Rata de selecție de jos. Indicatori cheie de dezvoltare. Etape de dezvoltare a câmpului petrolier

Tehnologia de dezvoltare a câmpului petrolier este un set de metode utilizate pentru extragerea petrolului din subsol. În definiția de mai sus a unui sistem de dezvoltare, prezența sau absența impactului asupra formațiunii este indicată ca unul dintre factorii săi determinanți. Necesitatea găuririi puțurilor de injecție depinde de acest factor. Tehnologia dezvoltării rezervoarelor nu este inclusă în definiția unui sistem de dezvoltare. Cu aceleași sisteme, pot fi utilizate diferite tehnologii de dezvoltare pe teren. Desigur, atunci când se proiectează dezvoltarea unui câmp, este necesar să se ia în considerare ce sistem se potrivește cel mai bine tehnologiei selectate și în ce sistem de dezvoltare se pot obține cel mai ușor indicatorii specificați.

Dezvoltarea fiecărui câmp petrolier se caracterizează prin anumiți indicatori. Să luăm în considerare indicatorii generali inerenți tuturor tehnologiilor de dezvoltare. Acestea includ următoarele.

Productie de ulei q n - indicatorul principal, total pentru toate puțurile de producție forate pe obiect pe unitate de timp și producția medie zilnică q ns pe godeu. Natura schimbării în timp a acestor indicatori depinde nu numai de proprietățile formației și de lichidele care o satură, ci și de operațiunile tehnologice efectuate în teren în diferite stadii de dezvoltare.

Extragerea lichidului q w - producția totală de petrol și apă pe unitate de timp. Uleiul pur este produs din fântâni în partea pură a rezervorului care conține ulei pentru o anumită perioadă de funcționare fără apă a fântânilor. În majoritatea domeniilor, mai devreme sau mai târziu, producția lor începe să se ude. Din acest moment, producția de lichid depășește producția de petrol.

Producția de gaz q g. Acest indicator depinde de conținutul de gaz din uleiul din rezervor, de mobilitatea acestuia în raport cu mobilitatea uleiului din rezervor, de raportul dintre presiunea rezervorului și presiunea de saturație, prezența unui capac de gaz și sistemul de dezvoltare a câmpului. Producția de gaz se caracterizează prin factorul de gaz, adică raportul dintre volumul de gaz produs din sondă pe unitate de timp, redus la condiții standard, la producția de ulei degazat pentru aceeași unitate de timp. Factorul mediu de gaz ca indicator de dezvoltare tehnologică este determinat de raportul dintre producția curentă de gaz și producția curentă de petrol.

Atunci când se dezvoltă un câmp, menținând în același timp presiunea rezervorului peste presiunea punctului de bulă, GOR rămâne neschimbată și, prin urmare, natura schimbării producției de gaz repetă dinamica producției de petrol. Dacă, în cursul dezvoltării, presiunea rezervorului este mai mică decât presiunea punctului de bule, atunci raportul motorină se modifică după cum urmează. În timpul dezvoltării în modul gaz dizolvat, raportul mediu de gaz crește mai întâi, atinge un maxim și apoi scade și tinde la zero la o presiune a rezervorului egală cu atmosferica. În acest moment, modul gazului dizolvat se transformă în modul gravitațional.

Indicatorii luați în considerare reflectă caracteristicile dinamice ale procesului de extracție a petrolului, apei și gazelor. Pentru a caracteriza procesul de dezvoltare pentru întreaga perioadă de timp trecută, se folosește un indicator integral - producția acumulată... Producția cumulativă de petrol reflectă cantitatea de petrol produsă de țintă pentru o anumită perioadă de timp de la începutul dezvoltării, adică de la începutul primei fântâni de producție.

Spre deosebire de indicatorii dinamici, producția cumulativă poate crește doar. Cu o scădere a producției curente, rata de creștere a indicatorului acumulat corespunzător scade. Dacă producția curentă este egală cu zero, atunci creșterea indicatorului acumulat se oprește și rămâne constantă.

În plus față de indicatorii absoluți considerați care exprimă cantitativ producția de petrol, apă și gaz, aceștia utilizează și indicatori relativi care caracterizează procesul de extragere a produselor de formare în cote de rezervă de petrol.

Rata de dezvoltare Z (t)- raportul dintre producția anuală de petrol și rezervele recuperabile, exprimat în procente.

Z (t) = q H ∕ N (1,12)

Acest indicator se modifică în timp, reflectând impactul asupra procesului de dezvoltare a tuturor operațiunilor tehnologice desfășurate pe teren, atât în perioada de dezvoltare a acestuia, cât și în procesul de reglementare.

Figura 1.7 prezintă curbele care caracterizează rata de dezvoltare în timp pentru două câmpuri cu proprietăți geologice și fizice diferite. Judecând după dependențele de mai sus, procesele de dezvoltare ale acestor domenii diferă semnificativ. Curba 1 poate fi împărțită în patru perioade de dezvoltare, pe care le vom numi etape.

Primul stagiu(etapa de punere în funcțiune a câmpului), când are loc forarea intensivă a puțurilor din stocul principal, rata de dezvoltare crește continuu și atinge valoarea maximă până la sfârșitul perioadei. De regulă, uleiul anhidru este extras de-a lungul acestuia. Durata sa depinde de mărimea câmpului și de rata de forare a puțurilor care alcătuiesc fondul principal.

Realizarea retragerii anuale maxime a rezervelor de petrol recuperabile nu coincide întotdeauna cu finalizarea forării puțurilor. Uneori vine înainte de data de forare a depozitului.

1 - depozit A; 2 - depozit B; I, II, III, IV - etape de dezvoltare

Figura 1.7 - Graficul modificării ratei de dezvoltare în timp

A doua faza(etapa de menținere a realizat nivel maxim producția de petrol) se caracterizează printr-o producție anuală de petrol mai mult sau mai puțin stabilă. În sarcina de proiectare a dezvoltării câmpului, este adesea indicată cu precizie producția maximă de petrol, anul în care ar trebui realizată această producție, precum și durata etapei a doua.

Sarcina principală a acestei etape este realizată prin forarea puțurilor de rezervă, reglarea modurilor de sondă și dezvoltarea completă a sistemului de inundare a apei sau a altei metode de stimulare a formării. Unele puțuri până la sfârșitul etapei încetează să curgă și sunt transferate într-un mod de funcționare mecanizat (cu ajutorul pompelor).

A treia etapă(etapa de scădere a producției de petrol) se caracterizează printr-o scădere intensivă a ratei de dezvoltare pe fondul udării progresive a producției de puțuri într-un regim alimentat de apă și o creștere bruscă a raportului gaz-petrol într-un regim alimentat cu gaz . Aproape toate puțurile sunt acționate mecanic. O parte semnificativă a puțurilor până la sfârșitul acestei etape este retrasă din exploatare.

Etapa a patra(etapa finală a dezvoltării) se caracterizează prin rate scăzute de dezvoltare. Există o reducere ridicată a apei și o scădere lentă a producției de petrol.

Primele trei etape, în care sunt luate 70-95% din rezervele de petrol recuperabile, formează principala perioadă de dezvoltare. În cea de-a patra etapă, rezervele de petrol rămase sunt recuperate. Cu toate acestea, în această perioadă, care caracterizează eficiența generală a sistemului de dezvoltare implementat, se determină valoarea finală a cantității de ulei recuperabil, perioada totală de dezvoltare a câmpului și volumul principal de apă asociată.

După cum se poate observa din Figura 1.10 (curba 2), este tipic pentru unele câmpuri ca prima etapă să fie urmată de o etapă de declin al producției de petrol. Uneori acest lucru se întâmplă deja în timpul punerii în funcțiune a unui câmp. Acest fenomen este tipic pentru câmpurile cu uleiuri vâscoase sau când, până la sfârșitul primei etape, au fost atinse rate de dezvoltare ridicate de aproximativ 12-20% pe an sau mai mult. Din experiența de dezvoltare rezultă că rata maximă de dezvoltare nu trebuie să depășească 8 - 10% pe an și, în medie, pentru întreaga perioadă de dezvoltare, valoarea acesteia ar trebui să fie cuprinsă între 3 - 5% pe an.

Rețineți încă o dată că imaginea descrisă a modificărilor producției de petrol dintr-un câmp în timpul dezvoltării sale va apărea în mod natural în cazul în care tehnologia de dezvoltare a câmpului și, probabil, sistemul de dezvoltare rămân neschimbate în timp. În legătură cu dezvoltarea unor metode îmbunătățite de recuperare a petrolului într-un anumit stadiu de dezvoltare a câmpului, cel mai probabil în a treia sau a patra etapă, acesta poate fi aplicat tehnologie nouă extracția uleiului din intestine, în urma căreia producția de petrol din câmp va crește din nou.

În practica analizei și proiectării dezvoltării câmpurilor petroliere, se utilizează și indicatori care caracterizează rata de extracție a rezervelor de petrol în timp: rata de selecție a rezervelor de sold și rata de selecție a rezervelor recuperabile reziduale. A-priorat

(1.13)

Unde - producția anuală de petrol la câmp, în funcție de timpul de dezvoltare; - echilibrează rezervele de petrol.

Dacă (1.8) este rata de dezvoltare, atunci relația dintre și este exprimată prin egalitate:

(1.14)

unde este recuperarea petrolului până la sfârșitul perioadei de dezvoltare a câmpului.

Rata de retragere a rezervelor reziduale de petrol recuperabile:

, (1.15)

Unde - producția cumulativă de petrol în câmp în funcție de timpul de dezvoltare.

Producția cumulativă de ulei:

(1.16)

unde este timpul de dezvoltare a câmpului; - ora curentă.

