Gummiarmband

De viktigaste indikatorerna för teknisk utveckling. Utvecklingsteknik för oljefält och indikatorer för teknisk utveckling. Reglering av oljeutveckling

Skicka ditt goda arbete i kunskapsbasen är enkelt. Använd formuläret nedan

Studenter, doktorander, unga forskare som använder kunskapsbasen i sina studier och arbete kommer att vara er mycket tacksamma.

Postat på http://www.allbest.ru/

Federal Agency for Education

stat läroanstalt högre yrkesutbildning

Perm statliga tekniska högskolan

Avdelning utveckling av olja och gasfält

Testa

Disciplin: "Utbyggnad av olje- och gasfält"

Alternativ nr 27

"De viktigaste utvecklingsindikatorerna oljefält»

Introduktion

1. Geologisk del. Allmän information om området där fyndigheten är belägen; stratigrafi; tektonik; litologi; olje- och gaspotential; struktur och reservoaregenskaper hos produktiva formationer; egenskaper hos formationsvätskor (olja, gas, vatten); avsättningens energiegenskaper; information om olje- och gasreserver.

2. Teknisk och teknisk del. generella egenskaper projektdokument. Analys av utvecklingsstatus baserat på en jämförelse av faktiska och designmässiga utvecklingsindikatorer. Beräkning av en långsiktig oljeproduktionsplan för de kommande fem åren.

Beräkning av olje- och gasfältsutvecklingsindikatorer

Uppskattning av oljeutvinningsfaktorn med hjälp av multivariata regressionsanalysmetoder (Sopnyuk-beroende) för terrigena reservoarer under vattentrycksregim:

SIF = 0,195-0,0078µo + 0,082?gK + 0,00146 till +0,0039h + 0,180Kp - 0,054 Нвнs + 0,275 Сн - 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, 050086*02,3 =

Här den relativa viskositeten - förhållandet mellan oljans viskositet och viskositeten hos det undanträngande medlet (vatten).

K - genomsnittlig formation permeabilitet i µm2,

till - initial reservoartemperatur i C,

h - genomsnittlig effektiv oljemättad tjocklek av formationen i m,

KP - sandighetskoefficient i bråkdelar av enhet,

Nvnz - förhållandet mellan balansreserverna av olja i olje-vattenzonen och balansreserverna för hela fyndigheten i bråkdelar av en enhet,

Sn - initial oljemättnad av formationen i fraktioner av enhet,

S - Tätheten hos brunnnätverket uttrycks genom förhållandet mellan den totala arean av fyndigheten och antalet av alla brunnar i drift, ha/brunn.

1. Egenskaper för de viktigaste indikatorerna för oljefältsutveckling

oljereserv naturgas

De viktigaste tekniska indikatorerna som kännetecknar processen att utveckla ett oljefält (deposition) inkluderar: årlig och kumulativ produktion av olja, vätska, gas; årlig och kumulativ injektion av medel (vatten); vattenavskärning av producerade produkter; urval av olja från utvinningsbara reserver; lager av produktions- och injektionsbrunnar; priser för oljeuttag; kompensation för vätskeuttag genom vatteninjektion; oljeutvinningsfaktor; brunnsflödeshastigheter för olja och vätska; välinjektivitet; reservoartryck etc.

Enligt metoden av Lysenko V.D. Följande indikatorer bestäms och sammanfattas i tabell nr 1:

1. Årlig oljeproduktion (qt) och 2. Antal produktions- och injektionsbrunnar (nt):

där t är räkenskapsårets löpnummer (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - oljeproduktion för året före det beräknade, i vårt exempel för det tionde året; e=2,718 - bas naturliga logaritmer; Qres – återstående utvinningsbara oljereserver i början av beräkningen (skillnaden mellan de initiala utvinningsbara reserverna och den ackumulerade oljeproduktionen i början av beräkningsåret, i vårt exempel för det tionde året).

n0 - antal brunnar i början av räkenskapsåret; T är den genomsnittliga livslängden för en brunn, år; i avsaknad av faktiska uppgifter kan standardavskrivningsperioden för en brunn (15 år) tas som T.

3. Årlig oljeuttagstakt t - förhållandet mellan årlig oljeproduktion (qt) och de initiala utvinningsbara oljereserverna (Qlow):

t botten = qt / Q botten

4. Den årliga andelen oljeuttag från återstående (nuvarande) utvinningsbara reserver är förhållandet mellan årlig oljeproduktion (qt) och återstående utvinningsbara reserver (Qoiz):

t oiz = qt / Qоiz

5. Oljeproduktion från början av utvecklingen (kumulativ oljeutvinning (Qacc):

Summan av årliga oljeuttag för innevarande år.

6. Oljeuttag från initiala utvinningsbara reserver - förhållandet mellan ackumulerat oljeuttag (Qacc) och (Qlow):

СQ = Qnak / Qniz

7. Oljeutvinningsfaktor (ORF) eller oljeutvinning - förhållandet mellan ackumulerad oljeutvinning (Qnak) och initiala geologiska reserver eller balansreserver (Qbal):

KIN = Qnak / Qbal

8. Vätskeproduktion per år (ql). Den årliga vätskeproduktionen för den framtida perioden kan antas konstant på den nivå som faktiskt uppnåddes under det tionde året.

9. Vätskeproduktion från utvecklingens början (Ql) - summan av årliga vätskeuttag för innevarande år.

10. Genomsnittlig årlig vattenminskning av brunnsproduktion (W) - förhållandet mellan årlig vattenproduktion (qw) och årlig flytande produktion (ql):

11. Vatteninjektion per år (qzak) för den framtida perioden accepteras i volymer som ger ackumulerad kompensation för vätskeuttag för det 15:e utvecklingsåret i mängden 110-120%.

12. Vatteninjektion sedan början av utvecklingen Qzak - summan av årliga vatteninjektioner för innevarande år.

13. Kompensation för vätskeavdrag genom vatteninjektion per år (ström) - förhållandet mellan årlig vatteninjektion (qzak) och årlig vätskeproduktion (ql):

Kg = qzak / qzh

14. Kompensation för vätskeavdrag genom vatteninjektion från början av utvecklingen (ackumulerad kompensation) - förhållandet mellan ackumulerad vatteninjektion (Qzak) och ackumulerad vätskeuttag (Ql):

Knak = Qzak / Qzh

15. Årets produktion av tillhörande petroleumgas bestäms genom att multiplicera den årliga oljeproduktionen (qt) med gasfaktorn:

qgas = qt.Gf

16. Produktion av tillhörande petroleumgas från början av utvecklingen - summan av årliga gasuttag.

17. Den genomsnittliga årliga oljeproduktionstakten för en produktionsbrunn är förhållandet mellan årlig oljeproduktion (qg) och det genomsnittliga årliga antalet produktionsbrunnar (nästa) och antalet dagar per år (Tg), med hänsyn tagen till produktionsbrunnarna driftkoefficient (Ke.d):

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

där K.d är lika med förhållandet mellan dagar (dagar) arbetade av alla produktionsbrunnar under ett kalenderår och antalet dessa brunnar och antalet kalenderdagar (dagar) under ett år.

