Gumene narukvice

Glavni indikatori tehnološkog razvoja. Tehnologija razvoja naftnih polja i indikatori tehnološkog razvoja. Regulacija razvoja nafte

Pošaljite svoj dobar rad u bazu znanja je jednostavno. Koristite obrazac ispod

Studenti, postdiplomci, mladi naučnici koji koriste bazu znanja u svom studiranju i radu biće vam veoma zahvalni.

Objavljeno na http://www.allbest.ru/

Federalna agencija za obrazovanje

Država obrazovne ustanove visoko stručno obrazovanje

permski državni tehnički univerzitet

Odjel razvoj nafte i gasna polja

Test

Disciplina: "Razvoj naftnih i gasnih polja"

Opcija br. 27

„Glavni pokazatelji razvoja naftno polje»

Uvod

1. Geološki dio. Opće informacije o području na kojem se nalazi nalazište; stratigrafija; tektonika; litologija; potencijal nafte i gasa; struktura i svojstva ležišta proizvodnih formacija; svojstva formacijskih fluida (nafta, gas, voda); energetske karakteristike ležišta; informacije o rezervama nafte i gasa.

2. Tehničko-tehnološki dio. opšte karakteristike projektni dokument. Analiza stanja razvoja na osnovu poređenja stvarnih i projektnih pokazatelja razvoja. Izračunavanje dugoročnog plana proizvodnje nafte za narednih pet godina.

Proračun indikatora razvoja naftnih i plinskih polja

Procjena faktora iskorištenja nafte korištenjem metoda multivarijantne regresione analize (ovisnost Sopnyuk) za terigene rezervoare pod režimom pritiska vode:

SIF = 0,195-0,0078µo + 0,082?gK + 0,00146do +0,0039h + 0,180Kp - 0,054Nvns + 0,275Sn - 0,00086S

SIF = 0,195-0,0078*1+0,082*lg0,124+0,00146*24+ 0,0039*11,3+0,180*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0, 005086*2 = 0,054

Ovdje je relativni viskozitet - omjer viskoznosti ulja i viskoznosti sredstva za istiskivanje (vode).

K - prosječna permeabilnost formacije u µm2,

to - početna temperatura rezervoara u C,

h - prosječna efektivna debljina formacije zasićene uljem u m,

KP - koeficijent pijeska u udjelima jedinice,

Nvnz - omjer bilansnih rezervi nafte u zoni nafta-voda prema bilansnim rezervama cijelog ležišta u dijelovima jedinice,

Sn - početna zasićenost formacije uljem u frakcijama jedinice,

S - Gustina bušotinske mreže izražava se odnosom ukupne površine ležišta prema broju svih bunara u radu, ha/bušotinu.

1. Karakteristike glavnih indikatora razvoja naftnih polja

rezerve nafte prirodni gas

Glavni tehnološki pokazatelji koji karakterišu proces razvoja naftnog polja (ležišta) uključuju: godišnju i kumulativnu proizvodnju nafte, tečnosti, gasa; godišnje i kumulativno ubrizgavanje agensa (vode); rezanje vode proizvedenih proizvoda; odabir nafte iz nadoknadivih rezervi; zalihe proizvodnih i injekcionih bušotina; stope povlačenja nafte; kompenzacija povlačenja tečnosti ubrizgavanjem vode; faktor povrata nafte; protok bušotine za naftu i tečnost; injektivnost bušotine; rezervoarski pritisak itd.

Prema metodi Lysenko V.D. Sljedeći pokazatelji su određeni i sažeti u tabeli br. 1:

1. Godišnja proizvodnja nafte (qt) i 2. Broj proizvodnih i injekcionih bušotina (nt):

gdje je t redni broj obračunske godine (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - proizvodnja nafte za godinu koja prethodi obračunskoj, u našem primjeru za 10. godinu; e=2,718 - baza prirodni logaritmi; Qres – preostale nadoknadive rezerve nafte na početku obračuna (razlika između početnih nadoknadivih rezervi i akumulirane proizvodnje nafte na početku obračunske godine, u našem primjeru za 10. godinu).

n0 - broj bunara na početku obračunske godine; T je prosječni vijek trajanja bunara, godine; u nedostatku stvarnih podataka, standardni period amortizacije za bunar (15 godina) može se uzeti kao T.

3. Godišnja stopa povlačenja nafte t - omjer godišnje proizvodnje nafte (qt) i početnih nadoknadivih rezervi nafte (Qlow):

t dno = qt / Q dno

4. Godišnja stopa povlačenja nafte iz preostalih (tekućih) nadoknadivih rezervi je omjer godišnje proizvodnje nafte (qt) i preostalih nadoknadivih rezervi (Qoiz):

t oiz = qt / Qoiz

5. Proizvodnja nafte od početka razvoja (kumulativna rekuperacija nafte (Qacc):

Zbroj godišnjih povlačenja nafte za tekuću godinu.

6. Povlačenje nafte iz početnih nadoknadivih rezervi - omjer akumuliranog povlačenja nafte (Qacc) prema (Qlow):

SQ = Qnak / Qniz

7. Faktor povrata nafte (ORF) ili iskorištenje nafte - omjer akumulirane iskorištenosti nafte (Qnak) prema početnim geološkim ili bilansnim rezervama (Qbal):

KIN = Qnak / Qbal

8. Proizvodnja tečnosti godišnje (ql). Godišnja likvidna proizvodnja za prospektivni period može se pretpostaviti konstantnom na nivou koji je stvarno postignut u 10. godini.

9. Proizvodnja tečnosti od početka razvoja (Ql) - zbir godišnjih povlačenja tečnosti za tekuću godinu.

10. Prosječna godišnja proizvodnja vode iz bunara (W) - omjer godišnje proizvodnje vode (qw) i godišnje proizvodnje tekućine (ql):

11. Godišnje ubrizgavanje vode (qzak) za prospektivni period se prihvata u količinama koje obezbeđuju akumuliranu kompenzaciju za povlačenje tečnosti za 15. godinu razvoja u iznosu od 110-120%.

12. Utiskivanje vode od početka razvoja Qzak - zbir godišnjih utiskivanja vode za tekuću godinu.

13. Kompenzacija povlačenja tečnosti ubrizgavanjem vode godišnje (trenutno) - odnos godišnjeg ubrizgavanja vode (qzak) i godišnje proizvodnje tečnosti (ql):

Kg = qzak / qzh

14. Kompenzacija za povlačenje tečnosti ubrizgavanjem vode od početka razvoja (akumulirana kompenzacija) - odnos akumuliranog ubrizgavanja vode (Qzak) prema akumuliranom povlačenju tečnosti (Ql):

Knak = Qzak / Qzh

15. Proizvodnja pratećeg naftnog gasa za godinu utvrđuje se množenjem godišnje proizvodnje nafte (qt) sa faktorom gasa:

qgas = qt.Gf

16. Proizvodnja pratećeg naftnog gasa od početka razvoja - zbir godišnjih povučenih gasova.

17. Prosječna godišnja stopa proizvodnje nafte jedne proizvodne bušotine je odnos godišnje proizvodnje nafte (qg) i prosječnog godišnjeg broja proizvodnih bušotina (sljedećih) i broja dana u godini (Tg), uzimajući u obzir proizvodne bušotine. radni koeficijent (Ke.d):

qwell d. = qg / nadd Tg Ke.d,

gdje je K.d jednak omjeru dana (dana) koje su odradile sve proizvodne bušotine u toku kalendarske godine prema broju ovih bunara i broju kalendarskih dana (dana) u godini.