Recuperarea curentă a petrolului sau coeficientul de selecție a rezervelor de sold este determinat din expresia:

(1.17)

Până la sfârșitul dezvoltării câmpului, adică la, recuperarea uleiului:

(1.18)

Tăierea apei este raportul dintre debitul de apă și debitul total de petrol și debit. Acest indicator se schimbă în timp de la zero la unu:

(1.19)

Natura modificării indicatorului depinde de o serie de factori. Una dintre principalele este raportul dintre vâscozitatea uleiului și vâscozitatea apei în condițiile rezervorului µ 0:

µ 0 = µ n / µ în (1,20)

Unde µ nși µ in- vâscozitatea dinamică a uleiului și, respectiv, a apei.

Atunci când se dezvoltă câmpuri cu uleiuri cu vâscozitate ridicată, apa poate apărea în producția unor puțuri de la începutul funcționării lor. Unele zăcăminte cu uleiuri cu vâscozitate redusă au fost dezvoltate mult timp cu o tăiere nesemnificativă a apei. Valoarea limită dintre uleiurile vâscoase și cele cu vâscozitate redusă variază de la 3 la 4.

Natura tăierii apei în puțuri și formarea este, de asemenea, influențată de eterogenitatea strat cu strat a formațiunii (cu o creștere a gradului de eterogenitate, perioada de funcționare a apei fără apă este redusă) și poziția intervalului de perforație a puțurilor în raport cu contactul ulei-apă.

Experiența în dezvoltarea câmpurilor petroliere indică faptul că, cu o vâscozitate redusă a uleiului, se obține o recuperare mai mare a uleiului cu o reducere a apei. În consecință, tăierea apei poate servi ca indicator indirect al eficienței dezvoltării câmpului. Dacă se observă o inundație de apă mai intensă în comparație cu cea de proiectare, aceasta poate servi drept indicator că rezervorul este acoperit de procesul de inundații de apă într-o măsură mai mică decât a fost planificat.

Rata de eșantionare a lichidului- raportul dintre producția anuală de lichide în condiții de rezervor și rezervele de petrol recuperabile, exprimat în% pe an.

Dacă dinamica ratei de dezvoltare este caracterizată prin etape, atunci modificarea ratei de retragere a fluidului în timp are loc după cum urmează. În prima etapă, retragerea fluidelor din majoritatea câmpurilor repetă practic dinamica ritmului de dezvoltare a acestora. În cea de-a doua etapă, rata de extragere a fluidelor pentru unele depozite rămâne constantă la nivelul maxim, scade pentru alții și crește pentru altele. Aceleași tendințe sunt și mai pronunțate în etapele a treia și a patra. Modificarea ratei de extragere a fluidului depinde de factorul apă-ulei, debitul apei injectate în rezervor, presiunea rezervorului și temperatura rezervorului.

Factorul ulei-apă- raportul valorilor actuale ale producției de apă la petrol în momentul dezvoltării câmpului, măsurat în m 3 / t. Acest parametru, care arată cât de multă apă este produsă pe 1 tonă de ulei produs, este un indicator indirect al eficienței dezvoltării și începe să crească rapid din a treia etapă de dezvoltare. Rata creșterii sale depinde de rata de retragere a lichidului. Atunci când se dezvoltă depozite de uleiuri cu vâscozitate redusă, în cele din urmă, raportul dintre volumul de apă produsă și producția de ulei ajunge la unitate, iar pentru uleiurile vâscoase crește la 5 - 8 m 3 / t și în unele cazuri ajunge la 20 m 3 / t.

Consumul de substanțe injectate în formațiune. La punerea în aplicare a diferitelor tehnologii în scopul influențării formării, se utilizează diferiți agenți care îmbunătățesc condițiile de extracție a uleiului din subsol. Apă sau abur, gaze cu hidrocarburi sau aer, dioxid de carbon și alte substanțe sunt injectate în formațiune. Rata de injectare a acestor substanțe și cantitatea lor totală, precum și rata de extracție a acestora la suprafață cu producția de sonde sunt cei mai importanți indicatori tehnologici ai procesului de dezvoltare.

Presiunea rezervorului.În timpul procesului de dezvoltare, presiunea în formațiunile incluse în ținta de dezvoltare se modifică comparativ cu cea inițială. Mai mult, în diferite părți ale zonei va fi diferit: în apropierea puțurilor de injecție va fi maxim, iar în apropierea puțurilor de producție va fi minim. Pentru a controla modificarea presiunii rezervorului, se utilizează o medie ponderată peste aria sau volumul rezervorului. Pentru a determina valorile lor medii ponderate, se utilizează hărți izobare construite în diferite momente ale timpului.

Indicatori importanți intensitatea impactului hidrodinamic asupra formațiunii - presiunea la găurile inferioare ale puțurilor de injecție și de producție. Diferența dintre aceste valori este utilizată pentru a determina intensitatea fluxului de fluid în formație.

Presiunea la capul puțului puțurilor de producție este setată și menținută pe baza cerințelor pentru a asigura colectarea și transportul în interiorul produselor din puț.

Temperatura rezervoruluiA... În cursul dezvoltării, acest parametru se modifică ca urmare a efectelor de strangulare în zonele de fund ale formării, injectării de lichide de răcire în formațiune și crearea unui front de combustie în mișcare.

Întrebări pentru autocontrol:

1. Dați o definiție conceptului de „dezvoltare a câmpurilor petroliere”.

3. Dați exemple de relații hidrodinamice ale câmpurilor petroliere cu sistemul de acționare a apei din jur.

4. Cum se distribuie presiunea în rezervorul de petrol în timpul dezvoltării sale?

Sistem depozite, așa cum am menționat anterior. ar trebui să fie numit un set de soluții inginerești corelate care asigură o recuperare finală ridicată a uleiului. Tehnologia de dezvoltare a câmpurilor petroliere este un set de metode utilizate pentru extragerea petrolului din subsol. Tehnologia de dezvoltare a rezervoarelor nu este inclusă în definiția unui sistem de dezvoltare. Cu aceleași sisteme, pot fi utilizate diferite tehnologii de dezvoltare pe teren.

Dezvoltarea pe teren se caracterizează prin utilizarea diferitelor categorii de puțuri și a anumitor indicatori de dezvoltare.

Puțurile sunt împărțite în următoarele categorii după scop: prospectare, explorare, producție.

Motoare de căutare puțurile sunt forate pentru a căuta noi depozite de petrol și gaze.

Explorare fântâni; Buryat în zonele cu conținut comercial stabilit de petrol și gaze pentru a pregăti o estimare a rezervelor de petrol și gaze, colectați date inițiale pentru întocmirea unui proiect (schemă) pentru dezvoltarea unui zăcământ (câmp).

Operațional godeurile sunt împărțite în godeuri de producție și injecție. speciale și auxiliare.

Minerit(puțurile de petrol și gaze) sunt proiectate pentru a extrage petrolul, petrolul și gazele naturale și componentele asociate din rezervor.

Injecție: puțuri sunt concepute pentru a influența formațiunile productive prin injectarea de apă, gaz, abur și alți agenți de lucru în ele, pentru a asigura dezvoltarea eficientă a depozitelor. Unele godeuri de injecție pot fi utilizate temporar ca godeuri de producție.

rezervăe fântâni sunt furnizate în scopul implicării în dezvoltarea lentilelor individuale, zone de prindere în zonele stagnante care nu sunt implicate în dezvoltarea puțurilor principale de stoc.

Special fântânile sunt concepute pentru diferite tipuri de cercetări, în scopul studierii parametrilor și stării de dezvoltare a depozitelor de depozite. Printre acestea, există două subgrupuri - evaluare și control. Primele sunt forate pentru a evalua saturația de petrol și gaze a rezervoarelor. Acestea din urmă sunt împărțite în piezometrice și observaționale. Fântânile piezometrice sunt proiectate pentru a monitoriza modificările presiunii rezervorului în rezervor. Godeuri de observare pentru monitorizarea modificărilor în OWC, GOC, saturație de apă petrolieră și gazoasă a formațiunii.

Filială godeurile sunt împărțite în godeuri de admisie și absorbție.

Aportul de apă sunt destinate alimentării cu apă în timpul găuririi și pentru sistemele de menținere a presiunii rezervorului.

Absorbant sunt concepute pentru pomparea apei de producție în orizonturi absorbante.

În plus față de cele de mai sus, puțurile suspendate pot fi listate în bilanțul întreprinderilor producătoare de petrol și gaze.

LA conservat include puțuri care nu funcționează pe teren din cauza inexpedienței sau a imposibilității funcționării lor în această perioadă.

Stocul de sondă al fiecărei instalații de producție este în continuă mișcare. Numărul godeurilor de injecție crește pe măsură ce se dezvoltă sistemul de inundare a apei. Puțurile se pot deplasa de la un grup la altul.

NSredatși dezvoltare:

D o w n e f t i- Qн este principalul indicator, total pentru toate puțurile de producție forate până la țintă pe unitate de timp și media zilnică de producție Qns per puț.

Producția de petrol în țara noastră se măsoară în unități de greutate - tone. În străinătate în SUA, Marea Britanie, Canada și altele în butoaie.

1 butoi - 159 litri.1 m3 - 6,29 butoi.

Extragerea lichidului-Qzh este producția totală de petrol și apă pe unitate de timp. Uleiul pur este produs din fântâni în partea pură a rezervorului care conține ulei pentru o anumită perioadă de funcționare fără apă a fântânilor. La un anumit stadiu de dezvoltare, apa începe să curgă din rezervor împreună cu petrol și gaze.

Producția de lichide este producția totală de petrol și apă

Î F = Î H + Î V

Producția de gaze Qg. ... Producția de gaz În timpul funcționării, împreună cu petrolul, se produce așa-numitul gaz asociat. Producția de gaz depinde de conținutul de gaz din uleiul din rezervor și se caracterizează prin factorul de gaz.

