Характеристики на методите за изместване на масло. Според характеристиките на изместване
Последно съобщение
Kot_86 35 6
13 дек
Здравейте.
Аз съм ученик. За общо развитие и за подготовка за курсовия проект искам да предскажа представянето на полето за 5 години. Правя изчисленията в Excel.
Доколкото разбирам, това (прогноза за краткосрочната ефективност на полето) може да се направи с помощта на характеристиките на изместване.
Искам да ми кажеш дали мисля в правилната посока.
Какъв е смисълът на въпроса:
Има полеви данни (данните са реални; показатели от самото начало на разработката (от 1976 г.); данните са дадени за всеки месец до октомври 2013 г.), а именно: добив на нефт, добив на вода, водност, кумулативен добив на нефт, кумулативен добив на вода .
Да вземем една характеристика на изместване (при изчисленията, разбира се, ще взема няколко), например I.I. Заместване на нашите данни (в този случай кумулативното производство на петрол и кумулативното производство на вода) за изчисляване на логаритмите. Начертаваме зависимостта на ln(Qn(t)) от ln(Ql(t). Добавяме линия на тенденция (линейна) и уравнение за линията на тенденция към диаграмата. Получаваме уравнение като y=0,006*x+1,985 (например) Тоест получихме коефициенти a и b.
1) Какво е необходимо за получаване на прогноза?
Доколкото разбирам, е необходимо да се направи прогноза за Ql от самото начало: да се изгради графика на Ql от t, да се добави същата линия на тенденция, да се получи уравнение под формата Ql=a+b*t. Замествайки необходимото t - получаваме прогнозната стойност за Qzh.
След това, когато има прогноза за кумулативното производство на течност и има уравнение ln(Qn(t))=a+b*ln(Ql(t)), ние лесно получаваме прогноза за кумулативното производство на нефт.
Ще бъде ли това правилното решение?
2) За линиите на тренда. Би било по-правилно да се изгради линия на тенденция от самото начало на развитие или от някакъв момент от време t, където тази точност на приближение за тази линия на тенденция ще бъде близо до 1 (в същия Excel, след като сте изградили графика, вие може да изгради линия на тенденция, да покаже уравнението на тази линия и тук същия коефициент на приближение R^2)?
Не намерих примери / учебни помагала за моята работа в Интернет. Просто искам да знам дали постъпвам правилно.
P.S. Разбирам, че в този форум се решават много по-сложни задачи, но въпреки това ви моля да помогнете по този въпрос. Ще бъда много благодарен за всякакви пояснения/критики и т.н.
участници
РоманК. 2161 11
За студентска работа препоръчвам да зададете постоянен режим Qzh за прогнозата. Препоръчвам да не се използва кумулативен логаритъм, като се има предвид дългата история на развитие на кумулативното производство на настоящето, ще бъде трудно да се проследи динамиката на производството на петрол. И тук логаритъма допълнително ще се размаже. Прегледайте и изберете всяка характеристика на диференциалното изместване, като водно изрязване от кумулативното производство на нефт (нисък вискозитет на маслото до 2 cP), логаритъм на водното изрязване от кумулативното производство на нефт при среден вискозитет и водното изрязване от логаритъм на кумулативното производство на нефт за висок вискозитет или регистрирайте WOR от натрупаното производствено масло. Диференциалните характеристики изискват итеративно изчисление, т.к скоростта на производство на нефт зависи от водния разрез, а обводнеността зависи от натрупания добив на нефт. Но Excel може лесно да се справи с итеративни изчисления. След това продължете изчислението до достигане на 98% водност. Помислете за икономиката и отбраната.
Antalik 1514 13 Kot_86 35 6Много благодаря на всички. Не мислех, че ще ми отговорят толкова бързо.
Днес вече не може да се седне за изчисления. Утре със сигурност ще пробвам.
Ако имам още въпроси, ще се свържа с вас.
Благодаря отново
Здравей отново.
Имаше въпроси относно Petroleum Office. Тъй като никога не съм имал възможност да работя в тази програма, при отваряне на прикачения по-горе файл веднага възникна въпрос относно нотацията.