18. Prosječni godišnji protok tečnosti jedne proizvodne bušotine je odnos godišnje proizvodnje tekućine (ql) i prosječnog godišnjeg broja proizvodnih bunara (sljedećih) i broja dana u godini (Tg), uzimajući u obzir proizvodnju brzina rada bušotine (Ke.d):

19. Prosječna godišnja injektivnost jedne injekcione bušotine - odnos godišnjeg utiskivanja vode (qzak) prema prosječnom godišnjem broju injektnih bunara (nnag) i broju dana u godini (Tg), uzimajući u obzir radni koeficijent utiskivanja bunari (Ke.n):

qwell = qzak / nnag Tg Ke.n,

gdje je K.n jednak omjeru dana rada svih injekcionih bušotina u toku kalendarske godine prema broju ovih bunara i broju kalendarskih dana u godini.

20. Pritisak rezervoara za 20. godinu razvoja ima tendenciju smanjenja ako je akumulirana kompenzacija manja od 120%; ako je akumulirana kompenzacija u rasponu od 120 do 150%, tada je pritisak rezervoara blizu ili jednak početnom; ako je akumulirana kompenzacija veća od 150%, tada rezervoarski pritisak ima tendenciju povećanja i može biti veći od početnog.

Raspored razvoja polja je prikazan na histogramu.

Proračun rezervi prirodnog plina primjenom formule i proračun nadoknadivih rezervi grafičkom metodom

By ekstrapoliranjem grafa Q zap = f (Pav(t)) na osu apscise određuju se povratne rezerve plina ili korištenjem omjera:

gdje je Q app - početne nadoknadive rezerve gasa, milion m3;

Qext (t) - proizvodnja gasa od početka razvoja za određeni vremenski period (npr. 5 godina) data je u Prilogu 4, milion m3;

Pstart - početni pritisak u ležištu, MPa;

Pav(t) - prosječni ponderirani tlak u ležištu za vrijeme vađenja zapremine gasa (npr. 5 godina), Pav(t) =0,9 Rinit., MPa;

početni i av(t) - korekcije za odstupanje svojstava realnog gasa prema Boyle-Mariotteovom zakonu od svojstava idealnih gasova (odnosno za pritiske Pinit i Paver(t)). Izmjena je jednaka

Koeficijent superstišljivosti plina određen je iz eksperimentalnih Brown-Katz krivulja. Da bismo pojednostavili proračune, konvencionalno pretpostavljamo zinit =0,65, zav(t) =0,66, čija vrijednost odgovara pritisku Pav(t); Za proračun uzimamo Kgo = 0,8.

Naziv indikatora	Oznaka	Magnituda	Jedinice
Početni rezervoarski pritisak
Vađenje gasa 5 godina	U Qgas
Prihvaćeni koeficijent povrata plina
Nadoknadive rezerve gasa	V izvučeni gas
Bilansne rezerve gasa	Q gas ball
Prosječna godišnja stopa povlačenja plina	Tgaz
Trajanje razvoja

Zaključci na osnovu rezultata proračuna.

Maksimum godišnja proizvodnja nafte ostvarena je u desetoj godini razvoja i iznosila je 402 hiljade tona. Kumulativna proizvodnja nafte za posljednju procijenjenu godinu razvoja iznosi 3013,4 hiljade tona, što je 31,63% početnih nadoknadivih rezervi; CIN za prošlu obračunsku godinu - 0,14 dolara. jedinice; maksimalna godišnja stopa povlačenja nafte iz početnih nadoknadivih rezervi je 4,219%, za posljednju obračunsku godinu 0,38%; vodeni rez ekstrahovanih proizvoda - 92%; godišnje utiskivanje vode - 550 hiljada m3; trenutna i akumulirana kompenzacija za povlačenje tečnosti ubrizgavanjem vode su 123,18 i 121,75%, respektivno; prosječni protok nafte i tekućine proizvodnih bušotina su 16,4 i 26,2 tone/dan, respektivno; prosječna injektivnost jedne injekcione bušotine je 111,67 m3/dan; trenutni rezervoarski pritisak je 20 MPa, što je za 4,4 MPa niže od početnog. Predmetni objekat je u četvrtoj fazi razvoja.

Bilansne (geološke) rezerve gasa iznose 23123,1 miliona m3, povratne rezerve gasa su 18498,487 miliona m3. Prosječna godišnja stopa vađenja gasa je 2,23%. Trajanje razvoja ležišta gasa je 44 godine.

Objavljeno na Allbest.ru

...

Slični dokumenti

Geološka struktura naftnog polja. Dubina, sadržaj nafte i geološke i fizičke karakteristike formacije 1BS9. Proučavanje dinamike fonda bušotina i obima proizvodnje nafte. Analiza pokazatelja razvoja i energetskog stanja akumulacije.

test, dodano 27.11.2013

Geološke i fizičke karakteristike ležišta Vakh. Svojstva i sastav nafte, gasa i vode. Analiza dinamike proizvodnje, strukture fonda bunara i pokazatelja njihovog rada. Proračun ekonomske efikasnosti opcije tehnološkog razvoja.

rad, dodato 21.05.2015

opći opis te geološke i fizičke karakteristike polja, analizu i faze njegovog razvoja, tehnologiju proizvodnje nafte i korištenu opremu. Mjere za intenziviranje ovog procesa i procjenu njegove praktične efikasnosti.

teze, dodato 11.06.2014

Fizičko-hemijske karakteristike nafte i gasa. Otvaranje i priprema minskog polja. Osobine razvoja naftnih polja metodom termičkog rudarenja. Rudarski iskop. Dizajn i izbor ventilatorske instalacije za glavnu ventilaciju.

teze, dodato 10.06.2014

Karakteristika geološka struktura naftno polje. Svojstva rezervoara proizvodnih formacija i njihova heterogenost. Fizičko-hemijska svojstva formacijskih fluida, nafte, gasa i vode. Osnove razvoja niskoproduktivnih glinovitih akumulacija.

izvještaj o praksi, dodan 30.09.2014

Studija sistema za prikupljanje i separaciju ulja prije i nakon rekonstrukcije polja. Načini proizvodnje nafte i uslovi rada naftnog polja. Hidraulički proračun cjevovoda. Utvrđivanje troškova za kapitalne popravke naftnih bušotina.

kurs, dodato 03.04.2015

Osnovni koncepti razvoja naftnih i plinskih polja. Analiza metoda utjecaja na naftno ležište u Sredne-Asomkinskoye naftnom polju. Preporuke za povećanje faktora iskorištenja nafte i izbor optimalnog načina proizvodnje.

kurs, dodan 21.03.2012

Geološke i fizičke karakteristike naftnog polja. Osnovni parametri rezervoara. Fizičko-hemijska svojstva formacijskih fluida. Karakteristike fonda bunara i tekućih protoka. Proračun indikatora tehnološkog razvoja. Analiza proizvodnje formacije.

kurs, dodan 27.07.2015

Geološke i fizičke karakteristike Kravcovskog polja. Analiza trenutna drzava i efikasnost korištene razvojne tehnologije. Izbor i opravdanost mehanizovanog načina rudarenja. Osnovni zahtjevi za opremu u bušotini.

disertacije, dodato 18.04.2015

Analiza postojećeg stanja i izdavanje preporuka za regulisanje procesa izrade ležišta naftnog polja. Geološke i poljske karakteristike stanja polja, naftnog i gasnog potencijala horizonata. Proračun ekonomske efikasnosti razvoja akumulacije.