Factorul de gaz este volumul de gaz produs, redus la condițiile standard, care vine pe o tonă de petrol.

= m 3 / t

Raportul mediu al gazului este raportul dintre producția curentă de gaz și producția curentă de petrol.

Producția acumulată petrolul reflectă cantitatea de petrol produsă de obiect pentru o anumită perioadă de timp de la începutul dezvoltării, producția cumulativă de petrol

, (1.8)

Unde - timpul de dezvoltare pe teren; - ora curentă.

Producția acumulată nu poate decât să crească.

În plus față de indicatorii absoluți considerați, sunt utilizați și indicatori relativi care caracterizează procesul de extragere a produselor de formare în acțiuni din rezervele de petrol.

Recuperarea petrolului

Acesta este raportul dintre cantitatea de petrol recuperată din rezervor și rezervele sale inițiale din rezervor. Distingeți între recuperarea curentă și finală a uleiului.

Recuperarea curentă a uleiului exprimă raportul dintre producția cumulativă de petrol pe o perioadă dată de exploatare în câmp și rezervațiile sale geologice

Recuperare finală a uleiului Este raportul dintre rezervele recuperabile ale câmpului și cele geologice

Recuperarea finală a uleiului caracterizează în cele din urmă calitatea și eficiența dezvoltării unui câmp dat.

Recuperarea uleiului se exprimă în fracțiuni de unități.

Rata de dezvoltare
- raportul dintre producția anuală de petrol și rezervele recuperabile, exprimat în procente.

Tăierea apei de producție - raportul debitului de apă cu debitul total de petrol și debit. Acest indicator se schimbă în timp de la zero la unu:

. (1.21)

Natura indicatorului se schimbă depinde de o serie de factori. Una dintre principalele este raportul dintre vâscozitatea uleiului și vâscozitatea apei în condiții de rezervor. :

Unde și - vâscozitatea dinamică a uleiului și, respectiv, a apei.

Atunci când se dezvoltă câmpuri cu uleiuri cu vâscozitate ridicată, apa poate apărea în producția unor puțuri de la începutul funcționării lor. Unele zăcăminte cu uleiuri cu vâscozitate redusă au fost dezvoltate mult timp cu o tăiere nesemnificativă a apei. Valoare limită între uleiurile vâscoase și cele cu vâscozitate redusă variază de la 3 la 4.

Experiența în dezvoltarea câmpurilor petroliere indică faptul că, cu o vâscozitate redusă a uleiului, se obține o recuperare mai mare a uleiului cu o reducere a apei. În consecință, tăierea apei poate servi drept indicator indirect al eficienței dezvoltării câmpului. Dacă se observă o inundație mai intensă în comparație cu cea de proiectare, atunci aceasta poate servi drept indicator că rezervorul este acoperit de procesul de inundații de apă într-o măsură mai mică decât a fost planificat.

Factorul ulei-apă- raportul valorilor actuale ale producției de apă la petrol în momentul dezvoltării câmpului, măsurat în
... Acest parametru, care arată cantitatea de apă produsă pe 1 tonă de ulei produs, este un indicator indirect al eficienței dezvoltării. Rata creșterii sale depinde de rata de retragere a lichidului. Atunci când se dezvoltă depozite de uleiuri cu vâscozitate redusă, în cele din urmă, raportul dintre volumul de apă produsă și producția de ulei ajunge la unitate, iar pentru uleiurile vâscoase crește la 5 - 8 m 3 / t și în unele cazuri ajunge la 20 m 3 / t.

Consumul de substanțe injectate în formațiune... La punerea în aplicare a diferitelor tehnologii în scopul influențării formării, se utilizează diferiți agenți care îmbunătățesc condițiile de extracție a uleiului din subsol. Apă sau abur, gaze cu hidrocarburi sau aer, dioxid de carbon și alte substanțe sunt injectate în formațiune.

Presiunea rezervorului... În timpul dezvoltării, presiunea din formațiunile incluse în ținta de dezvoltare se modifică comparativ cu cea inițială. Mai mult, în diferite părți ale zonei nu va fi același: în apropierea puțurilor de injecție va fi maxim și în apropierea puțurilor de producție - minim. Pentru a controla modificarea presiunii rezervorului, se utilizează o medie ponderată peste aria sau volumul rezervorului. Indicatori importanți ai intensității impactului hidrodinamic asupra formațiunii sunt presiunea la găurile inferioare ale puțurilor de injecție și de producție. Diferența dintre aceste valori este utilizată pentru a determina intensitatea fluxului de fluid în formațiune.

Presiunea la capul puțului puțurilor de producție este setată și menținută pe baza cerințelor pentru a asigura colectarea și transportul în interiorul produselor din puț.

Temperatura rezervorului.În cursul dezvoltării, acest parametru se modifică ca urmare a efectelor de strangulare în zonele de fund ale formării, injectării de lichide de răcire în formațiune și crearea unui front de combustie în mișcare.

Trebuie remarcat faptul că toți indicatorii inerenți acestei tehnologii pentru extragerea petrolului și gazului din subsol în acest sistem de dezvoltare a câmpului sunt interdependenți. Schimbările în unii indicatori pot duce la schimbări în altele. Dacă se specifică unii indicatori, atunci trebuie calculați alții.

Tehnologie de dezvoltare - un set de metode utilizate pentru extragerea uleiului din intestin. Există mulți indicatori de dezvoltare tehnologică, dar sunt comuni pentru toți, ia în considerare:

1. Extragerea petrolului din câmp în timpul dezvoltării sale, care este împărțit în patru etape.

2. Rata de dezvoltare a unui câmp petrolier poate fi reprezentată ca raportul dintre producția curentă de petrol q n (t) și rezervele geologice ale câmpului G

Z (t q n (t)) = q n (t) / G

3. Producția de lichid dintr-un câmp este producția totală de petrol și apă.

4. Recuperarea petrolului - raportul dintre cantitatea de petrol recuperată din rezervor și rezervele sale inițiale din rezervor. Distingeți între curent - raportul dintre cantitatea de petrol recuperată din rezervor în momentul dezvoltării rezervorului și rezervele sale inițiale. Recuperarea finală a petrolului - raportul dintre cantitatea de petrol produsă și rezervele sale inițiale, la sfârșitul dezvoltării rezervorului.

5. Extragerea gazului dintr-un câmp petrolier în procesul de dezvoltare a acestuia. Acest factor se caracterizează prin valoarea factorului de gaz Gf.

6. Consumul de substanțe injectate în formare și extracția lor împreună cu petrol și gaze (apă obișnuită, apă cu aditivi de reactivi chimici, apa fierbinte sau abur, gaze cu hidrocarburi, aer, dioxid de carbon etc.).

7. Distribuția în rezervor.

8. Presiunea la capul puțului Ru al puțului de producție

9. Distribuția puțurilor în conformitate cu metoda de ridicare a fluidului de la fundul fundului la suprafața zilei.

10. Temperatura din plastic.

5. Ceea ce se numește obiect de dezvoltare. Cum este dezvoltat obiectul. Care este caracteristica obiectului. Este posibil să dezvolți diferite obiecte cu aceleași puțuri folosind mijloace tehnice?

Obiect de dezvoltare este o formațiune geologică (strat, masiv, structură, set de straturi) alocată artificial în câmpul dezvoltat, conținând rezerve comerciale de hidrocarburi, care sunt extrase din subsol folosind un anumit grup de puțuri sau alte instalații miniere. Dezvoltatorii, folosind terminologia comună în rândul petrolierilor, presupun de obicei că fiecare obiect este dezvoltat de propria sa rețea de puțuri. Trebuie subliniat faptul că natura însăși nu creează obiecte de dezvoltare - acestea se disting de oamenii care dezvoltă câmpul. Obiectul de dezvoltare poate include unul, mai multe sau toate straturile câmpului.

Principalele caracteristici ale obiectului de dezvoltare- prezența rezervelor comerciale de petrol în rezervoare și un anumit grup de puțuri inerente acestui obiect, cu ajutorul căruia este dezvoltat. În același timp, nu se poate afirma contrariul, deoarece aceleași puțuri pot dezvolta diferite obiecte folosind mijloace tehnice pentru funcționarea simultană-separată. Principalii factori sunt:

Proprietățile geologice și fizice ale rezervorului;

Rezerve de petrol recuperabile, milioane de tone

Grosime, m

Permeabilitate, 10 ~ 3μm2

Vâscozitatea uleiului - Z Kti, .1YO-3 P 3 Pa-s

Obiectele de dezvoltare sunt uneori împărțite în următoarele tipuri: independente, adică fiind dezvoltate la un moment dat și returnabile, adică unul care va fi dezvoltat prin puțuri care operează un alt obiect în această perioadă.

6. Numiți principalii factori care afectează selecția obiectelor de dezvoltare. Cum afectează proprietățile geologice și fizice ale rocilor din rezervor selecția obiectelor de dezvoltare.

