Creare

Indicatori ai unui sistem de dezvoltare a câmpurilor petroliere. Indicatori cheie de dezvoltare. Etapele dezvoltării câmpului petrolier

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

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

Productie de ulei q n – indicatorul principal, total pentru toate sondele de producție forate la fața locului pe unitatea de timp și producția medie zilnică q ns pe godeu. Natura modificărilor în timp ale acestor indicatori depinde nu numai de proprietățile formațiunii și ale fluidelor care o saturează, ci și de operațiunile tehnologice efectuate în teren în diferite stadii de dezvoltare.

Extracție lichidă qf – producția totală de ulei și apă pe unitatea de timp. Uleiul pur este produs din sondele din porțiunea pur purtătoare de petrol a zăcământului în timpul unei perioade uscate de funcționare a sondei. Pentru majoritatea depozitelor, mai devreme sau mai târziu, produsele lor încep să devină pline de apă. Din acest moment, producția de lichide depășește producția de petrol.

Producția de gaz q g. Acest indicator depinde de conținutul de gaz din țițeiul 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 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. Factorul mediu de gaz 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 dezvoltării presiunea rezervorului este sub presiunea de saturație, atunci factorul de gaz se modifică după cum urmează. În timpul dezvoltării în modul gaz dizolvat, factorul mediu de gaz crește mai întâi, atinge un maxim, apoi scade și tinde spre zero la presiunea rezervorului egală cu presiunea atmosferică. În acest moment, regimul gazelor dizolvate trece la regimul gravitațional.

Indicatorii luați în considerare reflectă caracteristicile dinamice ale procesului de extracție a petrolului, apei și gazelor. Pentru a caracteriza procesul de dezvoltare pe întreaga perioadă de timp trecută, se utilizează un indicator integral - producția acumulată. Producția cumulativă de petrol reflectă cantitatea de petrol produsă de o instalație într-o anumită perioadă de timp de la începutul dezvoltării, de exemplu. din momentul în care a fost lansat primul puţ de producţie.

Spre deosebire de indicatorii dinamici, producția acumulată 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.

Pe lângă indicatorii absoluti considerați, care cuantifică producția de petrol, apă și gaze, sunt utilizați și cei relativi, care caracterizează procesul de extracție a produselor de rezervor ca pondere din rezervele de petrol.

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

Z(t) = q H ∕ N (1.12)

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

Figura 1.7 prezintă curbele care caracterizează rata de dezvoltare în timp pentru două câmpuri cu proprietăți geologice și fizice diferite. Judecând după dependențele date, procesele de dezvoltare ale acestor domenii sunt semnificativ diferite. Conform curbei 1 se pot distinge patru perioade de dezvoltare, pe care le vom numi etape.

Primul stagiu(etapa de punere în funcțiune a unui câmp), când are loc forarea intensivă a puțurilor din stocul principal, ritmul de dezvoltare crește continuu și atinge valoarea maximă până la sfârșitul perioadei. Pe lungimea sa, se produce de obicei ulei anhidru. Durata acestuia depinde de mărimea zăcământului și de rata de forare a puțurilor care alcătuiesc fondul principal.

Realizarea producției anuale maxime de rezerve recuperabile de petrol nu coincide întotdeauna cu finalizarea forajului puțului. Uneori apare înainte de data forării depozitului.

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

Figura 1.7 – Graficul modificărilor ratei de dezvoltare în timp

A doua faza(etapa menținerii nivelului maxim atins al producției de petrol) se caracterizează prin producția anuală de petrol mai mult sau mai puțin stabilă. În sarcina de proiectare a dezvoltării câmpului, sunt adesea specificate producția maximă de petrol, anul în care această producție ar trebui să fie realizată și durata celei de-a doua etape.

Sarcina principală a acestei etape este realizată prin forarea puțurilor de rezervă, reglarea condițiilor puțurilor și dezvoltarea completă a unui sistem de inundații sau a unei alte metode de influențare a formării. Unele puțuri nu mai curg spre sfârșitul etapei și sunt transferate la o metodă de funcționare mecanizată (folosind pompe).

A treia etapă(etapa de scădere a producției de petrol) se caracterizează printr-o scădere intensă a ratei de dezvoltare pe fondul tăierii progresive a apei în producția de puțuri în condiții de presiune a apei și o creștere bruscă a factorului de gaz în condiții de presiune a gazului. Aproape toate sondele sunt operate mecanizat. O parte semnificativă a puțurilor sunt scoase din funcțiune până la sfârșitul acestei etape.

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

Primele trei etape, în timpul cărora 70 până la 95% din rezervele recuperabile de petrol sunt retrase, 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 eficiența sistemului de dezvoltare implementat, se determină valoarea finală a cantității de petrol recuperat, perioada totală de dezvoltare a câmpului și se extrage volumul principal de apă asociat.

