Treguesit kryesorë të zhvillimit të fushave të naftës dhe gazit. Treguesit teknologjikë të zhvillimit të fushës së naftës. Përcaktimi i presioneve dhe temperaturave kritike

Një fushë gazi është një fushë që përmban hidrokarbure të lehta që nuk kondensohen kur presioni ulet, që përmbajnë CH 4 94-98%. Fusha e kondensatës së gazit është një fushë që përmban hidrokarbure të lehta, por përqindja e hidrokarbureve më të rënda është e madhe. Përmbajtja e CH 4 70 - 90%. Me një ulje të presionit të rezervuarit, një fazë e lëngshme shfaqet në depozitë - kondensat. Zhvillimi i një depozite gazi (kondensate gazi) është zbatimi i një procesi prodhimi të bazuar në shkencë për nxjerrjen e gazit (kondensatës) nga nëntoka. Procesi i zhvillimit karakterizohet nga tregues teknologjik dhe ekonomik. Gjatë zhvillimit të fushave të gazit (kondensatës së gazit), treguesit teknologjikë përfshijnë: stokun N-pus; N të reja - vënia në punë e puseve të reja; N vyb - braktisja e puseve; q g - norma mesatare ditore e rrjedhjes së gazit (mijë m3/ditë); Q g - prodhimi vjetor i gazit (milion m 3); shkalla e nxjerrjes së gazit T (%); - prodhimi kumulativ i gazit; CIG (d. njësi); B (zhvillimi i rezervave të rikuperueshme) n.u.; R pl (MPa); P zab (MPa); R y (MPa); ΔР (MPa); q në (t/ditë); Q në; . Afati kohor i zhvillimitështë një ndryshim në treguesit e zhvillimit me kalimin e kohës Në teorinë dhe praktikën e zhvillimit të fushave të gazit dhe kondensatës së gazit, është zakon të dallohen periudhat e mëposhtme të prodhimit të gazit: rritja e prodhimit; prodhim i përhershëm; duke rënë pre. Periudha e bumit karakterizohet nga shpimi dhe zhvillimi i fushës. NË periudha e prodhimit të vazhdueshëm, duke vazhduar deri në mospërshtatshmërinë ekonomike të shpimit të puseve dhe rritjen e kapacitetit të stacioneve të kompresorëve përforcues, rezervat kryesore të gazit nxirren nga terreni (60-70%). Periudha e prodhimit në rënie karakterizohet nga një numër konstant pusesh prodhimi në rastin e një regjimi gazi dhe reduktimi i tij për shkak të ndërprerjes së ujit në rastin e një mënyre të zhvillimit të depozitave të drejtuar nga uji. Ndryshimi në kohë i treguesve të zhvillimit të fushës së gazit në regjimin e gazit dhe shpërndarja uniforme e puseve në zonën gazmbajtëse.

Përmbajtja kryesore e dokumenteve teknologjike të projektimit në zhvillimin e fushave të naftës.

1) Funksionimi provë i puseve kërkimore zbatohet sipas planeve dhe programeve individuale për të qartësuar aftësitë prodhuese të puseve, përbërjen dhe vetitë fiziko-kimike të lëngjeve të rezervuarëve, si dhe karakteristikat funksionale të rezervuarëve. 2).Projekti i funksionimit provuesështë faza e parë e projektimit të zhvillimit të vendburimeve të naftës dhe gazit. Funksionimi provë i depozitave ose i seksioneve të tyre individuale duhet të kuptohet si funksionim i përkohshëm (për një periudhë jo më shumë se 3 vjet) i puseve kërkimore, nëse është e nevojshme, dhe puseve të prodhimit të avancuar dhe injektimit të shpuar posaçërisht. Studimet e fizibilitetit kryhen për të paktën një periudhë 20-vjeçare për të vlerësuar treguesit teknologjikë të zhvillimit dhe “ekonominë” e projektit. Qëllimi dhe objektivi është sqarimi i disponueshmërisë dhe marrja e informacionit shtesë për llogaritjen e rezervave hidrokarbure, përbërësit e vlefshëm që përmbahen në to, ndërtimi i një modeli gjeologjik të fushës, vërtetimi i mënyrës së funksionimit të depozitave, identifikimi i objekteve të prodhimit dhe vlerësimi i perspektivave për zhvillimin e vendburimi i naftës, gazit, kondensatës. 3) Skemat teknologjike të zhvillimit pilot. Qëllimi i zhvillimit pilot të depozitave ose zonave të depozitave duhet të konsiderohet testimi industrial i pajisjeve të reja dhe teknologjive të reja të zhvillimit, si dhe teknologjive të njohura më parë që kërkojnë miratim në kushtet specifike gjeologjike dhe fizike të fushës së naftës ose gazit-naftës në shqyrtim. , duke marrë parasysh efiçencën ekonomike, si dhe përgatitjen e një modeli gjeologjik. Studimet e fizibilitetit kryhen për një periudhë të paktën 20 vjeçare. 4).Skema teknologjike e zhvillimit- një dokument projekti që, duke marrë parasysh efiçencën ekonomike, përcakton parimet e ndikimit në rezervuarët dhe sistemin paraprak për zhvillimin industrial të fushës. 5).Zhvillimi i projektit dokumenti kryesor i projektimit. Ato zakonisht hartohen pas shpimit të 70% të stokut kryesor të pusit të fushës (depozitimit), duke marrë parasysh të dhënat shtesë gjeologjike dhe fushore të marra si rezultat i zbatimit të skemës teknologjike të miratuar, rezultatet e studimeve speciale, në terren. të dhënat e mbikëqyrjes. 6). Projektet e rafinuara të zhvillimit (zhvillim shtesë) përpilohen në një fazë të vonë ose përfundimtare të funksionimit, pas prodhimit të rezervave kryesore të rikuperueshme (më shumë se 80%) të naftës të fushës, për të rregulluar aftësitë prodhuese të depozitave, për të rritur efikasitetin e zhvillimit të tyre dhe për të arritur një faktor më i lartë i rikuperimit të naftës. 7) .Analiza e zhvillimit kryhet për fushat e zhvilluara për të përcaktuar efektivitetin e teknologjisë së përdorur të zhvillimit, zhvillimin e rezervave sipas zonës dhe seksionit, si dhe për të përcaktuar masat që synojnë përmirësimin e sistemeve të zhvillimit, rritjen e efikasitetit të tyre dhe rritjen e faktorëve të rikuperimit të naftës, duke marrë parasysh. efikasiteti ekonomik.

