Rrathë gome

Treguesit kryesorë të zhvillimit teknologjik. Teknologjia e zhvillimit të fushës së naftës dhe treguesit e zhvillimit teknologjik. Rregullimi i zhvillimit të naftës

Dërgoni punën tuaj të mirë në bazën e njohurive është e thjeshtë. Përdorni formularin e mëposhtëm

Studentët, studentët e diplomuar, shkencëtarët e rinj që përdorin bazën e njohurive në studimet dhe punën e tyre do t'ju jenë shumë mirënjohës.

Postuar në http://www.allbest.ru/

Agjencia Federale për Arsimin

Shtetit institucion arsimor arsimin e lartë profesional

Permian universiteti teknik shtetëror

Departamenti zhvillimin e naftës dhe fushat e gazit

Test

Disiplina: "Zhvillimi i fushave të naftës dhe gazit"

Opsioni nr. 27

“Treguesit kryesorë të zhvillimit fushë nafte»

Prezantimi

1. Pjesa gjeologjike. Informacion i pergjithshem për zonën ku ndodhet depozitimi; stratigrafi; tektonikë; litologji; potenciali i naftës dhe gazit; struktura dhe vetitë e rezervuarit të formacioneve prodhuese; vetitë e lëngjeve formuese (vaj, gaz, ujë); karakteristikat energjetike të depozitës; informacion mbi rezervat e naftës dhe gazit.

2. Pjesa teknike dhe teknologjike. karakteristikat e përgjithshme dokument projekti. Analiza e statusit të zhvillimit bazuar në një krahasim të treguesve aktualë dhe të projektuar të zhvillimit. Llogaritja e një plani afatgjatë të prodhimit të naftës për pesë vitet e ardhshme.

Llogaritja e treguesve të zhvillimit të fushës së naftës dhe gazit

Vlerësimi i faktorit të rikuperimit të naftës duke përdorur metoda të analizës së regresionit shumëvariak (varësia Sopnyuk) për rezervuarët terrigjenë nën regjimin e presionit të ujit:

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

SIF = 0.195-0.0078*1+0.082*lg0.124+0.00146*24+ 0.0039*11.3+0.180*0.88-0.054*0.9+0.275*0.81-0, 25*006.

Këtu viskoziteti relativ - raporti i viskozitetit të vajit me viskozitetin e agjentit zhvendosës (ujit).

K - përshkueshmëria mesatare e formimit në µm2,

te - Temperatura fillestare e rezervuarit në C,

h - trashësia mesatare efektive e formimit të ngopur me vaj në m,

PK - koeficienti i rërës në fraksione të unitetit,

Nvnz - raporti i rezervave të bilancit të naftës në zonën naftë-ujë me rezervat e bilancit të të gjithë depozitës në fraksione të njësisë;

Sn - ngopja fillestare e vajit të formimit në fraksione të unitetit,

S - Dendësia e rrjetit të puseve shprehet përmes raportit të sipërfaqes totale të depozitimit me numrin e të gjithë puseve në punë, ha/pus.

1. Karakteristikat e treguesve kryesorë të zhvillimit të fushës së naftës

rezervë nafte gazi natyror

Treguesit kryesorë teknologjikë që karakterizojnë procesin e zhvillimit të një fushe (depozitimi) të naftës përfshijnë: prodhimin vjetor dhe kumulativ të naftës, lëngjeve, gazit; injeksion vjetor dhe kumulativ i agjentit (ujë); prerje uji i produkteve të prodhuara; përzgjedhja e naftës nga rezervat e rikuperueshme; stoku i puseve të prodhimit dhe injektimit; normat e tërheqjes së naftës; kompensimi i tërheqjes së lëngjeve me injektim uji; faktori i rikuperimit të naftës; normat e rrjedhjes së pusit për vaj dhe lëng; pus injeksion; presioni i rezervuarit etj.

Sipas metodës së Lysenko V.D. Treguesit e mëposhtëm janë përcaktuar dhe përmbledhur në tabelën nr. 1:

1. Prodhimi vjetor i naftës (qt) dhe 2. Numri i puseve të prodhimit dhe injektimit (nt):

ku t është numri serial i vitit kontabël (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - prodhimi i naftës për vitin para atij të llogaritur, në shembullin tonë për vitin e 10-të; e=2.718 - bazë logaritmet natyrore; Qres – rezervat e mbetura të naftës të rikuperueshme në fillim të llogaritjes (diferenca midis rezervave fillestare të rikuperueshme dhe prodhimit të akumuluar të naftës në fillim të vitit llogaritës, në shembullin tonë për vitin e 10-të).

n0 - numri i puseve në fillim të vitit kontabël; T është jeta mesatare e një pusi, vite; në mungesë të të dhënave aktuale, periudha standarde e amortizimit për një pus (15 vjet) mund të merret si T.

3. Norma vjetore e tërheqjes së naftës t - raporti i prodhimit vjetor të naftës (qt) me rezervat fillestare të rikuperueshme të naftës (Qlow):

t fund = qt / Q fund

4. Norma vjetore e tërheqjes së naftës nga rezervat e mbetura (aktuale) të rikuperueshme është raporti i prodhimit vjetor të naftës (qt) ndaj rezervave të mbetura të rikuperueshme (Qoiz):

t oiz = qt / Qоiz

5. Prodhimi i naftës që nga fillimi i zhvillimit (rikuperimi kumulativ i naftës (Qacc):

Shuma e tërheqjeve vjetore të naftës për vitin aktual.

6. Tërheqja e naftës nga rezervat fillestare të rikuperueshme - raporti i tërheqjes së akumuluar të naftës (Qacc) me (Qlow):

СQ = Qnak / Qniz

7. Faktori i rikuperimit të naftës (ORF) ose rikuperimi i naftës - raporti i rikuperimit të naftës së akumuluar (Qnak) me rezervat fillestare gjeologjike ose të bilancit (Qbal):

KIN = Qnak / Qbal

8. Prodhimi i lëngshëm në vit (ql). Prodhimi vjetor i lëngjeve për periudhën e ardhshme mund të supozohet konstant në nivelin e arritur në të vërtetë në vitin e 10-të.

9. Prodhimi i lëngjeve nga fillimi i zhvillimit (Ql) - shuma e tërheqjeve vjetore të lëngjeve për vitin aktual.

10. Prerja mesatare vjetore e ujit të prodhimit të pusit (W) - raporti i prodhimit vjetor të ujit (qw) ndaj prodhimit vjetor të lëngshëm (ql):

11. Injektimi i ujit në vit (qzak) për periudhën e ardhshme pranohet në vëllime që ofrojnë kompensim të akumuluar për tërheqjen e lëngjeve për vitin e 15-të të zhvillimit në masën 110-120%.

12. Injektimi i ujit që nga fillimi i zhvillimit Qzak - shuma e injektimeve vjetore të ujit për vitin aktual.

13. Kompensimi i tërheqjes së lëngjeve me injektim uji në vit (aktual) - raporti i injektimit vjetor të ujit (qzak) ndaj prodhimit vjetor të lëngjeve (ql):

Kg = qzak / qzh

14. Kompensimi për tërheqjen e lëngjeve me injektim uji që nga fillimi i zhvillimit (kompensimi i akumuluar) - raporti i injektimit të ujit të akumuluar (Qzak) ndaj tërheqjes së lëngut të akumuluar (Ql):

Knak = Qzak / Qzh

15. Prodhimi i gazit shoqërues të naftës për vitin përcaktohet duke shumëzuar prodhimin vjetor të naftës (qt) me faktorin e gazit:

qgas = qt.Gf

16. Prodhimi i gazit shoqërues të naftës nga fillimi i zhvillimit - shuma e tërheqjeve vjetore të gazit.

17. Norma mesatare vjetore e prodhimit të naftës së një pusi prodhimi është raporti i prodhimit vjetor të naftës (qg) me numrin mesatar vjetor të puseve të prodhimit (në vijim) dhe numrin e ditëve në vit (Tg), duke marrë parasysh puset e prodhimit. koeficienti i funksionimit (Ke.d):

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

ku K.d është i barabartë me raportin e ditëve (ditëve) të punuara nga të gjitha puset e prodhimit gjatë një viti kalendarik me numrin e këtyre puseve dhe numrin e ditëve (ditëve) kalendarike në një vit.

