Bratari de cauciuc

Principalii indicatori tehnologici de dezvoltare. Tehnologia dezvoltării câmpului petrolier și indicatorii tehnologici de dezvoltare. Reglementarea dezvoltării zăcămintelor de petrol

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Utilizați 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.

Găzduit la http://www.allbest.ru/

Agenția Federală pentru Educație

Stat instituţie de învăţământ de învăţământ profesional superior

permian universitate tehnică de stat

Scaun dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze

Test

După disciplină: „Dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze”

Opțiunea numărul 27

„Indici cheie ai dezvoltării câmpului petrolier”

Introducere

1. Partea geologică. Informații generale despre locația depozitului; stratigrafie; tectonica; litologie; potențial de petrol și gaze; proprietățile de structură și rezervor ale formațiunilor productive; proprietățile fluidului rezervorului (petrol, gaz, apă); caracteristicile energetice ale depozitului; informații despre rezervele de petrol și gaze.

2. Partea tehnica si tehnologica. Caracteristicile generale ale documentului de proiect. Analiza stării de dezvoltare pe baza unei comparații a indicatorilor de dezvoltare actuali și de proiectare. Calculul unui plan de producție de petrol pe termen lung pentru următorii cinci ani.

Calculul indicatorilor de dezvoltare a zăcămintelor de petrol și gaze

Estimarea factorului de recuperare a petrolului folosind metodele de analiză de regresie multivariată (dependențe conform Sopronyuk) pentru rezervoarele terigene în modul de acționare cu apă:

ORF = 0,195-0,0078µ® + 0,082?gK + 0,00146 până la +0,0039h + 0,180Kp - 0,054Nvz + 0,275Sn - 0,00086S

CIN = 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*0,81-0,00086*025 =0,81-0,00086*03

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

K - permeabilitatea medie a rezervorului în µm2,

la - temperatura inițială a rezervorului în C,

h - grosimea medie efectivă a plății de ulei în m,

Kp - raportul net-brut în fracții de unitate,

Nvz - raportul dintre rezervele de petrol din zona petrol-apă și rezervele de sold ale întregului zăcământ în fracțiuni de unitate,

sn - saturația inițială în ulei a formării în fracțiuni de unitate,

S - densitatea rețelei puțurilor, exprimată prin raportul dintre suprafața totală a zăcământului și numărul tuturor puțurilor în funcțiune, ha/puț.

1. Caracteristicile principalelor indicatori ai dezvoltării unui câmp petrolier

rezerva de petrol gaze naturale

Principalii indicatori tehnologici care caracterizează procesul de dezvoltare a unui zăcământ petrolier (zăcământ) includ: producția anuală și cumulativă de petrol, lichid, gaz; injectarea anuală și cumulativă a agentului (apă); tăierea de apă a produselor produse; extragerea petrolului din rezerve recuperabile; stoc de puțuri de producție și injecție; ratele de recuperare a petrolului; compensarea retragerii lichidului prin injectare de apă; factor de recuperare a uleiului; debitele puțului pentru petrol și lichid; bine injectivitate; 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 puțurilor (nt) care produc și injectează:

unde t este numărul de ordine al exercițiului contabil (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - producția de petrol pentru anul precedent celui calculat, în exemplul nostru pentru al 10-lea an; e=2,718 - baza logaritmilor naturali; Qres - rezerve reziduale de petrol recuperabile la începutul calculului (diferența dintre rezervele recuperabile inițiale și producția cumulativă de petrol la începutul anului de calcul, în exemplul nostru pentru anul 10).

n0 - numărul puţurilor la începutul anului de calcul; T este durata medie de viață a puțului, ani; în absența datelor reale, T poate fi luată ca perioadă standard de amortizare a sondei (15 ani).

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

t jos = qt / Qbottom

4. Rata anuală de retragere de petrol din rezervele recuperabile rămase (actuale) este raportul dintre producția anuală de petrol (qt) și rezervele recuperabile rămase (Qoiz):

t oiz = qt / Qoiz

5. Producția de petrol de la începutul dezvoltării (recuperare cumulativă a petrolului (Qnak):

Suma retragerilor anuale de petrol pentru anul curent.

6. Recuperarea petrolului din rezervele recuperabile inițiale - raportul dintre recuperarea cumulată de petrol (Qsat) și (Qlow):

CQ \u003d Qhigh / Qlow

7. Factorul de recuperare a petrolului (ORF) sau recuperarea petrolului - raportul dintre recuperarea cumulativă a petrolului (Qsak) și rezervele geologice sau de echilibru inițiale (Qbal):

ORF \u003d Qsak / Qbal

8. Producție lichidă pe an (ql). Producția anuală de lichide pentru perioada prospectivă poate fi presupusă a fi constantă la nivelul efectiv realizat în al 10-lea an.

9. Producția de lichide de la începutul dezvoltării (Qzh) - suma retragerilor anuale de lichide pentru anul curent.

10. Reducerea anuală medie de apă a producției de sondă (W) - raportul dintre producția anuală de apă (qv) și producția anuală de lichid (ql):

11. Injecția de apă pentru anul (qzak) pentru perioada prospectivă este luată în volume care asigură compensarea 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 curent.

13. Compensarea extragerii de lichid prin injecția de apă pentru anul (actual) - raportul dintre injecția anuală de apă (qzak) și producția anuală de fluid (ql):

Kg = qzak / qzh

14. Compensarea extragerii de lichid prin injectarea de apă de la începutul dezvoltării (compensare cumulativă) - raportul dintre injecția cumulată de apă (Qzak) și extragerea cumulativă de fluid (Ql):

Knak = Qzak / Qzh

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

qgas = qt.Gf

16. Producția de gaz petrolier asociat de la începutul dezvoltării - suma retragerilor anuale de gaze.

17. Rata medie anuală de producție de petrol a unei sonde de producție este raportul dintre producția anuală de petrol (qg) și numărul mediu anual de sonde de producție (ndr) și numărul de zile dintr-un an (Tg), luând în considerare factorul de funcționare a sondei de producție (Ke.d):

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

unde C.d este egal cu raportul dintre zilele (zile) lucrate de toate sondele producătoare pe parcursul unui an calendaristic și numărul acestor sonde și numărul de zile calendaristice (zile) dintr-un an.