După cum se poate observa din Figura 1.10 (curba 2), pentru unele zăcăminte este tipic ca după prima etapă să apară o etapă 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, la sfârșitul primei etape, s-au atins rate ridicate de dezvoltare de ordinul 12 - 20% pe an sau mai mult. Din experiența de dezvoltare rezultă că rata maximă de dezvoltare nu trebuie să depășească 8 - 10% pe an, iar în medie pe toată perioada de dezvoltare valoarea acesteia ar trebui să fie între 3 - 5% pe an.

Să remarcăm încă o dată că imaginea descrisă a modificărilor producției de petrol dintr-un 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 îmbunătățire a recuperării petrolului, la un anumit stadiu al dezvoltării câmpului, cel mai probabil la a treia sau a patra, poate fi aplicat tehnologie nouă extragerea petrolului din subsol, în urma căreia producția de petrol din câmp va crește din nou.

În practica analizei și proiectării dezvoltării zăcămintelor petroliere se folosesc și indicatori care caracterizează rata de retragere a rezervelor de petrol în timp: rata de selecție a rezervelor de bilanţ și rata de selecție a rezervelor reziduale recuperabile. A-prioriu

(1.13)

Unde – producția anuală de petrol în câmp în funcție de timpul de dezvoltare; – echilibrarea rezervelor de petrol.

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

(1.14)

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

Rata de extracție a rezervelor reziduale de petrol recuperabile:

, (1.15)

Unde – producția acumulată de petrol pentru câmp în funcție de timpul de dezvoltare.

Producția cumulativă de ulei:

(1.16)

unde este momentul dezvoltării câmpului; - ora curentă.

Recuperarea curentă a petrolului sau coeficientul de selecție a rezervelor de bilanţ se determină din expresia:

(1.17)

Până la sfârșitul dezvoltării câmpului, de ex. la , recuperarea uleiului:

(1.18)

Reducerea apei de produs este raportul dintre debitul de apă și debitul total de ulei și apă. Acest indicator variază în timp de la zero la unu:

(1.19)

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

µ 0 = µ n / µ în (1,20)

Unde µ nȘi µ in– vâscozitatea dinamică a uleiului și respectiv a apei.

La dezvoltarea câmpurilor cu uleiuri foarte vâscoase, în producția unor puțuri poate apărea apă încă de la începutul funcționării acestora. Se dezvoltă unele depozite cu uleiuri cu vâscozitate scăzută perioadă lungă de timp cu conținut ușor de apă. Valoarea limită dintre uleiurile vâscoase și cele cu vâscozitate scăzută variază de la 3 la 4.

Natura udării fântânilor și producția rezervorului este, de asemenea, influențată de eterogenitatea strat cu strat a rezervorului (cu o creștere a gradului de eterogenitate, perioada de funcționare fără apă a puțului este redusă) și poziția puțului. intervalul de perforare raportat la contactul ulei-apă.

Experiența în dezvoltarea câmpurilor petroliere indică faptul că, cu vâscozitatea scăzută a petrolului, se obține o recuperare mai mare a petrolului cu o tăiere mai mică a apei. În consecință, tăierea apei poate servi ca un indicator indirect al eficienței dezvoltării câmpului. Dacă există o udare mai intensă a produsului în comparație cu proiectarea, atunci aceasta poate servi ca un indicator că depozitul este acoperit de procesul de inundare a apei într-o măsură mai mică decât era de așteptat.

Rata de retragere a lichidului– raportul dintre producția anuală de fluide în condiții de zăcământ și rezervele recuperabile de petrol, exprimat în % pe 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, selecția fluidelor pentru majoritatea câmpurilor repetă practic dinamica ratei de dezvoltare a acestora. În a doua etapă, rata de retragere a lichidului din unele depozite rămâne constantă la nivelul maxim, din altele scade, iar din altele crește. Aceleași tendințe sunt și mai pronunțate în a treia și a patra etapă. Modificarea vitezei de extragere a fluidului depinde de factorul ulei-apă, de debitul de apă injectat în rezervor, presiunea rezervorului și temperatura rezervorului.

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

Consumul de substanțe injectate în formațiune. La implementarea diverselor tehnologii de influențare a formării, diverși agenți sunt utilizați pentru îmbunătățirea condițiilor de extracție a petrolului din subsol. În formațiune sunt pompate apă sau abur, hidrocarburi gazoase 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 producerea puțului, sunt cele mai importante. indicatori tehnologici proces 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 puțuri de injecție este maxim, iar lângă puțuri de producție este minim. Pentru a monitoriza modificările presiunii rezervorului, se utilizează o valoare medie ponderată pe suprafața sau volumul rezervorului. Pentru a determina valorile lor medii ponderate, se folosesc hărți izobare construite pentru diferite momente de timp.

Indicatori importanți ai intensității impactului hidrodinamic asupra formațiunii sunt presiunile la fundul puțurilor de injecție și producție. Diferența dintre aceste valori determină intensitatea fluxului de fluid în formațiune.