18. Den genomsnittliga årliga vätskeflödeshastigheten för en produktionsbrunn är förhållandet mellan den årliga vätskeproduktionen (ql) och det genomsnittliga årliga antalet produktionsbrunnar (nästa) och antalet dagar per år (Tg), med hänsyn tagen till produktionen brunnsdrifthastighet (Ke.d):

19. Genomsnittlig årlig injektionsbrunn för en injektionsbrunn - förhållandet mellan den årliga vatteninjektionen (qzak) och det genomsnittliga årliga antalet injektionsbrunnar (nag) och antalet dagar per år (Tg), med hänsyn tagen till driftkoefficienten för injektion brunnar (Ke.n):

qwell = qzak / nag Tg Ke.n,

där K.n är lika med förhållandet mellan arbetade dagar av alla injektionsbrunnar under ett kalenderår och antalet dessa brunnar och antalet kalenderdagar under ett år.

20. Reservoartrycket för det 20:e utvecklingsåret tenderar att minska om den ackumulerade kompensationen är mindre än 120 %; om den ackumulerade kompensationen ligger i intervallet från 120 till 150%, är reservoartrycket nära eller lika med det initiala; om den ackumulerade kompensationen är mer än 150 %, tenderar reservoartrycket att öka och kan vara högre än det initiala.

Fältutvecklingsschemat presenteras i histogrammet.

Beräkning av naturgasreserver med hjälp av en formel och beräkning av utvinningsbara reserver med en grafisk metod

Förbi extrapolering av grafen Q zap = f (Pav(t)) till abskissaxeln bestämmer de utvinningsbara gasreserverna eller använder förhållandet:

där Q app - initiala utvinningsbara gasreserver, miljoner m3;

Qext (t) - gasproduktion från utvecklingens början under en viss tidsperiod (till exempel 5 år) anges i bilaga 4, miljoner m3;

Pstart - initialtryck i avsättningen, MPa;

Pav(t) - vägt medeltryck i fyndigheten under tidsperioden för gasvolymutvinning (till exempel 5 år), Pav(t) =0,9 Рinit., MPa;

initial och av(t) - korrigeringar för avvikelsen av egenskaperna hos en verklig gas enligt Boyle-Mariottes lag från egenskaperna hos idealgaser (respektive för tryck Pinit och Paver(t)). Ändringen är lika med

Gassupbestäms från de experimentella Brown-Katz-kurvorna. För att förenkla beräkningarna antar vi konventionellt zinit =0,65, zav(t) =0,66, vars värde motsvarar trycket Pav(t); För beräkning tar vi Kgo = 0,8.

Indikatornamn	Beteckning	Magnitud	Enheter
Initialt reservoartryck
Gasutvinning i 5 år	U Qgas
Godkänd gasåtervinningskoefficient
Utvinningsbara gasreserver	V utvunnen gas
Balansera gasreserver	Q gasboll
Genomsnittlig årlig gasuttagshastighet	Tgaz
Utvecklingstid

Slutsatser baserade på beräkningsresultaten.

Maximalårlig oljeproduktion uppnåddes under det tionde utvecklingsåret och uppgick till 402 tusen ton. Kumulativ oljeproduktion för det senaste beräknade utvecklingsåret är lika med 3013,4 tusen ton, vilket är 31,63% av de initiala utvinningsbara reserverna; CIN för det senaste räkenskapsåret - 0,14 dollar. enheter; den maximala årliga andelen oljeuttag från initiala utvinningsbara reserver är 4,219 %, för det senaste räkenskapsåret 0,38 %; vattensnitt av extraherade produkter - 92%; årlig vatteninjektion - 550 tusen m3; ström och ackumulerad kompensation för vätskeuttag genom vatteninjektion är 123,18 respektive 121,75 %; den genomsnittliga flödeshastigheten för olje- och vätskeproduktionsbrunnar är 16,4 respektive 26,2 ton/dag; den genomsnittliga injektiviteten för en injektionsbrunn är 111,67 m3/dag; det nuvarande reservoartrycket är 20 MPa, vilket är 4,4 MPa lägre än det ursprungliga. Objektet i fråga befinner sig i det fjärde utvecklingsstadiet.

Balansräkningens (geologiska) gasreserver är lika med 23123,1 miljoner m3, utvinningsbara gasreserver är 18498,487 miljoner m3. Den genomsnittliga årliga gasuttaget är 2,23 %. Utbyggnaden av gasfyndigheter är 44 år.

Postat på Allbest.ru

...

Liknande dokument

Oljefältets geologiska struktur. Djup, oljehalt och geologiska och fysiska egenskaper hos 1BS9-formationen. Studera dynamiken i brunnsstocken och oljeproduktionsvolymerna. Analys av utvecklingsindikatorer och reservoarens energitillstånd.

test, tillagt 2013-11-27

Geologiska och fysiska egenskaper hos Vakh-fyndigheten. Egenskaper och sammansättning av olja, gas och vatten. Analys av produktionsdynamik, brunnens struktur och deras driftsindikatorer. Beräkning av den ekonomiska effektiviteten av alternativet för teknisk utveckling.

avhandling, tillagd 2015-05-21

allmän beskrivning och fältets geologiska och fysiska egenskaper, analys och utvecklingsstadier, oljeproduktionsteknik och utrustning som används. Åtgärder för att intensifiera denna process och bedöma dess praktiska effektivitet.

avhandling, tillagd 2014-11-06

Fysikalisk-kemiska egenskaper hos olja och gas. Öppna och förbereda gruvfältet. Funktioner av oljefältsutveckling med termisk gruvmetoden. Gruvutgrävning. Design och val av fläktinstallation för huvudventilation.

avhandling, tillagd 2014-10-06

Karakteristisk geologisk struktur oljefält. Reservoaregenskaper hos produktiva formationer och deras heterogenitet. Fysikalisk-kemiska egenskaper hos formationsvätskor, olja, gas och vatten. Grunderna i utvecklingen av leriga reservoarer med låg produktivitet.

praxisrapport, tillagd 2014-09-30

Studie av oljeuppsamlings- och separeringssystemet före och efter fältrekonstruktion. Metoder för oljeproduktion och driftsförhållanden för oljefältet. Hydraulisk beräkning av rörledningar. Fastställande av kostnader för större reparationer av oljekällor.