18. Debitul mediu anual al unei sonde de producție în termeni de lichid este raportul dintre producția anuală de lichid (ql) și numărul mediu anual de sonde de producție (ndr) și numărul de zile dintr-un an (Tg), luând în considerare factorul de funcționare a sondei de producție (Ke.d):

19. Injectivitatea medie anuală a unui puț de injecție este raportul dintre injecția anuală de apă (qzak) la numărul mediu anual de puțuri de injecție (nin) și numărul de zile dintr-un an (Tg), ținând cont de coeficientul de funcționare al puțurilor de injecție (Ke.n):

qwell. \u003d qzak / nnag Tg Ke.n,

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

20. Presiunea rezervorului pentru al 20-lea an de dezvoltare tinde să scadă dacă compensarea acumulată este mai mică de 120%; dacă compensarea acumulată este în intervalul de la 120 la 150%, atunci presiunea rezervorului este apropiată sau egală cu cea inițială; dacă compensarea acumulată este mai mare de 150%, atunci presiunea din rezervor tinde să crească și poate fi mai mare decât cea inițială.

Programul de dezvoltare a câmpului este afișat în histogramă.

Calculul rezervelor de gaze naturale folosind o formulă și calculul rezervelor recuperabile folosind o metodă grafică

cale extrapolarea graficului Q zap \u003d f (Pav (t)) la abscisă determină rezervele de gaz recuperabile sau utilizând raportul:

unde aplicația Q - rezerve inițiale de gaze recuperabile, milioane m3;

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

Pstart - presiunea inițială în rezervor, MPa;

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

initial si avg(t) - corectii pentru abaterea proprietatilor unui gaz real conform legii Boyle-Mariotte de la proprietatile gazelor ideale (respectiv pentru presiuni Pini si Pavg(t)). Corecția este egală

Coeficientul de supracompresibilitate a gazului este determinat din curbele experimentale Brown-Katz. Pentru simplificarea calculelor, acceptăm condiționat zini =0,65, zav(t) =0,66, a căror valoare corespunde presiunii Pav(t); Pentru calcul acceptăm Kgo = 0,8.

Numele indicatorului	Desemnare	Valoare	Unități
Presiunea inițială a rezervorului
Extracția gazelor timp de 5 ani	La Qgas
Coeficientul de recuperare gaz acceptat
Rezerve recuperabile de gaze	V gaz extras
Echilibrează rezervele de gaze	Q minge de gaz
Rata medie anuală de retragere a gazelor	Tgas
Timp de dezvoltare

Concluzii asupra rezultatelor calculelor.

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 estimat de dezvoltare este de 3013,4 mii tone, ceea ce reprezintă 31,63% din rezervele inițiale recuperabile; CIN pentru ultimul an de facturare - 0,14 dolari. unități; rata maximă anuală de retragere a petrolului din rezervele recuperabile inițiale - 4,219%, pentru ultimul an de calcul 0,38%; tăierea de apă a produselor produse - 92%; injectie anuala de apa - 550 mii mc; compensarea retragerii de lichid prin injectie de apa, curenta si respectiv acumulata, sunt de 123,18 si respectiv 121,75%; debitele medii ale sondelor de producție pentru petrol și lichid sunt de 16,4 și respectiv 26,2 tone/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 luat în considerare se află la a patra etapă de dezvoltare.

Bilanțul rezervelor (geologice) de gaze sunt de 23123,1 milioane m3, rezervele de gaz recuperabile sunt de 18498,487 milioane m3. Rata medie anuală de retragere a gazelor este de 2,23%. Durata dezvoltării zăcămintelor de gaze este de 44 de ani.

Găzduit pe Allbest.ru

...

Documente similare

Structura geologică a câmpului petrolier. Adâncimea de apariție, conținutul de petrol și caracteristicile geologice și fizice ale formațiunii 1BS9. Studiul dinamicii stocurilor de sonde și al volumelor producției de petrol. Analiza indicatorilor de dezvoltare și a stării energetice a rezervorului.

test, adaugat 27.11.2013

Caracteristicile geologice și fizice ale zăcământului Vakh. Proprietățile și compoziția petrolului, gazelor și apei. Analiza dinamicii producției, a structurii stocului de sonde și a indicatorilor 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 acestuia, tehnologia de producție a petrolului și echipamentele utilizate. Măsuri pentru intensificarea acestui proces și evaluarea eficienței sale practice.

teză, adăugată 06.11.2014

Caracteristicile fizice și chimice ale petrolului și gazelor. Deschiderea și pregătirea câmpului minat. Caracteristici ale dezvoltării unui câmp petrolier prin metoda exploatării termice. Excavarea lucrărilor miniere. Proiectarea și selectarea instalației principale de ventilație.

teză, adăugată 06.10.2014

Caracteristicile structurii geologice a câmpului petrolier. Proprietățile de rezervor ale formațiunilor productive și eterogenitatea acestora. Proprietățile fizice și chimice ale fluidelor din rezervor, petrol, gaz și apă. Fundamentele dezvoltării rezervoarelor de argilă slab productive.

raport de practică, adăugat la 30.09.2014

Studiul sistemului de colectare și separare a petrolului înainte și după reconstrucția câmpului. Metode de producere a petrolului și condițiile de funcționare a unui câmp petrolier. Calculul hidraulic al conductelor. Determinarea costului de revizie a sondelor de petrol.

lucrare de termen, adăugată 04.03.2015

Concepte de bază de dezvoltare a zăcămintelor de petrol și gaze. Analiza metodelor de influențare a rezervorului de petrol de la câmpul petrolier Sredne-Asomkinskoye. Recomandări pentru creșterea factorului de recuperare a uleiului și alegerea metodei optime de producție.

lucrare de termen, adăugată 21.03.2012

Caracteristicile geologice și fizice ale câmpului petrolier. Parametrii de bază ale rezervorului. Proprietățile fizice și chimice ale fluidelor de rezervor. Caracteristicile fondurilor de sondă și debitele curente. Calculul indicatorilor de dezvoltare tehnologică. Analiza rezervorului.

lucrare de termen, adăugată 27.07.2015

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

teză, adăugată 18.04.2015

Analiza curentului și emiterea de recomandări pentru reglementarea procesului de dezvoltare a unui zăcământ de petrol. Caracteristicile geologice și de câmp ale stării zăcământului, orizonturi de petrol și gaze. Calculul eficienței economice a dezvoltării lacului de acumulare.