18. Norma mesatare vjetore e rrjedhjes së lëngjeve të një pusi prodhimi është raporti i prodhimit vjetor të lëngut (ql) me numrin mesatar vjetor të puseve të prodhimit (në vijim) dhe numrin e ditëve në vit (Tg), duke marrë parasysh prodhimin Shkalla e funksionimit të pusit (Ke.d):

19. Injektiviteti mesatar vjetor i një pusi injektues - raporti i injektimit vjetor të ujit (qzak) me numrin mesatar vjetor të puseve të injektimit (nnag) dhe numrin e ditëve në vit (Tg), duke marrë parasysh koeficientin e funksionimit të injektimit. puse (Ke.n):

qwell = qzak / nnag Tg Ke.n,

ku K.n është i barabartë me raportin e ditëve të punuara nga të gjitha puset e injektimit gjatë një viti kalendarik me numrin e këtyre puseve dhe numrin e ditëve kalendarike në një vit.

20. Presioni i rezervuarit për vitin e 20-të të zhvillimit tenton të ulet nëse kompensimi i akumuluar është më pak se 120%; nëse kompensimi i akumuluar është në intervalin nga 120 në 150%, atëherë presioni i rezervuarit është afër ose i barabartë me atë fillestar; nëse kompensimi i akumuluar është më shumë se 150%, atëherë presioni i rezervuarit tenton të rritet dhe mund të jetë më i lartë se ai fillestar.

Orari i zhvillimit të fushës është paraqitur në histogram.

Llogaritja e rezervave të gazit natyror duke përdorur një formulë dhe llogaritja e rezervave të rikuperueshme duke përdorur një metodë grafike

Nga ekstrapolimi i grafikut Q zap = f (Pav(t)) në boshtin e abshisës përcakton rezervat e rikuperueshme të gazit ose duke përdorur raportin:

ku aplikacioni Q - rezervat fillestare të rikuperueshme të gazit, milion m3;

Qext (t) - prodhimi i gazit nga fillimi i zhvillimit për një periudhë të caktuar kohore (për shembull, 5 vjet) jepet në Shtojcën 4, milion m3;

Rifillimi - presioni fillestar në depozitë, MPa;

Pav(t) - presioni mesatar i ponderuar në vendburim për periudhën kohore të nxjerrjes së vëllimit të gazit (për shembull, 5 vjet), Pav(t) =0,9 Рinit., MPa;

fillestar dhe av(t) - korrigjime për devijimin e vetive të një gazi real sipas ligjit Boyle-Mariotte nga vetitë e gazeve ideale (përkatësisht për presionet Pinit dhe Paver(t)). Amendamenti është i barabartë me

Koeficienti i superkompresivitetit të gazit përcaktohet nga kurbat eksperimentale Brown-Katz. Për të thjeshtuar llogaritjet, ne supozojmë në mënyrë konvencionale zinit =0.65, zav(t) =0.66, vlera e së cilës korrespondon me presionin Pav(t); Për llogaritje marrim Kgo = 0.8.

Emri i treguesit	Emërtimi	Madhësia	Njësitë
Presioni fillestar i rezervuarit
Nxjerrja e gazit për 5 vjet	U Qgas
Koeficienti i pranuar i rikuperimit të gazit
Rezervat e rikuperueshme të gazit	V gazi i nxjerrë
Bilanci i rezervave të gazit	P top gazi
Norma mesatare vjetore e tërheqjes së gazit	Tgaz
Kohëzgjatja e zhvillimit

Konkluzione të bazuara në rezultatet e llogaritjes.

Maksimumi Prodhimi vjetor i naftës u arrit në vitin e dhjetë të zhvillimit dhe arriti në 402 mijë tonë. Prodhimi kumulativ i naftës për vitin e fundit të vlerësuar të zhvillimit është i barabartë me 3013.4 mijë tonë, që është 31.63% e rezervave fillestare të rikuperueshme; CIN për vitin e fundit kontabël - 0,14 dollarë. njësi; Norma maksimale vjetore e tërheqjes së naftës nga rezervat fillestare të rikuperueshme është 4,219%, për vitin e fundit kontabël 0,38%; prerja e ujit të produkteve të nxjerra - 92%; injektim vjetor i ujit - 550 mijë m3; Kompensimi aktual dhe i akumuluar për tërheqjen e lëngjeve me injektim të ujit janë përkatësisht 123.18 dhe 121.75%. Normat mesatare të prurjeve të puseve të prodhimit të naftës dhe të lëngjeve janë përkatësisht 16.4 dhe 26.2 ton/ditë; injektiviteti mesatar i një pusi injektues është 111.67 m3/ditë; presioni aktual i rezervuarit është 20 MPa, që është 4.4 MPa më i ulët se ai fillestar. Objekti në fjalë është në fazën e katërt të zhvillimit.

Rezervat e bilancit (gjeologjike) të gazit janë të barabarta me 23123.1 milion m3, rezervat e rikuperueshme të gazit janë 18498.487 milion m3. Norma mesatare vjetore e nxjerrjes së gazit është 2.23%. Kohëzgjatja e zhvillimit të depozitës së gazit është 44 vjet.

Postuar në Allbest.ru

...

Dokumente të ngjashme

Struktura gjeologjike e fushës së naftës. Thellësia, përmbajtja e naftës dhe karakteristikat gjeologjike dhe fizike të formacionit 1BS9. Studimi i dinamikës së stokut të puseve dhe vëllimeve të prodhimit të naftës. Analiza e treguesve të zhvillimit dhe gjendjes energjetike të rezervuarit.

test, shtuar 27.11.2013

Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të depozitës Vakh. Vetitë dhe përbërja e naftës, gazit dhe ujit. Analiza e dinamikës së prodhimit, struktura e stokut të pusit dhe treguesit e funksionimit të tyre. Llogaritja e efikasitetit ekonomik të opsionit të zhvillimit teknologjik.

tezë, shtuar 21.05.2015

përshkrim i përgjithshëm dhe karakteristikat gjeologjike dhe fizike të fushës, analizat dhe fazat e zhvillimit të saj, teknologjia e prodhimit të naftës dhe pajisjet e përdorura. Masat për intensifikimin e këtij procesi dhe vlerësimin e efektivitetit të tij praktik.

tezë, shtuar 06/11/2014

Karakteristikat fiziko-kimike të naftës dhe gazit. Hapja dhe përgatitja e fushës së minierës. Karakteristikat e zhvillimit të fushës së naftës duke përdorur metodën e minierave termike. Germim minierash. Projektimi dhe përzgjedhja e një instalimi ventilatori për ventilimin kryesor.

tezë, shtuar 06/10/2014

Karakteristike struktura gjeologjike fushë nafte. Vetitë e rezervuarit të formacioneve prodhuese dhe heterogjeniteti i tyre. Vetitë fiziko-kimike të lëngjeve formuese, vajit, gazit dhe ujit. Bazat e zhvillimit të rezervuarëve argjilë me produktivitet të ulët.

raport praktik, shtuar 30.09.2014

Studimi i sistemit të grumbullimit dhe ndarjes së naftës para dhe pas rindërtimit të fushës. Metodat e prodhimit të naftës dhe kushtet e funksionimit të fushës së naftës. Llogaritja hidraulike e tubacioneve. Përcaktimi i kostove për riparime të mëdha të puseve të naftës.

puna e kursit, shtuar 04/03/2015

Konceptet bazë të zhvillimit të fushës së naftës dhe gazit. Analiza e metodave të ndikimit në rezervuarin e naftës në fushën e naftës Sredne-Asomkinskoye. Rekomandime për rritjen e faktorit të rikuperimit të naftës dhe zgjedhjen e metodës optimale të prodhimit.

puna e kursit, shtuar 21/03/2012

Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të fushës së naftës. Parametrat bazë të rezervuarit. Vetitë fiziko-kimike të lëngjeve formuese. Karakteristikat e stokut të pusit dhe normat e rrjedhës aktuale. Llogaritja e treguesve të zhvillimit teknologjik. Analiza e prodhimit të rezervuarëve.

puna e kursit, shtuar 27.07.2015

Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të fushës Kravtsovskoye. Analiza gjendja e tanishme dhe efektivitetin e teknologjisë së zhvillimit të përdorur. Përzgjedhja dhe arsyetimi i metodës së minierave të mekanizuara. Kërkesat themelore për pajisjet e gropave.

tezë, shtuar 18.04.2015

Analiza e rrymës dhe nxjerrja e rekomandimeve për rregullimin e procesit të zhvillimit të rezervuarit të fushës së naftës. Karakteristikat gjeologjike dhe fushore të gjendjes së fushës, potenciali i horizontit të naftës dhe gazit. Llogaritja e efiçencës ekonomike të zhvillimit të rezervuarit.