Factori care afectează selectarea obiectelor de dezvoltare

1. Proprietățile geologice și fizice ale rocilor din rezervorul de petrol și gaze.

În multe cazuri, este impracticabil să se dezvolte formațiuni care diferă brusc în permeabilitate, grosime totală și efectivă, precum și inomogenitate, deoarece pot diferi semnificativ în ceea ce privește productivitatea, presiunea rezervorului în timpul dezvoltării lor și, în consecință, în modul de funcționare a puțului, rata de recuperare a rezervelor de petrol și o modificare a cantității de apă a produsului. Pentru rezervoare cu eterogenitate areală diferită, diferite rețele de puțuri pot fi eficiente, astfel încât nu se poate practica combinarea acestor rezervoare într-o singură țintă de dezvoltare. În formațiuni verticale foarte eterogene, care au straturi intermediare separate cu permeabilitate redusă, care nu comunică cu cele cu permeabilitate ridicată, poate fi dificil să se asigure o acoperire acceptabilă a orizontului prin acțiune verticală datorită faptului că numai straturile cu permeabilitate ridicată sunt incluse în activ. straturile de dezvoltare și permeabilitate redusă nu sunt expuse acțiunii agentului injectat în formațiune (apă, gaz). Pentru a crește acoperirea unor astfel de straturi prin dezvoltare, acestea tind să fie împărțite în mai multe obiecte.

2. Proprietățile fizice și chimice ale petrolului și gazelor.

Proprietățile petrolului au o mare importanță în identificarea obiectivelor de dezvoltare. Rezervoarele cu vâscozități semnificativ diferite ale uleiului pot fi impracticabile de combinat într-un singur obiect, deoarece pot fi dezvoltate folosind diferite tehnologii pentru extragerea uleiului din subsol cu așezări diferite și densitate a puțurilor. Conținutul dramatic diferit de parafină, hidrogen sulfurat, componente valoroase de hidrocarburi, conținutul industrial al altor minerale poate face, de asemenea, imposibilă dezvoltarea în comun a formațiunilor ca un singur obiect datorită necesității de a utiliza tehnologii semnificativ diferite pentru extragerea petrolului și a altor minerale din formațiuni. .

3. Stadiul fazei hidrocarburilor și regimul rezervorului.

4. Condiții pentru gestionarea dezvoltării câmpurilor petroliere.

5. Tehnica și tehnologia funcționării bine.

Pot exista numeroase motive tehnice și tehnologice care conduc la oportunitatea sau inadecvarea utilizării opțiunilor individuale pentru selectarea obiectelor. De exemplu, dacă din puțurile care operează un anumit rezervor sau grupuri de rezervoare, alocate țintelor de dezvoltare, se presupune că se selectează rate de lichid atât de semnificative, încât acestea vor fi limitate pentru mijloacele moderne de funcționare a sondelor. Prin urmare, extinderea ulterioară a instalațiilor va fi imposibilă dintr-un motiv tehnic.

În concluzie, trebuie subliniat încă o dată că influența fiecăruia dintre factorii enumerați asupra alegerii obiectelor de dezvoltare trebuie mai întâi supusă analizei tehnologice și tehnice și economice și numai după aceasta se poate lua o decizie cu privire la selectarea dezvoltării obiecte.

7. Influența proprietăților fizice și chimice ale petrolului și gazelor asupra selectării obiectivelor de dezvoltare. Fezabilitatea combinării într-un obiect rezervoare cu vâscozități semnificativ diferite ale uleiului.

Proprietățile petrolului au o mare importanță în identificarea obiectivelor de dezvoltare.

Uneori este impracticabil combinarea rezervoarelor cu vâscozități semnificativ diferite ale uleiului într-un singur obiect, deoarece acestea pot fi dezvoltate folosind diferite tehnologii pentru extragerea uleiului din subsol cu așezări diferite și densitate de puțuri.

Conținutul drastic diferit de parafină, hidrogen sulfurat, componente valoroase de hidrocarburi, conținutul industrial al altor minerale pot provoca, de asemenea, imposibilitatea dezvoltării comune a formațiunilor ca un singur obiect datorită necesității de a utiliza tehnologii semnificativ diferite pentru extragerea petrolului și a altor minerale din formațiuni.

Este imposibil să combinați într-un singur obiect un rezervor de ulei pur și un rezervor de ulei cu capac de gaz. Combinarea acestor formațiuni într-un singur obiect este impracticabilă, deoarece dezvoltarea fiecăruia dintre ele necesită structuri diferite de puțuri și tehnologii pentru extracția de petrol și gaze.

Țintele independente de dezvoltare pot fi formațiuni de grosime considerabilă cu secțiuni puternice impermeabile. Cu o grosime mică a stratelor și prezența zonelor de confluență, care complică injectarea separată a apei în fiecare strat și reglarea proceselor de dezvoltare, straturile sunt combinate într-o singură unitate de producție. La selectarea obiectelor de dezvoltare, trebuie luați în considerare următorii factori:

1. Proprietățile geologice și fizice ale rocilor din rezervorul de petrol și gaze. O țintă de dezvoltare poate include rezervoare care au caracteristici litologice și proprietăți de rezervor similare ale rocilor straturilor productive, valorile presiunilor inițiale reduse ale rezervorului și care coincid în ceea ce privește zona purtătoare de petrol. Este inexpedient să combinați formațiuni cu permeabilitate brută diferită, grosimi totale și eficiente, precum și presiunea inițială a rezervorului într-un singur obiect. De asemenea, este impracticabil să combinați formațiuni care diferă foarte mult prin eterogenitatea ariei și stratului cu strat într-un singur obiect de dezvoltare.

Rezervoarele care diferă semnificativ în ceea ce privește productivitatea și presiunea rezervoarelor vor diferi în ceea ce privește metodele de dezvoltare, rata producției de rezerve de petrol și modificările reducerii apei de producție a puțurilor, prin urmare, includerea lor într-o țintă de dezvoltare va duce inevitabil la o scădere a recuperării petrolului pentru întreaga facilitate.

În procesul de dezvoltare a instalațiilor de producție multistrat a câmpurilor petroliere, s-a observat că factorul mediu de productivitate al puțurilor Kpso, care operează împreună mai multe formațiuni, este mai mic decât suma Kpsum a productivității medii a puțurilor care operează aceleași formațiuni separat. Natura fizică a acestui fenomen nu a fost suficient studiată. Un număr de cercetători consideră că scăderea productivității se datorează fluxurilor de fluide între formațiuni, alții explică pierderile datorate rezistenței hidraulice în sondă, unii cercetători explicând acest lucru prin influența reciprocă a formațiunilor produse.

Dacă un număr mare de rezervoare sunt combinate într-o singură instalație de producție, valoarea maximă a reducerii factorului de productivitate a puțurilor în timpul funcționării comune a rezervoarelor în comparație cu producția separată ajunge la 35-45%.

2. Proprietățile fizice și chimice ale petrolului, apei și gazelor. Nu este practic să combinați rezervoare care conțin ulei cu proprietăți diferite, de exemplu, în ceea ce privește vâscozitatea, într-un singur obiect de dezvoltare, deoarece pentru a extrage producția, este necesar să utilizați diferite tehnologii pentru a le influența, necesitând un sistem de localizare diferit și densitate diferită de grila fântânii.

Proprietățile fizico-chimice ale apelor de formare și capacitatea de amestecare a acestora sunt de o mare importanță în selectarea obiectelor. De exemplu, injectarea apei într-un rezervor care conține apă de formare cu o anumită compoziție poate provoca reacții chimice care duc la condiții de filtrare deficitare pentru fluide.

3. Stadiul fazei hidrocarburilor și regimurilor de rezervoare. De exemplu, nu puteți combina un rezervor de ulei pur și un rezervor de ulei cu un capac de gaz într-un singur obiect. Combinarea acestor rezervoare într-un singur obiect este impracticabilă, deoarece dezvoltarea fiecăruia dintre ele necesită structuri diferite de puțuri și tehnologii pentru extracția de petrol și gaze.

4. Capacitatea de a controla procesul de dezvoltare (nu este practic să combinați mai multe straturi într-un singur obiect)

5. Tehnologia de dezvoltare și tehnică - tehnologie funcționarea bine (dacă straturile sunt dezvoltate în mod independent în mod profitabil, atunci nu este practic să le combinați)

Fezabilitatea combinării straturilor într-un singur obiect de operație, prestabilit în conformitate cu caracteristicile geologice enumerate, este îmbunătățită în continuare prin analize tehnologice și calcule tehnice și economice.

Unul dintre cele mai recente progrese în tehnologie și tehnologie de producție este tehnologia exploatării simultane (WEM) a rezervoarelor. Utilizarea acestei tehnologii vă permite să combinați avantajele reducerii dimensiunii obiectelor de dezvoltare cu avantajele exploatării comune a rezervoarelor. Cu această tehnologie, o fântână poate produce ulei din două obiecte simultan, oferind fiecăruia dintre obiecte propriul impact optim pentru acest obiect. Astfel, nu există pierderi de rezerve recuperabile, iar profitabilitatea procesului este crescută prin reducerea numărului de puțuri necesare.

În acest caz, cea mai economică modificare cu o singură ridicare a WEM, atunci când amestecarea fluidelor produse din două obiecte are loc într-o singură tubulatură din sondă. Cu toate acestea, această modificare complică procesul de monitorizare a dezvoltării obiectelor individuale și, în plus, nu este aplicabilă cu diferențe semnificative în proprietățile fizico-chimice ale fluidelor din rezervor. Designul cu dublă ridicare permite utilizarea unui puț pentru producerea complet separată de hidrocarburi de la două obiecte de-a lungul șirurilor de tuburi diferite. Se dezvoltă, de asemenea, tehnologii de injectare simultană.

8. Influența stării de fază a hidrocarburilor și a regimului rezervorului asupra identificării obiectelor de dezvoltare. Care sunt stările de fază ale hidrocarburilor din rezervoare? Denumiți modurile de rezervor.

Diverse formațiuni care se află relativ aproape una de alta pe verticală și au proprietăți geologice și fizice similare, în unele cazuri este imposibil să se combine într-un singur obiect ca urmare a stării de fază diferite a hidrocarburilor din rezervor și a regimului formațiunilor. Deci, dacă există un capac semnificativ de gaz într-un rezervor, iar celălalt este dezvoltat sub un regim natural de presiune elastică a apei, atunci combinarea lor într-un singur obiect poate fi impracticabilă, deoarece dezvoltarea lor va necesita structuri diferite și număr de puțuri , precum și diferite tehnologii pentru extracția de petrol și gaze ....