Presiunea la capul de sondă a puțurilor de producție este stabilită și menținută pe baza cerințelor pentru asigurarea colectării și transportului în câmp a produselor de sondă.

Temperaturile rezervoruluiA. În timpul procesului de dezvoltare, acest parametru se modifică ca urmare a efectelor de throttling în zonele din apropierea sondei ale formațiunii, injectarea de lichide de răcire în formațiune și crearea unui front de ardere în mișcare în ea.

Întrebări pentru autocontrol:

1. Definiți conceptul de „dezvoltare a câmpului petrolier”.

3. Dați exemple de relații hidrodinamice dintre câmpurile petroliere și sistemul de apă din jur.

4. Cum este distribuită presiunea într-un rezervor de petrol în timpul dezvoltării sale?

TEHNOLOGIA DE DEZVOLTARE A ZĂMURILOR DE PETROLIERE ȘI INDICATORI DE DEZVOLTARE TEHNOLOGICĂ

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

Caracteristici geologice și fizice de bază	Sistem de dezvoltare
Vâscozitatea uleiului în pl. convenţional mPa*s m n	Mobilitate µm2 /mPa*s K/ m n	Adâncimea formațiunii nisipoase Kp	Densitatea rețelei puțurilor, ha/bine	Plasarea bine	Sistem de inundare a apei
0,5-5,0	Până la 0,1	0,5-0,65	16-32	Rând, pătrat. 1-3 rânduri, 5-7 puncte.	Linear cu zona focală
0,65-0,80	20-36	În linie, 3 rânduri	Linear cu focal
mai mult de 0,80	24-40	Rând, 3-5 rânduri	Linear cu focal
Mai mult de 0,1	0,5-0,65	24-40	În linie, 3 rânduri	Linear cu focal
0,65- 0,80	28-40	În linie, 5 rânduri	Linear cu focal
Mai mult de 0,80	33-49	În linie, 5 rânduri	Linear cu focal
5,0-40,0	Până la 0,1	0,5-0,55	12-24	Zona, 5-7-9 puncte	Zonă
0,65-,80	18-28
Mai mult de 0,80	22-33	Rând, 3 rânduri. Zona, 5-7-9 puncte	Linear cu focal. Zonă
Mai mult de 0,1	0,5-0,65	16-28	Rând, 1-3 rânduri. Zona, 5-7-9 puncte	Linear cu focal. Zonă
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, conceptul de sistem de dezvoltare indică prezența sau absența impactului asupra formării ca unul dintre factorii determinanți ai acesteia. Necesitatea forării puțurilor de injecție depinde de acest factor. Tehnologia de dezvoltare a rezervoarelor nu este inclusă în definiția unui sistem de dezvoltare. Cu aceleași sisteme, pot fi utilizate diferite tehnologii de minerit. Desigur, la proiectarea dezvoltării pe teren, este necesar să se țină cont de ce sistem se potrivește cel mai bine tehnologiei alese și care sistem de dezvoltare poate atinge cel mai ușor indicatorii specificati.

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

Productie ulei Q n este indicatorul principal, total pentru toate sondele de producție forate la fața locului pe unitatea de timp și producția medie zilnică q n pe godeu.

Natura modificărilor în timp ale acestor indicatori depinde nu numai de proprietățile formațiunii și ale fluidelor care o saturează, ci și de operațiunile tehnologice efectuate în teren în diferite stadii de dezvoltare.

Extracția lichidului Q g - producția totală de petrol și apă pe unitatea de timp (an, lună). Uleiul pur este produs din sondele din porțiunea pur petrolieră a zăcământului în timpul unei perioade uscate de funcționare a sondei. Pentru majoritatea depozitelor, mai devreme sau mai târziu, produsele lor încep să devină pline de apă. Din acest moment, producția de lichide depășește producția de petrol.

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

Debitul de ulei, apă și lichid q n, q in, q f- respectiv, raportul dintre producția de petrol, apă sau lichid la durata de funcționare a sondei pe o lună sau un an. Se calculează atât pentru timpul lucrat, cât și pentru timpul calendaristic. Unitate de măsură - t/zi*godeu.

Taierea de apa - acesta este raportul dintre apa produsă și cantitatea totală de fluid produsă într-o perioadă (an, lună). Măsurat în fracții de unități. Și %:

Factorul apă-ulei- raportul dintre apa produsa si ulei. Curent și acumulat

Producția de gaz Q d. Acest indicator depinde de conținutul de gaz din țițeiul rezervorului, de mobilitatea acestuia în raport cu mobilitatea țițeiului 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. Factorul mediu de gaz, ca indicator tehnologic al dezvoltării, este determinat de raportul dintre producția curentă de gaz și producția curentă de petrol.

Consumul de agenți injectați în formațiune (Q z)și extracția lor împreună cu petrol (și gaze). Atunci când se efectuează diferite procese tehnologice pentru extragerea petrolului și gazelor din subsol (inclusiv pentru menținerea presiunii din rezervor), în rezervor sunt pompate apă, apă cu substanțe chimice adăugate, gaz și alte substanțe.