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.

Priti në http://www.allbest.ru/

Agjencia Federale për Arsimin

shteti institucioni arsimor i arsimit të lartë profesional

Permian universiteti teknik shtetëror

departamenti zhvillimi i fushave të naftës dhe gazit

Test

Sipas disiplinës: "Zhvillimi i vendburimeve të naftës dhe gazit"

Opsioni numër 27

"Treguesit kryesorë të zhvillimit të fushës së naftës"

Prezantimi

1. Pjesa gjeologjike. Informacione të përgjithshme për vendndodhjen e depozitës; stratigrafi; tektonikë; litologji; potenciali i naftës dhe gazit; struktura dhe vetitë e rezervuarit të formacioneve prodhuese; vetitë e lëngut të rezervuarit (naftë, gaz, ujë); karakteristikat energjetike të depozitës; informacion për rezervat e naftës dhe gazit.

2. Pjesa teknike dhe teknologjike. Karakteristikat e përgjithshme të dokumentit të projektit. Analiza e gjendjes së 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 për zhvillimin e vendburimeve të naftës dhe gazit

Vlerësimi i faktorit të rikuperimit të naftës duke përdorur metodat e analizës së regresionit shumëvariak (varësitë sipas Sopronyuk) për rezervuarët terrigjenë në modalitetin e drejtimit të ujit:

CIF \u003d 0,195-0,0078µo + 0,082?gK + 0,00146 deri +0,0039h + 0,180 Kp - 0,054Nvz + 0,275Sn - 0,00086S

CIN = 0,195-0,0078*1+0,082*lg0,124+0,00146*24+ 0,0039*11,3+0,180*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0, 25 = 0,006*.

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

K - përshkueshmëria mesatare e rezervuarit në µm2,

te - Temperatura fillestare e rezervuarit në C,

h - trashësia mesatare efektive e pagesës së vajit në m,

Kp - raporti neto ndaj bruto në fraksione të një njësie,

Nvz - 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 një njësie,

S - dendësia e rrjetës së pusit, e shprehur përmes raportit të sipërfaqes totale të depozitimit me numrin e të gjithë puseve që ishin në funksion, ha/pus.

1. Karakteristikat e treguesve kryesorë të zhvillimit të një fushë nafte

rezervë nafte gazi natyror

Treguesit kryesorë teknologjikë që karakterizojnë procesin e zhvillimit të një fushe (depozitimi) nafte përfshijnë: prodhimin vjetor dhe kumulativ të naftës, lëngjeve, gazit; injeksion vjetor dhe kumulativ i agjentit (ujë); prerje uji i produkteve të prodhuara; nxjerrja e naftës nga rezervat e rikuperueshme; stoku i puseve prodhuese dhe injektuese; normat e rikuperimit të naftës; kompensimi i tërheqjes së lëngjeve me injektim uji; faktori i rikuperimit të naftës; normat e rrjedhjes së puseve për vaj dhe lëngje; 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 (nt) që prodhojnë dhe injektojnë:

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 - baza e logaritmeve natyrore; Qres - rezervat e mbetura të naftës të rikuperueshme në fillim të llogaritjes (diferenca midis rezervave fillestare të rikuperueshme dhe prodhimit kumulativ të naftës në fillim të vitit llogaritës, në shembullin tonë për vitin 10).

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

3. Norma vjetore e rikuperimit të naftës t është raporti i prodhimit vjetor të naftës (qt) ndaj rezervave fillestare të rikuperueshme të naftës (Qlow):

t fund = qt / Qposht

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

t oiz = qt / Qoiz

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

Shuma e tërheqjeve vjetore të naftës për vitin aktual.