Q liquad - дневно производство на течности
Q oil - дневно производство на петрол
WCT воден разрез
Q prod - производство на петрол за година
Cum Q - кумулативно производство на нефт
RF - избор на извличаеми запаси
STOIP - първоначални възстановими резерви
Разбрах ли всичко правилно?
Освен това... Бихте ли ми обяснили тези графики (тяхната същност). Само не разбирам за какво са.
Друг момент, когато се използват характеристиките на изместване, е логично да се вземе не целият период на развитие от брадатата година, а някакъв период, предшестващ прогнозния, с относително стабилна система на развитие (без повторно формиране на системата за наводняване, без активно преустройство). -пробиване).
Kot_86 35 6Тези. Направих правилното нещо, когато изградих линия на тенденция, за да предскажа индикатора от определен момент във времето t и получих точност на приближение, близка до 1.
С това изглежда повече или по-малко ясно.
Сега искам да разбера петролната служба и да направя прогноза както за характеристиките на диференциалното изместване, така и с помощта на метода, който Antalik ми даде
Kot_86 - всичко е точно според нотацията.
РоманКпише:
Диференциалните характеристики изискват итеративно изчисление, т.к скоростта на производство на нефт зависи от водния разрез, а обводнеността зависи от натрупания добив на нефт. Но Excel може лесно да се справи с итеративни изчисления.
Това е направено. Графиките са просто зависимости на един индикатор спрямо друг, дадени като таблица със стойности, които се използват за интерполация. Просто ги написах по памет.
Начертайте историческите си данни за WCT спрямо RF на тази диаграма и начертайте тенденцията си.
С Qzh от WCT ми се струва, че бях умен, може би можете да го оставите постоянно като първо приближение.
Kot_86 35 6Благодаря ти много. Изглежда разбира всичко.
Александър 231 7вие също трябва да запомните, че за нормално изчисление прогнозният период не трябва да надвишава половината от периода на историята на развитието, който сте взели като основа за прогнозиране. тоест, ако вземете последните 10 години от историята, тогава направете прогноза за 5 години.
Боже 1183 13alex_stanпише:
вие също трябва да запомните, че за нормално изчисление прогнозният период не трябва да надвишава половината от периода на историята на развитието, който сте взели като основа за прогнозиране. тоест, ако вземете последните 10 години от историята, тогава направете прогноза за 5 години.
Понякога дори половината може да е твърде много. Но това вече е субективен избор според ситуацията.
Ако прогнозата е интервална, тогава интервалът "от до" ще се разшири във времето, тогава, за да вземете решение, трябва да зададете максимално допустимото отклонение в% от базовата прогноза => получаваме границата на прогнозата във времето.
Е, при липса на други по-разумни аргументи, направете нещо като "сляп тест": избирайки от няколко характеристики, както е препоръчано по-горе, за да отговарят на тенденцията, вземете "сравнително стабилен" участък, започвайки от момента t1 и завършвайки с момента t2 и след това направете тестова прогноза от t3 до t4 и вземете характеристиката, която пасва по-добре на тестовия период от историята.
Kot_86 35 6Здравейте. Току-що днес се сдобих с компютър. Реших да седна отново за изчисленията и ... отново затворих.
Отново възникнаха няколко въпроса:
1) Предложено е да се зададе режим на постоянен Ql за прогнозата. Тези. постоянно производство на течност на година, правилно ли съм разбрал? Да се използва ли това за всички характеристики на изместване?
2) Диференциални характеристики на изместване. Никъде не можах да намеря списък с диференциални характеристики. Можеш ли да ми помогнеш?