kursarbete, tillagd 2015-03-04

Grundläggande begrepp för utveckling av olje- och gasfält. Analys av metoder för att påverka oljereservoaren i oljefältet Sredne-Asomkinskoye. Rekommendationer för att öka oljeutvinningsfaktorn och välja optimal produktionsmetod.

kursarbete, tillagt 2012-03-21

Geologiska och fysiska egenskaper hos oljefältet. Grundläggande parametrar för reservoaren. Fysikalisk-kemiska egenskaper hos formationsvätskor. Karakteristika för brunnsstock och nuvarande flödeshastigheter. Beräkning av tekniska utvecklingsindikatorer. Analys av formationsproduktion.

kursarbete, tillagd 2015-07-27

Geologiska och fysiska egenskaper hos Kravtsovskoye-fältet. Analys nuvarande tillstånd och effektiviteten hos den använda utvecklingstekniken. Val och motivering av den mekaniserade gruvmetoden. Grundläggande krav för borrhålsutrustning.

avhandling, tillagd 2015-04-18

Analys av nuvarande och utfärdande av rekommendationer för att reglera processen för att utveckla en oljefältsreservoar. Geologiska och fältegenskaper hos fältets tillstånd, olja och gaspotential i horisonterna. Beräkning av ekonomisk effektivitet av reservoarutveckling.

OLJEFÄLTUTVECKLINGSTEKNOLOGI OCH TEKNOLOGISKA UTVECKLINGSINDIKATORER

Val av ett utvecklingssystem baserat på fyndighetens huvudsakliga geologiska och fysiska egenskaper

Grundläggande geologiska och fysiska egenskaper	Utvecklingssystem
Oljeviskositet i pl. konventionell mPa*s m n	Rörlighet µm 2 /mPa*s K/m n	Sandig formation sandighet Kp	Brunnsnätstäthet, ha/brunn	Brunnsplacering	Vattenöversvämningssystem
0,5-5,0	Upp till 0,1	0,5-0,65	16-32	Rad, fyrkant. 1-3 rader, 5-7 poäng.	Linjär med fokal, area
0,65-0,80	20-36	Inline, 3 rader	Linjär med fokal
mer än 0,80	24-40	Rad, 3-5 rader	Linjär med fokal
Mer än 0,1	0,5-0,65	24-40	Inline, 3 rader	Linjär med fokal
0,65- 0,80	28-40	Inline, 5 rader	Linjär med fokal
Mer än 0,80	33-49	Inline, 5 rader	Linjär med fokal
5,0-40,0	Upp till 0,1	0,5-0,55	12-24	Area, 5-7-9 poäng	Område
0,65-,80	18-28
Mer än 0,80	22-33	Rad, 3 rader. Area, 5-7-9 poäng	Linjär med fokal. Område
Mer än 0,1	0,5-0,65	16-28	Rad, 1-3 rader. Area, 5-7-9 poäng	Linjär med fokal. Område
0,65- 0,80	22-32	Rad, 1-3 rader.	Linjär med fokal
Mer än 0,80	26-36	Rad, 1-3 rader.	Linjär med fokal

Teknik för utveckling av oljefält är en uppsättning metoder som används för att utvinna olja från undergrunden. I avsnitt 3 anger begreppet utvecklingssystem närvaron eller frånvaron av påverkan på formationen som en av dess avgörande faktorer. Behovet av att borra injektionsbrunnar beror på denna faktor. Tekniken för reservoarutveckling ingår inte i definitionen av ett utvecklingssystem. Med samma system kan olika gruvtekniker användas. När man utformar fältutveckling är det givetvis nödvändigt att ta hänsyn till vilket system som bäst passar den valda tekniken och vilket utvecklingssystem som lättast kan uppnå de angivna indikatorerna.

Utvecklingen av varje oljefält kännetecknas av vissa tekniska indikatorer. Låt oss överväga de allmänna indikatorerna som är inneboende i all utvecklingsteknik. Dessa inkluderar följande:

Produktion olja Q n är huvudindikatorn, totalt för alla produktionsbrunnar som borrats på platsen per tidsenhet, och genomsnittlig daglig produktion q n per brunn.

Typen av förändringar i tid för dessa indikatorer beror inte bara på egenskaperna hos formationen och vätskorna som mättar den, utan också på de tekniska operationer som utförs på fältet i olika utvecklingsstadier.

Vätskeextraktion Q g - total olje- och vattenproduktion per tidsenhet (år, månad). Ren olja produceras från brunnar i den rent oljeförande delen av fyndigheten under en torr period av brunnsdrift. För de flesta fyndigheter börjar deras produkter förr eller senare bli vattensjuka. Från denna tidpunkt överstiger vätskeproduktionen oljeproduktionen.

I vårt land mäts olje- och vätskeproduktion i viktenheter - ton. Utomlands - i volym - m 3. I USA, Storbritannien och Kanada och ett antal andra länder - i fat, 1 fat = 159 liter, i 1 m 3 = 6,29 fat.

Flödeshastighet för olja, vatten och vätska q n, q in, q f- respektive förhållandet mellan olje-, vatten- eller vätskeproduktion och brunnens drifttid under en månad eller ett år. Den beräknas både för arbetad tid och för kalendertid. Måttenhet - t/dag*brunn.

Vatten skär - detta är förhållandet mellan producerat vatten och den totala mängden producerad vätska under en period (år, månad). Mätt i bråkdelar av enheter. Och %:

Vatten-olja faktor- förhållandet mellan producerat vatten och olja. Aktuell och ackumulerad

Gasproduktion Q d. Denna indikator beror på gasinnehållet i reservoaroljan, dess rörlighet i förhållande till rörligheten för olja i reservoaren, förhållandet mellan reservoartrycket och mättnadstrycket, närvaron av ett gaslock och fältutvecklingssystemet. Gasproduktion karakteriseras med hjälp av gasfaktorn, dvs. förhållandet mellan volymen gas som produceras från en brunn per tidsenhet, reducerad till standardförhållanden, och produktionen av avgasad olja under samma tidsenhet. Den genomsnittliga gasfaktorn, som en teknisk indikator på utvecklingen, bestäms av förhållandet mellan nuvarande gasproduktion och nuvarande oljeproduktion.

När man utvecklar ett fält samtidigt som reservoartrycket bibehålls över mättnadstrycket förblir gasfaktorn oförändrad och därför upprepar förändringen i gasproduktionen dynamiken i oljeproduktionen. Om reservoartrycket under utvecklingen är under mättnadstrycket, ändras gasfaktorn enligt följande. Under utveckling i löst gasläge ökar först den genomsnittliga gasfaktorn, når ett maximum och minskar sedan och tenderar till noll vid reservoartryck lika med atmosfärstryck. I detta ögonblick växlar den upplösta gasregimen till gravitationsregimen.