Clasificarea depozitelor după stadiul de fază uv

Conform stării inițiale de fază și a compoziției compușilor principali ai hidrocarburilor din adâncimi, depozitele sunt împărțite în monofazate și bifazate.

Depozitele monofazate includ:

a) zăcăminte de petrol limitate la rezervoare care conțin ulei saturat în diferite grade cu gaz;

b) depozite de gaz sau condens de gaz limitate la rezervoare care conțin gaz sau gaz cu condens de hidrocarburi.

Rezervoarele cu două faze includ rezervoare limitate la rezervoare care conțin ulei cu gaz dizolvat și gaz liber deasupra uleiului (un rezervor de petrol cu capac de gaz sau un rezervor de gaz cu jant de ulei). În unele cazuri, gazul liber din astfel de depozite poate conține condens de hidrocarburi. În funcție de raportul dintre volumul părții saturate de ulei a rezervorului și volumul întregului rezervor ( V n = V n / V n + Vr), depozitele bifazice se împart în:

a) ulei cu capac de gaz sau condens de gaz ( V n 0,75);

b) gaz sau ulei condensat de gaz (0,50< V н  О,75);

c) petrol și gaze sau condens de petrol și gaze (0,25< V н  0,50);

d) gaz sau condens de gaz cu jantă de ulei ( V n 0,25).

În funcție de rezervele care prevalează, ținta principală de producție în depozitele în două faze este considerată a fi partea saturată cu gaz sau cu petrol.

Regimul rezervorului este înțeles ca natura manifestării forțelor motrice care asigură deplasarea petrolului în rezervoare către fundul puțurilor de producție. Cunoașterea modurilor de funcționare este necesară pentru a proiecta un sistem rațional pentru dezvoltarea câmpului și utilizarea eficientă a energiei rezervoarelor, pentru a maximiza extracția de petrol și gaze din subsol.

Se disting următoarele moduri:

1- presiunea apei,

2- presiune elastică și elastică a apei,

3-presiune gaz sau modul capac gaz,

Modul 4-gaz sau gaz dizolvat,

5- gravitațional,

6- mixt.

1) Regimul acționat de apă - un regim în care petrolul se deplasează în rezervor către fântâni sub presiunea apelor de margine (sau de fund). În acest caz, rezervorul este umplut cu apă din surse de suprafață în cantități egale sau puțin mai mici decât cantitatea de fluid și gaz prelevată din rezervor în timpul dezvoltării sale. Un indicator al eficacității dezvoltării rezervorului este factorul de recuperare a petrolului - raportul dintre cantitatea de petrol recuperată din rezervor și rezervele sale totale (echilibrate) din rezervor. Practica a stabilit că un regim activ de presiune a apei este cel mai eficient. În acest mod, este posibil să se extragă 50-70%, și uneori chiar mai mult, din cantitatea totală de ulei conținută în subsol înainte de începerea dezvoltării rezervorului. Factorul de recuperare a uleiului în modul acționat de apă poate fi în intervalul 0,5-0,7 sau mai mult.

2) Modul elastic (presiune elastică-apă) - modul de funcționare a rezervorului, în care energia rezervorului cu o scădere a presiunii în rezervor se manifestă sub formă de expansiune elastică a fluidului și rocii rezervorului. Forțele de elasticitate ale fluidului și ale rocii se pot manifesta în orice mod de funcționare a rezervorului. Prin urmare, este mai corect să considerăm regimul elastic nu ca unul independent, ci ca atare fază a regimului presiunii apei, când elasticitatea lichidului (ulei, apă) și a rocii este principala sursă de energie a rezervor. În orice mod de funcționare a rezervorului ar trebui să se producă dilatarea elastică a fluidului și a rocii rezervorului cu presiune scăzută. Cu toate acestea, pentru un regim activ de apă și regimuri de gaze, acest proces joacă un rol secundar. Spre deosebire de regimul acționat de apă în regimul acționat de apă elastică, presiunea rezervorului la fiecare moment dat de funcționare depinde atât de curentul și extragerea totală a fluidului din rezervor. În comparație cu regimul acționat de apă, funcționarea rezervorului acționat cu apă elastică este mai puțin eficientă. Coeficientul de recuperare a uleiului (recuperarea uleiului) variază între 0,5-0,6 și

Modul de presiune a gazului (sau modul capacului de gaz) este un mod de funcționare a rezervorului atunci când uleiul principal de acționare a energiei este presiunea gazului capacului de gaz. În acest caz, petrolul este deplasat în puțuri sub presiunea gazului în expansiune, care se află într-o stare liberă într-o parte ridicată a formațiunii. Cu toate acestea, spre deosebire de regimul acționat de apă (când petrolul este deplasat de apă din părțile inferioare ale rezervorului), în regimul acționat cu gaz, dimpotrivă, gazul deplasează petrolul din părțile superioare către cele inferioare ale rezervorului. Eficiența dezvoltării rezervorului în acest caz depinde de raportul dintre dimensiunea capacului de gaz și natura structurii rezervorului. Condițiile favorabile pentru cea mai eficientă manifestare a unui astfel de regim sunt permeabilitatea ridicată a rezervorului (în special verticală, așternut), unghiurile mari de înclinare și vâscozitatea redusă a uleiului. . În acest caz, gazul pătrunde în puțurile situate aproape de contactul motorină. Eliberarea gazului și a capacelor de gaz, precum și funcționarea puțurilor cu un debit mare, este inacceptabilă, deoarece descoperirile de gaze duc la un consum necontrolat de energie de gaz, reducând în același timp fluxul de petrol. Prin urmare, este necesar să se monitorizeze în mod constant funcționarea puțurilor situate în apropierea capacului de gaz și, în cazul unei creșteri accentuate a gazului care iese din puț împreună cu petrolul, să se limiteze debitul lor sau chiar să se oprească funcționarea puțurilor. Factorul de recuperare a petrolului pentru depozitele de petrol cu regim alimentat de gaz variază de la 0,5 la 0,6. Pentru a-l crește, gazul este injectat de la suprafață către partea crescută a rezervorului (în capacul de gaz), ceea ce permite menținerea și uneori restabilirea energiei gazului în rezervor.

Modul de gaz dizolvat este un mod de funcționare a rezervorului în care uleiul este împins prin rezervor până la fundul puțurilor sub influența energiei bulelor de gaz în expansiune atunci când este eliberat din petrol. În acest mod, principala forță motrice este gazul dizolvat în petrol sau dispersat cu acesta sub forma unor bule minuscule. Pe măsură ce fluidul este retras, presiunea rezervorului scade, bulele de gaz cresc în volum și se deplasează în zonele cu cea mai mică presiune, adică până la fundul puțurilor, transportând ulei împreună cu acesta. Schimbarea echilibrului în rezervor în acest mod depinde de extragerea totală a petrolului și gazului din rezervor. Un indicator al eficienței dezvoltării rezervorului în regimuri de gaze este factorul de gaz sau volumul de gaz pe fiecare tonă de petrol recuperată din rezervor. Factorul de recuperare a uleiului în acest mod este de 0,2-0,4.

Mod gravitațional - modul de funcționare a rezervorului, în care mișcarea uleiului prin rezervor până la fundul puțurilor se datorează gravitației uleiului în sine. Regimul gravitațional se manifestă atunci când presiunea din rezervor a scăzut la minimum, nu există presiune a apei din circuit și energia gazului este complet epuizată. Dacă, în același timp, rezervorul are o scufundare abruptă, atunci acele fântâni care au pătruns în rezervor în aripă, zonele coborâte vor fi productive. Factorul de recuperare a uleiului în modul gravitațional fluctuează de obicei în intervalul 0,1-0,2.

Mod mixt - un mod de funcționare a unui depozit, când, în timpul funcționării sale, se observă acțiunea simultană a două sau mai multe surse de energie diferite.

9. Explicați condițiile pentru gestionarea procesului de dezvoltare a câmpului petrolier, în funcție de numărul de rezervoare și straturi poroase dintr-un obiect. Cum se realizează controlul tehnic și tehnologic asupra mișcării secțiunilor de ulei și a agentului care îl deplasează.

Managementul rezervorului.

Dezvoltarea și funcționarea acoperă perioada de la sfârșitul explorării până la abandonarea câmpului. Această perioadă de timp reprezintă „ciclul de viață” al câmpului. Compania care dezvoltă domeniul trebuie să gestioneze activ acest proces pentru a-l optimiza. Astfel, gestionarea procesului de dezvoltare a terenului este un concept de piatră de temelie care include dezvoltarea și adoptarea deciziilor legate de întreaga gamă de lucrări efectuate pe teren. Sarcina principală a managementului este de a maximiza eficiența economică a dezvoltării și funcționării câmpului pe tot parcursul ciclului său de viață. Pentru cele mai bune rezultate, procesul de dezvoltare ar trebui gestionat ținând cont de toți factorii majori. Această abordare va asigura luarea deciziilor optime și ajustări la procesul de dezvoltare și producție în toate etapele operațiunii pe teren. De exemplu, sarcina locală de creștere a producției din mai multe fântâni separate nu ar trebui să fie diferențiată de luarea în considerare a consecințelor unei astfel de creșteri asupra indicatorilor integrali ai recuperării petrolului pe întreg terenul. Un alt exemplu este o situație în care modificările impozitelor sau prețurilor petrolului pot face ca exploatarea unor puțuri să fie neprofitabilă. Cu toate acestea, în ciuda acestui fapt, este recomandabil să se ia decizia finală de a închide astfel de fântâni numai după determinarea impactului închiderii asupra eficienței recuperării petrolului în câmp în ansamblu. Determinarea strategiei optime de dezvoltare și operare necesită studii de teren cuprinzătoare și continue. Astfel de studii includ crearea (rafinarea) modelului geologic al câmpului, studiul fântânilor și proprietăților rezervorului și, în cele din urmă, construcția pe baza schemelor de dezvoltare și producție care asigură cea mai mare eficiență a investițiilor. Optimizarea cuprinzătoare a dezvoltării pe teren necesită crearea unui model de dezvoltare permanent, pe baza căruia ar trebui să se desfășoare sprijinul geologic și ingineresc pentru toate activitățile de producție desfășurate pe teren.