TEHNOLOGIA DE DEZVOLTARE ȘI INDICATORI TEHNOLOGICI DE DEZVOLTARE A ZĂMULUI DE PETROLIE

Alegerea unui sistem de dezvoltare pe baza principalelor caracteristici geologice și fizice ale zăcământului

Principalele caracteristici geologice și fizice	Sistem de dezvoltare
Vâscozitatea uleiului în pl. conv. mPa*s m n	Mobilitate µm 2 / MPa * s K / m n	Grosimea formațiunii nisipoase Kp	Densitatea rețelei puțurilor, ha/bine	Plasarea bine	Sistem de inundare cu apă
0,5-5,0	Până la 0,1	0,5-0,65	16-32	Rând, pătrat. 1-3 rânduri, 5-7 puncte.	Liniar cu focal, zonal
0,65-0,80	20-36	Rând, 3 rânduri	Linear cu focal
peste 0,80	24-40	Rând, 3-5 rânduri	Linear cu focal
Mai mult de 0,1	0,5-0,65	24-40	Rând, 3 rânduri	Linear cu focal
0,65- 0,80	28-40	Rând, 5 rânduri	Linear cu focal
Mai mult de 0,80	33-49	Rând, 5 rânduri	Linear cu focal
5,0-40,0	Până la 0,1	0,5-0,55	12-24	Zona, 5-7-9 puncte	areală
0,65-,80	18-28
Mai mult de 0,80	22-33	Rând, 3 rânduri. Zona, 5-7-9 puncte	Linear cu focal. areală
Mai mult de 0,1	0,5-0,65	16-28	Rând, 1-3 rânduri. Zona, 5-7-9 puncte	Linear cu focal. areală
0,65- 0,80	22-32	Rând, 1-3 rânduri.	Linear cu focal
Mai mult de 0,80	26-36	Rând, 1-3 rânduri.	Linear cu focal

Tehnologia de dezvoltare a câmpurilor petroliere este un set de metode utilizate pentru extragerea petrolului din subsol. În secțiunea 3, în conceptul de sistem de dezvoltare, prezența sau absența unui impact asupra rezervorului este indicată ca unul dintre factorii determinanți ai acestuia. Necesitatea forării puțurilor de injecție depinde de acest factor. Tehnologia de dezvoltare a rezervorului nu este inclusă în definiția sistemului de dezvoltare. Cu aceleași sisteme, pot fi utilizate diferite tehnologii de dezvoltare pe teren. Desigur, la proiectarea unei dezvoltări de teren, este necesar să se țină cont de ce sistem se potrivește cel mai bine tehnologiei alese și sub ce sistem de dezvoltare se pot obține cel mai ușor indicatorii specificati.

Dezvoltarea fiecărui câmp petrolier este caracterizată de anumiți indicatori tehnologici. Luați în considerare indicatorii generali inerenți tuturor tehnologiilor de dezvoltare. Acestea includ următoarele:

Minerit ulei Q n - indicatorul principal, total pentru toate puțurile de producție forate pe obiect pe unitatea de timp și producția medie zilnică q n pe godeu.

Natura schimbării în timp a acestor indicatori depinde nu numai de proprietățile rezervorului și ale fluidelor care îl saturează, ci și de operațiunile tehnologice efectuate în teren în diferite stadii de dezvoltare.

Producția de fluid Q g - producția totală de petrol și apă pe unitatea de timp (an, lună). Uleiul pur este produs din puțurile din partea pur purtătoare de petrol a zăcământului pentru o perioadă de timp în timpul perioadei fără apă de funcționare a sondei. În majoritatea zăcămintelor, mai devreme sau mai târziu, producția lor începe să fie inundată. Din acest moment, producția de fluide depășește producția de ulei.

În țara noastră, producția de petrol și lichide se măsoară în unități de greutate - tone. În străinătate - în vrac - m 3. În SUA, Marea Britanie și Canada și o serie de alte țări - în butoaie, 1 butoi = 159 litri,în 1 m 3 \u003d 6,29 butoaie.

Debitul de ulei, apă și lichid q n, q w, q l- respectiv, raportul dintre producția de petrol, apă sau lichid la momentul exploatării sondei pe lună sau pe an. Se calculează atât pentru orele lucrate, cât și pentru orele calendaristice. Unitate de măsură - t/zi * bine.

Taie apa - acesta este raportul dintre apa produsă și cantitatea totală de lichid produs pentru o perioadă (an, lună). Măsurat în fracții de unități. Și %:

Factorul apă-ulei- raportul dintre apa produsă și ulei. Curent și acumulat

Producția de gaz Q d. Acest indicator depinde de conținutul de gaz din petrolul din rezervor, de mobilitatea acestuia în raport cu mobilitatea petrolului din rezervor, de raportul dintre presiunea din rezervor și presiunea de saturație, de prezența unui capac de gaz și de sistemul de dezvoltare a câmpului. Producția de gaz este caracterizată folosind factorul gaz, adică raportul dintre volumul de gaz produs dintr-o sondă pe unitatea de timp, redus la condiții standard, și producția de petrol degazat pentru aceeași unitate de timp. GOR mediu, ca indicator de dezvoltare tehnologică, este determinat de raportul dintre producția curentă de gaz și producția curentă de petrol.

Când se dezvoltă un câmp în timp ce se menține presiunea din rezervor peste presiunea de saturație, factorul de gaz rămâne neschimbat și, prin urmare, natura schimbării producției de gaze repetă dinamica producției de petrol. Dacă, în timpul procesului de dezvoltare, presiunea rezervorului este sub presiunea de saturație, atunci GOR se modifică după cum urmează. În timpul dezvoltării în regimul gazelor dizolvate, GOR mediu crește mai întâi, atinge un maxim, apoi scade și tinde spre zero la presiunea rezervorului egală cu cea atmosferică. În acest moment, modul de gaz dizolvat trece pe cel gravitațional.

Consumul de agenți injectați în rezervor (Q s)și extracția lor împreună cu petrol (și gaze). În timpul implementării diferitelor procese tehnologice pentru extragerea petrolului și gazelor din subsol (inclusiv pentru menținerea presiunii din rezervor), în rezervor sunt pompate apă, apă cu aditivi chimici, gaz și alte substanțe.

Principalul indicator care caracterizează procesul de injectare este compensarea retragerii fluidului prin injecția de apă: curentă și acumulată. Măsurat în fracții de unități. Și %.

La intocmirea proiectelor de dezvoltare se ia valoarea egala cu 115% pentru a asigura pierderi pe traseul apei injectate si pierderi prin frecare.