P.S. Относно Petroleum Office: изтеглено, инсталирано. Когато се опитах да променя/изчисля нещо, Excel се срина. На това засега моето запознанство с тази добавка приключи :)
Kot_86пише:
Здравейте. Току-що днес се сдобих с компютър. Реших да седна отново за изчисленията и ... отново затворих. Отново възникнаха няколко въпроса: 1) Беше предложено да се зададе режим на постоянен Ql за прогнозата. Тези. постоянно производство на течност на година, правилно ли съм разбрал? Да се използва ли това за всички характеристики на изместване? 2) Диференциални характеристики на изместване. Никъде не можах да намеря списък с диференциални характеристики. Можеш ли да ми помогнеш? P.S. Относно Petroleum Office: изтеглено, инсталирано. Когато се опитах да променя/изчисля нещо, Excel се срина. На това засега моето запознанство с тази добавка приключи :)
1) да
2) всъщност всяка характеристика на изместването в явна или скрита форма може да бъде представена в интегрална или диференциална форма. Но на практика при създаването на модели за изчисления се предпочитат интегралните криви, тъй като те са по-малко засегнати от промените в системата за развитие.
Kot_86 35 6
И отново въпроси (все още се уча, не разбирам много (но се опитвам да се подобря), така че веднага се извинявам за може би глупавите въпроси):
1) Да кажем, че Qzh се приема постоянно за една година. Но има характеристики на изместване, където се използват или 3 параметъра наведнъж (A.V. Davydov), или Qzh изобщо не се появява (M.I. Maksimov). И в двата случая мога да направя прогноза за кумулативното производство на течност (тъй като Ql за годината е константа), но не мога да предвидя Qv и Ql. Qн зависи от Ql и Qv, а Qv зависи от обводнеността. Как да бъдем?
2) Използвайки няколко характеристики, получени различни показатели. В крайна сметка да вземете средната стойност над тях?
1) ако теорията е кратка, тогава според съществуващата класификация характеристиките на изместване се разделят на криви на напояване и потапяне. Многобройни криви на обводненост са съотношения между кумулативното производство на нефт, вода и/или течност или взаимоотношения между натрупаното производство и обводненост. Кривите на напояване характеризират процеса на напояване на кладенци (площ) в зависимост от натрупаното производство на течност. Тези методи не могат да се използват по време на производството на сухо масло.
Кривите на спада на добива характеризират зависимостта на текущия добив на нефт от фактора време, както и връзката между текущото и натрупаното добив на нефт. Тези характеристики също така са предназначени да оценят ефективността на технологията за подобрено възстановяване на нефт и технологията за стимулиране на производството на нефт за определен период на спад в производството с течение на времето. Кривите на спад характеризират промяната в производството на петрол във времето.
Широко известните методи за характеристиките на изместване са разделени на две и три параметрични. Името на метода съответства на броя неизвестни параметри, необходими за неговото изпълнение. За прилагане на двупараметрични методи е достатъчна интегралната или диференциалната форма. За реализиране на трипараметрични методи е необходимо да се изградят както интегрални, така и диференциални характеристики.
Мисля, че всичко е ясно.
2) вземете тази, за която коеф. корелации по-близо до 1000.
Изглежда, че ситуацията отново се изясни.
Благодаря ти много!
Утре пак започвам работа.
Още един малък въпрос: къде мога да видя всички известни характеристики на изместването? интегрални и диференциални.
P.S. При изчисленията използвах методическото ръководство на Жданов. Има много характеристики, но обозначенията, използвани във формулите, не са дадени никъде.
P.S.S. Търсих и в този форум. Намерих само линк към РД, в който има около 14 бр.
И още нещо: броих по 7 признака.
Но искам да взема още няколко, например Назаров-Сипачев Qf/Qn=a+ b*Qv. Има прогноза за Qzh. Коефициентите a и b също са там. Сега не разбирам как да свържа това и да изчисля Qn и Qv ...
Същото важи и за характеристиките на водоизместимостта на Френския петролен институт (Qv/Qн=a+b*Qн, където прогнозата Ql, оказва се, не дава нищо), Говоров-Рябинин и др.
И още един въпрос: защо всъщност е възможно да се зададе постоянен Ql за прогнозата за изчисления? Тези. Това само теоретично ли е? Има ли оправдание за това?
защо е там. В случай на механизирано производство на масло, например, с помощта на UCP. Всеки UCP има своя характеристика - номинален дебит или производителност (m3/ден). следователно Qzh=const
Kot_86 35 6Напълно забравих за това. Благодаря ти!
Остава да се справим с характеристиките.