6. Rikuperimi i naftës nga rezervat fillestare të rikuperueshme - raporti i rikuperimit kumulativ të naftës (Qsat) me (Qlow):

CQ \u003d e lartë / e lartë

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

ORF \u003d Qsak / Qbal

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

9. Prodhimi i lëngjeve nga fillimi i zhvillimit (Qzh) - 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 (qv) ndaj prodhimit vjetor të lëngshëm (ql):

11. Injektimi i ujit për vitin (qzak) për periudhën prospektive merret në vëllime që japin kompensimin e 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 për vitin (aktual) - raporti i injektimit vjetor të ujit (qzak) ndaj prodhimit vjetor të lëngjeve (ql):

Kg = qzak / qzh

14. Kompensimi i tërheqjes së lëngjeve me injektim uji nga fillimi i zhvillimit (kompensimi kumulativ) - raporti i injektimit kumulativ të ujit (Qzak) me tërheqjen kumulative të lëngut (Ql):

Knak = Qzak / Qzh

15. Prodhimi i gazit të lidhur me naftën 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 prurjes së një pusi prodhimi për naftë është raporti i prodhimit vjetor të naftës (qg) me numrin mesatar vjetor të puseve të prodhimit (ndr) dhe numrin e ditëve në një vit (Tg), duke marrë parasysh Faktori i funksionimit të pusit të prodhimit (Ke.d):

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

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

18. Norma mesatare vjetore e prurjes së një pusi prodhimi për sa i përket lëngut është raporti i prodhimit vjetor të lëngut (ql) me numrin mesatar vjetor të puseve të prodhimit (ndr) dhe numrin e ditëve në vit (Tg). duke marrë parasysh faktorin e funksionimit të pusit të prodhimit (Ke.d):

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

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

ku Ke.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 rangun 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 tregohet në histogram.

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

mënyrë ekstrapolimi i grafikut Q zap \u003d f (Pav (t)) në abshisë 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 që nga fillimi i zhvillimit për një periudhë të caktuar kohore (për shembull, për 5 vjet) jepet në Shtojcën 4, milion m3;

Rifillimi - presioni fillestar në rezervuar, MPa;

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

fillestar dhe avg(t) - korrigjime për devijimin e vetive të një gazi real sipas ligjit Boyle-Mariotte nga vetitë e gazeve ideale (përkatësisht për presionet Pini dhe Pavg(t)). Korrigjimi është i barabartë

Koeficienti i superkompresueshmërisë së gazit përcaktohet nga kurbat eksperimentale Brown-Katz. Për të thjeshtuar llogaritjet, me kusht pranojmë zini =0.65, zav(t) =0.66, vlera e të cilit i përgjigjet presionit Pav(t); Për llogaritje pranojmë Kgo = 0.8.

Konkluzione mbi rezultatet e llogaritjeve.

Maksimumi Prodhimi vjetor i naftës është arritur në vitin e dhjetë të zhvillimit dhe është i barabartë me 402 mijë tonë. Prodhimi kumulativ i naftës për vitin e fundit të vlerësuar të zhvillimit është 3013.4 mijë tonë, që përbën 31.63% të rezervave fillestare të rikuperueshme; CIN për vitin e fundit të faturimit - 0,14 dollarë. njësi; Norma maksimale vjetore e tërheqjes së naftës nga rezervat fillestare të rikuperueshme - 4,219%, për vitin e fundit llogaritës 0,38%; prerja e ujit të produkteve të prodhuara - 92%; injektim vjetor i ujit - 550 mijë m3; Kompensimi i tërheqjes së lëngjeve me injektim të ujit, rryma dhe akumulimi, janë përkatësisht 123,18 dhe 121,75%; Normat mesatare të prurjeve të puseve të prodhimit për naftë dhe lëng janë përkatësisht 16.4 dhe 26.2 ton/ditë; injektiviteti mesatar i një pusi injektues - 111.67 m3/ditë; presioni aktual i rezervuarit është 20 MPa, që është 4.4 MPa më i ulët se ai fillestar. Objekti në shqyrtim është në fazën e katërt të zhvillimit.

Rezervat e bilancit (gjeologjike) të gazit janë 23123,1 milion m3, rezervat e rikuperueshme të gazit janë 18498,487 milion m3. Norma mesatare vjetore e tërheqjes së gazit është 2.23%. Kohëzgjatja e zhvillimit të depozitës së gazit është 44 vjet.

Pritet në Allbest.ru

Dokumente të ngjashme

Struktura gjeologjike e fushës së naftës. Thellësia e shfaqjes, 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 gjendja energjetike e 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 puseve dhe treguesit e funksionimit të tyre. Llogaritja e efikasitetit ekonomik të opsionit të zhvillimit teknologjik.

tezë, shtuar 21.05.2015


Përshkrimi i përgjithshëm dhe karakteristikat gjeologjike dhe fizike të fushës, analiza 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 fizike dhe kimike të naftës dhe gazit. Hapja dhe përgatitja e fushës së minierës. Karakteristikat e zhvillimit të një fushe nafte me metodën e minierave termike. Germimi i punimeve te minieres. Projektimi dhe përzgjedhja e instalimit të ventilatorit kryesor të ventilimit.