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 utilizează un indicator integral - producția cumulativă (∑Q n, ∑Q l). Producția cumulativă de ulei și lichid reflectă cantitatea produsă din obiect pentru o anumită perioadă de timp de la începutul dezvoltării, i.e. de la lansarea primei puţuri de producţie.

Spre deosebire de indicatorii dinamici, producția cumulată nu poate decât să crească. Odată cu o scădere a producției curente, rata de creștere a indicatorului acumulat corespunzător scade. Dacă producția curentă este zero, atunci creșterea indicatorului acumulat se oprește și rămâne constantă.

Ei bine fond. Sondele sunt componenta principală a sistemului de dezvoltare a zăcământului petrolier, petrolul și componentele asociate sunt extrase din ele, servesc la obținerea tuturor informațiilor despre zăcământ, la controlul procesului de dezvoltare. Puțurile în funcție de scopul lor sunt împărțite în următoarele grupe principale: producție, injecție, speciale și auxiliare.

Minerit sondele constituie cea mai mare parte a stocului de sonde. Proiectat pentru extracția petrolului, gazelor și componentelor asociate.

Descarcare sondele sunt concepute pentru a injecta diverși agenți (apă, gaz, abur) în rezervor pentru a asigura dezvoltarea eficientă a zăcămintelor de petrol.

Special sondele sunt concepute pentru a efectua diverse tipuri de cercetări în vederea studierii parametrilor și stării de dezvoltare a zăcămintelor. Printre acestea, există două subgrupe - evaluare și control. Primele exerciții pentru evaluarea saturației cu petrol și gaze a rezervoarelor. Acestea din urmă sunt împărțite în piezometrice și observaționale.

Auxiliar fântânile sunt împărțite în absorbție și absorbție de apă.

Stocul de sondă al fiecărei unități de producție este în continuă mișcare. Numărul total de puțuri de producție se modifică: la etapele I și II crește, la etapele III și IV scade.

Numărul puțurilor de injecție crește pe măsură ce se dezvoltă sistemul de inundare. Wells se poate muta de la un grup la altul.

Pe lângă indicatorii absoluti considerați, care exprimă cantitativ producția de petrol, apă și gaze, se folosesc și cei relativi, care caracterizează procesul de extracție a produselor de formare în fracțiuni de rezerve de petrol.

Rata de selecție de la NIH. Din cursul geologiei, cunoașteți un lucru precum rezervele inițiale de petrol recuperabile (INR). Atunci când se analizează dezvoltarea oricărei facilități, sunt utilizați indicatori precum rata de retragere de la BNT și gradul de dezvoltare a BNT. Ritmul de dezvoltare Z(t), variabil în timp t, este egal cu raportul producției curente de petrol QH(t) la rezervele recuperabile ale câmpului

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

Din formula se poate observa că modificarea ritmului de dezvoltare în timp are loc în mod similar cu schimbarea producției de petrol. Pentru a caracteriza sistemul de dezvoltare, este adesea folosit conceptul de rata maximă de dezvoltare. Zmax

Q Hmax - de obicei producţia de petrol în perioada II de dezvoltare.

În mod similar, se determină rata de retragere a lichidului

Rata de dezvoltare este o măsură a activității sistemului de dezvoltare.

Gradul de recuperare a rezervelor initiale recuperabile de petrol (NIO)- raportul dintre producția cumulativă de petrol și NCD. Mai mult decât atât, o comparație a valorii tăierii curente de apă a producției de sondă cu valoarea gradului de epuizare a rezervelor ne poate indica indirect dacă obiectul este dezvoltat cu suficient succes. Ce înseamnă asta: dacă acești indicatori sunt egali, putem vorbi despre dezvoltarea corectă a obiectului.

Dacă gradul de producție rămâne în urmă față de tăierea apei din producția puțului, atunci este necesar să se aplice măsuri pentru a elimina acest lucru. O analiză a indicatorilor de dezvoltare în timp ne va permite să tragem o concluzie fie pentru aplicarea tehnologiilor de stimulare a producției de petrol, fie despre impactul pe scară largă al unei anumite tehnologii asupra schimbării dinamicii dezvoltării.

Recuperarea uleiului. Valoarea rezervelor de petrol ale unui anumit zăcământ este legată de gradul de recuperare a petrolului din subsol, care este raportul dintre producția totală posibilă de petrol și rezervele (geologice) de petrol din rezervor.

Acest raport, numit factor de recuperare a uleiului sau factor de recuperare a uleiului, are forma:

η pr - factor de recuperare a uleiului de proiectare

η - factor curent sau real de recuperare a uleiului

Distingeți între recuperarea curentă și cea finală a uleiului. Sub recuperarea petrolului curentînțelegeți raportul dintre cantitatea de petrol extrasă din rezervor în momentul dezvoltării rezervorului și rezervele sale inițiale. Recuperare finală a uleiului- raportul dintre cantitatea de petrol produsă la sfârșitul dezvoltării și rezervele inițiale.

Q izv- rezerve recuperabile de petrol

scor Q- echilibrarea rezervelor de petrol

∑Q n- recuperarea cumulata a uleiului

În cazul ideal, factorul de recuperare a uleiului tinde să atingă valoarea eficienței de deplasare, adică. valoarea care este maxim posibil de extras din rezervorul cu caracteristici geologice și fizice specifice. Dar, deoarece procesul de deplasare a petrolului depinde de mulți factori: structura și caracteristicile rezervorului, eterogenitatea, proprietățile petrolului care îl saturează, sistemul de plasare a puțurilor, grila puțurilor, recuperarea petrolului poate fi reprezentată astfel:

h \u003d b vyt b ohv cap. b ohh vyt

raportul de deplasare- raportul dintre cantitatea de ulei deplasată în timpul spălării intensive pe termen lung a spațiului porilor, în care agentul de lucru (apa) a pătruns la cantitatea inițială de ulei din același volum. Se determină experimental pe miez.

Raportul de măturare a inundațiilor- raportul dintre cantitatea de ulei deplasată din volumul spălat al spațiului porilor, în care apa injectată sau de contur a trecut în timpul spălării către o anumită tăietură de apă de producție a puțului, și cantitatea de ulei deplasată din același volum în timpul spălării sale complete, i.e. la cantitatea de ulei determinată de randamentul deplasării.