Спомням си и като ученик, курсът се броеше по характер. vyt, истината в MathCad. Тук е уловката: прогнозата излезе много неточна, поради противоречиви показатели за развитие. Оказа се, че тогава, според стария геоложки модел, това е единичен обект, а сега, според данните от сондажите, моделът е прецизиран и разделен на 3 (!) Блока. Така става.
Пълен хаос 875 12Друг малък съвет: върнете се няколко години назад във времето и пребройте характеристиките в края на този период. По този начин, като вземете предвид последващата история, можете да проверите правилността на вашите изчисления.
Мамут 251 11Ако има добра история на развитие, тогава бих посъветвал да се използва връзката между фактора вода-нефт и кумулативното производство на нефт. Отворете Excel и
1. Направете таблица с колони за производство на нефт и вода за периоди (за предпочитане по месеци).
2. Според стойностите на производството на нефт и вода по месеци се изгражда графика, чиято вертикална ос има логаритмична скала. Стойностите на фактора вода-нефт, добива на нефт и течност за периода са нанесени на вертикалната ос, а стойностите на кумулативния добив на нефт са нанесени на хоризонталната ос.
3. На графиката на кривата на фактора вода-нефт се определя стабилен праволинеен участък, по който се определя зависимостта на фактора вода-нефт от кумулативното производство на нефт (самият Excel намира формулата):
WOR =a*EXP(b*Npt)
Където:
WOR - фактор вода-масло;
a,b - коефициенти на логаритмичната зависимост;
Npt - кумулативен добив на нефт към момента на определяне на фактора вода-нефт.
4. Въз основа на връзката между фактора вода-нефт и кумулативния добив на нефт се определя прогнозният добив на нефт. Когато факторът вода-нефт достигне 50, което съответства на 98% обводненост, кумулативният добив ще съответства на възстановимите запаси. Тези резерви трябва да са близки до одобрените извличаеми резерви. Ако те силно се отклоняват от одобрените възстановими резерви, тогава е необходимо резервите да се преизчислят или да се преразгледа системата за развитие.
5. След това трябва да намерите логаритмична връзка между стойността на фактора вода-нефт и стойността на възстановимите запаси по права линия. Началната точка на тази линия ще съответства на най-новия действителен WOR и кумулативното производство, а крайната точка ще съответства на WOR 50 и крайните възстановими петролни запаси (посочени или оценени).
6. Въз основа на тази зависимост се определят коефициентите на логаритмичната зависимост на фактора вода-нефт от кумулативния добив на нефт a и b и се изчисляват прогнозните стойности на фактора вода-нефт:
WOR =a*EXP(b*Npt).
7. Познавайки прогнозните стойности на фактора вода-нефт, се изчислява основното производство на нефт и вода за прогнозния период.
8. Когато производството на флуиди се промени (увеличение поради мерки, намаление поради спиране на наводнени кладенци), прогнозното производство на нефт ще се определя от прогнозната стойност на WOR.
Взето от списанието "Бюлетин на Централния комитет на Киргизката република" № 3 2013 г.
M = 1,0 (леко масло) 
M = 10,0 (среден вискозитет) 
M = 100 (висок вискозитет на маслото) 
А ето и случая с моя терен, в който след 90% напояване има "рязко намаляване на запасите от нефт" или както там пишат анализаторите. В този случай добра, надеждна линия от 20% до 80% водоотрязване, по-нататък няма смисъл да се разширява. 
РоманК.пише:
Често използвам LN(WOR) от Qoil.
Щастлив съм да представя теоретични линии за различни коефициенти на мобилност. Не бих препоръчал използването на тази характеристика на изместване за масла с нисък вискозитет. Също така не препоръчвам да го използвате за определяне на запасите при 100% водоотделяне.
Искате да кажете, че LN(WOR) от Qoil не трябва да се използва за определяне на резервите при 100% водоотделяне?)), така че резервите при 100% водоотделяне щастливо отиват до безкрайност. Хората отрязват при 50 (като 98% водност), но фактът, че ще бъде направо точно до 98% водност, просто не е очевидно ... Но хората упорито надценяват резервите)) В абсолютно изражение не е много , но ако се сравнят остатъчните възстановими резерви за воден спад от 70-80 процента, тогава грешката в остатъчните възстановими резерви може да бъде 2 пъти ...