TEKNOLOGJIA E ZHVILLIMIT TË FUSHËS SË NAFTËS DHE TREGUESIT E ZHVILLIMIT TEKNOLOGJIK

Përzgjedhja e një sistemi zhvillimi bazuar në karakteristikat kryesore gjeologjike dhe fizike të vendburimit

Karakteristikat themelore gjeologjike dhe fizike	Sistemi i zhvillimit
Viskoziteti i vajit në pl. konvencionale mPa*s m n	Lëvizshmëria µm 2 /mPa*s K/ m n	Thellësia e formacionit ranor Kp	Dendësia e rrjetës së pusit, ha/pus	Vendosja e pusit	Sistemi i përmbytjes së ujit
0,5-5,0	Deri në 0.1	0,5-0,65	16-32	Rresht, katror. 1-3 rreshta, 5-7 pikë.	Linear me fokale, zonë
0,65-0,80	20-36	Inline, 3 rreshta	Linear me fokale
më shumë se 0.80	24-40	Rresht, 3-5 rreshta	Linear me fokale
Më shumë se 0.1	0,5-0,65	24-40	Inline, 3 rreshta	Linear me fokale
0,65- 0,80	28-40	Rresht, 5 rreshta	Linear me fokale
Më shumë se 0.80	33-49	Rresht, 5 rreshta	Linear me fokale
5,0-40,0	Deri në 0.1	0,5-0,55	12-24	Zona, 5-7-9 pikë	Zona
0,65-,80	18-28
Më shumë se 0.80	22-33	Rresht, 3 rreshta. Zona, 5-7-9 pikë	Linear me fokale. Zona
Më shumë se 0.1	0,5-0,65	16-28	Rresht, 1-3 rreshta. Zona, 5-7-9 pikë	Linear me fokale. Zona
0,65- 0,80	22-32	Rresht, 1-3 rreshta.	Linear me fokale
Më shumë se 0.80	26-36	Rresht, 1-3 rreshta.	Linear me fokale

Teknologjia e zhvillimit të fushës së naftës është një grup metodash që përdoren për nxjerrjen e naftës nga nëntoka. Në seksionin 3, koncepti i një sistemi zhvillimi tregon praninë ose mungesën e ndikimit në formacion si një nga faktorët e tij përcaktues. Nevoja për të shpuar puset e injektimit varet nga ky faktor. Teknologjia e zhvillimit të rezervuarit nuk përfshihet në përkufizimin e një sistemi zhvillimi. Me të njëjtat sisteme, mund të përdoren teknologji të ndryshme minerare. Natyrisht, gjatë projektimit të zhvillimit në terren, është e nevojshme të merret parasysh se cili sistem i përshtatet më së miri teknologjisë së zgjedhur dhe cili sistem zhvillimi mund të arrijë më lehtë treguesit e specifikuar.

Zhvillimi i secilës fushë nafte karakterizohet nga tregues të caktuar teknologjik. Le të shqyrtojmë treguesit e përgjithshëm të natyrshëm në të gjitha teknologjitë e zhvillimit. Këto përfshijnë sa vijon:

Prodhimi vaj P n është treguesi kryesor, totali për të gjithë puset e prodhimit të shpuar në vend për njësi të kohës, dhe prodhimi mesatar ditor q n per pus.

Natyra e ndryshimeve në kohë të këtyre treguesve varet jo vetëm nga vetitë e formimit dhe lëngjet që e ngopin atë, por edhe nga operacionet teknologjike të kryera në terren në faza të ndryshme të zhvillimit.

Nxjerrja e lëngshme Q g - prodhimi total i naftës dhe ujit për njësi të kohës (vit, muaj). Nafta e pastër prodhohet nga puset në pjesën thjesht naftëmbajtëse të depozitimit gjatë një periudhe të thatë të funksionimit të pusit. Për shumicën e depozitave, herët a vonë produktet e tyre fillojnë të ngopen me ujë. Nga kjo pikë në kohë, prodhimi i lëngshëm tejkalon prodhimin e naftës.

Në vendin tonë, prodhimi i naftës dhe i lëngjeve matet në njësi të peshës - ton. Jashtë vendit - në vëllim - m 3. Në SHBA, Britaninë e Madhe dhe Kanada dhe një numër vendesh të tjera - në fuçi, 1 fuçi = 159 litra, në 1 m 3 = 6,29 fuçi.

Shpejtësia e rrjedhjes së vajit, ujit dhe lëngut q n, q in, q f- përkatësisht, raporti i prodhimit të naftës, ujit ose lëngjeve me kohën e funksionimit të pusit për një muaj ose një vit. Ai llogaritet si për kohën e punuar ashtu edhe për kohën kalendarike. Njësia matëse - t/ditë*pus.

Prerje uji - ky është raporti i ujit të prodhuar me sasinë totale të lëngut të prodhuar gjatë një periudhe (vit, muaj). Matur në fraksione të njësive. Dhe %:

Faktori ujë-vaj- raporti i ujit të prodhuar me vajin. Aktuale dhe e akumuluar

Prodhimi i gazit Q d Ky tregues varet nga përmbajtja e gazit në vajin e rezervuarit, lëvizshmëria e tij në raport me lëvizshmërinë e naftës në rezervuar, raporti i presionit të rezervuarit ndaj presionit të ngopjes, prania e një kapaku gazi dhe sistemi i zhvillimit të fushës. Prodhimi i gazit karakterizohet duke përdorur faktorin e gazit, d.m.th. raporti i vëllimit të gazit të prodhuar nga një pus për njësi të kohës, i reduktuar në kushte standarde, me prodhimin e naftës së degazuar për të njëjtën njësi kohore. Faktori mesatar i gazit, si një tregues teknologjik i zhvillimit, përcaktohet nga raporti i prodhimit aktual të gazit ndaj prodhimit aktual të naftës.

Kur zhvillohet një fushë duke ruajtur presionin e rezervuarit mbi presionin e ngopjes, faktori i gazit mbetet i pandryshuar dhe për këtë arsye natyra e ndryshimit në prodhimin e gazit përsërit dinamikën e prodhimit të naftës. Nëse gjatë zhvillimit presioni i rezervuarit është nën presionin e ngopjes, atëherë faktori i gazit ndryshon si më poshtë. Gjatë zhvillimit në modalitetin e gazit të tretur, faktori mesatar i gazit fillimisht rritet, arrin një maksimum dhe më pas zvogëlohet dhe tenton në zero në presionin e rezervuarit të barabartë me presionin atmosferik. Në këtë moment, regjimi i gazit të tretur kalon në regjimin gravitacional.

Konsumi i agjentëve të injektuar në formacion (Q z) dhe nxjerrja e tyre së bashku me naftën (dhe gazin). Gjatë zbatimit të ndryshme proceset teknologjike Për të nxjerrë naftë dhe gaz nga nëntoka (përfshirë për të ruajtur presionin e rezervuarit), uji, uji me kimikate të shtuara, gazi dhe substanca të tjera pompohen në rezervuar.

Treguesi kryesor që karakterizon procesin e injektimit është kompensimi i tërheqjes së lëngut me injektim uji: aktual dhe i akumuluar. Matur në fraksione të njësive. Dhe %.

Gjatë hartimit të projekteve të zhvillimit, vlera merret e barabartë me 115% për të siguruar humbje përgjatë rrugës së humbjeve të ujit të injektuar dhe fërkimit.