Aduceți eficiența măturarii- este raportul dintre suma volumelor rezervoarelor acoperite de procesul de deplasare a uleiului și volumul total al rezervoarelor care conțin petrol.

Recuperarea petrolului este determinată nu numai pentru un rezervor, obiect, ci și pentru câmpul în ansamblu, pentru un grup de câmpuri și chiar pentru o regiune producătoare de petrol și pentru țară.

Recuperarea finală a petrolului este determinată nu numai de posibilitățile tehnologiei de dezvoltare a câmpurilor petroliere, ci și de condițiile economice.

Distribuția presiunii din rezervor. În procesul de dezvoltare a uleiului
presiunea rezervorului este în continuă schimbare. Pe individ
zone ale rezervorului, va fi diferit. În zona puțurilor de injecție
presiune crescută, în zona producătoare - redusă.

Pentru evaluare se utilizează presiunea medie sau medie ponderată pe suprafață. Ca indicatori de dezvoltare, presiunile sunt utilizate în punctele caracteristice ale formațiunii - la fundul puțurilor de injecție - R n , la fundul puțurilor producătoare - pH . Pe linia de refulare R n " pe linia de selecție R cu „ .

De asemenea, este important să se determine căderile de presiune dintre găurile de fund ale puțurilor de injecție și de producție, ca diferență P n - P c \u003d dP .

Presiunea la gura puțurilor de producție. Se stabilește pe baza cerințelor pentru asigurarea colectării și transportului petrolului, gazelor și apei de la capul sondei la instalațiile zăcământului petrolier.

Temperatura rezervorului. Acesta este un factor natural. Se poate modifica din cauza injectării de cantități mari de apă rece în formațiune sau viceversa purtători de căldură de abur, apă caldă.

Toți indicatorii inerenți acestei tehnologii de extragere a uleiului din intestine sunt interconectați, o modificare a unor indicatori de dezvoltare implică o schimbare a altora.

Tehnologia de dezvoltare a câmpurilor petroliere este un set de metode utilizate pentru extragerea petrolului din subsol. În conceptul de sistem de dezvoltare prezentat mai sus, prezența sau absența unui impact asupra rezervorului este indicată ca unul dintre factorii determinanți ai acestuia. Necesitatea forării puțurilor de injecție depinde de acest factor. Tehnologia de dezvoltare a rezervorului nu este inclusă în definiția sistemului de dezvoltare. Cu aceleași sisteme, pot fi utilizate diferite tehnologii de dezvoltare pe teren. Desigur, la proiectarea unei dezvoltări de teren, este necesar să se țină cont de ce sistem se potrivește cel mai bine tehnologiei alese și sub ce sistem de dezvoltare se pot obține cel mai ușor indicatorii specificati.

Dezvoltarea fiecărui câmp petrolier este caracterizată de anumiți indicatori. Luați în considerare indicatorii generali inerenți tuturor tehnologiilor de dezvoltare. Acestea includ următoarele.

Productie de ulei- indicatorul principal, total pentru toate sondele de producție forate la fața locului pe unitatea de timp și producția medie zilnică per sondă. Natura schimbării în timp a acestor indicatori depinde nu numai de proprietățile rezervorului și ale fluidelor care îl saturează, ci și de operațiunile tehnologice efectuate în teren în diferite stadii de dezvoltare.

Extracție lichidă- producția totală de petrol și apă pe unitatea de timp. Uleiul pur este produs din puțurile din partea pur purtătoare de petrol a zăcământului pentru o perioadă de timp în timpul perioadei fără apă de funcționare a sondei. În majoritatea zăcămintelor, mai devreme sau mai târziu, producția lor începe să fie inundată. Din acest moment, producția de fluide depășește producția de ulei.

Producția de gaze. Acest indicator depinde de conținutul de gaz din petrolul din rezervor, de mobilitatea acestuia în raport cu mobilitatea de petrol din rezervor, de raportul dintre presiunea din rezervor și presiunea de saturație, de prezența unui capac de gaz și de sistemul de dezvoltare a câmpului. Producția de gaze este caracterizată folosind factorul gaz, adică raportul dintre volumul de gaz produs dintr-o sondă pe unitatea de timp, redus la condiții standard, și producția de petrol degazat pe unitatea de timp. GOR mediu ca indicator de dezvoltare tehnologică este determinat de raportul dintre producția curentă de gaz și producția curentă de petrol.

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 utilizează un indicator integral - producția cumulativă. Productie acumulata petrolul reflectă cantitatea de petrol produsă la instalație pentru o anumită perioadă de timp de la începutul dezvoltării, adică de la începutul primei sonde de producție.

Producția cumulativă de petrol

unde este momentul dezvoltării câmpului; - ora curentă.

Recuperarea petrolului curent exprimă raportul dintre producția cumulativă de petrol într-o anumită perioadă de funcționare pe câmp și rezervele sale geologice

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

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

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

Pe fig. Figura 2 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. Conform curbei 1 se pot distinge patru perioade de dezvoltare, pe care le vom numi etape.

Prima etapă (etapa de punere în funcțiune în teren), când are loc forarea intensivă a puțurilor din stocul principal, ritmul de dezvoltare crește continuu și atinge valoarea maximă până la sfârșitul perioadei. De regulă, uleiul anhidru este produs pe lungimea sa. Durata acestuia depinde de mărimea câmpului și de rata de forare a puțurilor care alcătuiesc fondul principal.

Realizarea recuperării anuale maxime a rezervelor recuperabile de petrol nu coincide întotdeauna cu finalizarea forării sondei. Uneori vine mai devreme decât forarea zăcămintei.

A doua etapă (etapa menținerii nivelului maxim atins de producție de petrol) se caracterizează prin producția anuală de petrol mai mult sau mai puțin stabilă. Sarcina de proiectare a dezvoltării câmpului specifică adesea producția maximă de petrol, anul în care ar trebui să se realizeze această producție, precum și durata celei de-a doua etape.

Sarcina principală a acestei etape este realizată prin forarea puțurilor fondului de rezervă, reglementarea regimurilor puțurilor și dezvoltarea completă a sistemului de inundare a apei sau a unei alte metode de influențare a formării. Unele puțuri nu mai curg până la sfârșitul etapei și sunt transferate la metoda de funcționare mecanizată (cu ajutorul pompelor).