Konsumtion av medel som injiceras i formationen (Q z) och deras utvinning tillsammans med olja (och gas). Vid implementering av olika tekniska processer För att utvinna olja och gas från undergrunden (inklusive för att upprätthålla reservoartrycket) pumpas vatten, vatten med tillsatta kemikalier, gas och andra ämnen in i reservoaren.

Huvudindikatorn som kännetecknar injektionsprocessen är kompensation för vätskeavdrag genom vatteninjektion: ström och ackumulerad. Mätt i bråkdelar av enheter. Och %.

Vid upprättande av utvecklingsprojekt tas värdet lika med 115 % för att säkerställa förluster längs vägen av injicerat vatten och friktionsförluster.

De övervägda indikatorerna återspeglar de dynamiska egenskaperna hos processen att utvinna olja, vatten och gas. För att karakterisera utvecklingsprocessen över hela den senaste tidsperioden används en integrerad indikator - ackumulerad produktion (∑Q n, ∑Q w). Kumulativ olje- och vätskeproduktion speglar den mängd som produceras av anläggningen under en viss tidsperiod från utvecklingens början, d.v.s. från det ögonblick den första produktionsbrunnen lanserades.

Till skillnad från dynamiska indikatorer kan ackumulerad produktion bara öka. Med en minskning av nuvarande produktion minskar ökningstakten i motsvarande ackumulerade indikator. Om den nuvarande produktionen är noll, stannar tillväxten av den ackumulerade indikatorn och den förblir konstant.

Väl lager. Brunnar är huvudkomponenten i oljefältets utvecklingssystem och associerade komponenter utvinns från dem. De tjänar till att få all information om fyndigheten och för att kontrollera utvecklingsprocessen. Brunnar enligt deras syfte är indelade i följande huvudgrupper: produktion, injektion, special och extra.

Brytning brunnar utgör den största delen av brunnsbeståndet. Designad för produktion av olja, gas och tillhörande komponenter.

Tryck brunnar är utformade för att injicera olika medel (vatten, gas, ånga) i reservoaren för att säkerställa en effektiv utveckling av oljefyndigheter.

Särskild brunnar är avsedda för olika sorter forskning för att studera parametrar och utvecklingstillstånd för fyndigheter. Bland dem finns två undergrupper - utvärdering och kontroll. De första borras för att bedöma olje- och gasmättnaden i formationerna. De senare är indelade i piezometriska och observationsmässiga.

Extra brunnar är uppdelade i vattenintags- och absorptionsbrunnar.

Brunnstocken i varje produktionsanläggning är i konstant rörelse. Det totala antalet produktionsbrunnar ändras: i steg I, II - ökar det, i steg III, IV - minskar det.

Antalet injektionsbrunnar ökar i takt med att vattenöversvämningssystemet utvecklas. Brunnar kan flytta från en grupp till en annan.

Förutom de övervägda absoluta indikatorerna, som kvantifierar produktionen av olja, vatten och gas, används också relativa, som karakteriserar processen att utvinna reservoarprodukter som en andel av oljereserverna.

Urvalshastighet från NCDs. Från din geologikurs känner du till begreppet initiala utvinningsbara oljereserver (IRR). När man analyserar utvecklingen av någon anläggning används indikatorer som urvalshastigheten från NCD och graden av NCD-produktion. Utvecklingstakt Z(t), tidsvarierande t, lika med förhållandet mellan nuvarande oljeproduktion QH(t) till utvinningsbara reserver på fältet

Denna indikator förändras över tiden, vilket återspeglar inverkan på utvecklingsprocessen av all teknisk verksamhet som utförs på fältet, både under dess utveckling och under regleringsprocessen.

Formeln visar att förändringen i utvecklingstakten över tid liknar förändringen i oljeproduktionen. För att karakterisera ett utvecklingssystem används ofta begreppet maximal utvecklingshastighet. Zmax

Q H max - vanligtvis oljeproduktion under den andra utvecklingsperioden.

Vätskeuttagshastigheten bestäms på liknande sätt

Utvecklingstakten är ett mått på utvecklingssystemets aktivitet.

Utvecklingsgrad av initiala utvinningsbara oljereserver (IRR)- förhållandet mellan ackumulerad oljeproduktion och NCD. Dessutom kan en jämförelse av värdet av det aktuella vattenavbrottet av brunnsproduktion med värdet av graden av reservutarmning indirekt indikera för oss om objektet utvecklas tillräckligt framgångsrikt. Vad betyder detta: om dessa indikatorer är lika kan vi prata om den korrekta utvecklingen av objektet.

Om produktionsgraden släpar efter brunnarnas vattenavskärning, är det nödvändigt att vidta åtgärder för att eliminera detta. Analys av utvecklingsindikatorer över tid kommer att göra det möjligt för oss att dra en slutsats antingen för användningen av teknik för att intensifiera oljeproduktionen, eller om den storskaliga inverkan av en viss teknik på förändrad utvecklingsdynamik.

Oljeåtervinning. Mängden oljereserver för en viss fyndighet är relaterad till graden av oljeutvinning från underjorden, vilket är förhållandet mellan den möjliga totala oljeproduktionen och balansen (geologiska) oljereserver i reservoaren.

Detta förhållande, som kallas oljeutvinning eller oljeutvinningsfaktor, har formen:

η pr - design oljeåtervinningsfaktor

η - aktuell eller faktisk oljeutvinningsfaktor

Det finns nuvarande och slutliga oljeutvinning. Under nuvarande oljeutvinning förstå förhållandet mellan mängden olja som utvinns från reservoaren vid tidpunkten för reservoarutvecklingen och dess initiala reserver. Slutlig oljeåtervinning- förhållandet mellan mängden producerad olja vid slutet av utvecklingen och de initiala reserverna.

Q inv- utvinningsbara oljereserver

Q poäng- balansera oljereserver

∑Q n- ackumulerat oljeuttag

I ett idealiskt fall tenderar oljeutvinningskoefficienten att nå värdet av förskjutningskoefficienten, dvs. det värde som så mycket som möjligt kan utvinnas från en formation med specifika geologiska och fysiska egenskaper. Men eftersom processen för oljeförskjutning beror på många faktorer: reservoarens struktur och egenskaper, heterogenitet, egenskaper hos oljan som mättar den, brunnsplaceringssystem, brunnsmönster, oljeutvinning kan representeras som:

h =b ut b cool b ohv ut

Förskjutningsförhållande- förhållandet mellan mängden olja som undanträngts under långvarig intensiv spolning av porutrymmet i vilket arbetsmedlet (vatten) har trängt in i förhållande till den initiala mängden olja i samma volym. Bestäms experimentellt på kärnan.