Principalul indicator care caracterizează procesul de injectare este compensarea extragerii de lichid 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 pe întreaga perioadă de timp trecută, se utilizează un indicator integral - producția acumulată (∑Q n, ∑Q w). Producția cumulativă de petrol și lichide reflectă cantitatea produsă de instalație într-o anumită perioadă de timp de la începutul dezvoltării, de exemplu. din momentul în care s-a lansat primul puţ de producţie.

Bine stoc. Sondele sunt componenta principală a sistemului de dezvoltare a zăcămintelor petroliere; petrolul și componentele asociate sunt extrase din ele, servesc la obținerea tuturor informațiilor despre zăcământ și la controlul procesului de dezvoltare. Sondele 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 producerea de petrol, gaze și componente asociate.

Presiune sondele sunt concepute pentru injectarea diverșilor agenți (apă, gaz, abur) în rezervor pentru a asigura dezvoltarea eficientă a zăcămintelor de petrol.

Special puţurile sunt destinate diferite feluri cercetări pentru studierea parametrilor şi a stării de dezvoltare a zăcămintelor. Printre acestea există două subgrupe - evaluare și control. Primele sunt forate pentru a evalua saturația de petrol și gaze a formațiunilor. Acestea din urmă sunt împărțite în piezometrice și observaționale.

Auxiliar puțurile sunt împărțite în puțuri de captare a apei și puțuri de absorbție.

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

Rata de selecție din BNT. Din cursul dvs. de geologie, cunoașteți conceptul de rezerve inițiale de petrol recuperabile (IRR). Atunci când se analizează dezvoltarea oricărei instalații, sunt utilizați indicatori precum rata de selecție din BNT și gradul de producție a BNT. Ritmul de dezvoltare Z(t), variabil în timp t, egal cu raportul producţiei curente de petrol QH(t) la rezervele recuperabile ale câmpului

Formula arată că modificarea ritmului de dezvoltare în timp este similară cu schimbarea producției de petrol. Pentru a caracteriza un sistem de dezvoltare, este adesea folosit conceptul de rata maximă de dezvoltare. Z max

Q H max - de obicei producţia de petrol în a doua perioadă de dezvoltare.

Viteza de extragere a lichidului este determinată în mod similar

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

Gradul de dezvoltare al rezervelor initiale recuperabile de petrol (IRR)- raportul dintre producția acumulată 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 rezervei 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 cu tăierea apei fântânilor, atunci este necesar să se ia măsuri pentru a elimina acest lucru. Analiza indicatorilor de dezvoltare de-a lungul timpului ne va permite să tragem o concluzie fie pentru utilizarea tehnologiilor pentru intensificarea producției de petrol, fie despre impactul pe scară largă al unei anumite tehnologii asupra dinamicii de dezvoltare în schimbare.

Recuperarea uleiului. Cantitatea de rezerve de petrol dintr-un anumit zăcământ este legată de gradul de extracție a petrolului din subsol, care este raportul dintre producția totală posibilă de petrol și rezervele (geologice) de petrol din rezervor.

Această relație, numită factor de recuperare a petrolului sau factor de recuperare a petrolului, are forma:

η pr - factor de recuperare a uleiului de proiectare

η - factorul actual sau real de recuperare a uleiului

Există recuperarea curentă și finală a uleiului. Sub recuperarea curenta a petroluluiînțelegeți raportul dintre cantitatea de petrol extrasă din rezervor în momentul dezvoltării rezervorului și rezervele sale inițiale. Recuperarea finală a uleiului- raportul dintre cantitatea de petrol produsă la sfârșitul dezvoltării și rezervele inițiale.

Q inv- rezerve recuperabile de petrol

scor Q- echilibrarea rezervelor de petrol

∑Q n- retragerea de ulei acumulată

Într-un caz ideal, coeficientul de recuperare a uleiului tinde să atingă valoarea coeficientului de deplasare, adică. valoarea care poate fi extrasă cât mai mult dintr-o formațiune 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 puțului, modelul sondei, recuperarea petrolului pot fi reprezentate astfel:

h =b out b cool b ohv afară

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 și cantitatea inițială de ulei din același volum. Determinat experimental pe miez.

Factor de acoperire a inundațiilor- raportul dintre cantitatea de ulei dislocată din volumul spălat din spațiul porilor în care a trecut apa injectată sau periferică la spălarea acesteia la o anumită tăietură de apă din producția de sondă, la cantitatea de petrol deplasată din același volum în timpul spălării sale complete; adică la cantitatea de ulei determinată de coeficientul de deplasare.

Rata de măturare a rezervorului prin procesul de deplasare este raportul dintre suma volumelor rezervoarelor acoperite de procesul de deplasare a petrolului și volumul total al rezervoarelor care conțin petrol.