A treia etapă (etapa de scădere a producției de petrol) este caracterizată printr-o scădere intensă a ratei de dezvoltare pe fondul udării progresive a producției de puțuri în modul cu apă și o creștere bruscă a factorului de gaz în modul cu gaz. Aproape toate puțurile sunt operate prin metoda mecanizată. O parte semnificativă a puțurilor este scoasă din funcțiune până la sfârșitul acestei etape.

Fig.2. Graficul ritmului de dezvoltare se modifică în timp

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

A patra etapă (etapa finală de dezvoltare) este caracterizată de rate scăzute de dezvoltare. Există o reducere mare a apei și o scădere lentă a producției de petrol.

Primele trei etape, în care sunt luate 70 până la 95% din rezervele recuperabile de petrol, formează principala perioadă de dezvoltare. În timpul celei de-a patra etape, rezervele rămase de petrol sunt extrase. Totuși, în această perioadă, care caracterizează în general eficacitatea sistemului de dezvoltare implementat, se determină valoarea finală a cantității de petrol de recuperat, perioada totală de dezvoltare a câmpului și se produce volumul principal de apă asociat.

După cum se poate observa din Figura 2 (curba 2), este tipic pentru unele câmpuri ca prima etapă să fie urmată de etapa de scădere a producției de petrol. Uneori acest lucru se întâmplă deja în perioada în care domeniul este pus în dezvoltare. Acest fenomen este tipic pentru câmpurile cu uleiuri vâscoase sau când până la sfârșitul primei etape s-au atins rate ridicate de dezvoltare de ordinul 12 - 20%/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, pe întreaga perioadă de dezvoltare, valoarea sa ar trebui să fie între 3-5% pe an.

Observăm încă o dată că modelul descris de schimbări în producția de petrol din câmp în timpul dezvoltării acestuia se va produce în mod natural în cazul în care tehnologia de dezvoltare a câmpului și, poate, sistemul de dezvoltare rămân neschimbate în timp. În legătură cu dezvoltarea metodelor de recuperare îmbunătățită a petrolului, la o anumită etapă de dezvoltare a câmpului, cel mai probabil la a treia sau a patra, poate fi aplicată o nouă tehnologie de extragere a uleiului din intestine, în urma căreia producția de petrol din câmp va crește din nou.

În practica analizării și proiectării dezvoltării zăcămintelor petroliere se folosesc și indicatori care caracterizează ritmul de recuperare a rezervelor de petrol în timp: ritmul de recuperare a rezervelor de bilanţ și ritmul de recuperare a rezervelor reziduale recuperabile. A-prioriu

unde este producția anuală de petrol în câmp în funcție de momentul dezvoltării; - soldul rezervelor de petrol.

Dacă (1.11) este rata de dezvoltare, atunci relația dintre și este exprimată prin egalitate

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

Rata de recuperare a rezervelor de petrol recuperabile rămase

unde este producţia cumulativă de petrol în câmp în funcţie de momentul dezvoltării

Să derivăm o formulă care leagă indicatorii și . Din (1.14) rezultă

Diferențiând ambele părți ale acestei egalități în funcție de timp, obținem

Având în vedere că, obținem următoarea expresie:

Înlocuind expresia pentru în ultima egalitate, avem

Ecuația diferențială (1.16) permite calcularea valorilor pentru cunoscute.

Luați în considerare indicatorul integral al procesului de producție a uleiului:

Unde - factor de recuperare. Valoarea lui crește continuu, tinzând spre unitate. Într-adevăr, la

întrucât producția de petrol până la sfârșitul dezvoltării devine egală cu rezervele recuperabile.

Prin analogie, actuala recuperare a petrolului sau factor de selecție a rezervelor de sold determinată din expresie

Până la sfârșitul dezvoltării câmpului, adică la , recuperarea petrolului

Reducerea producției de apă este raportul dintre producția de apă și producția totală de petrol și apă. Acest indicator se modifică în timp de la zero la unu:

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

unde și sunt vâscozitatea dinamică a uleiului și, respectiv, a apei.

La dezvoltarea depunerilor cu uleiuri cu vâscozitate mare, în producția unor puțuri poate apărea apă încă de la începutul funcționării acestora. Unele depuneri cu uleiuri cu vâscozitate scăzută sunt dezvoltate timp îndelungat cu tăiere nesemnificativă a apei. Valoarea limită dintre uleiurile vâscoase și cele cu vâscozitate scăzută variază de la 3 la 4.

Natura udării fântânilor și a formațiunii este afectată și de eterogenitatea strat cu strat a rezervorului (cu creșterea gradului de eterogenitate, perioada anhidră de funcționare a sondei este redusă) și poziția intervalului de perforare a sondei în raport cu contactul ulei-apă.

Experiența în dezvoltarea câmpurilor petroliere indică faptul că, cu o vâscozitate scăzută a petrolului, se obține o recuperare mai mare a petrolului cu o reducere a apei. Prin urmare, tăierea apei poate servi ca un indicator indirect al eficienței dezvoltării câmpului. Dacă există o udare mai intensă a producției în comparație cu proiectarea, atunci aceasta poate servi ca un indicator că rezervorul este acoperit de procesul de inundare cu apă într-o măsură mai mică decât era prevăzut.

Rata de recuperare a fluidului este raportul dintre producția anuală de fluid în condiții de zăcământ și rezervele recuperabile de petrol, exprimat în %/an.

Dacă dinamica ratei de dezvoltare este caracterizată de 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 ratei de dezvoltare a acestora. În a doua etapă, rata de retragere a fluidului pentru unele depozite rămâne constantă la nivelul maxim, pentru altele scade, iar pentru a treia crește. Aceleași tendințe sunt și mai pronunțate în a treia și a patra etapă. Modificarea vitezei de extragere a fluidului depinde de raportul apă-ulei, de debitul de apă injectat în rezervor, de presiunea rezervorului și de temperatura rezervorului.

Factorul apă-ulei este raportul dintre valorile curente ale producției de apă și petrol în momentul dezvoltării câmpului, măsurat în . Acest parametru, care arată câtă apă este produsă la 1 tonă de ulei produsă, 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. La dezvoltarea depozitelor de uleiuri cu vâscozitate scăzută, raportul dintre volumul de apă produs și producția de ulei ajunge în cele din urmă 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 rezervor. În implementarea diverselor tehnologii pentru influențarea formării se folosesc diverși agenți care îmbunătățesc condițiile de extracție a uleiului din subsol. În rezervor se injectează apă sau abur, gaze de hidrocarburi sau aer, dioxid de carbon și alte substanțe. Viteza de injectare a acestor substanțe și cantitatea lor totală, precum și viteza de extracție a acestora la suprafață cu producția de puțuri, sunt cei mai importanți indicatori tehnologici ai procesului de dezvoltare.