TEHNOLOGIJA RAZVOJA NAFTNIH POLJA I POKAZATELJI TEHNOLOŠKOG RAZVOJA

Izbor sistema razvoja na osnovu glavnih geoloških i fizičkih karakteristika ležišta

Osnovne geološke i fizičke karakteristike	Razvojni sistem
Viskoznost ulja u pl. konvencionalno mPa*s m n	Mobilnost µm 2 /mPa*s K/ m n	Dubina pješčane formacije Kp	Gustina mreže bunara, ha/bunar	Well placement	Sistem za zalivanje vode
0,5-5,0	Do 0,1	0,5-0,65	16-32	Red, kvadrat. 1-3 reda, 5-7 bodova.	Linearno sa fokusom, područje
0,65-0,80	20-36	Inline, 3 reda	Linearno sa fokusom
više od 0,80	24-40	Red, 3-5 redova	Linearno sa fokusom
Više od 0,1	0,5-0,65	24-40	Inline, 3 reda	Linearno sa fokusom
0,65- 0,80	28-40	Inline, 5 redova	Linearno sa fokusom
Više od 0,80	33-49	Inline, 5 redova	Linearno sa fokusom
5,0-40,0	Do 0,1	0,5-0,55	12-24	Područje, 5-7-9 bodova	Područje
0,65-,80	18-28
Više od 0,80	22-33	Red, 3 reda. Područje, 5-7-9 bodova	Linearno sa fokusom. Područje
Više od 0,1	0,5-0,65	16-28	Red, 1-3 reda. Područje, 5-7-9 bodova	Linearno sa fokusom. Područje
0,65- 0,80	22-32	Red, 1-3 reda.	Linearno sa fokusom
Više od 0,80	26-36	Red, 1-3 reda.	Linearno sa fokusom

Tehnologija razvoja naftnih polja je skup metoda koje se koriste za vađenje nafte iz podzemlja. U odeljku 3, koncept razvojnog sistema ukazuje na prisustvo ili odsustvo uticaja na formaciju kao jedan od njegovih odlučujućih faktora. Potreba za bušenjem injekcionih bunara zavisi od ovog faktora. Tehnologija izrade ležišta nije uključena u definiciju razvojnog sistema. Sa istim sistemima mogu se koristiti različite rudarske tehnologije. Naravno, prilikom projektovanja razvoja terena potrebno je voditi računa o tome koji sistem najbolje odgovara odabranoj tehnologiji i kojim razvojnim sistemom se najlakše mogu postići navedeni pokazatelji.

Razvoj svakog naftnog polja karakterišu određeni tehnološki pokazatelji. Razmotrimo opće pokazatelje svojstvene svim razvojnim tehnologijama. To uključuje sljedeće:

Proizvodnja ulje Q n je glavni indikator, ukupno za sve proizvodne bušotine izbušene na lokaciji u jedinici vremena, i prosječna dnevna proizvodnja q n po bušotini.

Priroda vremenskih promjena ovih pokazatelja ovisi ne samo o svojstvima formacije i fluida koji je zasićuju, već i od tehnoloških operacija koje se izvode na terenu u različitim fazama razvoja.

Ekstrakcija tečnosti Q g - ukupna proizvodnja nafte i vode u jedinici vremena (godina, mjesec). Čista nafta se proizvodi iz bušotina u čisto naftonosnom dijelu ležišta tokom nekog sušnog perioda rada bušotine. Za većinu naslaga, prije ili kasnije njihovi proizvodi počnu biti zatopljeni. Od ovog trenutka, proizvodnja tekućine premašuje proizvodnju nafte.

U našoj zemlji proizvodnja nafte i tečnosti se meri u težinskim jedinicama - tonama. U inostranstvu - zapremina - m 3. U SAD, Velikoj Britaniji i Kanadi i nizu drugih zemalja - u bačvama, 1 bure = 159 litara, u 1 m 3 = 6,29 barela.

Protok ulja, vode i tečnosti q n, q in, q f- odnos proizvodnje nafte, vode ili tečnosti prema vremenu rada bušotine za mesec ili godinu. Obračunava se i za radno vrijeme i za kalendarsko vrijeme. Jedinica mjere - t/dan*bunar.

rezanje vode - ovo je omjer proizvedene vode i ukupne količine proizvedene tekućine u periodu (godina, mjesec). Mjereno u dijelovima jedinica. i %:

Faktor voda-ulje- odnos proizvedene vode i nafte. Trenutni i akumulirani

Proizvodnja plina Q d. Ovaj indikator zavisi od sadržaja gasa u ležištu nafte, njegove mobilnosti u odnosu na pokretljivost nafte u ležištu, omjera ležišnog pritiska i pritiska zasićenja, prisustva gasne kapice i sistema za razvoj polja. Proizvodnja gasa se karakteriše korišćenjem faktora gasa, tj. odnos količine proizvedenog gasa iz bušotine u jedinici vremena, svedenog na standardne uslove, prema proizvodnji degazirane nafte za istu jedinicu vremena. Prosječni faktor gasa, kao tehnološki pokazatelj razvoja, određen je odnosom tekuće proizvodnje gasa i tekuće proizvodnje nafte.

Prilikom razvoja polja uz održavanje ležišnog tlaka iznad tlaka zasićenja, faktor plina ostaje nepromijenjen i stoga priroda promjene proizvodnje plina ponavlja dinamiku proizvodnje nafte. Ako je tokom razvoja rezervoarski pritisak ispod pritiska zasićenja, tada se faktor gasa menja na sledeći način. Tokom razvoja u režimu rastvorenog gasa, prosečni faktor gasa prvo raste, dostiže maksimum, a zatim opada i teži nuli pri pritisku rezervoara jednakom atmosferskom pritisku. U ovom trenutku, režim rastvorenog gasa prelazi na gravitacioni režim.

Potrošnja sredstava ubrizganih u formaciju (Q z) i njihovo vađenje zajedno sa naftom (i gasom). Prilikom implementacije raznih tehnološkim procesima Za vađenje nafte i gasa iz podzemlja (uključujući održavanje ležišnog pritiska), voda, voda sa dodatkom hemikalija, gas i druge supstance se pumpaju u rezervoar.