РоманК. 2161 11Здравей, приятелю! Под гранична стойност 50 вероятно имате предвид LN(49)=3,892, на моите диаграми това е оранжева пунктирана линия. Под 100%, наистина прелетях, има 99,99%. Възможна грешка може да се види на последната графика.
Ако се разшири от 80% воден спад до оранжевата линия, това са около 14 хиляди тона, въпреки че всъщност ще бъдат малко по-малко от 12 хиляди тона. По-често, в края на краищата, естеството на кривата се използва, за да се прецени "промените в развитието или предприетите мерки".
Искам да отбележа опашката нагоре (фиктивно намаление на запасите) за леките масла
Интересни графики.
Мамутпише:
Защо линията WOR се извива нагоре (намалявайки запасите) с доста ниско (70-80%) водоотделяне?
...
Нека ги разширим, добре, поне до стойността на WOR, равна на 20. Най-големият кумулативен добив на петрол ще бъде при М=1. Най-малката при М=100.
Също така не забелязах в началото, че това не е логаритмична скала, а наистина взет логаритъм от WNF)
РоманК. 2161 11мишган 130 12Мамутпише:
Интересни графики.
Защо линията WOR се извива нагоре (намалявайки запасите) с доста ниско (70-80%) водоотделяне? Логиката (бих казал, изкуството) е друга - не позволявайте тази линия да се огъва.
Струва ми се, че колкото по-леко е маслото, толкова по-мобилно е и следователно по-възстановимо, както показват и вашите диаграми. Нека мислено разширим правия участък върху трите графики (M=1; M=10; M=100). Нека ги разширим, добре, поне до стойността на WOR, равна на 20. Най-големият кумулативен добив на петрол ще бъде при М=1. Най-малката при М=100.
Що се отнася до запасите при 100% обводненост. Може би има смисъл да се затворят всички кладенци, които са били произведени, и да се оставят само онези производства, които съответстват на базовата стойност на WOR.
Друг е въпросът как да стане? Но това е тема за друга дискусия.
Рома, говорех за друго. Прогнозирането по права линия Ln(WOR) =a + b*Qn не е много физическо, тъй като при 100% обводненост Ln(WOR) клони към безкрайност, което по принцип води до несигурност в извличаемите запаси. Въвеждат се изкуствени ограничения върху Ln (WOR), като Ln (49), но като правило всичко това води до надценяване на резервите, които показвате (14 според прогнозата срещу 12 според "факта") . И ако използваме такива характеристики, тогава, като правило, сме на етап с прилично водоотрязване. Например, намирайки се в точка с обводненост от 75% (Ln(WOR)=1.1, Qн=9 t.t) и имайки остатъчни възстановими резерви (12-9=3 t.t), прогнозата, използваща линейна зависимост, ще покаже остатъчни запаси 14-9=5 т.т. Такава глупава грешка...
Dima1234 253 12Използвам логаритъма на WOR от натрупаното масло и натрупаното масло от натрупаната течност.
Ако Vn от Vzh може да се опише с логаритъм (Сазонов се оказва), тогава изчислявам NCD по формулата. Ако е невъзможно - смятам на ръце в Excel.
мишганпише:
Рома, говорех за друго. Прогнозирането по права линия Ln(WOR) =a + b*Qn не е много физическо, тъй като при 100% обводненост Ln(WOR) клони към безкрайност, което по принцип води до несигурност в извличаемите запаси. Въвеждат се изкуствени ограничения върху Ln (WOR), като Ln (49), но като правило всичко това води до надценяване на резервите, които показвате (14 според прогнозата срещу 12 според "факта") . И ако използваме такива характеристики, тогава, като правило, сме на етап с прилично водоотрязване. Например, намирайки се в точка с обводненост от 75% (Ln(WOR)=1.1, Qн=9 t.t) и имайки остатъчни възстановими резерви (12-9=3 t.t), прогнозата, използваща линейна зависимост, ще покаже остатъчни запаси 14-9=5 т.т. Такава глупава грешка...