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

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

Distribuția presiunii în rezervor. În procesul de dezvoltare a petrolului
În câmpurile petroliere, presiunea din rezervor este în continuă schimbare. Pe separat
în secţiuni ale formaţiei va fi diferit. În zona puțurilor de injecție vor exista
presiune mare, presiune scăzută în zona minieră.

Pentru evaluare se folosește presiunea medie sau ponderată pe suprafață. Presiunile în punctele caracteristice ale formațiunii - la fundul puțurilor de injecție - sunt utilizate ca indicatori de dezvoltare. R n , la fundul puțurilor de producție - Rn . Pe linia de refulare Rn" pe linia de selecție R s " .

De asemenea, este important să se determine diferențele de presiune dintre fundul puțurilor de injecție și de producție, ca diferență P n - P s = dP .

Presiunea la capul puțurilor de producție. Acesta este stabilit pe baza cerințelor pentru asigurarea colectării și transportului petrolului, gazelor și apei de la capete de sondă la instalațiile câmpului petrolier.

Temperatura rezervorului. Acesta este un factor natural. Se poate modifica din cauza injectării unor volume mari de apă rece în formațiune sau, dimpotrivă, lichide de răcire cu abur și apă caldă.

Toți indicatorii inerenți acestei tehnologii de extragere a petrolului din subsol sunt interconectați o modificare a unor indicatori de dezvoltare implică o modificare a altora.

Indicatori de dezvoltare a terenului

Indicatorii tehnologici și tehnico-economici ai procesului de dezvoltare a rezervorului includ producția curentă (medie anuală) și totală de lichid (ulei și apă), tăierea de apă a lichidului produs (raportul dintre producția curentă de apă și producția curentă de lichid), factorul apă-ulei curent și acumulat (raportul dintre producția de apă și uleiul de producție), injecția de apă curentă și acumulată, compensarea recuperării injecției (raportul dintre volumul injectat și volumul extras în condiții de rezervor), factorul de recuperare a uleiului, numărul de sonde (producție și injecție), presiunea rezervorului și în fundul găurii, factorul curent de gaz, debitul mediu al puțurilor de producție și injectivitatea puțurilor de injecție, costurile de producție, productivitatea muncii, investiții de capital, costuri de exploatare, costuri prezente, vânzări minus costurile de transport și taxe , cerințe de împrumut, comisioane de împrumut, rambursare împrumut.

Etapele dezvoltării câmpului petrolier

Raportul dintre producția anuală de petrol și rezervele de sold inițial caracterizează ritmul dezvoltării câmpului.

Pe baza analizei ritmului de dezvoltare a câmpului se disting patru etape (Fig. 5.1): un nivel în creștere al producției de petrol (I), un nivel constant al producției de petrol (II), o perioadă de scădere a producției de petrol (III) și perioada finală a producției de petrol (IV).

O trăsătură caracteristică a primei perioade este creșterea treptată a volumelor producției de petrol, ca urmare a punerii în funcțiune continuă a puțurilor de producție din foraj. Metoda de producere a uleiului în această perioadă este curgătoare, nu există tăiere de apă. Durata acestei etape depinde de mulți factori, dintre care principalii sunt: cantitatea rezervelor industriale recuperabile; dimensiunea câmpului și presiunea rezervorului; grosimea și numărul de orizonturi productive; proprietățile rocilor productive și ale uleiului în sine; disponibilitatea fondurilor pentru dezvoltarea terenului și altele. Durata primei perioade este de aproximativ 4-6 ani. Costul unei tone de petrol în această perioadă este relativ mare datorită construcției de noi sonde și dezvoltării câmpului.

A doua etapă de dezvoltare este caracterizată de un nivel constant de producție de petrol și costuri minime. În această perioadă, puțurile curgătoare sunt transferate la metoda de producție mecanizată datorită tăierii progresive a apei puțurilor. Scăderea producției de petrol în această perioadă este restrânsă de punerea în funcțiune a noilor sonde de rezervă. Durata celei de-a doua etape depinde de rata de retragere a petrolului din câmp, de cantitatea de rezerve recuperabile de petrol, de tăierea apei din producția sondei și de posibilitatea de a conecta alte orizonturi ale câmpului la dezvoltare. Sfârșitul celei de-a doua etape se caracterizează prin faptul că creșterea volumului de apă injectată pentru menținerea presiunii rezervorului nu are un efect vizibil asupra volumului producției de petrol și nivelul acestuia începe să scadă. Uleiul de apă tăiat la sfârșitul acestei perioade poate ajunge la 50%. Durata perioadei este de aproximativ 5-7 ani. Costul producției de petrol în această perioadă este cel mai mic.

Orez. 5.1 Etapele dezvoltării unei unități operaționale

A treia perioadă de dezvoltare se caracterizează printr-o scădere a producției de petrol și o creștere a producției de apă produsă. Această etapă se încheie când se atinge 80-90% tăiere de apă. În această perioadă, toate puțurile funcționează folosind metode de extracție mecanizată, puțurile individuale sunt scoase din funcțiune din cauza tăierii extreme a apei. Costul unei tone de ulei în această perioadă începe să crească din cauza construcției și punerii în funcțiune a instalațiilor de deshidratare și desalinizare a uleiului. În această perioadă, sunt luate măsuri principale pentru creșterea ratelor de producție a puțurilor. Durata acestei perioade este de 4-6 ani.