Glavni indikator koji karakterizira proces ubrizgavanja je kompenzacija za povlačenje tekućine ubrizgavanjem vode: trenutna i akumulirana. Mjereno u dijelovima jedinica. I %.

Prilikom izrade razvojnih projekata vrijednost se uzima jednaka 115% kako bi se osigurali gubici na trasi ubrizgane vode i gubici trenjem.

Razmatrani pokazatelji odražavaju dinamičke karakteristike procesa vađenja nafte, vode i gasa. Za karakterizaciju procesa razvoja tokom čitavog proteklog vremenskog perioda koristi se integralni indikator - akumulirana proizvodnja (∑Q n, ∑Q w). Kumulativna proizvodnja nafte i tekućine odražava količinu proizvedenu u objektu u određenom vremenskom periodu od početka razvoja, tj. od trenutka puštanja u rad prve proizvodne bušotine.

Za razliku od dinamičkih pokazatelja, akumulirana proizvodnja se može samo povećati. Sa smanjenjem tekuće proizvodnje, stopa povećanja odgovarajućeg akumuliranog indikatora se smanjuje. Ako je trenutna proizvodnja nula, tada se rast akumuliranog indikatora zaustavlja i ostaje konstantan.

Well stock. Bušotine su glavna komponenta sistema za razradu nafte i iz njih se izvlače povezane komponente; Bušotine se prema namjeni dijele u sljedeće glavne grupe: proizvodne, injekcione, specijalne i pomoćne.

Rudarstvo bunari čine najveći dio fonda bunara. Dizajniran za proizvodnju nafte, plina i pratećih komponenti.

Pritisak bušotine su projektovane za ubrizgavanje različitih agenasa (voda, gas, para) u ležište kako bi se obezbedio efikasan razvoj nalazišta nafte.

Poseban bunari su namenjeni za razne vrste istraživanja radi proučavanja parametara i stanja razvijenosti ležišta. Među njima postoje dvije podgrupe – evaluacija i kontrola. Prve se buše kako bi se procijenila zasićenost formacija naftom i plinom. Potonji se dijele na pijezometrijske i opservacijske.

Auxiliary bunari se dijele na vodozahvatne i upijajuće.

Skladište svakog proizvodnog pogona je u stalnom pokretu. Ukupan broj proizvodnih bušotina se mijenja: u fazama I, II - raste, u fazama III, IV - opada.

Broj injekcionih bunara se povećava kako se sistem plavljenja vodom razvija. Bunari se mogu kretati iz jedne grupe u drugu.

Pored razmatranih apsolutnih pokazatelja, koji kvantificiraju proizvodnju nafte, vode i plina, koriste se i relativni, koji karakteriziraju proces vađenja proizvoda iz ležišta kao udjela u rezervama nafte.

Stopa selekcije iz NCD. Iz vašeg kursa geologije znate koncept početnih rezervi nafte koja se može povratiti (IRR). Prilikom analize razvoja bilo kog objekta koriste se indikatori kao što su stopa selekcije od NCD i stepen proizvodnje NCD. Tempo razvoja Z(t), vremenski promenljivi t, jednak omjeru trenutne proizvodnje nafte QH(t) na povratne rezerve polja

Ovaj indikator se mijenja tokom vremena, odražavajući uticaj na razvojni proces svih tehnoloških operacija koje se sprovode na terenu, kako tokom njegovog razvoja tako i tokom procesa regulacije.

Formula pokazuje da je promjena stope razvoja tokom vremena slična promjeni proizvodnje nafte. Koncept maksimalne stope razvoja se često koristi za karakterizaciju razvojnog sistema. Zmax

Q H max - obično proizvodnja nafte u drugom periodu razvoja.

Slično se određuje i brzina povlačenja tečnosti

Tempo razvoja je mjera aktivnosti razvojnog sistema.

Stepen razvoja početnih rezervi nafte (IRR)- odnos akumulirane proizvodnje nafte i NCD. Štaviše, poređenje vrijednosti trenutnog vodotoka proizvodnje bunara sa vrijednošću stepena iscrpljenosti rezervi može nam indirektno ukazati na to da li se objekat dovoljno uspješno razvija. Šta to znači: ako su ovi pokazatelji jednaki, možemo govoriti o pravilnom razvoju objekta.

Ako stepen proizvodnje zaostaje za zalijevanjem bunara, tada je potrebno poduzeti mjere da se to otkloni. Analiza indikatora razvoja kroz vrijeme omogućit će nam da izvučemo zaključak ili o korištenju tehnologija za intenziviranje proizvodnje nafte, ili o velikom utjecaju određene tehnologije na promjenu dinamike razvoja.

Rekuperacija ulja. Količina rezervi nafte pojedinog ležišta povezana je sa stepenom ekstrakcije nafte iz podzemlja, što je odnos moguće ukupne proizvodnje nafte i bilansnih (geoloških) rezervi nafte u ležištu.

Ovaj odnos, nazvan faktor povrata nafte ili faktor povrata nafte, ima oblik:

η pr - projektovani faktor povrata ulja

η - trenutni ili stvarni faktor povrata ulja

Postoje trenutni i konačni oporavak nafte. Ispod trenutni oporavak nafte razumjeti omjer količine nafte izvađene iz ležišta u trenutku razvoja ležišta prema njegovim početnim rezervama. Konačni oporavak nafte- odnos količine proizvedene nafte na kraju razvoja i početnih rezervi.

Q inv- nadoknadive rezerve nafte

Q rezultat- bilansne rezerve nafte

∑Q n- akumulirano povlačenje ulja

U idealnom slučaju, koeficijent povrata nafte teži da dostigne vrijednost koeficijenta istiskivanja, tj. vrijednost koja se može izvući što je više moguće iz formacije sa specifičnim geološkim i fizičkim karakteristikama. Ali budući da proces istiskivanja nafte zavisi od mnogih faktora: strukture i karakteristika ležišta, heterogenosti, osobina nafte koja je saturira, sistema postavljanja bušotine, šeme bušotine, oporavak nafte može se predstaviti kao:

h =b van b hladna glava. b ohv out

Odnos pomaka- odnos količine ulja istisnute tokom dugotrajnog intenzivnog ispiranja pornog prostora u koji je prodrlo radno sredstvo (voda) prema početnoj količini ulja u istoj zapremini. Utvrđeno eksperimentalno na jezgru.

Faktor pokrivenosti vodom- odnos količine nafte istisnute iz ispranog volumena pora u koji je prošla ubrizgana ili periferna voda prilikom ispiranja prema datom vodenom dijelu proizvodnje bušotine, prema količini nafte istisnute iz iste zapremine tokom njenog potpunog ispiranja, tj. na količinu ulja koja je određena koeficijentom istiskivanja.

Koeficijent čišćenja rezervoara postupkom istiskivanja je omjer zbira volumena ležišta pokrivenih procesom istiskivanja nafte i ukupne zapremine rezervoara koji sadrže naftu.