tezë, shtuar 06/10/2014


Karakteristikat e strukturës gjeologjike të fushës së naftës. Vetitë e rezervuarit të formacioneve prodhuese dhe heterogjeniteti i tyre. Vetitë fizike dhe kimike të lëngjeve të rezervuarit, naftës, gazit dhe ujit. Bazat e zhvillimit të rezervuarëve të argjilës 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 një fushe nafte. Llogaritja hidraulike e tubacioneve. Përcaktimi i kostos së riparimit të puseve të naftës.

punim afatshkurtër, shtuar 04/03/2015


Konceptet themelore të zhvillimit të fushave të 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.

punim afatshkurtër, shtuar 21.03.2012


Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të fushës së naftës. Parametrat bazë të rezervuarit. Vetitë fizike dhe kimike të lëngjeve formuese. Karakteristikat e fondeve të puseve dhe normat e rrjedhës aktuale. Llogaritja e treguesve të zhvillimit teknologjik. Analiza e rezervuarit.

punim afatshkurtër, shtuar 27.07.2015


Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të depozitës Kravtsovskoye. Analiza e gjendjes aktuale dhe efektiviteti i teknologjisë së aplikuar të zhvillimit. Përzgjedhja dhe arsyetimi i metodës së ngritjes artificiale. 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, horizontet e naftës dhe gazit. Llogaritja e efiçencës ekonomike të zhvillimit të rezervuarit.

Zhvillimi i fushave të naftës dhe gazit? një grup punimesh për nxjerrjen e lëngut të naftës nga rezervuari. Nafta e prodhuar dhe gazi i lidhur i nënshtrohen trajtimit parësor në sipërfaqe. Futja e një fushe nafte në zhvillim kryhet në bazë të një projekti operimi provë, një skeme teknologjike për zhvillimin industrial ose pilot, një projekt zhvillimi. Në projektin e zhvillimit, në bazë të të dhënave të kërkimit dhe testimit të prodhimit, përcaktohen kushtet në të cilat do të funksionojë fusha: struktura e saj gjeologjike, vetitë e rezervuarit të shkëmbinjve, vetitë fiziko-kimike të lëngjeve, ngopja e shkëmbinjve me ujë, gaz, naftë. , presionet e rezervuarit, temperaturat, etj. Në bazë të këtyre të dhënave, me ndihmën e llogaritjeve hidrodinamike përcaktohen treguesit teknikë të funksionimit të rezervuarit për opsione të ndryshme për sistemin e zhvillimit, bëhet një vlerësim ekonomik i opsioneve dhe zgjidhet ai optimal. .

Sistemet e zhvillimit parashikojnë: alokimin e objekteve të zhvillimit, sekuencën e vendosjes së objekteve në zhvillim, shkallën e shpimit të fushave, metodat e ndikimit në formacionet prodhuese për të maksimizuar rikuperimin e naftës; numri, raporti, vendndodhja dhe rendi i vënies në punë të puseve të prodhimit, injektimit, kontrollit dhe rezervës; mënyra e funksionimit të tyre; metodat e rregullimit të proceseve të zhvillimit; masat për mbrojtjen e mjedisit. A i paracakton treguesit teknikë dhe ekonomikë sistemi i zhvillimit i miratuar për një fushë të caktuar? shkalla e rrjedhës së pusit, ndryshimi i tij me kalimin e kohës, faktori i rikuperimit të naftës, investimet kapitale, kostoja e 1 ton naftë, etj. Një sistem racional për zhvillimin e vendburimeve të naftës siguron një nivel të caktuar të prodhimit të naftës dhe gazit shoqërues me tregues teknikë dhe ekonomikë optimalë. , mbrojtjen efektive të mjedisit.

Parametrat kryesorë që karakterizojnë sistemin e zhvillimit: raporti i zonës naftëmbajtëse të fushës me numrin e të gjitha puseve të injektimit dhe prodhimit (dendësia e rrjetit të pusit), raporti i rezervave të naftës të rikuperueshme të fushës me numrin e puseve? rezervat e rikuperueshme për pus (efikasiteti i sistemit të zhvillimit), raporti i numrit të puseve të injektimit me numrin e puseve të prodhimit (intensiteti i zhvillimit të rezervave); raporti i numrit të puseve rezervë të shpuar pas futjes në zhvillim të fushës me qëllim rikuperimin më të plotë të naftës (besueshmëria e sistemit të zhvillimit).

Sistemi i zhvillimit karakterizohet gjithashtu nga parametra gjeometrikë: distanca midis puseve dhe rreshtave të puseve, gjerësia e shiritit midis puseve të injektimit (me sistemet e zhvillimit të rreshtit të bllokut), etj.

Në një sistem zhvillimi pa stimulim rezervuari me një kontur vajmbajtës me lëvizje të ulët, përdoret një rregullim uniform katërkëndësh (katër pikë) ose trekëndësh (tre pikë) i puseve të prodhimit; me konturet e lëvizshme naftëmbajtëse, vendndodhja e puseve merr parasysh formën e këtyre kontureve. Sistemet për zhvillimin e fushave të naftës pa stimulim të rezervuarëve përdoren rrallë në Rusi, shumica e fushës është zhvilluar me përmbytje ujore. Përmbytja e ujit me rreshta më të përdorur gjerësisht. Ato krijojnë gjithashtu sisteme përmbytjeje në sipërfaqe me një distancë midis puseve 400-800 m.