Vattenöversvämningstäckningsfaktor- förhållandet mellan mängden olja som undanträngts från den spolade volymen av porutrymmet som injicerat eller perifert vatten passerat när det spolas till ett givet vattenavsnitt i brunnsproduktionen, och mängden olja som undanträngts från samma volym under dess fullständiga spolning, dvs. till mängden olja som bestäms av deplacementkoefficienten.

Reservoarsvephastighet genom förskjutningsprocessär förhållandet mellan summan av volymerna av reservoarer som täcks av processen för oljeförflyttning och den totala volymen av reservoarer som innehåller olja.

Oljeutvinningen bestäms inte bara för en formation eller ett objekt, utan också för fältet som helhet, för en grupp av fält och till och med för en oljeproducerande region och land.

Den slutliga oljeutvinningen bestäms inte bara av förmågan hos oljefältsutvecklingsteknologi, utan också av ekonomiska förhållanden.

Tryckfördelning i formationen. I processen för oljeutveckling
I oljefält förändras trycket i reservoaren ständigt. På separat
i delar av formationen kommer det att vara annorlunda. I området för injektionsbrunnar kommer det att finnas
högtryck, lågtryck i gruvområdet.

För bedömning används medel- eller areaviktat tryck. Tryck på karakteristiska punkter i formationen - vid botten av injektionsbrunnar - används som utvecklingsindikatorer. R n , vid botten av produktionsbrunnar - Rn . På utloppsledningen Rn" på urvalsraden R s" .

Det är också viktigt att fastställa tryckskillnaderna mellan bottnarna i injektions- och produktionsbrunnar som skillnaden Pn - Ps = dP .

Tryck vid produktionsbrunnars brunnshuvud. Den är satt utifrån kraven för att säkerställa insamling och transport av olja, gas och vatten från brunnshuvuden till oljefältsinstallationer.

Reservoartemperatur. Detta är en naturlig faktor. Det kan förändras på grund av insprutning av stora volymer kallt vatten i formationen eller omvänt, ånga och hetvattenkylmedel.

Alla indikatorer som är inneboende i denna teknik för att utvinna olja från undergrunden är sammanlänkade. En förändring av vissa utvecklingsindikatorer innebär en förändring av andra.

Teknik för utveckling av oljefält är en uppsättning metoder som används för att utvinna olja från undergrunden. I ovanstående koncept för ett utvecklingssystem indikeras närvaron eller frånvaron av en påverkan på formationen som en av dess avgörande faktorer. Behovet av att borra injektionsbrunnar beror på denna faktor. Tekniken för reservoarutveckling ingår inte i definitionen av ett utvecklingssystem. Med samma system kan olika gruvtekniker användas. När man utformar fältutveckling är det givetvis nödvändigt att ta hänsyn till vilket system som bäst passar den valda tekniken, och med vilket utvecklingssystem de angivna indikatorerna lättast kan erhållas.

Utvecklingen av varje oljefält kännetecknas av vissa indikatorer. Låt oss överväga de allmänna indikatorerna som är inneboende i all utvecklingsteknik. Dessa inkluderar följande.

OLJEPRODUKTION- Huvudindikatorn, totalt för alla produktionsbrunnar som borrats på platsen per tidsenhet och den genomsnittliga dagliga produktionen per brunn. Typen av förändringar i tid för dessa indikatorer beror inte bara på egenskaperna hos formationen och vätskorna som mättar den, utan också på de tekniska operationer som utförs på fältet i olika utvecklingsstadier

Vätskeextraktion- total olje- och vattenproduktion per tidsenhet. Ren olja produceras från brunnar i den rent oljeförande delen av fyndigheten under en torr period av brunnsdrift. För de flesta fyndigheter börjar deras produkter förr eller senare bli vattensjuka. Från denna tidpunkt överstiger vätskeproduktionen oljeproduktionen.

Gasproduktion. Denna indikator beror på gasinnehållet i reservoaroljan, dess rörlighet i förhållande till rörligheten av olja i reservoaren, förhållandet mellan reservoartrycket och mättnadstrycket, närvaron av ett gaslock och fältutvecklingssystemet. Gasproduktion karakteriseras med hjälp av gasfaktorn, dvs förhållandet mellan volymen gas som produceras från en brunn per tidsenhet, reducerad till standardförhållanden, och produktionen av avgasad olja under samma tidsenhet. Den genomsnittliga gasfaktorn som en teknisk utvecklingsindikator bestäms av förhållandet mellan nuvarande gasproduktion och nuvarande oljeproduktion.

De övervägda indikatorerna återspeglar de dynamiska egenskaperna hos processen att utvinna olja, vatten och gas. För att karakterisera utvecklingsprocessen över hela den senaste tidsperioden används en integrerad indikator - ackumulerad produktion. Kumulativ produktion olja speglar mängden olja som produceras av anläggningen under en viss tidsperiod från början av utvecklingen, det vill säga från det ögonblick den första produktionsbrunnen lanserades.

Kumulativ oljeproduktion

var är tiden för fältutveckling; -aktuell tid.

Aktuell oljeåtervinning uttrycker förhållandet mellan ackumulerad oljeproduktion under en given driftsperiod för ett fält och dess geologiska reserver

Slutlig oljeåtervinning– är förhållandet mellan fältets utvinningsbara reserver och de geologiska

Den slutliga oljeutvinningen kännetecknar i slutändan kvaliteten och effektiviteten i utvecklingen av ett givet fält.

Utvecklingstakt- Förhållandet mellan årlig oljeproduktion och utvinningsbara reserver, uttryckt i procent.

I fig. Figur 2 visar kurvor som karakteriserar utvecklingshastigheten över tid för två fält med olika geologiska och fysikaliska egenskaper. Att döma av de givna beroenden är utvecklingsprocesserna för dessa områden väsentligt olika. Enligt kurva 1 kan fyra utvecklingsperioder urskiljas, som vi kommer att kalla stadier.

Det första steget (steget för att sätta fältet i drift), när intensiv borrning av brunnar i huvudbeståndet sker, ökar utvecklingshastigheten kontinuerligt och når sitt maximala värde i slutet av perioden. Längs dess längd produceras vanligtvis vattenfri olja. Dess varaktighet beror på fyndighetens storlek och borrhastigheten för brunnar som utgör huvudfonden.

Att uppnå den maximala årliga produktionen av utvinningsbara oljereserver sammanfaller inte alltid med slutförandet av brunnsborrningen. Ibland inträffar det före datumet för borrning av fyndigheten.

Det andra steget (stadiet att upprätthålla den uppnådda maximala nivån av oljeproduktion) kännetecknas av mer eller mindre stabil årlig oljeproduktion. I designuppdraget för fältutveckling anges ofta den maximala oljeproduktionen, det år då denna produktion ska uppnås och varaktigheten av det andra steget.