Iskorištavanje nafte se određuje ne samo za jednu formaciju ili objekat, već i za polje u cjelini, za grupu polja, pa čak i za naftoproizvodni region i zemlju.

Konačnu iskorištavanje nafte određuju ne samo mogućnosti tehnologije razvoja naftnih polja, već i ekonomski uslovi.

Raspodjela pritiska u formaciji. U procesu razvoja nafte
U naftnim poljima pritisak u rezervoaru se stalno mijenja. Na odvojeno
u dijelovima formacije bit će drugačije. U zoni injekcionih bušotina biće
visok pritisak, nizak pritisak u rudarskom području.

Za procjenu se koristi prosječan pritisak ili pritisak ponderiran po površini. Pritisci na karakterističnim tačkama formacije - na dnu injekcionih bušotina - koriste se kao indikatori razvoja. R n , na dnu proizvodnih bunara - Rn . Na ispusnoj liniji Rn" na liniji odabira R s " .

Također je važno odrediti razliku tlaka između dna injektnog i proizvodnog bunara, kao razliku P n - P s = dP .

Pritisak na ušću proizvodnih bunara. Postavlja se na osnovu zahtjeva za obezbjeđivanje prikupljanja i transporta nafte, gasa i vode od izvora bušotina do instalacija naftnih polja.

Temperatura rezervoara. Ovo je prirodni faktor. Može se promijeniti zbog ubrizgavanja velikih količina hladne vode u formaciju ili, obrnuto, rashladnih sredstava pare i tople vode.

Svi pokazatelji koji su svojstveni ovoj tehnologiji za vađenje nafte iz podzemlja su međusobno povezani.

Tehnologija razvoja naftnih polja je skup metoda koje se koriste za vađenje nafte iz podzemlja. U navedenom konceptu razvojnog sistema, prisustvo ili odsustvo uticaja na formaciju je naznačeno kao jedan od njegovih determinišućih faktora. Potreba za bušenjem injekcionih bunara zavisi od ovog faktora. Tehnologija izrade ležišta nije uključena u definiciju razvojnog sistema. Sa istim sistemima mogu se koristiti različite rudarske tehnologije. Naravno, prilikom projektovanja razvoja terena potrebno je voditi računa o tome koji sistem najbolje odgovara odabranoj tehnologiji, a kojim razvojnim sistemom se navedeni pokazatelji najlakše mogu dobiti.

Razvoj svakog naftnog polja karakterišu određeni pokazatelji. Razmotrimo opće pokazatelje svojstvene svim razvojnim tehnologijama. To uključuje sljedeće.

PROIZVODNJA NAFTE- glavni indikator, ukupno za sve proizvodne bušotine izbušene na lokaciji u jedinici vremena, i prosječna dnevna proizvodnja po bušotini. Priroda promjena u vremenu ovih pokazatelja ovisi ne samo o svojstvima formacije i fluida koji je zasićuju, već i o tehnološkim operacijama koje se izvode na terenu u različitim fazama razvoja.

Ekstrakcija tečnosti- ukupna proizvodnja nafte i vode u jedinici vremena. Čista nafta se proizvodi iz bušotina u čisto naftonosnom dijelu ležišta tokom nekog sušnog perioda rada bušotine. Za većinu naslaga, prije ili kasnije njihovi proizvodi počnu biti zatopljeni. Od ovog trenutka, proizvodnja tekućine premašuje proizvodnju nafte.

Proizvodnja plina. Ovaj indikator zavisi od sadržaja gasa u ležištu nafte, njegove pokretljivosti u odnosu na pokretljivost nafte u ležištu, odnosa pritiska ležišta i pritiska zasićenja, prisustva gasne kapice i sistema za razvoj polja. Proizvodnja gasa se karakteriše korišćenjem faktora gasa, odnosno odnosa količine proizvedenog gasa iz bušotine u jedinici vremena, svedenog na standardne uslove, prema proizvodnji degazirane nafte u istoj jedinici vremena. Prosječni faktor plina kao indikator tehnološkog razvoja određen je omjerom tekuće proizvodnje plina i tekuće proizvodnje nafte.

Razmatrani pokazatelji odražavaju dinamičke karakteristike procesa vađenja nafte, vode i gasa. Za karakterizaciju procesa razvoja u cijelom proteklom vremenskom periodu koristi se integralni pokazatelj - akumulirana proizvodnja. Kumulativna proizvodnja nafta odražava količinu nafte koju je postrojenje proizvelo u određenom vremenskom periodu od početka razvoja, odnosno od trenutka puštanja prve proizvodne bušotine.

Kumulativna proizvodnja nafte

gdje je vrijeme razvoja polja; -trenutno vrijeme.

Trenutni oporavak nafte izražava odnos akumulirane proizvodnje nafte tokom datog perioda rada polja i njegovih geoloških rezervi

Konačni oporavak nafte– je omjer nadoknadivih rezervi polja i geoloških

Konačna iskorištavanje nafte u konačnici karakteriše kvalitet i efikasnost razvoja datog polja.

Tempo razvoja- odnos godišnje proizvodnje nafte i nadoknadivih rezervi, izražen u procentima.

Ovaj indikator se mijenja tokom vremena, odražavajući uticaj na razvojni proces svih tehnoloških operacija koje se sprovode na terenu, kako tokom njegovog razvoja tako i tokom procesa regulacije.

Na sl. Slika 2 prikazuje krivulje koje karakteriziraju brzinu razvoja tokom vremena za dva polja s različitim geološkim i fizičkim svojstvima. Sudeći po datim zavisnostima, razvojni procesi ovih oblasti se značajno razlikuju. Prema krivulji 1 mogu se izdvojiti četiri razvojna perioda, koje ćemo nazvati fazama.

U prvoj fazi (faza puštanja polja u funkciju), kada dolazi do intenzivnog bušenja bušotina u glavnom fondu, brzina razvoja kontinuirano raste i dostiže svoju maksimalnu vrijednost do kraja perioda. Duž njegove dužine obično se proizvodi bezvodno ulje. Njegovo trajanje ovisi o veličini ležišta i brzini bušenja bušotina koje čine glavni fond.

Postizanje maksimalne godišnje proizvodnje nadoknadivih rezervi nafte ne poklapa se uvijek sa završetkom bušenja bušotine. Ponekad se javlja prije datuma bušenja ležišta.

Drugu fazu (faza održavanja dostignutog maksimalnog nivoa proizvodnje nafte) karakteriše manje ili više stabilna godišnja proizvodnja nafte. U projektnom zadatku za razvoj polja često se navodi maksimalna proizvodnja nafte, godina u kojoj se ta proizvodnja treba ostvariti i trajanje druge faze.

Glavni zadatak ove faze je bušenje rezervnih bunara, regulisanje stanja bušotina i potpuni razvoj sistema plavljenja ili druge metode uticaja na formaciju. Neki bunari prestaju da dotječu pred kraj etape, te se prenose na mehanizovan način rada (pomoću pumpi).