Treguesit e konsideruar pasqyrojnë karakteristikat dinamike të procesit të nxjerrjes së naftës, ujit dhe gazit. Për të karakterizuar procesin e zhvillimit gjatë gjithë periudhës së kaluar kohore, përdoret një tregues integral - prodhimi i akumuluar (∑Q n, ∑Q w). Prodhimi kumulativ i naftës dhe lëngjeve pasqyron sasinë e prodhuar nga objekti për një periudhë të caktuar kohore nga fillimi i zhvillimit, d.m.th. që nga momenti i lëshimit të pusit të parë të prodhimit.

Ndryshe nga treguesit dinamikë, prodhimi i akumuluar mund të rritet vetëm. Me një ulje të prodhimit aktual, shkalla e rritjes së treguesit përkatës të akumuluar zvogëlohet. Nëse prodhimi aktual është zero, atëherë rritja e treguesit të akumuluar ndalet dhe ai mbetet konstant.

Pra aksioneve. Puset janë komponenti kryesor i sistemit të zhvillimit të fushës së naftës dhe komponentët e lidhur me to janë nxjerrë prej tyre për të marrë të gjithë informacionin rreth depozitimit dhe për të kontrolluar procesin e zhvillimit; Puset sipas qëllimit të tyre ndahen në këto grupe kryesore: prodhimi, injektimi, special dhe ndihmës.

Minierave puset përbëjnë pjesën më të madhe të stokut të puseve. Projektuar për prodhimin e naftës, gazit dhe komponentëve të lidhur.

Presioni puset janë projektuar për injektimin e agjentëve të ndryshëm (ujë, gaz, avull) në rezervuar me qëllim të sigurimit të zhvillimit efikas të depozitave të naftës.

E veçanta puset janë të destinuara për lloje te ndryshme kërkime për të studiuar parametrat dhe gjendjen e zhvillimit të depozitave. Midis tyre ekzistojnë dy nëngrupe - vlerësimi dhe kontrolli. Të parat janë shpuar për të vlerësuar ngopjen me naftë dhe gaz të formacioneve. Këto të fundit ndahen në piezometrike dhe vëzhguese.

Ndihmës puset ndahen në puset e marrjes dhe thithjes së ujit.

Stoku i puseve të çdo objekti prodhimi është në lëvizje të vazhdueshme. Numri i përgjithshëm i puseve të prodhimit ndryshon: në fazat I, II - rritet, në fazat III, IV - zvogëlohet.

Numri i puseve të injektimit rritet me zhvillimin e sistemit të përmbytjes së ujit. Puset mund të lëvizin nga një grup në tjetrin.

Krahas treguesve absolut të konsideruar, të cilët përcaktojnë sasinë e prodhimit të naftës, ujit dhe gazit, përdoren edhe ata relativë, duke karakterizuar procesin e nxjerrjes së produkteve të rezervuarëve si pjesë e rezervave të naftës.

Shkalla e përzgjedhjes nga NCD-të. Nga kursi juaj i gjeologjisë, ju e dini konceptin e rezervave fillestare të rikuperueshme të naftës (IRR). Kur analizohet zhvillimi i çdo objekti, përdoren tregues të tillë si shkalla e përzgjedhjes nga NCD dhe shkalla e prodhimit të NCD. Ritmi i zhvillimit Z (t), që ndryshon nga koha t, e barabartë me raportin e prodhimit aktual të naftës QH(t) te rezervat e rikuperueshme të fushës

Ky tregues ndryshon me kalimin e kohës, duke reflektuar ndikimin në procesin e zhvillimit të të gjitha operacioneve teknologjike të kryera në terren, si gjatë zhvillimit të tij ashtu edhe gjatë procesit të rregullimit.

Nga formula është e qartë se ndryshimi i shkallës së zhvillimit me kalimin e kohës është i ngjashëm me ndryshimin e prodhimit të naftës. Për të karakterizuar një sistem zhvillimi, shpesh përdoret koncepti i shkallës maksimale të zhvillimit. Zmax

Q H max - zakonisht prodhimi i naftës në periudhën e dytë të zhvillimit.

Shkalla e tërheqjes së lëngjeve përcaktohet në mënyrë të ngjashme

Ritmi i zhvillimit është një masë e aktivitetit të sistemit të zhvillimit.

Shkalla e zhvillimit të rezervave fillestare të rikuperueshme të naftës (IRR)- raporti i prodhimit të akumuluar të naftës ndaj NCD. Për më tepër, një krahasim i vlerës së prerjes aktuale të ujit të prodhimit të pusit me vlerën e shkallës së varfërimit të rezervës mund të na tregojë në mënyrë indirekte nëse objekti po zhvillohet me mjaft sukses. Çfarë do të thotë kjo: nëse këta tregues janë të barabartë, mund të flasim për zhvillimin e saktë të objektit.

Nëse shkalla e prodhimit mbetet pas prerjes së ujit të puseve, atëherë është e nevojshme të merren masa për të eliminuar këtë. Analiza e treguesve të zhvillimit me kalimin e kohës do të na lejojë të nxjerrim një përfundim ose për përdorimin e teknologjive për të intensifikuar prodhimin e naftës, ose për ndikimin në shkallë të gjerë të një teknologjie të veçantë në ndryshimin e dinamikës së zhvillimit.

Rikuperimi i naftës. Sasia e rezervave të naftës në një vendburim të caktuar lidhet me shkallën e nxjerrjes së naftës nga nëntoka, e cila është raporti i prodhimit total të mundshëm të naftës me rezervat e bilancit (gjeologjike) të naftës në rezervuar.

Kjo marrëdhënie, e quajtur faktori i rikuperimit të naftës ose i rikuperimit të naftës, ka formën:

η pr - faktori i rikuperimit të vajit të projektimit

η - faktori aktual ose aktual i rikuperimit të naftës

Ka rikuperim aktual dhe përfundimtar të naftës. Nën rikuperimi aktual i naftës të kuptojë raportin e sasisë së naftës që nxirret nga rezervuari në momentin e zhvillimit të rezervuarit me rezervat e tij fillestare. Rikuperimi përfundimtar i naftës- raporti i sasisë së naftës së prodhuar në fund të zhvillimit me rezervat fillestare.

Q inv- Rezervat e rikuperueshme të naftës

Rezultati Q- balanconi rezervat e naftës

∑Q n- tërheqja e akumuluar e naftës

Në një rast ideal, koeficienti i rikuperimit të naftës tenton të arrijë vlerën e koeficientit të zhvendosjes, d.m.th. vlera që mund të nxirret sa më shumë nga një formacion me karakteristika specifike gjeologjike dhe fizike. Por meqenëse procesi i zhvendosjes së naftës varet nga shumë faktorë: struktura dhe karakteristikat e rezervuarit, heterogjeniteti, vetitë e vajit që e ngop atë, sistemi i vendosjes së pusit, modeli i pusit, rikuperimi i naftës mund të përfaqësohen si:

h =b jashtë b kokë të ftohtë. b ohv jashtë

Raporti i zhvendosjes- raporti i sasisë së vajit të zhvendosur gjatë shpëlarjes intensive afatgjatë të hapësirës së poreve në të cilën ka depërtuar agjenti i punës (uji) me sasinë fillestare të vajit në të njëjtin vëllim. Përcaktuar eksperimentalisht në bërthamë.

Faktori i mbulimit të përmbytjeve të ujit- raporti i sasisë së vajit të zhvendosur nga vëllimi i shpëlarë i hapësirës së poreve në të cilën kaloi uji i injektuar ose periferik gjatë shpëlarjes së tij me një ndërprerje të caktuar uji të prodhimit të pusit, me sasinë e vajit të zhvendosur nga i njëjti vëllim gjatë shpëlarjes së plotë të tij, dmth. në sasinë e vajit të përcaktuar nga koeficienti i zhvendosjes.

Koeficienti i fshirjes së rezervuarit nga procesi i zhvendosjesështë raporti i shumës së vëllimeve të rezervuarëve të mbuluar nga procesi i zhvendosjes së naftës me vëllimin e përgjithshëm të rezervuarëve që përmbajnë naftë.