Разбирам. Наистина, ако оценим "остатъчните резерви" при високо ниво на вода, тази проклета опашка може да увеличи резервите неконтролируемо (кратно, защо не?). Добра точка.
мишган 130 12Мамутпише:
В тази тема говорим за прогнозиране на показателите за развитие. Основната ми идея е, че предлагам да прогнозирам нивата на производство стриктно според прогнозната стойност на WOR (с даден обем производство на течност), следвайки директен път към възстановими резерви (но това не означава, че няма други методи).
РоманК.пише:
Мамутпише:
Интересни графики.
Защо линията WOR се извива нагоре (намалявайки запасите) с доста ниско (70-80%) водоотделяне? Логиката (бих казал, изкуството) е друга - не позволявайте тази линия да се огъва.
Струва ми се, че колкото по-леко е маслото, толкова по-мобилно е и следователно по-възстановимо, както показват и вашите диаграми. Нека мислено разширим правия участък върху трите графики (M=1; M=10; M=100). Нека ги разширим, добре, поне до стойността на WOR, равна на 20. Най-големият кумулативен добив на петрол ще бъде при М=1. Най-малката при М=100.
Що се отнася до запасите при 100% обводненост. Може би има смисъл да се затворят всички кладенци, които са били произведени, и да се оставят само онези производства, които съответстват на базовата стойност на WOR.
В тази тема говорим за прогнозиране на показателите за развитие. Основната ми идея е, че предлагам да прогнозирам нивата на производство стриктно според прогнозната стойност на WOR (с даден обем производство на течност), следвайки директен път към възстановими резерви (но това не означава, че няма други методи). Друг е въпросът как да стане? Но това е тема за друга дискусия.Малко ще ви разочаровам, запасите във всички графики са едни и същи = 12 хиляди тона, не достигнах всички опции до 99% водосъдържание, но мога да го направя (илюстрирах нещо различно и за илюстрация това е пълна картина). Така че както и да го разширявате, физически е невъзможно да се извлекат повече от 12 хиляди тона. Като дневна светлина - без масло. Следователно не си струва да разширявате нещо и да измисляте акции, които не са там. Мишген е прав, всички тези графики асимптотично ще се доближат до числото 12, но никога няма да го пресекат.
Защо LN(WNF) не е линия? Защо трябва да е линия? Показал съм синтетични криви, от които става ясно кои интервали могат да се приемат за линейни и кои не.
Вече се опитахте да опишете основните стойности на WNF - наистина е много трудно да разберете какво имате предвид.
И вашето предложение за прогнозиране на показателите за развитие и въпросът как да стане това.
Е, сякаш през прозореца на 2014 г. всичко вече е измислено пред нас. Всъщност моите илюстрации са ехото на вече внедрени, тествани и успешно забравени аналитични прогнози.
Говорим за различни зеленчуци. Благодаря Мишген. Вашата фраза „Често използвам LN (WOR) от Qoil“ няма нищо общо с характеристиката, за която говоря. Опитайте се да направите графика с логаритмична скала по вертикалната ос и нормална скала по хоризонталната ос. На вертикалната ос начертайте стойностите на WOR (не логаритъма на WOR), а на хоризонталната ос начертайте кумулативното производство на нефт. Ще получите нещо ужасно или доста права линия (в зависимост от качеството на входящата информация). Намерете стабилна област на тази права и формулата на тази права. Всичко това обаче го написах по-горе Как да вмъкна графика?
РоманК. 2161 11
Мишген, веднага можеш да видиш опитен човек. Напълно съгласен с теб.
Илюстрациите, които показах, показват характеристиката на преместване за единичен затворен елемент (област на разработка). В действителност крайната характеристика на изместване е сумата от характеристиките на изместване, ако например разложим крайния HB, можем да видим компонентите на съставните му части.
Например, анализирах сондирането по години и получената характеристика на изместване в логаритмична скала беше линейна, което доведе до заключението, че сондирането не е увеличило възстановимите запаси. Освен това, разделяйки сондажа по години, т.е. След извършване на разлагането ясно се вижда, че линията в логаритъма е следствие от въвеждането на нови резерви. В годината на завършване на сондажа линията престана да съществува, което се тълкува като „всичко го няма“.