Treću fazu (faza opadanja proizvodnje nafte) karakteriše intenzivno smanjenje stope razvoja u pozadini progresivnog zalivanja proizvodnje bušotine u režimu vodenog pritiska i naglog povećanja faktora gasa u režimu gasnog pritiska. Gotovo svim bunarima se upravlja mehanizovano. Značajan dio bunara je van funkcije do kraja ove faze.

Fig.2. Grafikon promjena u tempu razvoja tokom vremena

1- depozit A; 2- depozit B; I, II, III, IV – faze razvoja

Četvrtu fazu (završnu fazu razvoja) karakterišu niske stope razvoja. Dolazi do visokog vodostaja i sporog smanjenja proizvodnje nafte.

Prve tri faze, tokom kojih se povlači 70 do 95% nadoknadivih rezervi nafte, čine glavni razvojni period. U četvrtoj fazi se izvlače preostale rezerve nafte. Međutim, upravo u tom periodu, koji generalno karakteriše efikasnost implementiranog razvojnog sistema, utvrđuje se konačna vrijednost dobijene količine nafte, ukupan period razrade polja i crpi se glavna količina pripadajuće vode.

Kao što se može vidjeti sa slike 2 (kriva 2), za neka polja je tipično da nakon prve faze dolazi do faze pada proizvodnje nafte. Ponekad se to dešava već u periodu kada se polje stavlja u razvoj. Ova pojava je tipična za polja sa viskoznim uljima ili kada se do kraja prve faze postižu visoke stope razvoja od reda od 12 - 20% godišnje ili više. Iz razvojnog iskustva proizilazi da maksimalna stopa razvoja ne bi trebala prelaziti 8 - 10% godišnje, au prosjeku tokom čitavog razvojnog perioda njena vrijednost bi trebala biti unutar 3 - 5%/god.

Napominjemo još jednom da će se opisana slika promjena u proizvodnji nafte iz polja u toku njegovog razvoja prirodno javiti u slučaju kada tehnologija razvoja polja, a možda i sistem razvoja ostaju nepromijenjeni tokom vremena. U vezi sa razvojem metoda za povećanje iskorištenja nafte, u nekoj fazi razvoja polja, najvjerovatnije u trećoj ili četvrtoj, može se primijeniti nova tehnologija vađenje nafte iz podzemlja, usled čega će se proizvodnja nafte iz polja ponovo povećati.

U praksi analize i projektovanja razvoja naftnih polja koriste se i indikatori koji karakterišu stopu povlačenja rezervi nafte tokom vremena: stopa odabira bilansnih rezervi i stopa selekcije preostalih nadoknadivih rezervi. A-prioritet

gdje je godišnja proizvodnja nafte na polju u zavisnosti od vremena razvoja; - bilansne rezerve nafte.

Ako je (1.11) stopa razvoja, tada se odnos između i izražava jednakošću

gdje je oporavak nafte do kraja perioda razvoja polja.

Stopa povlačenja preostalih nadoknadivih rezervi nafte

gdje je akumulirana proizvodnja nafte polja u zavisnosti od vremena razvoja

Hajde da izvedemo formulu koja povezuje indikatore i . Iz (1.14) slijedi

Razlikovanjem obe strane ove jednakosti s obzirom na vreme, dobijamo

S obzirom na to, dobijamo sljedeći izraz:

Zamjenom izraza za posljednju jednakost, imamo

Diferencijalna jednadžba(1.16) vam omogućava da izračunate vrijednosti za poznate .

Razmotrimo integralni indikator procesa proizvodnje ulja:

Gdje - stopa iskorištenosti nadoknadivih rezervi. Njegova vrijednost kontinuirano raste, težeći jedinstvu. Zaista, kada

budući da proizvodnja nafte na kraju razvoja postaje jednaka nadoknadivim rezervama.

Po analogiji, trenutni oporavak nafte odn omjer odabira bilansnih zaliha određeno iz izraza

Do kraja razvoja polja, odnosno na , oporavka nafte

Odsjek vode proizvoda je omjer protoka vode i ukupnog protoka ulja i vode. Ovaj indikator varira tokom vremena od nule do jedan:

Priroda promjene indikatora ovisi o nizu faktora. Jedan od glavnih je omjer viskoznosti nafte i viskoznosti vode u uslovima ležišta:

gdje i su dinamički viskozitet ulja i vode, respektivno.

Prilikom razvoja polja sa visokoviskoznim naftama, voda se može pojaviti u proizvodnji nekih bušotina od početka njihovog rada. Razvijaju se neka ležišta sa uljima niske viskoznosti dugo vrijeme sa niskim sadržajem vode. Granična vrijednost između viskoznih i niskoviskoznih ulja varira od 3 do 4.

Na prirodu vodosnabdijevanja bunara i proizvodnju akumulacije utiče i heterogenost akumulacije sloj po sloj (sa povećanjem stepena heterogenosti smanjuje se period rada bunara bez vode) i položaj rezervoara. interval perforacije bušotine u odnosu na kontakt ulje-voda.

Iskustvo u razvoju naftnih polja pokazuje da se uz nisku viskoznost nafte postiže veća iskorištavanje nafte uz manje vode. Shodno tome, isječak vode može poslužiti kao indirektan pokazatelj efikasnosti razvoja polja. Ako postoji intenzivnije zalijevanje proizvoda u odnosu na projektovano, onda to može poslužiti kao pokazatelj da je nanos pokriven procesom plavljenja u manjoj mjeri od očekivane.

Stopa povlačenja fluida je omjer godišnje proizvodnje fluida u uslovima ležišta prema nadoknadivim rezervama nafte, izražen u %/godišnje.

Ako je dinamika brzine razvoja karakterizirana fazama, tada se promjena brzine povlačenja tekućine tijekom vremena događa na sljedeći način. U prvoj fazi selekcija fluida za većinu polja praktično ponavlja dinamiku brzine njihovog razvoja. U drugoj fazi, stopa povlačenja likvidnosti iz nekih depozita ostaje konstantna na maksimalnom nivou, iz drugih opada, a iz drugih raste. Isti trendovi su još izraženiji u trećoj i četvrtoj fazi. Promjena brzine povlačenja fluida zavisi od faktora ulje-voda, brzine protoka vode koja se ubrizgava u rezervoar, pritiska u rezervoaru i temperature rezervoara.

Faktor voda-nafta - omjer trenutnih vrijednosti proizvodnje vode i nafte u trenutku razvoja polja, mjereno u . Ovaj parametar, koji pokazuje koliko se količina vode proizvodi na 1 tonu proizvedene nafte, indirektni je pokazatelj efikasnosti razvoja i počinje naglo rasti od treće faze razvoja. Brzina njegovog povećanja ovisi o brzini povlačenja tekućine. Prilikom izrade ležišta niskoviskoznih ulja, u konačnici odnos količine proizvedene vode i proizvodnje nafte dostiže jedan, a za viskozna ulja se povećava na 5 - 8 m 3 /t au nekim slučajevima dostiže i 20 m 3 /t.