Rikuperimi i naftës përcaktohet jo vetëm për një formacion apo objekt, por edhe për fushën në tërësi, për një grup vendburimesh, madje edhe për një rajon e vend naftëprodhues.

Rikuperimi përfundimtar i naftës përcaktohet jo vetëm nga aftësitë e teknologjisë së zhvillimit të fushës së naftës, por edhe nga kushtet ekonomike.

Shpërndarja e presionit në formacion. Në procesin e zhvillimit të naftës
Në fushat e naftës, presioni në rezervuar po ndryshon vazhdimisht. Më vete
në seksione të formacionit do të jetë ndryshe. Në zonën e puseve të injektimit do të ketë
presion i lartë, presion i ulët në zonën e minierave.

Për vlerësim, përdoret presioni mesatar ose i ponderuar sipas zonës. Presionet në pikat karakteristike të formimit - në fundet e puseve të injektimit - përdoren si tregues zhvillimi. R n , në fundet e puseve të prodhimit - Rn . Në vijën e shkarkimit Rn" në vijën e përzgjedhjes R s" .

Është gjithashtu e rëndësishme të përcaktohen dallimet e presionit midis fundeve të puseve të injektimit dhe prodhimit, si ndryshim P n - P s = dP .

Presioni në krye të puseve të puseve të prodhimit. Ai është vendosur në bazë të kërkesave për sigurimin e grumbullimit dhe transportit të naftës, gazit dhe ujit nga kokat e puseve në instalimet e fushave të naftës.

Temperatura e rezervuarit. Ky është një faktor natyror. Mund të ndryshojë për shkak të injektimit të vëllimeve të mëdha të ujit të ftohtë në formacion ose, anasjelltas, ftohësve me avull dhe ujë të nxehtë.

Të gjithë treguesit e natyrshëm në këtë teknologji për nxjerrjen e naftës nga nëntoka janë të ndërlidhura, një ndryshim në disa tregues të zhvillimit sjell një ndryshim në të tjerët.

Teknologjia e zhvillimit të fushës së naftës është një grup metodash që përdoren për nxjerrjen e naftës nga nëntoka. Në konceptin e mësipërm të një sistemi zhvillimi, prania ose mungesa e një ndikimi në formacion tregohet si një nga faktorët përcaktues të tij. Nevoja për të shpuar puset e injektimit varet nga ky faktor. Teknologjia e zhvillimit të rezervuarit nuk përfshihet në përkufizimin e një sistemi zhvillimi. Me të njëjtat sisteme, mund të përdoren teknologji të ndryshme minerare. Natyrisht, gjatë projektimit të zhvillimit në terren, është e nevojshme të merret parasysh se cili sistem i përshtatet më së miri teknologjisë së zgjedhur dhe me cilin sistem zhvillimi mund të merren më lehtë treguesit e specifikuar.

Zhvillimi i secilës fushë nafte karakterizohet nga tregues të caktuar. Le të shqyrtojmë treguesit e përgjithshëm të natyrshëm në të gjitha teknologjitë e zhvillimit. Këto përfshijnë sa vijon.

PRODHIMI I NAFIT- treguesi kryesor, totali për të gjithë puset e prodhimit të shpuar në kantier për njësi të kohës, dhe prodhimi mesatar ditor për pus. Natyra e ndryshimeve në kohë të këtyre treguesve varet jo vetëm nga vetitë e formimit dhe lëngjet që e ngopin atë, por edhe nga operacionet teknologjike të kryera në terren në faza të ndryshme të zhvillimit.

Nxjerrja e lëngshme- prodhimi total i naftës dhe ujit për njësi të kohës. Nafta e pastër prodhohet nga puset në pjesën thjesht naftëmbajtëse të depozitimit gjatë një periudhe të thatë të funksionimit të pusit. Për shumicën e depozitave, herët a vonë produktet e tyre fillojnë të ngopen me ujë. Nga kjo pikë në kohë, prodhimi i lëngshëm tejkalon prodhimin e naftës.

Prodhimi i gazit. Ky tregues varet nga përmbajtja e gazit në vajin e rezervuarit, lëvizshmëria e tij në lidhje me lëvizshmërinë e naftës në rezervuar, raporti i presionit të rezervuarit ndaj presionit të ngopjes, prania e një kapaku gazi dhe sistemi i zhvillimit të fushës. Prodhimi i gazit karakterizohet duke përdorur faktorin e gazit, d.m.th., raporti i vëllimit të gazit të prodhuar nga një pus për njësi të kohës, i reduktuar në kushte standarde, me prodhimin e naftës së degazuar për të njëjtën njësi kohore. Faktori mesatar i gazit si tregues i zhvillimit teknologjik përcaktohet nga raporti i prodhimit aktual të gazit ndaj prodhimit aktual të naftës.

Treguesit e konsideruar pasqyrojnë karakteristikat dinamike të procesit të nxjerrjes së naftës, ujit dhe gazit. Për të karakterizuar procesin e zhvillimit gjatë gjithë periudhës së kaluar kohore, përdoret një tregues integral - prodhimi i akumuluar. Prodhimi kumulativ nafta pasqyron sasinë e naftës së prodhuar nga objekti për një periudhë të caktuar kohore që nga fillimi i zhvillimit, d.m.th., nga momenti i lëshimit të pusit të parë të prodhimit.

Prodhimi kumulativ i naftës

ku është koha e zhvillimit të terrenit; - koha aktuale.

Rikuperimi aktual i naftës shpreh raportin e prodhimit të akumuluar të naftës gjatë një periudhe të caktuar të funksionimit të një fushe me rezervat e saj gjeologjike

Rikuperimi përfundimtar i naftës– është raporti i rezervave të rikuperueshme të fushës me ato gjeologjike

Rikuperimi përfundimtar i naftës në fund të fundit karakterizon cilësinë dhe efikasitetin e zhvillimit të një fushe të caktuar.

Ritmi i zhvillimit- raporti i prodhimit vjetor të naftës ndaj rezervave të rikuperueshme, i shprehur në përqindje.

Në Fig. Figura 2 tregon kthesat që karakterizojnë shkallën e zhvillimit me kalimin e kohës për dy fusha me veti të ndryshme gjeologjike dhe fizike. Duke gjykuar nga varësitë e dhëna, proceset e zhvillimit të këtyre fushave janë dukshëm të ndryshme. Sipas kurbës 1, dallohen katër periudha zhvillimi, të cilat do t'i quajmë faza.

Faza e parë (faza e vënies në punë të fushës), kur ndodh shpimi intensiv i puseve në stokun kryesor, ritmi i zhvillimit rritet vazhdimisht dhe arrin vlerën maksimale në fund të periudhës. Përgjatë gjatësisë së tij, zakonisht prodhohet vaj pa ujë. Kohëzgjatja e tij varet nga madhësia e depozitës dhe shkalla e shpimit të puseve që përbëjnë fondin kryesor.

Arritja e prodhimit maksimal vjetor të rezervave të rikuperueshme të naftës nuk përkon gjithmonë me përfundimin e shpimit të puseve. Ndonjëherë ndodh para datës së shpimit të depozitës.

Faza e dytë (faza e ruajtjes së nivelit maksimal të arritur të prodhimit të naftës) karakterizohet nga prodhimi vjetor pak a shumë i qëndrueshëm i naftës. Në detyrën e projektimit të zhvillimit të fushës, shpesh specifikohen prodhimi maksimal i naftës, viti në të cilin duhet të arrihet ky prodhim dhe kohëzgjatja e fazës së dytë.

Detyra kryesore e kësaj faze kryhet duke shpuar puset rezervë, duke rregulluar kushtet e puseve dhe duke zhvilluar plotësisht sistemin e përmbytjes së ujit ose një metodë tjetër për të ndikuar në formimin. Disa puse ndalojnë të rrjedhin drejt fundit të skenës dhe ato transferohen në një metodë të mekanizuar funksionimi (duke përdorur pompa).