Cu cât mai multe rezervoare și straturi intermediare sunt incluse într-un singur obiect, cu atât este mai dificil din punct de vedere tehnic și tehnologic să se controleze mișcarea secțiunilor de ulei și a agentului de deplasare a acestuia (secțiuni apă-ulei și gaz-ulei) în straturi și straturi separate, este cu cât este mai dificil să se efectueze un impact separat asupra straturilor intermediare și extracția de petrol și gaze din acestea, este mai dificil să se modifice viteza de producție a cusăturilor și straturilor intermediare. Deteriorarea condițiilor de management al dezvoltării câmpului duce la o scădere a recuperării uleiului.

Câmpurile petroliere sunt obiecte de dezvoltare strat-cu-strat și zonale-neomogene cu mai multe straturi, cu o structură geologică complexă. În acest sens, este extrem de important să se organizeze un control eficient asupra producției de rezerve de petrol, inclusiv controlul asupra avansării apei injectate în zona rezervorului, poziția OWC, gradul de spălare a uleiului din rezervoare, tehnica starea puțurilor și regimul de temperatură al rezervorului. Soluția sarcinilor enumerate se realizează prin efectuarea unui complex de cercetare hidrodinamică de câmp (PLT), măsurători de laborator (LI) și cercetare geofizică de câmp (GIS).

Metode de câmp geologic

Studiile geologice de teren sunt efectuate pentru a controla debitele, injectivitatea puțului, tăierea apei, modificările în compoziția uleiului, a apei asociate și a fluidului injectat. Aceste lucrări sunt efectuate în condiții de teren de către muncitorii din câmpurile petroliere, laboratoarele de cercetare științifică și atelierele de producție ale NGDU.

Următoarele lucrări sunt efectuate pe puțurile de producție:

Măsurarea debitului de lichid și gaz;

Prelevarea de probe și determinarea produsului tăiat cu apă;

Prelevarea de probe adânci și de suprafață de ulei și apă pentru analize chimice;

Măsurarea tamponului și a presiunii inelare.

Eșantionarea uleiului profund și de suprafață, precum și eșantionarea gazelor pentru analize chimice de laborator se efectuează anual la puțuri speciale, al căror număr este de 10% din fondul de funcționare. Analiza acestor date face posibilă urmărirea naturii modificărilor parametrilor uleiului din rezervor în cursul dezvoltării. Eșantionarea apei furnizate împreună cu uleiul produs se efectuează în întregul fond udat o dată pe trimestru. Datele obținute sunt utilizate pentru a determina cauzele inundațiilor sondelor în procesul de analiză a câmpului geologic.

NGDU efectuează periodic analize ale apei asociate, analize chimice ale petrolului, gazelor și analize ale probelor de ulei adânc. Pentru prelevarea de probe sunt folosite eșantioane de puț. Fântânile de injecție sunt utilizate pentru a determina injectivitatea fântânilor. În magazinele RPM, temperatura este măsurată și se determină EHF a apei injectate.

Metode hidrodinamice

Informații importante despre starea depozitelor pot fi obținute prin efectuarea de studii hidrodinamice. Studiile hidrodinamice includ un set de lucrări pentru controlul stării energetice a formațiunilor perforate, modificări ale parametrilor hidrodinamici la schimbarea modului de funcționare al puțurilor (transmisibilitate, permeabilitate, indicele de productivitate). Determinarea indicelui de productivitate trebuie efectuată în sondele de producție și injecție în funcție de curbele indicatorilor sau curbele de acumulare a presiunii o dată la doi ani, studii cu debitmetre adânci și debitmetre - o dată pe an. Hărțile izobar sunt compilate trimestrial în funcție de măsurătorile presiunii rezervorului și ale găurilor de fund. Măsurătorile de presiune în puțul vechi sunt realizate o dată la șase luni, pentru noul - o dată pe trimestru. Pentru a determina conductivitatea hidraulică și piezoconductivitatea, sondajele transversale sunt realizate folosind unde de presiune.

Se efectuează următoarele tipuri de lucrări:

Pentru sonde de producție

Cercetări la filtrarea la starea de echilibru și determinarea conductivității hidraulice, a conductivității piezo, a coeficientului de productivitate;

Măsurători ale Rpl (Nst), Rzab (Ndin);

Debitometrie, măsurare umiditate;

Determinarea Tm;

Eliminarea diagramelor de indicatori;

Prin puțuri de injecție -

Cercetare în moduri de filtrare constantă și tranzitorie;

Determinarea curbei căderii de presiune;

Măsurători ale Rpl, Rbuf, Tpl;

Măsurarea debitului.

În puțurile piezometrice

Măsurători ale Rpl (Nst);

Prelevare de lichide;

Termometrie.

În puțurile de control (neperforate) -

Termometrie;

Determinarea saturației de ulei și apă prin metode geofizice.

Trimite-ți munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Folosiți formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

Postat pe http://www.allbest.ru/

Agenția Federală pentru Educație

Stat instituția de învățământ a învățământului profesional superior

permian universitate tehnică de stat

Departament dezvoltarea câmpurilor de petrol și gaze

Test

După disciplină: „Dezvoltarea câmpurilor de petrol și gaze”

Opțiunea numărul 27

„Indicatori cheie ai dezvoltării câmpului petrolier”

Introducere

1. Partea geologică. Informații generale despre zona în care se află depozitul; stratigrafie; tectonica; litologie; conținut de petrol și gaze; structura și proprietățile rezervorului formațiunilor productive; proprietățile fluidelor de formare (petrol, gaze, apă); caracteristicile energetice ale zăcământului; informații despre rezervele de petrol și gaze.

2. Partea tehnică și tehnologică. Caracteristicile generale ale documentului de proiect. Analiza stării de dezvoltare bazată pe compararea indicatorilor de dezvoltare reali și de proiectare. Calculul unui plan pe termen lung pentru producția de petrol pentru următorii cinci ani.

Calculul indicatorilor de dezvoltare a câmpurilor de petrol și gaze

Estimarea factorului de recuperare a petrolului utilizând metode de analiză de regresie multivariată (dependențe Sopronyuk) pentru rezervoarele terigene într-un regim alimentat de apă:

SIF = 0.195-0.0078µo + 0.082? GK + 0.00146 până la + 0.0039h + 0.180Kp - 0,054Hvnz + 0,275Sn - 0.00086S

CIN = 0.195-0.0078 * 1 + 0.082 * log0.124 + 0.00146 * 24 + 0.0039 * 11.3 + 0.180 * 0.88-0.054 * 0.9 + 0.275 * 0.81-0, 00086 * 25 = 0.503

Aici vâscozitatea relativă - raportul dintre vâscozitatea uleiului și vâscozitatea agentului de deplasare (apă).

K - permeabilitatea medie de formare în μm2,

la - temperatura inițială a rezervorului în C,

h - salariul mediu net de petrol în m,

Kp - raportul net-brut în fracții de unitate,

Nvnz - raportul dintre rezervele de echilibru de petrol din zona apă-petrol și rezervele de echilibru ale întregului depozit în fracțiuni de unitate,

Sn - saturația inițială de ulei a formației în fracții de unitate,

S - densitatea rețelei de sondă, exprimată în raport cu raportul dintre suprafața totală a zăcământului și numărul tuturor sondelor în funcțiune, ha / sondă.

1. Caracteristicile principalilor indicatori ai dezvoltării câmpului petrolier

rezerva de petrol gaz natural

Principalii indicatori tehnologici care caracterizează procesul de dezvoltare a unui câmp petrolier (rezervor) includ: producția anuală și cumulată de petrol, lichid, gaz; injectarea anuală și cumulativă de agent (apă); tăierea cu apă a produselor produse; selectarea petrolului din rezerve recuperabile; stoc de sonde de productie si injectie; rata de retragere a petrolului; compensarea retragerii lichidului prin injecție de apă; factor de recuperare a uleiului; rate ale puțului pentru ulei și lichid; injectivitate bine; presiunea rezervorului etc.

Conform metodei lui Lysenko V.D. următorii indicatori sunt determinați și rezumați în tabelul nr. 1:

1. Producția anuală de petrol (qt) și 2. Numărul de puțuri de producție și injecție (nt):

unde t este numărul ordinal al anului contabil (t = 1, 2, 3, 4, 5); q0 - producția de petrol pentru anul precedent celui calculat, în exemplul nostru de 10 ani; e = 2.718 - baza logaritmilor naturali; Qres - rezerve reziduale de petrol recuperabile la începutul calculului (diferența dintre rezervele recuperabile inițiale și producția cumulată de petrol la începutul anului calculat, în exemplul nostru timp de 10 ani).

n0 este numărul puțurilor la începutul anului contabil; T este durata medie de viață a puțului, ani; în absența datelor reale, perioada standard de amortizare a puțului (15 ani) poate fi luată ca T.