Së bashku me zgjedhjen e sistemit të zhvillimit, zgjedhja e një teknologjie efektive zhvillimi ka një rëndësi të madhe. Sistemi dhe teknologjia janë në parim të pavarura; teknologji të ndryshme zhvillimi përdoren në të njëjtin sistem.

Treguesit kryesorë teknologjikë të procesit të zhvillimit: prodhimi aktual dhe kumulativ i naftës, ujit, lëngut; shkalla e zhvillimit, prerja e ujit të prodhimit të pusit, presioni dhe temperatura e rezervuarit, si dhe këto parametra në pikat karakteristike të rezervuarit dhe pusit (në fund dhe në krye të pusit, në kufijtë e elementeve, etj.); GOR në puse individuale dhe për fushën në tërësi. Këta tregues ndryshojnë me kalimin e kohës në varësi të regjimeve të rezervuarëve (natyra e shfaqjes së forcave in-situ që lëvizin naftën në fundet e puseve) dhe teknologjisë së zhvillimit. Një tregues i rëndësishëm i zhvillimit të vendburimeve të naftës dhe efektivitetit të teknologjisë së përdorur është vlera aktuale dhe përfundimtare e rikuperimit të naftës. Zhvillimi afatgjatë i vendburimeve të naftës në regjimin elastik është i mundur vetëm në disa raste, sepse. Zakonisht, presioni i rezervuarit bie gjatë zhvillimit dhe një regjim gazi i tretur ndodh në rezervuar.

Faktori përfundimtar i rikuperimit të vajit gjatë zhvillimit në këtë mënyrë është i vogël, rrallë arrin (me përshkueshmëri të mirë të formimit dhe viskozitet të ulët të vajit) vlerën 0,30-0,35. Me përdorimin e teknologjisë së përmbytjes, faktori përfundimtar i rikuperimit të naftës rritet në 0,55-0,6 (mesatarisht 0,45-0,5). Me viskozitet të rritur të vajit (20-50*10 -3 Pa*s) nuk kalon 0,3-0,35, dhe me viskozitet vaji mbi 100*10 -3 Pa*s? 0.1.

Përmbytja e ujit në këto kushte bëhet joefektive. Për të rritur vlerën përfundimtare të faktorit të rikuperimit të naftës, përdoren teknologji të bazuara në metodat fiziko-kimike dhe termike të ndikimit në rezervuar.

Metodat fiziko-kimike përdorin zhvendosjen e vajit nga tretës, gaz me presion të lartë, surfaktantë, solucione polimer dhe micellar-polimer, tretësira të acideve dhe alkaleve.

Përdorimi i këtyre teknologjive bën të mundur zvogëlimin e tensionit në kontaktin e "lëngjit zhvendosës të vajit", ose eliminimin e tij (zhvendosjen e vajit nga tretësit), përmirësimin e lagueshmërisë së shkëmbinjve nga lëngu zhvendosës, trashjen e lëngut zhvendosës dhe në këtë mënyrë. zvogëloni raportin e viskozitetit të vajit me viskozitetin e lëngut, duke e bërë procesin e zhvendosjes së vajit nga formacionet më të qëndrueshëm dhe efikas.

Metodat fiziko-kimike të stimulimit të rezervuarit rrisin rikuperimin e vajit me 3-5% (surfaktantë), me 10-15% (përmbytje polimer dhe micellar), me 15-20% (dioksid karboni). Përdorimi i metodave për zhvendosjen e vajit me tretës teorikisht bën të mundur arritjen e rikuperimit të plotë të vajit.

Megjithatë, puna pilot ka zbuluar një sërë vështirësish në zbatimin praktik të këtyre metodave të rikuperimit të naftës: thithja e surfaktantëve nga mjedisi poroz i rezervuarëve, ndryshimi i përqendrimit të tyre, ndarja e përbërjeve të substancave (përmbytja micelare-polimer), nxjerrja e vetëm hidrokarburet e lehta (dioksidi i karbonit), reduktimi i faktorit të fshirjes (tretësit dhe gazit me presion të lartë), etj.

Po zhvillohen kërkime edhe në fushën e metodave termokimike të rikuperimit të naftës me efektin e kombinuar të nxehtësisë dhe reagentëve kimikë në formim? alkaline termike, përmbytje termopolimerësh, përdorimi i katalizatorëve për reaksione in-situ etj. Po studiohen mundësitë për të rritur rikuperimin e naftës nga rezervuarët duke i ekspozuar ato ndaj metodave biokimike të bazuara në futjen e baktereve në rezervuarin e naftës, si rezultat i të cilave formohen substanca që përmirësojnë rrjedhshmërinë dhe lehtësojnë rikuperimin e vajit.

Ekzistojnë 4 periudha në zhvillimin e fushave të naftës: prodhimi i naftës në rritje, konstante, në rënie të mprehtë dhe ngadalë në rënie (faza e vonë).