Faza e tretë (faza e rënies së prodhimit të naftës) karakterizohet nga një rënie intensive e shkallës së zhvillimit në sfondin e ujitjes progresive të prodhimit të puseve në regjimin e presionit të ujit dhe një rritje të mprehtë të faktorit të gazit në regjimin e presionit të gazit. Pothuajse të gjitha puset operohen të mekanizuara. Një pjesë e konsiderueshme e puseve janë jashtë funksionit deri në fund të kësaj faze.

Fig.2. Grafiku i ndryshimeve në ritmin e zhvillimit me kalimin e kohës

1- depozita A; 2- depozita B; I, II, III, IV - fazat e zhvillimit

Faza e katërt (faza e fundit e zhvillimit) karakterizohet nga ritme të ulëta zhvillimi. Ka një ndërprerje të lartë të ujit dhe një rënie të ngadaltë të prodhimit të naftës.

Tre fazat e para, gjatë të cilave tërhiqen 70 deri në 95% e rezervave të rikuperueshme të naftës, formojnë periudhën kryesore të zhvillimit. Gjatë fazës së katërt nxirren rezervat e mbetura të naftës. Megjithatë, pikërisht gjatë kësaj periudhe, e cila karakterizon përgjithësisht efektivitetin e sistemit të zhvillimit të zbatuar, përcaktohet vlera përfundimtare e sasisë së naftës së rikuperuar, periudha totale e zhvillimit të fushës dhe nxirret vëllimi kryesor i ujit shoqërues.

Siç shihet nga figura 2 (kurba 2), për disa fusha është tipike që pas fazës së parë vjen një fazë e rënies së prodhimit të naftës. Ndonjëherë kjo ndodh tashmë gjatë periudhës kur fusha është duke u zhvilluar. Ky fenomen është tipik për fushat me vajra viskoze ose kur në fund të fazës së parë janë arritur ritme të larta zhvillimi të rendit 12 - 20%/vit ose më shumë. Nga përvoja e zhvillimit rezulton se shkalla maksimale e zhvillimit nuk duhet të kalojë 8 - 10% në vit, dhe mesatarisht gjatë gjithë periudhës së zhvillimit vlera e saj duhet të jetë brenda 3 - 5% / vit.

Le të theksojmë edhe një herë se tabloja e përshkruar e ndryshimeve në prodhimin e naftës nga një fushë gjatë zhvillimit të saj do të ndodhë natyrshëm në rastin kur teknologjia e zhvillimit të fushës dhe, ndoshta, sistemi i zhvillimit mbeten të pandryshuara me kalimin e kohës. Në lidhje me zhvillimin e metodave për rritjen e rikuperimit të naftës, në një fazë të zhvillimit të fushës, ka shumë të ngjarë në të tretën ose të katërt, mund të aplikohet Teknologji e re nxjerrja e naftës nga nëntoka, si rezultat i së cilës do të rritet sërish prodhimi i naftës nga fusha.

Në praktikën e analizës dhe projektimit të zhvillimit të fushës së naftës, përdoren gjithashtu tregues që karakterizojnë shkallën e tërheqjes së rezervave të naftës në kohë: shkalla e përzgjedhjes së rezervave të bilancit dhe shkalla e përzgjedhjes së rezervave të rikuperueshme të mbetura. A-parësore

ku është prodhimi vjetor i naftës i fushës në varësi të kohës së zhvillimit; - balanconi rezervat e naftës.

Nëse (1.11) është norma e zhvillimit, atëherë lidhja ndërmjet dhe shprehet me barazi

ku është rikuperimi i naftës deri në fund të periudhës së zhvillimit të fushës.

Shkalla e tërheqjes së rezervave të mbetura të rikuperueshme të naftës

ku është prodhimi i akumuluar i naftës i fushës në varësi të kohës së zhvillimit

Le të nxjerrim një formulë që lidh treguesit dhe . Nga (1.14) vijon

Duke diferencuar të dyja anët e kësaj barazie në lidhje me kohën, marrim

Duke marrë parasysh këtë, marrim shprehjen e mëposhtme:

Duke zëvendësuar shprehjen për në barazinë e fundit, kemi

Ekuacioni diferencial(1.16) ju lejon të llogaritni vlerat për të njohurit.

Le të shqyrtojmë treguesin integral të procesit të prodhimit të naftës:

ku - norma e shfrytëzimit të rezervës së rikuperueshme. Vlera e tij rritet vazhdimisht, duke u prirur drejt unitetit. Në të vërtetë, kur

meqenëse prodhimi i naftës në fund të zhvillimit bëhet i barabartë me rezervat e rikuperueshme.

Për analogji, rikuperimi aktual i naftës ose balancimi i raportit të përzgjedhjes së aksioneve përcaktuar nga shprehja

Deri në fund të zhvillimit të fushës, d.m.th., në , rikuperimi i naftës

Prerja e ujit të produktit është raporti i shkallës së rrjedhës së ujit me shpejtësinë totale të rrjedhës së vajit dhe ujit. Ky tregues ndryshon me kalimin e kohës nga zero në një:

Natyra e ndryshimit të treguesit varet nga një numër faktorësh. Një nga ato kryesore është raporti i viskozitetit të vajit me viskozitetin e ujit në kushtet e rezervuarit:

ku dhe janë përkatësisht viskoziteti dinamik i vajit dhe ujit.

Kur zhvillohen fusha me vajra shumë viskoze, uji mund të shfaqet në prodhimin e disa puseve që nga fillimi i funksionimit të tyre. Disa depozita me vajra me viskozitet të ulët janë duke u zhvilluar kohe e gjate me përmbajtje të ulët uji. Vlera kufitare midis vajrave viskoze dhe me viskozitet të ulët varion nga 3 në 4.

Natyra e furnizimit me ujë të puseve dhe prodhimit të rezervuarit ndikohet gjithashtu nga heterogjeniteti shtresë pas shtrese e rezervuarit (me një rritje të shkallës së heterogjenitetit, periudha pa ujë e funksionimit të pusit zvogëlohet) dhe pozicioni i intervali i shpimit të pusit në lidhje me kontaktin vaj-ujë.

Përvoja në zhvillimin e fushave të naftës tregon se me viskozitet të ulët të naftës, rikuperimi më i lartë i naftës arrihet me prerje më të ulët të ujit. Për rrjedhojë, ndërprerja e ujit mund të shërbejë si një tregues indirekt i efikasitetit të zhvillimit të fushës. Nëse ka lotim më intensiv të produktit në krahasim me dizajnin, atëherë kjo mund të shërbejë si një tregues që depozitimi mbulohet nga procesi i përmbytjes së ujit në një masë më të vogël se sa pritej.

Shkalla e tërheqjes së lëngjeve është raporti i prodhimit vjetor të lëngjeve në kushtet e rezervuarit ndaj rezervave të rikuperueshme të naftës, i shprehur në %/vit.

Nëse dinamika e shkallës së zhvillimit karakterizohet nga faza, atëherë ndryshimi në shkallën e tërheqjes së lëngjeve me kalimin e kohës ndodh si më poshtë. Gjatë fazës së parë, përzgjedhja e lëngjeve për shumicën e fushave praktikisht përsërit dinamikën e shkallës së zhvillimit të tyre. Në fazën e dytë, shkalla e tërheqjes së lëngjeve nga disa depozita mbetet konstante në nivelin maksimal, nga të tjerat ulet dhe nga të tjerat rritet. Të njëjtat tendenca janë edhe më të theksuara në fazën e tretë dhe të katërt. Ndryshimi në shkallën e tërheqjes së lëngjeve varet nga faktori vaj-ujë, shpejtësia e rrjedhës së ujit të injektuar në rezervuar, presioni i rezervuarit dhe temperatura e rezervuarit.

Faktori ujë-vaj - raporti i vlerave aktuale të prodhimit të ujit ndaj naftës në momentin e zhvillimit të fushës, i matur në . Ky parametër, që tregon se sa vëllime uji prodhohen për 1 ton naftë të prodhuar, është një tregues indirekt i efikasitetit të zhvillimit dhe fillon të rritet me shpejtësi që në fazën e tretë të zhvillimit. Shkalla e rritjes së saj varet nga shkalla e tërheqjes së lëngjeve. Kur zhvillohen depozita të vajrave me viskozitet të ulët, në fund të fundit raporti i vëllimit të ujit të prodhuar me prodhimin e naftës arrin një, dhe për vajrat viskozë rritet në 5 - 8 m 3 /t dhe në disa raste arrin 20 m 3 /t.