3. Rata anuală a producției de petrol t - raportul dintre producția anuală de petrol (qt) și rezervele inițiale de petrol recuperabile (Qlow):

t jos = qt / Qlow

4. Rata anuală de extracție a petrolului din rezerve recuperabile (curente) recuperabile - raportul dintre producția anuală de petrol (qt) și rezervele recuperabile reziduale (Qоf):

t oiz = qt / Qois

5. Producția de petrol de la începutul dezvoltării (retragere cumulativă de petrol (Qp):

Valoarea retragerilor anuale de petrol pentru anul în curs.

6. Retragerea de petrol din rezervele inițiale recuperabile - raportul dintre retragerea cumulativă de petrol (Qbase) și (Qlow):

СQ = Qnak / Qlow

7. Factorul de recuperare a petrolului (ORF) sau recuperarea petrolului - raportul dintre producția cumulativă de petrol (Qbase) și rezervele geologice sau de bilanț inițiale (Qbal):

KIN = Qnak / Qbal

8. Producția de lichid pe an (qzh). Producția anuală de lichid pentru perioada prospectivă poate fi considerată constantă la nivelul efectiv atins în al 10-lea an.

9. Producția de lichide de la începutul dezvoltării (Qzh) - suma extragerilor anuale de lichide pentru anul în curs.

10. Reducerea medie anuală a apei din producția puțului (W) - raportul dintre producția anuală de apă (qw) și producția anuală de lichide (qw):

11. Injecția de apă timp de un an (qzak) pentru perioada prospectivă este luată în volume care asigură o compensație acumulată pentru extragerea lichidului pentru al 15-lea an de dezvoltare în valoare de 110-120%.

12. Injecția de apă de la începutul dezvoltării Qzak - suma injecțiilor anuale de apă pentru anul în curs.

13. Compensația pentru retragerea lichidului prin injecție de apă timp de un an (curent) - raportul dintre injecția anuală de apă (qzak) și producția anuală de lichid (qzh):

Kg = qzak / qzh

14. Compensația pentru retragerea lichidului prin injecție de apă de la începutul dezvoltării (compensare acumulată) - raportul dintre injecția de apă acumulată (Qwill) și retragerea acumulată de fluid (Ql):

Knack = Qzak / Qzh

15. Producția de gaz petrolier asociat pentru anul se determină prin înmulțirea producției anuale de petrol (qt) cu factorul de gaz:

qgas = qt.Gf

16. Producția de gaze petroliere asociate de la începutul dezvoltării - suma extragerilor anuale de gaze.

17. Rata medie anuală a producției de petrol a unui puț de producție - raportul dintre producția anuală de petrol (qg) și numărul mediu anual de puțuri de producție (nadd) și numărul de zile pe an (Tg), ținând seama de puțurile de producție care funcționează factor (Kd):

qsq.d. = qg / ndob Tg K.d,

unde K.d este egal cu raportul de zile (zile) elaborate de toate godeurile de producție pe parcursul unui an calendaristic la numărul acestor godeuri și numărul de zile calendaristice (zile) dintr-un an.

18. Debitul mediu anual al unui puț de producție pentru lichid - raportul dintre producția anuală de lichid (qzh) și numărul mediu anual de puțuri de producție (nadd) și numărul de zile pe an (Tg), ținând cont de factorul de producere a puțurilor (Kd):

19. Injectivitatea medie anuală a unui puț de injecție - raportul dintre injecția anuală de apă (qzak) și numărul mediu anual de puțuri de injecție (nplug) și numărul de zile pe an (Tg), luând în considerare eficiența operațională a injecției puțuri (Ke.n):

qsq.n. = qzak / nnag Tg Ke.n,

unde Ke.n este egal cu raportul dintre zilele lucrate de toate godeurile de injecție pe parcursul unui an calendaristic la numărul acestor godeuri și numărul de zile calendaristice dintr-un an.

20. Presiunea rezervorului pentru 20 de ani de dezvoltare tinde să scadă dacă compensarea acumulată este mai mică de 120%; dacă compensarea acumulată este cuprinsă între 120 și 150%, atunci presiunea rezervorului este apropiată sau egală cu cea inițială; dacă compensarea acumulată este mai mare de 150%, atunci presiunea rezervorului tinde să crească și poate fi mai mare decât cea inițială.

Programul de dezvoltare a câmpului este afișat pe histogramă.

Calcularea rezervelor de gaze naturale utilizând formula și calcularea rezervelor recuperabile utilizând metoda grafică

De extrapolarea graficului Q zap = f (Pav (t)) la axa absciselor determină rezervele de gaz recuperabile sau folosind raportul:

unde Q zap - rezerve inițiale recuperabile de gaz, milioane m3;

Qadd (t) - producția de gaz de la începutul dezvoltării pentru o anumită perioadă de timp (de exemplu, timp de 5 ani) este dată în apendicele 4, milioane m3;

Pbegin - presiunea inițială în rezervor, MPa;

Pav (t) - presiunea medie ponderată în rezervor pentru perioada de timp de extracție a volumului de gaz (de exemplu, timp de 5 ani), Pav (t) = 0,9 Rinit., MPa;

start și av (t) - corecții pentru abaterea proprietăților unui gaz real conform legii Boyle-Mariotte de la proprietățile gazelor ideale (pentru presiunile Pinit și respectiv Pav (t)). Amendamentul este egal

Coeficientul de supercompresibilitate a gazului este determinat din curbele experimentale Brown-Katz. Pentru a simplifica calculele, luăm în mod convențional zinit = 0,65, zav (t) = 0,66, a cărui valoare corespunde presiunii Pav (t); Pentru calcul, luăm Kgo = 0,8.

Numele indicatorului	Desemnare	Cantitatea	Unități
Presiunea inițială a rezervorului
Extragerea gazului timp de 5 ani	Avea Qgas
Factor de recuperare a gazului adoptat
Rezerve de gaze recuperabile	V gaz extras
Soldul rezervelor de gaze	Î bilă de gaz
Rata medie anuală de extragere a gazului	Tgaz
Durata dezvoltării

Concluzii pe baza rezultatelor calculului.

Maxim producția anuală de petrol a fost atinsă în al zecelea an de dezvoltare și este egală cu 402 mii tone. Producția cumulativă de petrol pentru ultimul an de dezvoltare calculat este de 3013,4 mii tone, ceea ce reprezintă 31,63% din rezervele recuperabile inițiale; Factorul de recuperare a petrolului pentru ultimul an de decontare - 0,14 USD. unități; rata anuală maximă de retragere a petrolului din rezervele inițiale recuperabile - 4,219%, pentru ultimul an de decontare 0,38%; tăierea cu apă a produselor produse - 92%; injecție anuală de apă - 550 mii m3; compensarea retragerii lichidului prin injecție de apă, curent și respectiv acumulat, 123,18 și 121,75%; debitele medii de petrol și lichide ale sondelor producătoare sunt de 16,4 și respectiv 26,2 t / zi; injectivitatea medie a unui puț de injecție - 111,67 m3 / zi; presiunea actuală a rezervorului este de 20 MPa, care este cu 4,4 MPa mai mică decât cea inițială. Obiectul în cauză se află la a patra etapă de dezvoltare.

Soldul rezervelor de gaze (geologice) este egal cu 23123,1 milioane m3, rezervele recuperabile de gaz sunt 18498,487 milioane m3. Rata medie anuală de extragere a gazului este de 2,23%. Durata dezvoltării zăcământului de gaze este de 44 de ani.

Postat pe Allbest.ru

...

Documente similare

Structura geologică a câmpului petrolier. Adâncimea, conținutul de ulei și caracteristicile geologice și fizice ale rezervorului 1BS9. Studiul dinamicii stocului de sonde și a volumelor de producție de petrol. Analiza indicatorilor de dezvoltare și a stării energiei rezervoarelor.

test, adăugat 27.11.2013

Caracteristicile geologice și fizice ale câmpului Vakhskoye. Proprietățile și compoziția petrolului, gazului și apei. Analiza dinamicii producției, structura stocului de sonde și indicatorii de funcționare a acestora. Calculul eficienței economice a opțiunii de dezvoltare tehnologică.

teză, adăugată 21.05.2015

Descrierea generală și caracteristicile geologice și fizice ale câmpului, analiza și etapele dezvoltării sale, tehnologia de producție a petrolului și echipamentele utilizate în acest domeniu. Măsuri pentru intensificarea acestui proces și evaluarea eficacității sale practice.

teză, adăugată 06/11/2014

Caracteristicile fizice și chimice ale petrolului și gazelor. Deschiderea și pregătirea terenului minier. Caracteristici ale dezvoltării unui câmp petrolier prin metoda minării termice. Conducerea în lucrările mele. Proiectarea și selecția unei instalații de ventilator pentru ventilația principală.

teză, adăugată 06/10/2014

Caracteristicile structurii geologice a câmpului petrolier. Proprietățile rezervorului formațiunilor productive și eterogenitatea acestora. Proprietățile fizico-chimice ale fluidelor de formare, petrolului, gazelor și apei. Bază pentru dezvoltarea rezervoarelor de lut cu productivitate redusă.

raport de practică, adăugat 30.09.2014

Studiul sistemului de colectare și separare a uleiului înainte și după reconstrucția câmpului. Metode de producție a petrolului și condiții de funcționare a câmpului petrolier. Calcul hidraulic al conductelor. Determinarea costului reparațiilor capitale ale puțurilor de petrol.

termen de hârtie, adăugat 04/03/2015

Concepte de bază privind dezvoltarea câmpului de petrol și gaze. Analiza metodelor de impact asupra rezervorului de petrol din câmpul petrolier Sredne-Asomkinskoye. Recomandări pentru creșterea factorului de recuperare a uleiului și alegerea metodei optime de producție.

hârtie de termen, adăugată 21.03.2012

Caracteristicile geologice și fizice ale câmpului petrolier. Principalii parametri ai rezervorului. Proprietățile fizico-chimice ale fluidelor de formare. Caracteristicile stocurilor de sonde și debitele curente. Calculul indicatorilor tehnologici de dezvoltare. Analiza dezvoltării formațiunii.

termen de hârtie adăugat 27.07.2015

Caracteristicile geologice și fizice ale câmpului Kravtsovskoye. Analiza stării actuale și a eficacității tehnologiei de dezvoltare aplicată. Selectarea și justificarea metodei de ridicare artificială. Cerințe de bază pentru echipamentele de puț.

teză, adăugată 18.04.2015

Analiza curentului și emiterea de recomandări pentru reglementarea procesului de dezvoltare a rezervorului unui câmp petrolier. Caracteristicile geologice și de câmp ale stării câmpului, conținutul de petrol și gaze al orizonturilor. Calculul eficienței economice a dezvoltării rezervoarelor.