A patra etapă de dezvoltare este caracterizată de volume mari de producție de apă de formare și volume mici de producție de petrol. Tăierea de apă a produsului ajunge la 90-95% sau mai mult. Costul producției de petrol în această perioadă crește până la limita rentabilității. Această perioadă este cea mai lungă și durează 15-20 de ani.

În general, putem concluziona că durata totală de dezvoltare a oricărui câmp petrolier este de 40-50 de ani de la început până la rentabilitatea finală. Practica dezvoltării câmpurilor petroliere confirmă în general această concluzie.

Dezvoltarea petrolului și câmpuri de gaze? un set de lucrări pentru extragerea fluidului de ulei din rezervor. Uleiul extras și gazul asociat de la suprafață sunt supuse prelucrării primare. Un câmp petrolier este pus în dezvoltare pe baza unui proiect de exploatare de probă, a unei scheme tehnologice de dezvoltare industrială sau industrial-pilot sau a unui proiect de dezvoltare. În proiectul de dezvoltare, pe baza datelor de explorare și operațiuni de probă, sunt determinate condițiile în care va fi exploatat câmpul: structura geologică, proprietățile de rezervor ale rocilor, proprietățile fizico-chimice ale fluidelor, saturația rocilor cu apă, gaz, petrol, presiunea rezervorului, temperatura etc. Pe baza acestor date, cu ajutorul calculelor hidrodinamice, se stabilesc indicatori tehnici de funcționare a rezervorului pentru diverse optiuni pentru sistemul de dezvoltare, si se face o evaluare economica a optiunilor si alege-o pe cea mai buna.

Sistemele de dezvoltare includ: identificarea obiectelor de dezvoltare, succesiunea punerii obiectelor în dezvoltare, rata de forare a câmpurilor, metode de influențare a formațiunilor productive pentru a maximiza recuperarea petrolului; numărul, raportul, locația și ordinea punerii în funcțiune a puțurilor de producție, injecție, control și rezervă; modul lor de funcționare; metode de reglare a proceselor de dezvoltare; masuri de securitate mediu inconjurator. Sistemul de dezvoltare adoptat pentru un anumit domeniu predetermina indicatorii tehnici si economici? debitul sondei, modificarea acestuia în timp, factorul de recuperare a petrolului, investițiile de capital, costul 1 tonă de petrol etc. Un sistem rațional de dezvoltare a câmpurilor petroliere asigură un nivel dat de producție de petrol și gaze asociate cu indicatori tehnici și economici optimi, și protectie eficienta a mediului.

Principalii parametri care caracterizează sistemul de dezvoltare: raportul dintre suprafața petrolieră a câmpului și numărul de puțuri de injecție și producție (densitatea rețelei sondei), raportul dintre rezervele de petrol recuperabile ale câmpului și numărul de fântâni? rezervele recuperabile per sondă (eficiența sistemului de dezvoltare), raportul dintre numărul de puțuri de injecție și numărul de puțuri de producție (intensitatea producției de rezervă); raportul dintre numărul de puțuri de rezervă forate după ce câmpul a fost pus în dezvoltare pentru a extrage mai complet petrol (fiabilitatea sistemului de dezvoltare).

Sistemul de dezvoltare se caracterizează și prin parametri geometrici: distanța dintre puțuri și rânduri de puțuri, lățimea benzii dintre puțuri de injecție (cu sisteme de dezvoltare bloc-rând), etc.

Într-un sistem de dezvoltare fără impact asupra rezervorului cu un contur purtător de ulei cu mișcare joasă, se utilizează o aranjare uniformă patruunghiulară (în patru puncte) sau triunghiulară (în trei puncte) a puțurilor de producție; cu contururi purtătoare de petrol în mișcare, amplasarea puțurilor ține cont de forma acestor contururi. Sistemele de dezvoltare a câmpurilor de petrol fără a afecta rezervorul sunt rar utilizate în Rusia, în cea mai mare parte, câmpul este dezvoltat cu inundații. Cea mai utilizată este inundarea în circuit cu rânduri de blocuri. De asemenea, se creează sisteme de inundații pe suprafață cu o distanță între puțuri de 400-800 m.

Odată cu alegerea unui sistem de dezvoltare mare importanță are o gamă de tehnologie de dezvoltare eficientă. Sistemul și tehnologia sunt independente în principiu; Pentru același sistem sunt utilizate tehnologii de dezvoltare diferite.