Konsumi i substancave të injektuara në formacion. Kur zbatohen teknologji të ndryshme për të ndikuar në formimin, përdoren agjentë të ndryshëm për të përmirësuar kushtet për nxjerrjen e naftës nga nëntoka. Uji ose avulli, gazrat hidrokarbure ose ajri, dioksidi i karbonit dhe substanca të tjera pompohen në formacion. Shpejtësia e injektimit të këtyre substancave dhe sasia totale e tyre, si dhe shpejtësia e nxjerrjes së tyre në sipërfaqe me prodhimin e pusit, janë treguesit më të rëndësishëm teknologjikë të procesit të zhvillimit.

Presioni i rezervuarit. Gjatë procesit të zhvillimit, presioni në formacionet e përfshira në objektin e zhvillimit ndryshon në krahasim me atë fillestar. Për më tepër, në pjesë të ndryshme të zonës do të jetë e ndryshme: afër puseve të injektimit është maksimale, dhe pranë puseve të prodhimit është minimale. Për të monitoruar ndryshimet në presionin e rezervuarit, përdoret një vlerë mesatare e ponderuar mbi sipërfaqen ose vëllimin e rezervuarit. Tregues të rëndësishëm të intensitetit të ndikimit hidrodinamik në formacion janë presionet në fund të puseve të injektimit dhe prodhimit. Dallimi midis këtyre vlerave përcakton intensitetin e rrjedhës së lëngut në formacion.

Presioni në krye të puseve të puseve të prodhimit vendoset dhe mbahet në bazë të kërkesave për sigurimin e grumbullimit dhe transportit në terren të produkteve të puseve.

Temperatura e rezervuarit. Gjatë zhvillimit, ky parametër ndryshon si rezultat i efekteve mbytëse në zonat afër pusit të formimit, injektimit të ftohësve në formacion dhe krijimit të një fronti djegieje lëvizëse në të.

ZHVILLIMI I SISTEMIT depozitat, siç u përmend më herët. duhet të quhet një grup zgjidhjesh inxhinierike të ndërlidhura që sigurojnë rikuperim të lartë përfundimtar të naftës. Teknologjia e zhvillimit të fushës së naftës është një grup metodash që përdoren për nxjerrjen e naftës nga nëntoka. Me të njëjtat sisteme, mund të përdoren teknologji të ndryshme minerare.

Zhvillimi i terrenit karakterizohet nga përdorimi i kategorive të ndryshme të puseve dhe treguesve të caktuar të zhvillimit.

Bazuar në qëllimin e tyre, puset ndahen në këto kategori: kërkimi, kërkimi dhe prodhimi.

Motorë kërkimi shpohen puse për të kërkuar depozita të reja nafte dhe gazi.

Eksplorimi puse; shpimi në zona me potencial të krijuar industrial të naftës dhe gazit për të përgatitur një vlerësim të rezervave të naftës dhe gazit, mbledhjen e të dhënave fillestare për hartimin e një projekti (skeme) për zhvillimin e një depozite (fushe).

Operacionale puset ndahen në puse prodhimi dhe injeksioni. speciale dhe ndihmëse.

Minierave Puset (naftë dhe gaz) janë projektuar për nxjerrjen e naftës, naftës dhe gazit natyror dhe komponentëve të lidhur nga depozitat.

Injeksion: puse janë krijuar për të ndikuar në formacionet prodhuese duke injektuar në to ujë, gaz me avull dhe agjentë të tjerë të punës për të siguruar zhvillimin efikas të depozitave. Disa puse injektimi mund të përdoren përkohësisht si puse prodhimi.

Rezervate puse ofrohen me qëllim të përfshirjes në zhvillimin e lenteve individuale, duke hequr zonat në zonat e ndenjura, të cilat nuk janë të përfshira në zhvillimin e puseve të stokut kryesor.

E veçanta puset janë projektuar për të kryer lloje të ndryshme kërkimesh për të studiuar parametrat dhe gjendjen e zhvillimit të depozitave. Midis tyre ekzistojnë dy nëngrupe - vlerësimi dhe kontrolli. Të parat janë shpuar për të vlerësuar ngopjen me naftë dhe gaz të formacioneve. Këto të fundit ndahen në piezometrike dhe vëzhguese. Puset piezometrike janë krijuar për të monitoruar ndryshimet në presionin e formimit në rezervuar. Puse vëzhgimi për monitorimin e ndryshimeve në kontaktin ujë-vaj, kontakt gaz-vaj, ngopje me ujë të naftës dhe gazit të formacionit.

Ndihmës puset ndahen në puset e marrjes dhe thithjes së ujit.

Marrja e ujit Projektuar për furnizim me ujë gjatë shpimit dhe për sistemet e mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit.

Përthithëse projektuar për pompimin e ujit të prodhuar në horizontet e absorbimit.

Përveç sa më sipër, sipërmarrjet prodhuese të naftës dhe gazit mund të kenë në bilancet e tyre puse të bllokuara.

TE të ruajtura Këtu përfshihen puse që nuk funksionojnë në terren për shkak të papërshtatshmërisë ose pamundësisë së funksionimit të tyre në një periudhë të caktuar.

Stoku i puseve të çdo objekti prodhimi është në lëvizje të vazhdueshme. Numri i puseve të injektimit rritet me zhvillimin e sistemit të përmbytjes së ujit. Puset mund të lëvizin nga një grup në tjetrin.

Pdhënëdhe zhvillimet:

PRODHIMI I NAFIT- Qn është treguesi kryesor, totali për të gjithë puset e prodhimit të shpuar në kantier për njësi kohe, dhe mesatarja e prodhimit ditor Qns për pus.

Prodhimi i naftës në vendin tonë matet në njësi peshë - ton. Jashtë vendit në SHBA, MB, Kanada dhe të tjera në fuçi.

1 fuçi – 159 litra 1m 3 – 6,29 fuçi.

Nxjerrja e lëngshme-Qzh është prodhimi total i naftës dhe ujit për njësi të kohës. Nafta e pastër prodhohet nga puset në pjesën thjesht naftëmbajtëse të depozitimit gjatë një periudhe të thatë të funksionimit të pusit. Në një fazë të caktuar të zhvillimit, uji fillon të rrjedhë nga rezervuari së bashku me naftën dhe gazin.

Prodhimi i lëngshëm është prodhimi total i naftës dhe ujit

P DHE = P H + P NË

Prodhimi i gazit Qg. . Prodhimi i gazit, së bashku me naftën, prodhohet i ashtuquajturi gaz. Prodhimi i gazit varet nga përmbajtja e gazit në vajin e rezervuarit dhe karakterizohet nga faktori i gazit.

Faktori i gazit është vëllimi i gazit të prodhuar, i reduktuar në kushte standarde, për ton naftë.

= m 3 /t

Faktori mesatar i gazit është raporti i prodhimit aktual të gazit ndaj prodhimit aktual të naftës.

Prodhimi kumulativ nafta pasqyron sasinë e naftës së prodhuar nga objekti për një periudhë të caktuar kohore nga fillimi i zhvillimit, Prodhimi kumulativ i naftës

, (1.8)

Ku - koha e zhvillimit të fushës; - koha aktuale.

Prodhimi i akumuluar mund të rritet vetëm.

Përveç treguesve absolutë të konsideruar, përdoren edhe ata relativë, duke karakterizuar procesin e nxjerrjes së produkteve të rezervuarit si pjesë e rezervave të naftës.

Rikuperimi i naftës

Ky është raporti i sasisë së naftës që nxirret nga rezervuari me rezervat e tij origjinale në rezervuar. Ka rikuperim aktual dhe përfundimtar të naftës.