Në të gjitha fazat e zhvillimit të vendburimeve të naftës, kontrolli, analiza dhe rregullimi i procesit të zhvillimit kryhen pa ndryshuar sistemin e zhvillimit ose me ndryshimin e pjesshëm të tij. Rregullimi i procesit të zhvillimit të fushave të naftës mund të përmirësojë efikasitetin e zhvendosjes së naftës.

Duke ndikuar në rezervuar, ato rrisin ose dobësojnë rrjedhat e filtrimit, ndryshojnë drejtimin e tyre, si rezultat i të cilave në zhvillim përfshihen seksione të fushës jo të drenazhuara më parë dhe ka një rritje të shkallës së rikuperimit të naftës, një rënie në prodhimi i ujit shoqërues dhe një rritje në faktorin përfundimtar të rikuperimit të naftës.

rezervë nafte gazi natyror

Treguesit kryesorë teknologjikë që karakterizojnë procesin e zhvillimit të një fushe (depozitimi) nafte përfshijnë: prodhimin vjetor dhe kumulativ të naftës, lëngjeve, gazit; injeksion vjetor dhe kumulativ i agjentit (ujë); prerje uji i produkteve të prodhuara; nxjerrja e naftës nga rezervat e rikuperueshme; stoku i puseve prodhuese dhe injektuese; normat e rikuperimit të naftës; kompensimi i tërheqjes së lëngjeve me injektim uji; faktori i rikuperimit të naftës; normat e rrjedhjes së puseve për vaj dhe lëngje; 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 (nt) që prodhojnë dhe injektojnë:

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 - baza e logaritmeve natyrore; Qres - rezervat e mbetura të naftës të rikuperueshme në fillim të llogaritjes (diferenca midis rezervave fillestare të rikuperueshme dhe prodhimit kumulativ të naftës në fillim të vitit llogaritës, në shembullin tonë për vitin 10).

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

3. Norma vjetore e rikuperimit të naftës t është raporti i prodhimit vjetor të naftës (qt) ndaj rezervave fillestare të rikuperueshme të naftës (Qlow):

t fund = qt / Qposht

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

t oiz = qt / Qoiz

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

Shuma e tërheqjeve vjetore të naftës për vitin aktual.

6. Rikuperimi i naftës nga rezervat fillestare të rikuperueshme - raporti i rikuperimit kumulativ të naftës (Qsat) me (Qlow):

CQ \u003d e lartë / e lartë

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

ORF \u003d Qsak / Qbal

• 8. Prodhimi i lëngshëm në vit (ql). Prodhimi vjetor i lëngjeve për periudhën e ardhshme mund të supozohet të jetë konstant në nivelin e arritur në të vërtetë në vitin e 10-të.
• 9. Prodhimi i lëngjeve që nga fillimi i zhvillimit (Qzh) - 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 (qv) ndaj prodhimit vjetor të lëngshëm (ql):

• 11. Injektimi i ujit për vitin (qzak) për periudhën prospektive merret në vëllime që japin kompensimin e 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 për vitin (aktual) - raporti i injektimit vjetor të ujit (qzak) ndaj prodhimit vjetor të lëngjeve (ql):

Kg = qzak / qzh

14. Kompensimi i tërheqjes së lëngjeve me injektim uji nga fillimi i zhvillimit (kompensimi kumulativ) - raporti i injektimit kumulativ të ujit (Qzak) me tërheqjen kumulative të lëngut (Ql):

Knak = Qzak / Qzh

15. Prodhimi i gazit të lidhur me naftën 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 prurjes së një pusi prodhimi për naftë është raporti i prodhimit vjetor të naftës (qg) me numrin mesatar vjetor të puseve të prodhimit (ndr) dhe numrin e ditëve në një vit (Tg), duke marrë parasysh Faktori i funksionimit të pusit të prodhimit (Ke.d):

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

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

• 18. Norma mesatare vjetore e prurjes së një pusi prodhimi për sa i përket lëngut është raporti i prodhimit vjetor të lëngut (ql) me numrin mesatar vjetor të puseve të prodhimit (ndr) dhe numrin e ditëve në vit (Tg). duke marrë parasysh faktorin e funksionimit të pusit të prodhimit (Ke.d):
• 19. Injektiviteti mesatar vjetor i një pusi injektues është raporti i injektimit vjetor të ujit (qzak) me numrin mesatar vjetor të puseve të injektimit (nin) dhe numrin e ditëve në vit (Tg), duke marrë parasysh koeficientin e funksionimit. i puseve të injektimit (Ke.n):

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

ku Ke.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 rangun 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 tregohet në histogram.