Huvuduppgiften för detta skede utförs genom att borra reservbrunnar, reglera brunnsförhållanden och helt utveckla vattenöversvämningssystemet eller annan metod för att påverka formationen. Vissa brunnar slutar rinna mot slutet av steget och de överförs till en mekaniserad arbetsmetod (med hjälp av pumpar).

Det tredje steget (stadiet med minskad oljeproduktion) kännetecknas av en intensiv minskning av utvecklingshastigheten mot bakgrund av progressiv vattning av brunnsproduktion i vattentrycksläge och en kraftig ökning av gasfaktorn i gastrycksläge. Nästan alla brunnar drivs mekaniserat. En betydande del av brunnarna är ur drift vid slutet av detta skede.

Fig.2. Diagram över förändringar i utvecklingstakten över tid

1- insättning A; 2- insättning B; I, II, III, IV – utvecklingsstadier

Det fjärde steget (det sista steget i utvecklingen) kännetecknas av låga utvecklingshastigheter. Det är ett högt vattenavbrott och en långsam minskning av oljeproduktionen.

De första tre etapperna, under vilka 70 till 95 % av de utvinningsbara oljereserverna dras ut, utgör den huvudsakliga utvecklingsperioden. Under det fjärde steget utvinns de återstående oljereserverna. Det är emellertid under denna period, som generellt kännetecknar effektiviteten av det implementerade utvecklingssystemet, som det slutliga värdet av mängden olja som återvinns, den totala perioden av fältutvecklingen bestäms och huvudvolymen av tillhörande vatten utvinns.

Som framgår av figur 2 (kurva 2) är det för vissa fält typiskt att det efter det första steget kommer ett skede av sjunkande oljeproduktion. Ibland händer detta redan under den period då fältet sätts i utveckling. Detta fenomen är typiskt för fält med viskösa oljor eller när höga utvecklingshastigheter i storleksordningen 12 - 20 %/år eller mer har uppnåtts vid slutet av det första steget. Av utvecklingserfarenhet följer att den maximala utvecklingshastigheten inte bör överstiga 8 - 10% per år, och i genomsnitt över hela utvecklingsperioden bör dess värde ligga inom 3 - 5% / år.

Låt oss återigen notera att den beskrivna bilden av förändringar i oljeproduktionen från ett fält under dess utveckling kommer att uppstå naturligt i de fall då fältutvecklingstekniken och kanske utvecklingssystemet förblir oförändrade över tiden. I samband med utvecklingen av metoder för att öka oljeutvinningen, i något skede av fältutvecklingen, troligen vid den tredje eller fjärde, kan den tillämpas ny teknologi utvinning av olja från undergrunden, vilket gör att oljeproduktionen från fältet åter kommer att öka.

I praktiken av analys och design av oljefältsutveckling används också indikatorer som kännetecknar hastigheten för uttag av oljereserver över tiden: urvalshastigheten för balansreserver och urvalshastigheten för återstående utvinningsbara reserver. A-priory

var är fältets årliga oljeproduktion beroende på utvecklingstiden; - balansera oljereserver.

Om (1.11) är utvecklingshastigheten, så uttrycks förhållandet mellan och av jämlikheten

var är oljeutvinningen i slutet av fältutvecklingsperioden.

Uttagstakt av återstående utvinningsbara oljereserver

var är fältets ackumulerade oljeproduktion beroende på utbyggnadstiden

Låt oss härleda en formel som förbinder indikatorerna och . Av (1.14) följer

Att differentiera båda sidor av denna jämlikhet med avseende på tid får vi

Med tanke på det får vi följande uttryck:

Att ersätta uttrycket för in i den sista jämlikheten har vi

Differentialekvation(1.16) låter dig beräkna värden för kända .

Låt oss överväga den integrerade indikatorn för oljeproduktionsprocessen:

Var - återvinningsbar reservutnyttjandegrad. Dess värde ökar kontinuerligt och tenderar till enhet. Ja, när

eftersom oljeproduktionen i slutet av utvecklingen blir lika med utvinningsbara reserver.

Analogt med nuvarande oljeåtervinning eller balansera aktievalskvoten bestäms utifrån uttrycket

I slutet av fältutvecklingen, dvs vid oljeutvinning

Produktens vattenavskärning är förhållandet mellan vattenflödet och det totala flödet av olja och vatten. Denna indikator varierar över tiden från noll till ett:

Karaktären av förändringen i indikatorn beror på ett antal faktorer. En av de viktigaste är förhållandet mellan oljeviskositet och vattenviskositet under reservoarförhållanden:

var och är den dynamiska viskositeten för olja respektive vatten.

Vid utbyggnad av fält med högviskösa oljor kan vatten förekomma i produktionen av vissa brunnar från början av deras drift. Vissa avlagringar med lågviskösa oljor utvecklas länge sedan med lätt vattenhalt. Gränsvärdet mellan viskösa och lågviskösa oljor varierar från 3 till 4.

Typen av vattentillförsel till brunnar och reservoarproduktion påverkas också av reservoarens heterogenitet lager för lager (med en ökning av graden av heterogenitet reduceras den vattenfria perioden för brunnsdrift) och positionen för brunnsperforeringsintervall i förhållande till olje-vattenkontakten.

Erfarenhet av utveckling av oljefält indikerar att med låg oljeviskositet uppnås högre oljeutvinning med lägre vattenavskärning. Följaktligen kan vattenavbrott fungera som en indirekt indikator på effektiviteten i fältutvecklingen. Om det är mer intensiv vattning av produkten jämfört med designen, kan detta fungera som en indikator på att fyndigheten täcks av vattenöversvämningsprocessen i mindre utsträckning än förväntat.

Vätskeuttag är förhållandet mellan årlig vätskeproduktion under reservoarförhållanden och utvinningsbara oljereserver, uttryckt i %/år.

Om dynamiken i utvecklingshastigheten kännetecknas av steg, sker förändringen i hastigheten för vätskeuttag över tiden enligt följande. Under det första steget upprepar vätskeval för de flesta fält praktiskt taget dynamiken i deras utvecklingshastighet. I det andra steget förblir hastigheten för vätskeuttag från vissa insättningar konstant på maximal nivå, från andra minskar den och från andra ökar den. Samma trender är ännu mer uttalade i tredje och fjärde etappen. Förändringen i hastigheten för vätskeuttag beror på olje-vattenfaktorn, flödeshastigheten för vatten som injiceras i reservoaren, reservoartryck och reservoartemperatur.