Potrošnja tvari ubrizganih u formaciju. Prilikom implementacije različitih tehnologija za uticaj na formaciju, koriste se različita sredstva za poboljšanje uslova za vađenje nafte iz podzemlja. Voda ili para, ugljikovodični plinovi ili zrak, ugljični dioksid i druge tvari se upumpavaju u formaciju. Brzina ubrizgavanja ovih supstanci i njihova ukupna količina, kao i brzina njihovog izvlačenja na površinu uz proizvodnju bušotine, najvažniji su tehnološki pokazatelji procesa razvoja.

Pritisak rezervoara. Tokom procesa razvoja, pritisak u formacijama uključenim u razvojni objekat se menja u odnosu na početni. Štaviše, u različitim dijelovima područja bit će različito: u blizini injekcionih bušotina je maksimalno, a u blizini proizvodnih bunara minimalno. Za praćenje promjena u rezervoarskom pritisku, koristi se ponderisana prosječna vrijednost za površinu ili zapreminu rezervoara. Važni pokazatelji intenziteta hidrodinamičkog uticaja na formaciju su pritisci na dnu injekcionih i proizvodnih bušotina. Razlika između ovih vrijednosti određuje intenzitet protoka tekućine u formaciji.

Pritisak na ušću proizvodnih bunara uspostavlja se i održava na osnovu zahtjeva za osiguranje prikupljanja i transporta proizvoda iz bunara na terenu.

Temperatura rezervoara. Tokom razvoja, ovaj parametar se mijenja kao rezultat prigušujućih efekata u zonama formacije blizu bušotine, ubrizgavanja rashladnog sredstva u formaciju i stvaranja pokretne fronte sagorijevanja u njoj.

RAZVOJ SISTEMA depoziti, kao što je ranije pomenuto. treba nazvati skupom međusobno povezanih inženjerskih rješenja koja osiguravaju visoku konačnu iskoristivost ulja. Tehnologija razvoja naftnih polja je skup metoda koje se koriste za vađenje nafte iz podzemnih ležišta. Tehnologija razvoja ležišta nije uključena u definiciju razvojnog sistema. Sa istim sistemima mogu se koristiti različite rudarske tehnologije.

Razvoj polja karakteriše korišćenje različitih kategorija bušotina i određenih indikatora razvoja.

Na osnovu namjene, bušotine se dijele u sljedeće kategorije: istražne, istražne i proizvodne.

Pretraživači buše se bušotine u potrazi za novim nalazištima nafte i gasa.

Istraživanje bunari; bušenje u područjima sa uspostavljenim industrijskim potencijalom nafte i gasa u cilju izrade procene rezervi nafte i gasa, prikupljanja početnih podataka za izradu projekta (šeme) za razradu ležišta (polja).

Operativni bušotine se dijele na proizvodne i injekcione. specijalni i pomoćni.

Rudarstvo(nafta i gas) bušotine su projektovane za vađenje nafte, nafte i prirodnog gasa i pripadajućih komponenti iz ležišta.

Injekcija: bunari dizajnirani su da utiču na produktivne formacije ubrizgavanjem vode, parnog gasa i drugih radnih sredstava u njih kako bi se obezbedio efikasan razvoj ležišta. Neke injekcione bušotine mogu se privremeno koristiti kao proizvodne bušotine.

Rezervee bunari predviđene su radi uključivanja u izradu pojedinačnih sočiva, štipanja zona u stagnirajućim zonama, koje nisu uključene u razvoj bunara glavnog fonda.

Poseban bušotine su projektovane za izvođenje različitih vrsta istraživanja u cilju proučavanja parametara i stanja razvijenosti ležišta. Među njima postoje dvije podgrupe – evaluacija i kontrola. Prve se buše kako bi se procijenila zasićenost formacija naftom i plinom. Potonji se dijele na pijezometrijske i opservacijske. Piezometrijske bušotine su dizajnirane za praćenje promjena u formacijskom tlaku u ležištu. Promatrački bunari za praćenje promjena u kontaktu voda-nafta, kontaktu plin-nafta, zasićenosti naftom i plinom formacije vodom.

Auxiliary bunari se dijele na vodozahvatne i upijajuće.

Unos vode Dizajniran za vodosnabdevanje tokom bušenja i za sisteme za održavanje pritiska u rezervoaru.

Upijajuće dizajniran za pumpanje proizvedene vode u apsorpcione horizonte.

Pored navedenog, preduzeća za proizvodnju nafte i gasa mogu imati zatvorene bušotine u svojim bilansima.

TO sačuvana To uključuje bušotine koje ne rade na terenu zbog necelishodnosti ili nemogućnosti njihovog rada u datom periodu.

Skladište svakog proizvodnog pogona je u stalnom pokretu. Broj injekcionih bunara se povećava kako se sistem plavljenja vodom razvija. Bunari se mogu kretati iz jedne grupe u drugu.

Prenderedi razvoj:

PROIZVODNJA NAFTE- Qn je glavni indikator, ukupan za sve proizvodne bušotine izbušene na lokaciji u jedinici vremena, i prosječna dnevna proizvodnja Qns po bušotini.

Proizvodnja nafte u našoj zemlji mjeri se u težinskim jedinicama - tonama. U inostranstvu u SAD, Velikoj Britaniji, Kanadi i dr. u bačvama.

1 bačva – 159 litara 1m 3 – 6,29 bačva.

Ekstrakcija tečnosti-Qzh je ukupna proizvodnja nafte i vode u jedinici vremena. Čista nafta se proizvodi iz bušotina u čisto naftonosnom dijelu ležišta tokom nekog sušnog perioda rada bušotine. U određenoj fazi razvoja, voda počinje da teče iz rezervoara zajedno sa naftom i gasom.

Proizvodnja tečnosti je ukupna proizvodnja nafte i vode

Q I = Q H + Q IN

Proizvodnja plina Qg. . Proizvodnja plina Prilikom rada zajedno s naftom proizvodi se tzv. Proizvodnja plina ovisi o sadržaju plina u ležištu nafte i karakterizira ga faktor plina.

Faktor gasa je zapremina proizvedenog gasa, svedena na standardne uslove, po toni nafte.

= m 3 /t

Prosječni faktor plina je omjer trenutne proizvodnje plina i tekuće proizvodnje nafte.

Kumulativna proizvodnja nafta odražava količinu nafte koju je postrojenje proizvelo u određenom vremenskom periodu od početka razvoja, kumulativna proizvodnja nafte

, (1.8)

Gdje - vrijeme razvoja polja; -trenutno vrijeme.

Akumulirana proizvodnja se može samo povećati.

Pored razmatranih apsolutnih pokazatelja, koriste se i relativni, koji karakteriziraju proces vađenja proizvoda iz ležišta kao udjela u rezervama nafte.

Rekuperacija ulja

Ovo je omjer količine nafte izvađene iz ležišta prema njenim izvornim rezervama u ležištu. Postoje trenutni i konačni oporavak nafte.

Trenutni oporavak nafte izražava odnos akumulirane proizvodnje nafte tokom datog perioda rada polja i njegovih geoloških rezervi

Konačni oporavak nafte– je omjer nadoknadivih rezervi polja i geoloških

Konačna iskorištavanje nafte u konačnici karakteriše kvalitet i efikasnost razvoja datog polja.