Rikuperimi aktual i naftës shpreh raportin e prodhimit të akumuluar të naftës gjatë një periudhe të caktuar të funksionimit të një fushe me rezervat e saj gjeologjike

Rikuperimi përfundimtar i naftës– është raporti i rezervave të rikuperueshme të fushës me ato gjeologjike

Rikuperimi përfundimtar i naftës në fund të fundit karakterizon cilësinë dhe efikasitetin e zhvillimit të një fushe të caktuar.

Rikuperimi i naftës shprehet në fraksione të njësive.

Ritmi i zhvillimit
- raporti i prodhimit vjetor të naftës ndaj rezervave të rikuperueshme, i shprehur në përqindje.

Prerje uji i produktit - raporti i rrjedhës së ujit me rrjedhën totale të naftës dhe ujit. Ky tregues ndryshon me kalimin e kohës nga zero në një:

. (1.21)

Natyra e ndryshimit të treguesit varet nga një sërë faktorësh. Një nga ato kryesore është raporti i viskozitetit të vajit me viskozitetin e ujit në kushtet e rezervuarit :

Ku Dhe - viskoziteti dinamik i vajit dhe ujit, përkatësisht.

Kur zhvillohen fusha me vajra shumë viskoze, uji mund të shfaqet në prodhimin e disa puseve që nga fillimi i funksionimit të tyre. Disa depozita me vajra me viskozitet të ulët zhvillohen për një kohë të gjatë me prerje të parëndësishme të ujit. Vlera kufitare ndërmjet vajrave viskozë dhe me viskozitet të ulët varion nga 3 në 4.

Faktori ujë-vaj- raporti i vlerave aktuale të prodhimit të ujit ndaj naftës në momentin e zhvillimit të fushës, i matur në
. Ky parametër, që tregon se sa vëllime uji prodhohen për 1 ton naftë të prodhuar, është një tregues indirekt i efikasitetit të zhvillimit. Shkalla e rritjes së saj varet nga shkalla e tërheqjes së lëngjeve. Kur zhvillohen depozita të vajrave me viskozitet të ulët, në fund të fundit raporti i vëllimit të ujit të prodhuar me prodhimin e naftës arrin një, dhe për vajrat viskozë rritet në 5 - 8 m 3 /t dhe në disa raste arrin 20 m 3 /t.

Presioni në krye të puseve të puseve të prodhimit vendoset dhe mbahet në bazë të kërkesave për sigurimin e grumbullimit dhe transportit në terren të produkteve të puseve.

Temperatura e rezervuarit. Gjatë procesit të zhvillimit, ky parametër ndryshon si rezultat i efekteve mbytëse në zonat afër pusit të formacionit, injektimit të ftohësve në formacion dhe krijimit të një fronti djegieje lëvizëse në të.

Duhet të theksohet se të gjithë treguesit e natyrshëm në këtë teknologji për nxjerrjen e naftës dhe gazit nga nëntoka nën një sistem të caktuar të zhvillimit të fushës janë të ndërlidhur. Një ndryshim në disa tregues mund të çojë në një ndryshim në të tjerët. Nëse disa nga treguesit janë specifikuar, atëherë të tjerët duhet të llogariten.

Llogaritja e treguesve të zhvillimit duke përdorur metodën e planifikimit aktual të prodhimit të naftës dhe lëngjeve. Kjo metodologji njihet si "Metodologjia e Komitetit të Planifikimit Shtetëror të BRSS". Përdoret edhe sot e kësaj dite në të gjitha departamentet e prodhimit të naftës dhe gazit, në kompanitë prodhuese të naftës, në organizatat e kompleksit të karburantit dhe energjisë dhe organizatat e planifikimit.

Të dhënat fillestare për llogaritjen:

1. Rezervat fillestare të bilancit të naftës (NBR), t;

2. Rezervat fillestare të rikuperueshme të naftës (IRR), t;

3. Në fillim të vitit të planifikuar:

Prodhimi kumulativ i naftës (?Qн), t;

Prodhimi kumulativ i lëngjeve (?Q lëng), t;

Injeksion kumulativ uji (?Q zak), m 3;

Stoku aktual i puseve të prodhimit (N ditë);

Stoku aktual i puseve të injektimit (N ditë);

4. Dinamika e shpimit të puseve sipas vitit për periudhën e planifikuar (Nb):

Minierat (N d b);

Shkarkimi (N n b).

Tabela 5.1 Të dhënat fillestare për zonën perëndimore Leninogorsk të fushës Romashkinskoye

	NBZ, mijëra tonë	NIZ, mijë tonë	Qn, mijë ton	Qf, mijë ton	Q zak, mijë m 3

Llogaritja e treguesve të zhvillimit

1. Numri i ditëve të funksionimit të puseve të prodhimit në vit, të bartura nga viti paraardhës:

Dper=365K (5.1)

Korsia D = 3650,9 = 328,5

2. Numri i ditëve të funksionimit të puseve të reja të prodhimit:

3. Shkalla mesatare e rrjedhës së naftës në puset e reja të prodhimit:

q n e re =8 t/ditë

4. Shkalla e rënies së prodhimit të naftës në puset prodhuese:

5. Prodhimi vjetor i naftës nga puset e reja:

6. Prodhimi vjetor i naftës nga puset e transferuara:

7. Prodhimi total vjetor i naftës

8. Prodhimi vjetor i naftës nga puset e reja të një viti më parë, nëse do të kishin funksionuar pa rënie në këtë vit:

9. Prodhimi vjetor i naftës nga puset e transferuara të një viti më parë (nëse kanë punuar pa rënë):

10. Prodhimi i mundshëm i vlerësuar i naftës nga të gjitha puset e një viti më parë (nëse janë operuar pa rënë):

11. Prodhimi i planifikuar i naftës nga puset e vitit të kaluar:

12. Ulja e prodhimit të naftës nga puset e një viti më parë:

13. Ndryshimi në përqindje në prodhimin e naftës nga puset në vitin e kaluar:

14. Prodhimi mesatar i naftës për pus:

15. Norma mesatare e prodhimit të puseve të naftës të transferuara nga viti i kaluar:

16. Prodhimi kumulativ i naftës:

17. Faktori aktual i rikuperimit të naftës (ORF) është në përpjesëtim të zhdrejtë me rezervat e bilancit fillestar (IBR):

18. Përzgjedhja nga rezervat fillestare të rikuperueshme të NCD të miratuar, %:

19. Norma e përzgjedhjes nga rezervat fillestare të rikuperueshme (IRR), %:

20. Norma e përzgjedhjes nga rezervat aktuale të rikuperueshme, %:

21. Prerja mesatare e ujit të produkteve të prodhuara:

22. Prodhimi vjetor i lëngshëm:

23. Prodhimi i lëngjeve që nga fillimi i zhvillimit:

24. Injektimi vjetor i ujit:

25. Kompensimi vjetor për nxjerrjen e lëngjeve me injeksion:

26. Kompensimi i akumuluar për nxjerrjen e lëngjeve me injeksion:

27. Faktori ujë-vaj:

Dinamika e treguesve kryesorë të zhvillimit është paraqitur në tabelë. 5.2

Tabela 5.2 Dinamika e treguesve kryesorë të zhvillimit

Prodhimi, milion ton	Prodhimi kumulativ, milion ton	Injektimi i ujit, milion m 3	Shkalla mesatare e rrjedhjes së vajit, t/ditë	Shkalla e përzgjedhjes nga NCD-të	Norma e përzgjedhjes nga TIZ
	lëngjeve	lëngjeve

Dinamika e prodhimit vjetor të naftës dhe lëngjeve dhe injektimit vjetor të ujit janë paraqitur në Fig. 5.1.

Oriz. 5.1.

Dinamika e prodhimit të akumuluar të vajit dhe lëngut dhe injektimit të ujit të akumuluar është paraqitur në Fig. 5.2.

Oriz. 5.2.

Dinamika e faktorit të rikuperimit të naftës, shkalla e përzgjedhjes nga NCD dhe shkalla e përzgjedhjes nga sëmundjet industriale janë paraqitur në Fig. 5.3.

Oriz. 5.3. Dinamika e faktorit të rikuperimit të naftës, shkalla e përzgjedhjes nga NCD dhe shkalla e përzgjedhjes nga sëmundjet industriale