Vatten-oljefaktor - förhållandet mellan de nuvarande värdena för vattenproduktion och olja vid tidpunkten för fältutveckling, mätt i . Denna parameter, som visar hur många volymer vatten som produceras per 1 ton producerad olja, är en indirekt indikator på utvecklingseffektivitet och börjar öka snabbt från det tredje utvecklingsstadiet. Hastigheten för dess ökning beror på hastigheten för vätskeuttag. När man utvecklar avlagringar av lågviskösa oljor når förhållandet mellan volymen producerat vatten och oljeproduktion slutligen ett, och för viskösa oljor ökar det till 5 - 8 m 3 /t och når i vissa fall 20 m 3 /t.

Förbrukning av ämnen som injiceras i formationen. Vid implementering av olika tekniker för att påverka formationen används olika medel för att förbättra förutsättningarna för att utvinna olja ur undergrunden. Vatten eller ånga, kolvätegaser eller luft, koldioxid och andra ämnen pumpas in i formationen. Injektionshastigheten för dessa ämnen och deras totala kvantitet, såväl som hastigheten för deras utvinning till ytan med brunnsproduktion, är de viktigaste tekniska indikatorerna för utvecklingsprocessen.

Reservoartryck. Under utvecklingsprocessen förändras trycket i de formationer som ingår i utvecklingsobjektet jämfört med det initiala. Dessutom kommer det att vara annorlunda i olika delar av området: nära injektionsbrunnar är det maximalt och nära produktionsbrunnar är det minimum. För att övervaka förändringar i reservoartrycket används ett vägt medelvärde över reservoarens yta eller volym. Viktiga indikatorer på intensiteten av hydrodynamisk påverkan på formationen är tryck i botten av injektions- och produktionsbrunnar. Skillnaden mellan dessa värden bestämmer intensiteten av vätskeflödet i formationen.

Trycket vid produktionsbrunnarnas brunnshuvud etableras och upprätthålls utifrån kraven för att säkerställa insamling och fälttransport av brunnsprodukter.

Reservoartemperatur. Under utvecklingsprocessen förändras denna parameter som ett resultat av strypningseffekter i formationens zoner nära borrhålet, insprutning av kylmedel i formationen och skapandet av en rörlig förbränningsfront i den.

SYSTEMUTVECKLING inlåning, som tidigare nämnts. bör kallas en uppsättning sammanhängande tekniska lösningar som säkerställer hög slutlig oljeutvinning. Utvecklingsteknik för oljefält är en uppsättning metoder som används för att utvinna olja från underytan. Teknik för utveckling av reservoarer ingår inte i definitionen av ett utvecklingssystem. Med samma system kan olika gruvtekniker användas.

Fältutveckling kännetecknas av användningen av olika kategorier av brunnar och vissa utvecklingsindikatorer.

Baserat på deras syfte delas brunnar in i följande kategorier: prospektering, prospektering och produktion.

Sökmotorer brunnar borras för att söka efter nya olje- och gasfyndigheter.

Utforskning brunnar; borrning i områden med etablerad industriell olje- och gaspotential för att göra en uppskattning av olje- och gasreserver, samla in initiala data för att utarbeta ett projekt (schema) för utveckling av en fyndighet (fält).

Operativ brunnar är uppdelade i produktions- och injektionsbrunnar. speciell och extra.

Brytning(olja och gas) brunnar är utformade för att utvinna olja, olja och naturgas och tillhörande komponenter från fyndigheter.

Injektion: brunnarär utformade för att påverka produktiva formationer genom att injicera vatten, ånggas och andra arbetsämnen i dem för att säkerställa en effektiv utveckling av avlagringar. Vissa injektionsbrunnar kan tillfälligt användas som produktionsbrunnar.

Reservere brunnar tillhandahålls i syfte att involvera i utvecklingen av individuella linser, nypa ut zoner i stillastående zoner, som inte är involverade i utvecklingen av brunnar i huvudbeståndet.

Särskild brunnar är utformade för att utföra olika typer av forskning för att studera parametrar och tillstånd för utveckling av fyndigheter. Bland dem finns två undergrupper – utvärdering och kontroll. De första borras för att bedöma olje- och gasmättnaden i formationerna. De senare är indelade i piezometriska och observationsmässiga. Piezometriska brunnar är utformade för att övervaka förändringar i formationstrycket i reservoaren. Observationsbrunnar för övervakning av förändringar i vatten-oljekontakt, gas-oljekontakt, olje- och gasvattenmättnad av formationen.

Extra brunnar är uppdelade i vattenintags- och absorptionsbrunnar.

Vattenintag Designad för vattenförsörjning under borrning och för system för underhåll av reservoartryck.

Absorberande designad för att pumpa producerat vatten till absorptionshorisonter.

Utöver ovanstående kan olje- och gasproducerande företag ha malpåse brunnar på sina balansräkningar.

TILL bevarad Dessa inkluderar brunnar som inte är i drift på fältet på grund av att de är olämpliga eller omöjliga att driva dem under en given period.

Brunnstocken i varje produktionsanläggning är i konstant rörelse. Antalet injektionsbrunnar ökar i takt med att vattenöversvämningssystemet utvecklas. Brunnar kan flytta från en grupp till en annan.

Påtergesoch utvecklingen:

OLJEPRODUKTION- Qn är huvudindikatorn, totalt för alla produktionsbrunnar som borrats på platsen per tidsenhet, och den genomsnittliga dagliga produktionen Qns per brunn.

Oljeproduktionen i vårt land mäts i viktenheter - ton. Utomlands i USA, Storbritannien, Kanada och andra på fat.

1 fat – 159 liter 1m 3 – 6,29 fat.

Vätskeextraktion-Qzh är den totala produktionen av olja och vatten per tidsenhet. Ren olja produceras från brunnar i den rent oljeförande delen av fyndigheten under en torr period av brunnsdrift. Vid ett visst utvecklingsstadium börjar vatten strömma från reservoaren tillsammans med olja och gas.

Vätskeproduktion är den totala produktionen av olja och vatten

Q OCH = Q H + Q I

Gasproduktion Qg. . Gasproduktion Under drift produceras så kallad tillhörande gas tillsammans med olja. Gasproduktionen beror på gasinnehållet i reservoaroljan och kännetecknas av gasfaktorn.

Gasfaktorn är volymen producerad gas, reducerad till standardförhållanden, per ton olja.

= m3/t

Den genomsnittliga gasfaktorn är förhållandet mellan nuvarande gasproduktion och nuvarande oljeproduktion.

Kumulativ produktion olja speglar mängden olja som produceras av anläggningen under en viss tidsperiod från början av utvecklingen, Kumulativ oljeproduktion

, (1.8)

Var - fältutvecklingstid; -aktuell tid.

Den ackumulerade produktionen kan bara öka.

Förutom de övervägda absoluta indikatorerna används också relativa, vilket karakteriserar processen att utvinna reservoarprodukter som en andel av oljereserverna.

Oljeåtervinning

Detta är förhållandet mellan mängden olja som utvinns från reservoaren och dess ursprungliga reserver i reservoaren. Det finns nuvarande och slutliga oljeutvinning.