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

mënyrë ekstrapolimi i grafikut Q zap \u003d f (Pav (t)) në abshisë përcakton rezervat e rikuperueshme të gazit ose duke përdorur raportin:

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

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

Pnach - presioni fillestar në depozitë, MPa;

Pav(t) - presioni mesatar i ponderuar në rezervuar për periudhën e nxjerrjes së vëllimit të gazit (për shembull, për 5 vjet), Pav(t) =0.9 Pin., MPa;

fillestar dhe avg(t) - korrigjime për devijimin e vetive të një gazi real sipas ligjit Boyle-Mariotte nga vetitë e gazeve ideale (përkatësisht për presionet Pini dhe Pavg(t)). Korrigjimi është i barabartë

Koeficienti i superkompresueshmërisë së gazit përcaktohet nga kurbat eksperimentale Brown-Katz. Për të thjeshtuar llogaritjet, me kusht pranojmë zini =0.65, zav(t) =0.66, vlera e të cilit i përgjigjet presionit Pav(t); Për llogaritje pranojmë Kgo = 0.8.

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

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

Teknologjia e zhvillimit të fushës së naftës është një grup metodash që përdoren për nxjerrjen e naftës nga nëntoka. Në seksionin 3, në konceptin e një sistemi zhvillimi, prania ose mungesa e një ndikimi në rezervuar 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 sistemit të zhvillimit. Me të njëjtat sisteme, mund të përdoren teknologji të ndryshme zhvillimi në terren. Sigurisht, kur hartohet një zhvillim në terren, është e nevojshme të merret parasysh se cili sistem i përshtatet më së miri teknologjisë së zgjedhur dhe në cilin sistem zhvillimi mund të merren më lehtë treguesit e specifikuar.

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

Minierat vaj P n - treguesi kryesor, totali për të gjitha puset e prodhimit të shpuar në objekt për njësi të kohës, dhe prodhimi mesatar ditor q n per pus.

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

Prodhimi i lëngjeve 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 depozitës për njëfarë kohe gjatë periudhës pa ujë të funksionimit të pusit. Në shumicën e depozitave, herët a vonë, prodhimi i tyre fillon të përmbytet. Nga kjo pikë në kohë, prodhimi i lëngjeve tejkalon prodhimin e naftës.

Në vendin tonë prodhimi i naftës dhe i lëngjeve matet në njësi të peshës – ton. Jashtë vendit - me shumicë - 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 \u003d 6,29 fuçi.

Shpejtësia e rrjedhjes së vajit, ujit dhe lëngut q n, q w, q l- përkatësisht raporti i prodhimit të naftës, ujit ose lëngjeve me kohën e funksionimit të pusit në muaj ose në vit. Ai llogaritet si për orët e punës ashtu edhe për orët kalendarike. Njësia matëse - t/ditë * mirë.

Prerje uji - ky është raporti i ujit të prodhuar me sasinë totale të lëngut të prodhuar për një periudhë (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 kohore, i reduktuar në kushte standarde, me prodhimin e naftës së degazuar për të njëjtën njësi kohore. GOR mesatar, si tregues i zhvillimit teknologjik, përcaktohet nga raporti i prodhimit aktual të gazit me prodhimin 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 procesit të zhvillimit, presioni i rezervuarit është më i ulët se presioni i ngopjes, atëherë GOR ndryshon si më poshtë. Gjatë zhvillimit në regjimin e gazit të tretur, GOR mesatar fillimisht rritet, arrin një maksimum dhe më pas zvogëlohet dhe tenton në zero në presionin e rezervuarit të barabartë me atë atmosferik. Në këtë moment, mënyra e gazit të tretur kalon në atë gravitacionale.

Konsumi i agjentëve të injektuar në rezervuar (Q s) dhe nxjerrja e tyre së bashku me naftën (dhe gazin). Gjatë zbatimit të proceseve të ndryshme teknologjike për nxjerrjen e naftës dhe gazit nga nëntoka (përfshirë për ruajtjen e presionit të rezervuarit), uji, uji me aditivë kimikë, gazi dhe substanca të tjera pompohen në rezervuar.

Treguesi kryesor që karakterizon procesin e injektimit është kompensimi i tërheqjes së lëngjeve nga injektimi i ujit: 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 ujit të injektuar dhe humbjet e fërkimit.

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

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

Fondi i mirë. Puset janë komponenti kryesor i sistemit të zhvillimit të fushës së naftës, prej tyre nxirren nafta dhe komponentët e lidhur, ato shërbejnë për të marrë të gjithë informacionin rreth depozitimit, për të kontrolluar procesin e zhvillimit. Puset sipas qëllimit të tyre ndahen në këto grupe kryesore: prodhimi, injektimi, special dhe ndihmës.

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

Shkarkimi puset janë krijuar për të injektuar agjentë të ndryshëm (ujë, gaz, avull) në formacion për të siguruar zhvillimin efektiv të depozitave të naftës.

E veçanta puset janë të destinuara për kryerjen e llojeve të ndryshme të kërkimit për të studiuar parametrat dhe gjendjen e zhvillimit të depozitave. Midis tyre, ekzistojnë dy nëngrupe - vlerësimi dhe kontrolli. Stërvitjet e para për të vlerësuar ngopjen e naftës dhe gazit të rezervuarëve. Këto të fundit ndahen në piezometrike dhe vëzhguese.

Ndihmës puset ndahen në ujëmarrës dhe thithës.

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

Përveç treguesve të konsideruar absolutë që shprehin në mënyrë sasiore prodhimin e naftës, ujit dhe gazit, përdoren edhe ata relativë që karakterizojnë procesin e nxjerrjes së produkteve të formimit në fraksione të rezervave të naftës.

