCH ORAZ WARUNKI PRACY ODKRĘTÓW PRODUKCYJNYCH W sytuacji, gdy odwierty piezometryczne znajdują się w różnych odległościach od złoża, można ujawnić nie tylko sam fakt tego oddziaływania, ale także charakter depresji ogólnej lejek w zbiorniku. Wiodące odwierty produkcyjne do eksploatacji próbnej są wiercone w celu uzyskania niezbędnych informacji w odniesieniu do: krótkoterminowy, ponieważ te odwierty mogą zapewnić wysoki odzysk ropy w krótkim czasie. 10. 02. 2018 112

Podczas eksploatacji studni ich wydajność spada z wielu powodów. Dlatego metody sztucznego oddziaływania na strefę dna są potężnym środkiem zwiększania efektywności wydobycia ropy naftowej.

Wśród metod kontroli produktywności odwiertów poprzez oddziaływanie na strefę dna nie wszystkie mają taką samą skuteczność, ale każda z nich może dać maksymalny pozytywny efekt tylko wtedy, gdy dany odwiert zostanie dobrany rozsądnie. Dlatego przy stosowaniu takiej czy innej metody sztucznego oddziaływania na strefę dna, kwestia doboru odwiertu ma fundamentalne znaczenie. Jednocześnie zabiegi, nawet te skuteczne, wykonywane w poszczególnych odwiertach mogą nie dać znaczącego pozytywnego wpływu na całe złoże czy pole. Zarówno z punktu widzenia intensyfikacji zagospodarowania zasobów, jak iz punktu widzenia zwiększenia ostatecznego współczynnika wydobycia ropy.

Technologia systemowa polega w zasadzie na intensyfikacji wydobycia słabo osuszonych zasobów ropy naftowej z niejednorodnych złóż, a także określa zasady maksymalnego efektu uzyskiwanego przy zastosowaniu metod zwiększania produktywności odwiertów. Słabo osuszone rezerwy tworzą się również w zbiornikach o ostrej niejednorodności filtracji, kiedy olej zastępowany jest wodą zatłaczaną tylko przy dużych różnicach przepuszczalności, co prowadzi do niskiego wymiatania zbiornika przez zalanie.

Rozwiązanie konkretnych problemów zaangażowania w zagospodarowanie słabo odwodnionych złóż i zwiększenie produktywności odwiertów opiera się na dość licznych technologiach intensyfikacji zagospodarowania złóż.

W rejonach złoża, na odcinku których znajdują się wysoko przepuszczalne przekładki spłukiwane wodą, które warunkują niskie pokrycie obiektu przez zalanie, konieczne jest prowadzenie prac ograniczających i regulujących dopływy wody.

W takich pracach warunkiem koniecznym dla technologii systemowej jest jednoczesne oddziaływanie na strefy przykrawędziowe otworów zarówno zatłaczających, jak i produkcyjnych.

Przed określeniem rodzaju oddziaływania złoże lub jego część należy podzielić na charakterystyczne obszary. Jednocześnie w początkowym okresie zagospodarowania terenu możliwe jest prowadzenie prac mających na celu zwiększenie produktywności studni, a następnie w czasie powodzi działania regulujące (ograniczające) dopływy wody.

Należy zauważyć, że przy identyfikacji obszaru złoża o wyraźnej niejednorodności strefowej i warstwa po warstwie sztucznemu oddziaływaniu poddawane są przede wszystkim strefy otworowe tych odwiertów, które tworzą główne kierunki przepływów filtracyjnych, co pozwala terminową zmianę tych kierunków, aby włączyć w zabudowę strefy nieodwodnione, zwiększając tym samym pokrycie obiektu przez zalanie wodą. Wykonując takie prace, można wykorzystać zarówno jedną technologię, jak i kompleks różnych technologii.

Jednym z ważnych warunków zastosowania technologii systemowej jest zachowanie w przybliżeniu równości objętości wtrysku i odbioru, tj. wszelkim działaniom na rzecz intensyfikacji dopływów ropy naftowej powinny towarzyszyć działania mające na celu zwiększenie iniekcyjności szybów zatłaczających.

Podstawowe zasady technologii systemowej są następujące:

• 1. Zasada jednoczesnego oczyszczania stref dennych otworów iniekcyjnych i produkcyjnych na wybranym obszarze.
• 2. Zasada masowego przetwarzania obszaru CCD.
• 3. Zasada okresowości przetwarzania CCD.
• 4. Zasada etapowego oczyszczania stref dennych studni, które otworzyły niejednorodne zbiorniki.
• 5. Zasada programowalności zmiany kierunku przepływów filtracyjnych w zbiorniku ze względu na dobór studni do oczyszczania według wcześniej określonego programu.
• 6. Zasada adekwatności oczyszczania odwiertu do określonych warunków geologiczno-fizycznych, właściwości zbiornikowych i filtracyjnych systemu w strefie odwiertu i na całym terenie.

Tak więc kwestia wyboru odwiertów do obróbki stref dennych jest jedną z najistotniejszych.