Aktuell oljeutvinning uttrycker förhållandet mellan ackumulerad oljeproduktion under en given driftsperiod för ett fält och dess geologiska reserver

Slutlig oljeåtervinning– är förhållandet mellan fältets utvinningsbara reserver och de geologiska

Den slutliga oljeutvinningen kännetecknar i slutändan kvaliteten och effektiviteten i utvecklingen av ett givet fält.

Oljeutvinning uttrycks i bråkdelar av enheter.

Utvecklingstakt
- Förhållandet mellan årlig oljeproduktion och utvinningsbara reserver, uttryckt i procent.

Produktens vattenavskärning - förhållandet mellan vattenflödet och det totala flödet av olja och vatten. Denna indikator varierar över tiden från noll till ett:

. (1.21)

Typen av förändring i indikatorn beror på ett antal faktorer. En av de viktigaste är förhållandet mellan oljeviskositet och vattenviskositet under reservoarförhållanden :

Var Och - dynamisk viskositet för olja respektive vatten.

Vid utbyggnad av fält med högviskösa oljor kan vatten förekomma i produktionen av vissa brunnar från början av deras drift. Vissa avlagringar med lågviskösa oljor har utvecklats under lång tid med obetydlig vattenavskärning. Gränsvärde mellan viskösa och lågviskösa oljor varierar från 3 till 4.

Vatten-olja faktor- förhållandet mellan de nuvarande värdena för vattenproduktion och olja vid tidpunkten för fältutveckling, mätt i
. Denna parameter, som visar hur många volymer vatten som produceras per 1 ton producerad olja, är en indirekt indikator på utvecklingseffektivitet. Hastigheten för dess ökning beror på hastigheten för vätskeuttag. När man utvecklar avlagringar av lågviskösa oljor når förhållandet mellan volymen producerat vatten och oljeproduktion slutligen ett, och för viskösa oljor ökar det till 5 - 8 m 3 /t och når i vissa fall 20 m 3 /t.

Trycket vid produktionsbrunnarnas brunnshuvud etableras och upprätthålls utifrån kraven för att säkerställa insamling och fälttransport av brunnsprodukter.

Det bör noteras att alla indikatorer som är inneboende i denna teknik för att utvinna olja och gas från undergrunden under ett givet fältutvecklingssystem är sammankopplade. En förändring av vissa indikatorer kan leda till en förändring av andra. Om några av indikatorerna specificeras måste andra beräknas.

Beräkning av utvecklingsindikatorer med metoden för aktuell olje- och vätskeproduktionsplanering. Denna metod är känd som "Metodologin för USSR State Planning Committee". Det används till denna dag i alla olje- och gasproduktionsavdelningar, i oljeproducerande företag, i organisationer inom bränsle- och energikomplexet och planeringsorganisationer.

Inledande data för beräkning:

1. Initial balans oljereserver (NBR), t;

2. Initiala utvinningsbara oljereserver (IRR), t;

3. I början av det planerade året:

Kumulativ oljeproduktion (?Qн), t;

Kumulativ vätskeproduktion (?Q vätska), t;

Kumulativ vatteninjektion (Q zak), m 3 ;

Nuvarande lager av produktionsbrunnar (N dagar);

Aktuellt lager av injektionsbrunnar (N dagar);

4. Dynamik för brunnsborrning per år för den planerade perioden (Nb):

Gruvdrift (Ndb);

Urladdning (N n b).

Tabell 5.1 Initial data för West Leninogorsk-området i Romashkinskoye-fältet

	NBZ, tusen ton	NIZ, tusen ton	Qn, tusen ton	Qf, tusen ton	Q zak, tusen m 3

Beräkning av utvecklingsindikatorer

1. Antal driftsdagar för produktionsbrunnar per år, överförda från föregående år:

Dper=365K (5,1)

D-bana = 3650,9 = 328,5

2. Antal dagar i drift av nya produktionsbrunnar:

3. Genomsnittlig oljeflödeshastighet för nya produktionsbrunnar:

q n ny =8 t/dag

4. Nedgångstakten för oljeproduktionen för producerande brunnar:

5. Årlig oljeproduktion från nya brunnar:

6. Årlig oljeproduktion från överförda brunnar:

7. Total årlig oljeproduktion

8. Årlig oljeproduktion från nya brunnar föregående år, om de hade fungerat utan nedgång detta år:

9. Årlig oljeproduktion från de överförda brunnarna föregående år (om de hade fungerat utan att falla):

10. Möjlig beräknad oljeproduktion från alla brunnar föregående år (om de drevs utan att falla):

11. Planerad oljeproduktion från brunnar föregående år:

12. Minskad oljeproduktion från brunnar föregående år:

13. Procentuell förändring i oljeproduktion från brunnar föregående år:

14. Genomsnittlig oljeproduktionshastighet per brunn:

15. Genomsnittlig produktionstakt för oljekällor som överförts från föregående år:

16. Kumulativ oljeproduktion:

17. Den nuvarande oljeutvinningsfaktorn (ORF) är omvänt proportionell mot de initiala balansreserverna (IBR):

18. Urval från godkända initiala utvinningsbara NCD-reserver, %:

19. Utvinningsgrad från initiala utvinningsbara reserver (IRR), %:

20. Urvalshastighet från nuvarande utvinningsbara reserver, %:

21. Genomsnittlig vattenminskning av producerade produkter:

22. Årlig flytande produktion:

23. Vätskeproduktion från utvecklingens början:

24. Årlig vatteninjektion:

25. Årlig ersättning för vätskeutvinning genom injektion:

26. Ackumulerad kompensation för vätskeutvinning genom injektion:

27. Vatten-oljefaktor:

Dynamiken för de viktigaste utvecklingsindikatorerna visas i tabellen. 5.2

Tabell 5.2 Dynamik för nyckelutvecklingsindikatorer

Produktion, miljoner ton	Kumulativ produktion, miljoner ton	Vatteninjektion, miljoner m 3	Genomsnittlig oljeflöde, t/dag	Urvalshastighet från NCDs	Urvalsgrad från TIZ
	vätskor	vätskor

Dynamiken för den årliga olje- och vätskeproduktionen och den årliga vatteninjektionen visas i fig. 5.1.

Ris. 5.1.

Dynamiken för ackumulerad olje- och vätskeproduktion och ackumulerad vatteninjektion visas i fig. 5.2.

Ris. 5.2.

Dynamiken för oljeåtervinningsfaktorn, urvalshastigheten från NCD och urvalshastigheten från industrisjukdomar visas i fig. 5.3.

Ris. 5.3. Dynamik för oljeutvinningsfaktor, urvalshastighet från NCDs och urvalshastighet från industrisjukdomar