Principalii indicatori tehnologici ai procesului de dezvoltare: producția curentă și acumulată de petrol, apă, lichide; ritmul de dezvoltare, tăierea apei în producția sondei, presiunea și temperatura rezervorului, precum și acești parametri în punctele caracteristice ale formațiunii și puțului (la fundul și capul puțului, la limitele elementelor etc.); factor de gaz în puțuri individuale și în câmp în ansamblu. Acești indicatori se modifică în timp în funcție de regimurile de formare (natura apariției forțelor in situ care mută petrolul pe fundul puțurilor) și de tehnologia de dezvoltare. Un indicator important al dezvoltării câmpurilor petroliere și al eficacității tehnologiei utilizate este valoarea actuală și finală a valorificării petrolului. Dezvoltarea pe termen lung a câmpurilor petroliere în condiții elastice este posibilă numai în cazuri individuale, deoarece De obicei, presiunea rezervorului scade în timpul dezvoltării și un regim de gaz dizolvat apare în rezervor.

Factorul final de recuperare a uleiului în timpul dezvoltării în acest mod este mic, atingând rar (cu permeabilitate bună la formare și vâscozitate scăzută a uleiului) o valoare de 0,30-0,35. Odată cu utilizarea tehnologiei de inundare cu apă, factorul final de recuperare a petrolului crește la 0,55-0,6 (în medie 0,45-0,5). Cu vâscozitate crescută a uleiului (20-50*10 -3 Pa*s) nu depășește 0,3-0,35, iar cu vâscozitate ulei peste 100*10 -3 Pa*s? 0,1.

Inundarea cu apă în aceste condiții devine ineficientă. Pentru creșterea valorii finale a factorului de recuperare a petrolului se folosesc tehnologii bazate pe metode fizico-chimice și termice de influențare a formării.

Metodele fizico-chimice folosesc deplasarea uleiului cu solvenți, gaz de înaltă presiune, agenți tensioactivi, soluții polimerice și micelare-polimeri, soluții de acizi și alcalii.

Utilizarea acestor tehnologii face posibilă reducerea tensiunii la contactul „ulei - lichid deplasant” sau eliminarea acesteia (deplasarea uleiului cu solvenți), îmbunătățirea umectabilității rocilor cu lichidul deplasant, îngroșarea lichidului deplasant și, prin urmare, reducerea raportul dintre vâscozitatea uleiului și vâscozitatea lichidului, ceea ce face ca procesul de înlocuire a uleiului din formațiuni să fie mai stabil și mai eficient.

Metodele fizico-chimice de influențare a formării măresc recuperarea uleiului cu 3-5% (agenți tensioactivi), cu 10-15% (inundare polimerică și micelară), cu 15-20% (dioxid de carbon). Utilizarea metodelor de deplasare a uleiului cu solvenți face teoretic posibilă obținerea recuperării complete a uleiului.

Cu toate acestea, munca pilot a scos la iveală o serie de dificultăți implementare practică aceste metode de extracție a uleiului: sorbția agenților tensioactivi de către mediul poros al rezervoarelor, modificarea concentrației acestora, separarea compozițiilor de substanțe (inundare micelar-polimer), extracția doar a hidrocarburilor ușoare (dioxid de carbon), reducerea factorului de baleiaj (solvenți și -gaz sub presiune), etc.

Se dezvoltă cercetări și în domeniul metodelor termochimice de extracție a uleiului sub influența combinată a căldurii și a reactanților chimici asupra formării? termo-alcaline, inundații termopolimerice, utilizarea catalizatorilor pentru reacții in situ etc. Se explorează posibilitățile de creștere a recuperării petrolului din formațiuni prin influențarea acestora cu metode biochimice bazate pe introducerea bacteriilor în rezervorul de petrol, ca urmare a cărora se formează substanțe cu activitate vitală care îmbunătățesc fluiditatea și facilitează recuperarea uleiului.

Există 4 perioade în dezvoltarea câmpurilor petroliere: producția de petrol în creștere, constantă, în scădere bruscă și în scădere lent (etapa târzie).

În toate etapele dezvoltării câmpului petrolier, controlul, analiza și reglarea procesului de dezvoltare se efectuează fără modificarea sistemului de dezvoltare sau cu modificarea parțială a acestuia. Reglementarea procesului de dezvoltare a câmpurilor petroliere face posibilă creșterea eficienței deplasării petrolului.

Prin influențarea depozitului, fluxurile de filtrare sunt întărite sau slăbite, direcția lor este schimbată, drept urmare zonele nedrenate anterior ale câmpului sunt atrase în dezvoltare și rata de extragere a petrolului crește, producția de apă asociată scade și uleiul final. factorul de recuperare crește.

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

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

În funcție de scopul lor, sondele sunt împărțite în următoarele categorii: prospectare, explorare și producție.

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

Explorare fântâni; foraj în zone cu potențial industrial 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 puțurile 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 zăcăminte.

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

Rezervee fântâni sunt prevăzute în scopul implicării în dezvoltarea lentilelor individuale, ciupirea zonelor în zonele stagnante, care nu sunt implicate în dezvoltarea puțurilor stocului principal.