Iskorištavanje nafte izražava se u udjelima jedinica.

Tempo razvoja
- odnos godišnje proizvodnje nafte i nadoknadivih rezervi, izražen u procentima.

Ovaj indikator se mijenja tokom vremena, odražavajući uticaj na razvojni proces svih tehnoloških operacija koje se sprovode na terenu, kako tokom njegovog razvoja tako i tokom procesa regulacije.

Proizvod rezanje vode - odnos protoka vode i ukupnog protoka nafte i vode. Ovaj indikator varira tokom vremena od nule do jedan:

. (1.21)

Priroda promjene indikatora zavisi od niza faktora. Jedan od glavnih je omjer viskoznosti nafte i viskoznosti vode u uslovima ležišta :

Gdje I - dinamički viskozitet ulja i vode.

Prilikom razvoja polja sa visokoviskoznim naftama, voda se može pojaviti u proizvodnji nekih bušotina od početka njihovog rada. Neka ležišta sa uljima niske viskoznosti razvijaju se dugo vremena uz neznatan pad vode. Granična vrijednost između viskoznih i niskoviskoznih ulja varira od 3 do 4.

Iskustvo u razvoju naftnih polja pokazuje da se uz nisku viskoznost nafte postiže veći iskorištavanje nafte uz manje vode. Shodno tome, isječak vode može poslužiti kao indirektan pokazatelj efikasnosti razvoja polja. Ako postoji intenzivnije zalijevanje proizvoda u odnosu na projektovano, onda to može poslužiti kao pokazatelj da je nanos pokriven procesom plavljenja u manjoj mjeri od očekivane.

Faktor voda-ulje- odnos trenutnih vrijednosti proizvodnje vode i nafte u trenutku razvoja polja, mjereno u
. Ovaj parametar, koji pokazuje koliko se količina vode proizvodi po 1 toni proizvedene nafte, indirektni je pokazatelj efikasnosti razvoja. Brzina njegovog povećanja ovisi o brzini povlačenja tekućine. Prilikom izrade ležišta niskoviskoznih ulja, u konačnici odnos količine proizvedene vode i proizvodnje nafte dostiže jedan, a za viskozna ulja se povećava na 5 - 8 m 3 /t au nekim slučajevima dostiže i 20 m 3 /t.

Pritisak na ušću proizvodnih bunara uspostavlja se i održava na osnovu zahtjeva za osiguranje prikupljanja i transporta proizvoda iz bunara na terenu.

Temperatura rezervoara. Tokom procesa razvoja, ovaj parametar se mijenja kao rezultat prigušujućih efekata u zonama formacije u blizini bušotine, ubrizgavanja rashladnih tečnosti u formaciju i stvaranja pokretne fronte sagorijevanja u njoj.

Treba napomenuti da su svi indikatori koji su svojstveni ovoj tehnologiji za vađenje nafte i gasa iz podzemlja u okviru datog sistema razvoja polja međusobno povezani. Promjena nekih pokazatelja može dovesti do promjene drugih. Ako su neki od indikatora navedeni, onda se drugi moraju izračunati.

Proračun pokazatelja razvoja metodom tekućeg planiranja proizvodnje nafte i tekućine. Ova metodologija je poznata kao "Metodologija Državnog planskog odbora SSSR-a". Do danas se koristi u svim odjelima za proizvodnju nafte i plina, u naftnim kompanijama, u organizacijama gorivnog i energetskog kompleksa i planerskim organizacijama.

Početni podaci za obračun:

1. Početne bilansne rezerve nafte (NBR), t;

2. Početne nadoknadive rezerve nafte (IRR), t;

3. Na početku planirane godine:

Kumulativna proizvodnja nafte (?Qn), t;

Kumulativna proizvodnja tekućine (?Q tekućina), t;

Kumulativno ubrizgavanje vode (?Q zak), m 3 ;

Trenutna zaliha proizvodnih bunara (N dana);

Trenutna zaliha injekcionih bunara (N dana);

4. Dinamika bušenja bušotina po godinama za planirani period (Nb):

Rudarstvo (N d b);

Pražnjenje (N n b).

Tabela 5.1 Početni podaci za područje Zapadnog Leninogorska Romaškinskog polja

	NBZ, hiljada tona	NIZ, hiljada tona	Qn, hiljadu tona	Qf, hiljada tona	Q zak, hiljada m 3

Proračun indikatora razvoja

1. Broj dana rada proizvodnih bunara u godini, prenesen iz prethodne godine:

Dper=365K (5.1)

D po = 3650,9 = 328,5

2. Broj dana rada novih proizvodnih bunara:

3. Prosječni protok nafte novih proizvodnih bušotina:

q n novo =8 t/dan

4. Stopa pada proizvodnje nafte proizvodnih bušotina:

5. Godišnja proizvodnja nafte iz novih bušotina:

6. Godišnja proizvodnja nafte iz prebačenih bušotina:

7. Ukupna godišnja proizvodnja nafte

8. Godišnja proizvodnja nafte iz novih bušotina prethodne godine, ako su u ovoj godini radile bez pada:

9. Godišnja proizvodnja nafte iz prenesenih bušotina prethodne godine (ako su radile bez pada):

10. Moguća procijenjena proizvodnja nafte iz svih bušotina prethodne godine (ako su radile bez pada):

11. Planirana proizvodnja nafte iz bušotina prethodne godine:

12. Smanjenje proizvodnje nafte iz bušotina u prethodnoj godini:

13. Procentualna promjena proizvodnje nafte iz bušotina u prethodnoj godini:

14. Prosječna proizvodnja nafte po bušotini:

15. Prosječna proizvodnja naftnih bušotina prenesena iz prethodne godine:

16. Kumulativna proizvodnja nafte:

17. Trenutni faktor povrata nafte (ORF) obrnuto je proporcionalan početnim bilansnim rezervama (IBR):

18. Odabir iz odobrenih početnih nadoknadivih rezervi NCD, %:

19. Stopa vađenja iz početnih nadoknadivih rezervi (IRR), %:

20. Stopa selekcije iz tekućih nadoknadivih rezervi, %:

21. Prosječni rez vode proizvedenih proizvoda:

22. Godišnja proizvodnja tečnosti:

23. Proizvodnja tečnosti od početka razvoja:

24. Godišnje ubrizgavanje vode:

25. Godišnja naknada za ekstrakciju tečnosti ubrizgavanjem:

26. Akumulirana kompenzacija za ekstrakciju tečnosti injekcijom:

27. Faktor voda-ulje:

Dinamika glavnih pokazatelja razvoja prikazana je u tabeli. 5.2

Tabela 5.2. Dinamika ključnih indikatora razvoja

Proizvodnja, milion tona	Kumulativna proizvodnja, milion tona	Ubrizgavanje vode, milion m 3	Prosječni protok ulja, t/dan	Stopa selekcije iz NCD	Stopa odabira iz TIZ-a
	tečnosti	tečnosti