Presiunea rezervorului. Pe parcursul procesului de dezvoltare, presiunea din formațiunile incluse în obiectul de dezvoltare se modifică față de cea inițială. Mai mult, în diferite părți ale zonei va fi diferit: lângă puțurile de injecție, va fi maxim, iar lângă puțurile producătoare, va fi minim. Pentru a controla schimbarea presiunii rezervorului, se utilizează o valoare medie ponderată pe suprafața sau volumul rezervorului. Indicatori importanți ai intensității impactului hidrodinamic asupra formațiunii sunt presiunea la fundul puțurilor de injecție și producție. Diferența dintre aceste valori determină intensitatea fluxului de fluid în rezervor.

Presiunea la gura puțurilor de producție este stabilită și menținută în funcție de cerințele pentru asigurarea colectării și transportului în câmp a produselor de sondă.

Temperatura rezervorului. În timpul procesului de dezvoltare, acest parametru se modifică ca urmare a efectelor de throttling în zonele de formare a găurii, injectarea de purtători de căldură în formațiune și crearea unui front de ardere în mișcare în ea.

Sistem de dezvoltare depozite, așa cum am menționat mai devreme. ar trebui numit un set de soluții de inginerie interconectate care asigură o recuperare finală ridicată a petrolului. Tehnologia de dezvoltare a zăcămintelor petroliere este un set de metode utilizate pentru extragerea petrolului din subsol.Tehnologia de dezvoltare a zăcămintelor nu este inclusă în definiția unui sistem de dezvoltare. Cu aceleași sisteme, pot fi utilizate diferite tehnologii de dezvoltare pe teren.

Dezvoltarea câmpului se caracterizează prin utilizarea diferitelor categorii de puțuri și anumiți indicatori de dezvoltare.

După scop, sondele sunt împărțite în următoarele categorii: explorare, explorare, producție.

motoare de căutare sunt forate sonde pentru a căuta noi zăcăminte de petrol și gaze.

Explorare fântâni; foraj în zone cu potențial comercial de petrol și gaze stabilit în vederea întocmirii unei estimări a rezervelor de petrol și gaze, colectarea datelor inițiale pentru întocmirea unui proiect (schemă) de dezvoltare a unui zăcământ (zăcământ).

Operațional Sondele sunt împărțite în puțuri de producție și de injecție. speciale si auxiliare.

Minerit Sondele (de petrol și gaze) sunt proiectate pentru a extrage petrol, petrol și gaze naturale și componentele asociate din zăcământ.

Injectare: godeuri sunt concepute pentru a afecta formațiunile productive prin injectarea de apă, gaz, abur și alți agenți de lucru în ele pentru a asigura dezvoltarea eficientă a depozitelor. O parte din puțurile de injecție pot fi utilizate temporar ca puțuri de producție.

Rezervate fântâni sunt prevăzute cu scopul de a implica în dezvoltarea lentilelor individuale, zone de înțepare în zonele stagnante care nu sunt implicate în dezvoltarea puțurilor stocului principal.

Special fântânile sunt destinate efectuării diferitelor tipuri de cercetări în vederea studierii parametrilor și stării de dezvoltare a zăcămintelor. Printre acestea, există două subgrupe - evaluare și control. Primele exerciții pentru evaluarea saturației cu petrol și gaze a rezervoarelor. Acestea din urmă sunt împărțite în piezometrice și observaționale. Sondele piezometrice sunt proiectate pentru a monitoriza modificările presiunii din rezervor într-un rezervor. Sonde de observare pentru a monitoriza modificarea WOC, GOC, saturația de petrol și gaze a formațiunii.

Auxiliar fântânile sunt împărțite în absorbție și absorbție de apă.

Aportul de apă concepute pentru alimentarea cu apă în timpul forajului și pentru sistemele de menținere a presiunii din rezervor.

Absorbant conceput pentru pomparea apei comerciale în orizonturi absorbante.

Pe lângă cele de mai sus, puțurile suspendate pot fi listate în bilanțul întreprinderilor producătoare de petrol și gaze.

LA pus la naftalină includ fântâni care nu funcționează pe teren din cauza inutilității sau imposibilității funcționării lor în această perioadă.

Stocul de sondă al fiecărei unități de producție este în continuă mișcare. Numărul puțurilor de injecție crește pe măsură ce se dezvoltă sistemul de inundare. Wells se poate muta de la un grup la altul.

Pexponentsi evolutii:

Productie de ulei- Qn indicatorul principal, total pentru toate sondele de producție forate la țintă pe unitatea de timp și producția medie zilnică Qns per sondă.

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

1 butoi - 159 litri.1m 3 - 6,29 baril.

Extracție lichidă-Qzh producția totală de ulei și apă pe unitatea de timp. Uleiul pur este produs din puțurile din partea pur purtătoare de petrol a zăcământului pentru o perioadă de timp în timpul perioadei fără apă de funcționare a sondei. La un anumit stadiu de dezvoltare, împreună cu petrolul și gazul, apa începe să curgă din rezervor.

Producția de fluid este producția totală de ulei și apă

Q ȘI = Q H + Q ÎN

Producția de gaze Qg. . Producția de gaze În procesul de funcționare, împreună cu petrolul, se produce așa-numitul gaz asociat. Producția de gaz depinde de conținutul de gaz din uleiul de rezervor și este caracterizată de factorul gaz.

Factorul gaz este volumul de gaz produs, redus la condiții standard, pe tona de petrol.

\u003d m 3 / t

GOR mediu este raportul dintre producția curentă de gaz și producția actuală de petrol.

Productie acumulata de petrol reflectă cantitatea de petrol produsă la instalație pentru o anumită perioadă de timp de la începutul dezvoltării, producția cumulativă de petrol

, (1.8)

Unde - timpul dezvoltării câmpului; - ora curentă.

Producția acumulată nu poate decât să crească.

Pe lângă indicatorii absoluti considerați, se folosesc și indicatori relativi, care caracterizează procesul de extracție a produselor de formare în fracțiuni de rezerve de petrol.