Special sondele sunt concepute pentru a efectua diverse tipuri de cercetări în vederea studierii parametrilor și a stării de dezvoltare a zăcămintelor. Printre acestea există două subgrupe – evaluare și control. Primele sunt forate pentru a evalua saturația de petrol și gaze a formațiunilor. Acestea din urmă sunt împărțite în piezometrice și observaționale. Sondele piezometrice sunt proiectate pentru a monitoriza modificările presiunii formațiunii în formațiune. Puțuri de observare pentru monitorizarea modificărilor contactului apă-ulei, contactului gaz-oil, saturației cu apă și petrol a formațiunii.

Auxiliar puțurile sunt împărțite în puțuri de captare a apei și puțuri de absorbție.

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

Absorbant concepute pentru pomparea apei produse în orizonturile de absorbție.

În plus față de cele de mai sus, întreprinderile producătoare de petrol și gaze pot avea puțuri blocate în bilanţ.

LA conservat Printre acestea se numără puțurile care nu funcționează în câmp din cauza inutilității sau imposibilității funcționării lor într-o anumită 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.

Predatsi evolutii:

PRODUCTIE DE ULEI- Qn este indicatorul principal, total pentru toate sondele de producție forate la locul pe unitate 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 butoi.

Extracție lichidă-Qzh este producția totală de ulei și apă pe unitatea de timp. Uleiul pur este produs din sondele din porțiunea pur petrolieră a zăcământului în timpul unei perioade uscate de funcționare a sondei. La un anumit stadiu de dezvoltare, apa începe să curgă din rezervor împreună cu petrolul și gazul.

Producția lichidă este producția totală de ulei și apă.

Q ȘI = Q H + Q ÎN

Producția de gaze Qg. . Producția de gaze în timpul funcționării, împreună cu petrolul este produs așa-numitul gaz asociat. Producția de gaz depinde de conținutul de gaz din uleiul de rezervor și este caracterizată de factorul de gaz.

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

= m3/t

Factorul mediu de gaz este raportul dintre producția curentă de gaz și producția curentă de petrol.

Producția cumulativă petrolul reflectă cantitatea de petrol produsă de instalație într-o anumită perioadă de timp de la începutul dezvoltării, producția cumulativă de petrol

, (1.8)

Unde - timpul de dezvoltare a terenului; -ora curentă.

Producția acumulată nu poate decât să crească.

Pe lângă indicatorii absoluti considerați, sunt utilizați și cei relativi, care caracterizează procesul de extracție a produselor de rezervor ca pondere din rezervele de petrol.

Recuperarea uleiului

Acesta este raportul dintre cantitatea de petrol extrasă din rezervor și rezervele sale originale din rezervor. Există recuperarea curentă și finală a uleiului.

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

Recuperarea 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 anumit câmp.

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 variază 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 a uleiului si respectiv a apei.

La dezvoltarea câmpurilor cu uleiuri foarte vâscoase, 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 între uleiurile vâscoase și cele cu vâscozitate scăzută variază de la 3 la 4.

Natura alimentării cu apă a fântânilor și producția rezervorului este, de asemenea, influențată de eterogenitatea strat cu strat a rezervorului (cu creșterea gradului de eterogenitate, perioada de funcționare fără apă a puțului este redusă) și poziția intervalul de perforare a sondei raportat la contactul ulei-apă.

Factorul apă-ulei- raportul dintre valorile curente ale producției de apă și petrol în momentul dezvoltării câmpului, măsurat în
. Acest parametru, care arată câte volume de apă sunt produse la 1 tonă de petrol 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, în cele din urmă raportul dintre volumul de apă produsă și producția de ulei ajunge la unu, iar pentru uleiurile vâscoase crește la 5 - 8 m 3 /t și în unele cazuri ajunge la 20 m 3 /t.

Consumul de substanțe injectate în formațiune. La implementarea diverselor tehnologii de influențare a formării, diverși agenți sunt utilizați pentru îmbunătățirea condițiilor de extracție a petrolului din subsol. În formațiune sunt pompate apă sau abur, hidrocarburi gazoase sau aer, dioxid de carbon și alte substanțe.

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 puțuri de injecție este maxim, iar lângă puțuri de producție este minim. Pentru a monitoriza modificările presiunii rezervorului, se utilizează o valoare medie ponderată pe suprafața sau volumul rezervorului. Indicatori importanți ai intensității impactului hidrodinamic asupra formațiunii sunt presiunile la fundul puțurilor de injecție și producție. Diferența dintre aceste valori determină intensitatea fluxului de fluid în formațiune.

Presiunea la capul de sondă a puțurilor de producție este stabilită și menținută pe baza cerințelor 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 din apropierea sondei ale formațiunii, injectarea de lichide de răcire 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 subsol într-un anumit sistem de dezvoltare a câmpului sunt interconectați. O modificare a unor indicatori poate duce la o schimbare a altora. Dacă unii dintre indicatori sunt specificați, atunci alții trebuie calculați.