Dezvoltarea se realizează pe baza unui proiect operațional de încercare, a unei scheme tehnologice de dezvoltare industrială sau pilot-industrială, a unui proiect de dezvoltare. În cadrul proiectului de dezvoltare, pe baza datelor de explorare și operațiuni de încercare, sunt determinate condițiile în care va fi exploatat câmpul: structura sa geologică, proprietățile rezervorului rocilor, proprietățile fizice și chimice ale fluidelor, saturația rocilor cu apă, gaz , petrol, presiuni ale rezervoarelor, temperaturi etc. Pe baza acestor date, cu ajutorul calculelor hidrodinamice, se stabilesc indicatorii tehnici de exploatare a rezervoarelor pentru diferite opțiuni ale sistemului de dezvoltare, se face o evaluare economică a opțiunilor și cea optimă este selectat.

Sistemele de dezvoltare prevăd: selectarea țintelor de dezvoltare, succesiunea punerii obiectelor în dezvoltare, rata de forare în câmp, metode de influențare a straturilor productive pentru a maximiza recuperarea petrolului; numărul, raportul, locația și procedura pentru punerea în funcțiune a sondelor de producție, injecție, control și rezervă; modul lor de funcționare; metode de reglare a proceselor de dezvoltare; măsuri de protecție a mediului. Sistemul de dezvoltare adoptat pentru un anumit domeniu predetermină indicatorii tehnici și economici - debitul, modificarea acestuia în timp, factorul de recuperare a petrolului, investițiile de capital, costul a 1 tonă de petrol etc., protecția eficientă a mediului.

Principalii parametri care caracterizează sistemul de dezvoltare: raportul dintre suprafața petrolieră a câmpului și numărul tuturor puțurilor de injecție și producție (densitatea rețelei de sondă), raportul dintre rezervele de petrol recuperabile ale câmpului și numărul de puțuri - rezerve recuperabile pe puț (eficiența sistemului de dezvoltare), raportul dintre numărul puțurilor de injecție și puțuri de producție (intensitatea dezvoltării rezervelor); raportul numărului de puțuri de rezervă forate după ce câmpul a fost pus în producție cu scopul unei recuperări mai complete a petrolului (fiabilitatea sistemului de dezvoltare). Sistemul de dezvoltare este, de asemenea, caracterizat prin parametri geometrici: distanța dintre puțuri și rândurile de puțuri, lățimea benzii dintre puțurile de injecție (cu sisteme de dezvoltare în rânduri de blocuri) etc. în trei puncte) locația puțurilor de producție; cu contururi purtătoare de ulei în mișcare, amplasarea puțurilor ia în considerare forma acestor contururi. Sistemele pentru dezvoltarea câmpurilor petroliere fără impact asupra rezervorului sunt rareori utilizate, în cea mai mare parte câmpul este dezvoltat cu inundații de apă. Cea mai utilizată este inundația de apă intracontur în rânduri bloc. De asemenea, sistemele de inundare a apei sunt create cu o distanță între puțuri de 400-800 m.

Împreună cu alegerea unui sistem de dezvoltare, alegerea unei tehnologii de dezvoltare eficiente are o mare importanță. Sistemul și tehnologia sunt, în principiu, independente; diferite tehnologii de dezvoltare sunt utilizate cu același sistem. Principalii indicatori tehnologici ai procesului de dezvoltare: producția actuală și cumulată de petrol, apă, lichid; rata de dezvoltare, tăierea apei de producție a puțului, presiunea și temperatura rezervorului, precum și acești parametri în punctele caracteristice ale rezervorului și puțului (în partea de jos și în capul puțului, la limitele elementelor etc.); factorul de gaz în puțurile individuale și pentru câmp în ansamblu. Acești indicatori se schimbă în timp, în funcție de regimurile rezervoarelor (natura apariției forțelor in-situ care conduc petrolul către fundul puțurilor) și de tehnologia de dezvoltare. Un indicator important al dezvoltării câmpurilor petroliere și al eficienței tehnologiei aplicate este valoarea actuală și finală a recuperării petrolului. Dezvoltarea pe termen lung a câmpurilor petroliere în condiții elastice este posibilă numai în unele cazuri, deoarece De obicei, presiunea rezervorului scade în timpul dezvoltării și apare un regim de gaz dizolvat în rezervor. Factorul final de recuperare a uleiului în timpul dezvoltării în acest mod este mic, atinge rareori (cu o permeabilitate bună la formare și vâscozitate scăzută a uleiului) valori de 0,30-0,35. Odată cu utilizarea tehnologiei de inundare a apei, factorul final de recuperare a uleiului crește la 0,55-0,6 (în medie, 0,45-0,5). Cu o vâscozitate crescută a uleiului (20-50,10 -3 Pa.s), nu depășește 0,3-0,35 și cu o vâscozitate a uleiului mai mare de 100,10 -3 Pa.s - 0,1. Inundațiile de apă în aceste condiții devin ineficiente. Pentru creșterea valorii finale a factorului de recuperare a uleiului, se utilizează tehnologii bazate pe metode fizico-chimice și termice de stimulare a formării (vezi. Metode termice de producție). Metodele fizico-chimice utilizează deplasarea uleiului prin solvenți, gaze de înaltă presiune, agenți tensioactivi, soluții de polimeri și micelari-polimeri, soluții de acizi și alcali. Folosirea acestor tehnologii face posibilă reducerea tensiunii la contactul fluidului de deplasare a uleiului sau eliminarea acestuia (deplasarea uleiului de către solvenți), îmbunătățirea umectabilității rocilor cu fluidul de deplasare, îngroșarea fluidului de deplasare și astfel reducerea raportul dintre vâscozitatea uleiului și vâscozitatea fluidului, făcând procesul de deplasare a uleiului din formațiuni mai rezistent și mai eficient. Metodele fizico-chimice de stimulare a rezervoarelor cresc recuperarea uleiului cu 3-5% (surfactanți), cu 10-15% (inundații polimerice și micelare), cu 15-20% (dioxid de carbon). Utilizarea metodelor de deplasare a solventului teoretic face posibilă recuperarea completă a uleiului. Cu toate acestea, lucrările pilot au relevat o serie de dificultăți în implementarea practică a acestor metode de recuperare a uleiului: absorbția agenților tensioactivi de către mediul rezervorului, modificarea concentrației acestora, separarea compozițiilor substanțelor (inundații micelar-polimerice), extracția numai a hidrocarburilor ușoare (dioxid de carbon), reducerea eficienței de măturare (solvenți și gaze de înaltă presiune) etc. De asemenea, sunt în curs cercetări în domeniul metodelor termochimice de recuperare a uleiului sub acțiunea combinată a căldurii și a reactivilor chimici asupra rezervorului - termic alcalin, inundarea termopolimerului, utilizarea catalizatorilor pentru reacții in situ etc., bazate pe introducerea bacteriilor în rezervorul de ulei, ca rezultat al activității vitale a cărora se formează substanțe care îmbunătățesc fluiditatea și facilitează extracția uleiului.

În dezvoltarea câmpurilor petroliere, se disting 4 perioade: producția de petrol în creștere, constantă, în scădere bruscă și în scădere lentă (stadiu târziu).

În toate etapele dezvoltării câmpurilor petroliere, controlul, analiza și reglementarea procesului de dezvoltare se efectuează fără a schimba sistemul de dezvoltare sau cu modificarea parțială a acestuia. Reglementarea procesului de dezvoltare a câmpului petrolier poate îmbunătăți eficiența deplasării petrolului. Influențând rezervorul, acestea îmbunătățesc sau slăbesc fluxurile de filtrare, își schimbă direcția, în urma cărora au fost implicate în dezvoltare zonele nedrenate ale câmpului, iar creșterea ratei de extracție a petrolului, scăderea producției de apă asociate și o creșterea factorului final de recuperare a uleiului. Metode de reglare a dezvoltării câmpurilor petroliere: creșterea productivității sondelor prin reducerea presiunii din fund (trecerea la o metodă mecanizată de funcționare, stabilirea unei funcționări forțate sau optime a puțului); închiderea puțurilor foarte udate; creșterea presiunii de descărcare; puțuri suplimentare de producție (rezervă) sau puțuri se întorc din alte orizonturi; transferul frontului de injecție; utilizarea inundațiilor focale și selective; lucrări de izolare; alinierea profilului de intrare sau injectivitatea puțului; impact asupra zonei de fund pentru a stimula fluxul (fracturare hidraulică, perforație cu jet de hidrosand, acidifiere); aplicarea metodelor fizico-chimice pentru a îmbunătăți recuperarea uleiului (injecția de acid sulfuric, surfactanți etc.). Dezvoltarea formațiunilor superficiale saturate cu ulei cu vâscozitate ridicată, în unele cazuri, se realizează prin metoda minelor (vezi).