Recuperarea uleiului

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

Recuperarea petrolului curent exprimă raportul dintre producția cumulativă de petrol într-o anumită perioadă de funcționare pe câmp și rezervele sale geologice

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

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

Recuperarea uleiului este exprimată în fracții de unități.

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

Produs tăiat cu apă - raportul dintre debitul de apă și debitul total de ulei și apă. Acest indicator se modifică în timp de la zero la unu:

. (1.21)

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

Unde Și - vascozitatea dinamica, respectiv, a uleiului si a apei.

La dezvoltarea depunerilor cu uleiuri cu vâscozitate mare, în producția unor puțuri poate apărea apă încă de la începutul funcționării acestora. Unele depuneri cu uleiuri cu vâscozitate scăzută sunt dezvoltate timp îndelungat cu tăiere nesemnificativă a apei. valoare limită între uleiurile vâscoase și cele cu vâscozitate scăzută variază de la 3 la 4.

Factorul apă-ulei- raportul dintre valorile curente ale producției de apă și petrol în momentul dezvoltării câmpului, măsurat în
. Acest parametru, care arată câtă apă este produsă la 1 tonă de ulei produsă, este un indicator indirect al eficienței dezvoltării. Rata creșterii sale depinde de rata de retragere a lichidului. La dezvoltarea depozitelor de uleiuri cu vâscozitate scăzută, raportul dintre volumul de apă produs și producția de ulei ajunge în cele din urmă la unitate, iar pentru uleiurile vâscoase crește la 5–8 m 3 /t și în unele cazuri ajunge la 20 m 3 /t.

Presiunea la gura puțurilor de producție este stabilită și menținută în funcție de cerințele pentru asigurarea colectării și transportului în câmp a produselor de sondă.

Temperatura rezervorului.În timpul procesului de dezvoltare, acest parametru se modifică ca urmare a efectelor de throttling în zonele de formare a găurii, injectarea de purtători de căldură în formațiune și crearea unui front de ardere în mișcare în ea.

Trebuie remarcat faptul că toți indicatorii inerenți acestei tehnologii de extragere a petrolului și gazelor din intestinele sistemului dat de dezvoltare a câmpului sunt interconectați. Modificările unor indicatori pot duce la modificări ale altora. Dacă este dat unul dintre indicatori, atunci trebuie să se calculeze alții.

Calculul indicatorilor de dezvoltare conform metodei de planificare curentă a producției de petrol și lichide. Această tehnică este cunoscută sub numele de „Metodologia Comitetului de Stat de Planificare al URSS”. Este încă folosit în toate departamentele de producție de petrol și gaze, în companiile producătoare de petrol, în organizațiile complexului de combustibil și energie și în organizațiile de planificare.

Date inițiale pentru calcul:

1. Bilanțul inițial al rezervelor de petrol (NBZ), t;

2. Rezerve initiale recuperabile de petrol (NIR), t;

3. La începutul anului planificat:

Producția cumulativă de petrol (?Q n), t;

Producția cumulativă de fluid (?Q l), t;

Injecţie cumulativă de apă (?Qzak), m3;

Stocul de exploatare al sondelor producătoare (N d zile);

Stoc de exploatare al puțurilor de injecție (N zile);

4. Dinamica forajului puțului pe ani pentru perioada planificată (Nb):

minerit (N d b);

Injectare (N n b).

Tabelul 5.1 Date inițiale pentru zona Zapadno-Leninogorskaya a câmpului Romashkinskoye

	NBZ, mii de tone	NCD, mii de tone	Q n, mii de tone	Q bine, mii de tone	Comanda Q, mii m 3

Calculul indicatorilor de dezvoltare

1. Numărul de zile de funcționare a sondelor de producție într-un an, transferate din anul precedent:

Dper=365K (5,1)

Banda D \u003d 3650,9 \u003d 328,5

2. Numărul de zile de funcționare a puțurilor noi de producție:

3. Rata medie de producție de petrol a puțurilor noi de producție:

q n nou = 8 t/zi

4. Coeficientul de scădere a producției de petrol a puțurilor producătoare:

5. Producția anuală de petrol din puțuri noi:

6. Producția anuală de petrol din sondele transferate:

7. Total producție anuală de petrol

8. Producția anuală de petrol din puțurile noi din anul precedent, dacă acestea au funcționat fără să cadă în acest an:

9. Producția anuală de petrol din puțurile transferate din anul precedent (dacă au funcționat fără să cadă):

10. Posibilă producție estimată de petrol din toate sondele din anul precedent (dacă funcționează fără să cadă):

11. Producția de petrol planificată din sondele anului precedent:

12. Scăderea producției de petrol din sondele din anul precedent:

13. Procentul de modificare a producției de petrol din puțuri din anul precedent:

14. Rata medie de producție a unei sonde pentru petrol:

15. Rata medie de producție a sondelor pentru petrol transferat din anul precedent:

16. Producția cumulativă de petrol:

17. Factorul curent de recuperare a petrolului (ORF) este invers proporțional cu rezervele de sold inițial (NBZ):

18. Retragere din rezervele inițiale recuperabile NCD aprobate, %:

19. Rata de recuperare din rezervele recuperabile inițiale (NIR), %:

20. Rata de recuperare din rezervele recuperabile curente, %:

21. Reducerea medie de apă a produselor produse:

22. Producția anuală de lichide:

23. Producția lichidă de la începutul dezvoltării:

24. Injecție anuală de apă:

25. Compensație anuală pentru extragerea de lichid prin injecție:

26. Compensarea cumulativă a extragerii de lichid prin injecție:

27. Factorul apă-ulei:

Dinamica principalilor indicatori de dezvoltare este prezentată în tabel. 5.2

Tabelul 5.2 Dinamica principalilor indicatori de dezvoltare

Producție, milioane de tone	Productie cumulata, milioane de tone	Injectie apa, milioane m 3	Rata medie de producție de petrol, t/zi	Rata de selecție de la NIH	Rata de selecție din TIZ
	lichide	lichide

Dinamica producției anuale de ulei, lichid, injecție anuală de apă este prezentată în fig. 5.1.

Orez. 5.1.

Dinamica producției cumulative de ulei și lichid și injecție cumulată de apă este prezentată în fig. 5.2.

Orez. 5.2.

Dinamica CIN, rata de selecție din NCD și rata de selecție din TIZ sunt prezentate în Fig. 5.3.

Orez. 5.3. Dinamica CIN, rata de retragere de la BNT și rata de retragere de la TID