Norma e përzgjedhjes nga NIH. Nga kursi i gjeologjisë, ju e dini një gjë të tillë si rezervat fillestare të rikuperueshme të naftës (NIH). Kur analizohet zhvillimi i çdo objekti, përdoren tregues të tillë si shkalla e tërheqjes nga NCD dhe shkalla e zhvillimit të NCD. Ritmi i zhvillimit Z (t), që ndryshon nga koha t,është 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 në procesin e rregullimit.

Nga formula mund të shihet se ndryshimi në shkallën e zhvillimit me kalimin e kohës ndodh në mënyrë të ngjashme me ndryshimin në prodhimin e naftës. Për të karakterizuar sistemin e zhvillimit, shpesh përdoret koncepti i shkallës maksimale të zhvillimit. Zmax

QHmax - zakonisht prodhimi i naftës në periudhën II të zhvillimit.

Në mënyrë të ngjashme, përcaktohet shkalla e tërheqjes së lëngjeve

Shkalla e zhvillimit është një masë e aktivitetit të sistemit të zhvillimit.

Shkalla e zhvillimit të rezervave fillestare të rikuperueshme të naftës (NIH)- raporti i prodhimit kumulativ 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 rezervave mund të na tregojë indirekt 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 prodhimit të pusit, atëherë është e nevojshme të zbatohen masa për të eliminuar këtë. Një analizë e treguesve të zhvillimit me kalimin e kohës do të na lejojë të nxjerrim një përfundim ose për aplikimin e teknologjive për stimulimin e prodhimit të naftës, ose për ndikimin në shkallë të gjerë të një teknologjie të veçantë në ndryshimin e dinamikës së zhvillimit.

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

Ky raport, i quajtur faktori i rikuperimit të naftës ose faktori i rikuperimit të naftës, ka formën:

η pr - faktori i rikuperimit të vajit të projektimit

η - faktori aktual ose aktual i rikuperimit të naftës

Dalloni midis rikuperimit aktual dhe atij 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 izv- Rezervat e rikuperueshme të naftës

Q top- balanconi rezervat e naftës

∑Q n- rikuperimi kumulativ i naftës

Në rastin ideal, faktori i rikuperimit të naftës tenton të arrijë vlerën e efikasitetit të zhvendosjes, d.m.th. vlera që është maksimale e mundshme për t'u nxjerrë nga rezervuari 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 naftës që e ngop atë, sistemi i vendosjes së puseve, rrjeti i puseve, rikuperimi i naftës mund të përfaqësohen si:

h \u003d b vyt b ohv kokë. b ohh vyt

raporti i zhvendosjes- raporti i sasisë së vajit të zhvendosur gjatë shpëlarjes intensive afatgjatë të hapësirës së poreve, ku agjenti i punës (uji) depërtoi me sasinë fillestare të vajit në të njëjtin vëllim. Përcaktohet eksperimentalisht në bërthamë.

Raporti i fshirjes së përmbytjeve- raporti i sasisë së vajit të zhvendosur nga vëllimi i shpëlarë i hapësirës së poreve, në të cilën uji i injektuar ose i skajit kaloi gjatë shpëlarjes në një prerje 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 efikasiteti i zhvendosjes.

Drejtoni efikasitetin e fshirjes- është raporti i shumës së vëllimeve të rezervuarëve të mbuluar nga procesi i zhvendosjes së naftës me vëllimin total të rezervuarëve që përmbajnë naftë.

Rikuperimi i naftës përcaktohet jo vetëm për një rezervuar, objekt, por edhe për fushën në tërësi, për një grup vendburimesh, madje edhe për një rajon naftëprodhues dhe për vendin.

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

Shpërndarja e presionit të rezervuarit. Në procesin e zhvillimit të naftës
Presioni i rezervuarit po ndryshon vazhdimisht. Në mënyrë individuale
zonat e rezervuarit, do të jetë ndryshe. Në zonën e puseve të injektimit
presion i rritur, në zonën e prodhimit - reduktuar.

Për vlerësim përdoret presioni mesatar ose i ponderuar sipas zonës. Si tregues zhvillimi, presionet përdoren në pikat karakteristike të formimit - në fundet e puseve të injektimit - R n , në fund të puseve prodhuese - pH . Në vijën e shkarkimit R n" në vijën e përzgjedhjes R me " .

Është gjithashtu e rëndësishme të përcaktohen rëniet e presionit midis vrimave të poshtme të puseve të injektimit dhe prodhimit, si ndryshim P n - P c \u003d dP .

Presioni në grykën e puseve të prodhimit. Është vendosur në bazë të kërkesave për sigurimin e grumbullimit dhe transportit të naftës, gazit dhe ujit nga pusi në instalimet e fushës së 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 transportuesit e nxehtësisë së avullit, ujit të nxehtë.

Të gjithë treguesit e natyrshëm në këtë teknologji për nxjerrjen e vajit nga zorrët janë të ndërlidhur, një ndryshim në disa tregues të zhvillimit sjell një ndryshim në të tjerët.