Въпреки че не е така.
мишганпише:
Мамутпише:
В тази тема говорим за прогнозиране на показателите за развитие. Основната ми идея е, че предлагам да прогнозирам нивата на производство стриктно според прогнозната стойност на WOR (с даден обем производство на течност), следвайки директен път към възстановими резерви (но това не означава, че няма други методи).Упорито твърдиш, че там трябва да има права... При това поне до Ln(49). Е, тогава да предвидим въпроса за технологията ...
Като се занимавах с прогнозиране на производството, видях също много полета с линейно поведение на Ln(WOR) от Qn. И това ни най-малко не противоречи на факта, че реалната характеристика е извита нагоре. Това е много лесно за обяснение. Опростено общото производство се състои от производство от „основни кладенци“ (без интервенции в кладенци), чиято обща характеристика се държи, както е описано от Roman + производство от интервенции в кладенци (главно се отнася до интервенции в кладенци с нарастване на запасите), което постоянно прави не позволява тази характеристика да се огъне нагоре, т.е поддържа своята "изправеност".
Следователно изглежда, че полето ще продължи да следва тази права линия. Но това е погрешно поради факта, че в определен момент геоложките и технически мерки ще завършат с увеличаване на запасите и характеристиката все още ще се огъне нагоре. Следователно прогнозата трябва да се води отделно за производството от база + и отделно за производството от геоложки и технически мерки. И просто налагането на права линия върху характеристиката на преместването е като лотария
GTM няма нищо общо с това. Познавайки основния WOR, човек може лесно да определи производството на масло с даден обем течност. GTM е допълнителен обем течност (и не е факт, че парите, изразходвани за GTM, са в полза). РоманК. 2161 11
Мамутпише:
„Често използвам LN (VNF) от Qoil“ няма нищо общо с характеристиката, за която говоря. Опитайте се да направите графика с логаритмична скала по вертикалната ос и нормална скала по хоризонталната ос. На вертикалната ос начертайте стойностите на WOR (не логаритъма на WOR), а на хоризонталната ос начертайте кумулативното производство на нефт.
Коя година и кой университет си завършила?
Мамут 251 11 Е, на това, може би, ще прекъснем. Много красива графика, не можете да спорите. Не ги получавам, дори когато водният спад достигне 95%. Съгласяваме се с такъв специалист, че когато обводняването достигне 70%, затваряме полето.
РоманК. 2161 11Защо сте сами и защо затваряме полето?
Никой не го е казал, това е ваша фантазия.
Аз разбрах Mammoth така (снимка). 
Според мен е разумно да се използва такъв XB за оперативно управление на разработката. Просто и ясно.
По дяволите, как да публикувам снимки?
РоманК. 2161 11DimA1234пише:
Според мен е разумно да се използва такъв XB за оперативно управление на разработката. Просто и ясно.
Всъщност така се използва вече цял век :)
И има още една забележка, използването на характеристики на изместване предполага 100% компенсация. Това е забравено от мнозина. Например, можете да спрете изпомпването на вода и да започнете да намалявате водоотделянето - това ще доведе до фиктивно увеличение на запасите, докато нефтът ще бъде взет от еластичния резерв. Това е тайната на ефективността на цикличното наводняване, когато с цялата ефективност дългосрочните тенденции могат да покажат нулев ефект.
Шегуваш ли се или сериозно? изграждането на WNF в логаритмична скала или изграждането на Ln(WNF) в линейна скала е едно и също нещо, което от двете е по-удобно за вас ...
Мамутпише:
GTM е допълнителен обем течност (и не е факт, че парите, изразходвани за GTM, са в полза)
уважавайки вашата възраст и опит, позволете ми да коментирам, че геоложките и технически мерки в съвременния свят на петролната индустрия не са само мерките за стимулиране, които описвате. Посоченото по-горе се отнасяше за тези геоложки и технически мерки, които увеличават запасите. Тоест основно сондиране и странични канали. Те просто изправят характеристиката. Веднага след като спрем да увеличаваме запасите (пускаме в експлоатация кладенци с по-ниска водност), ще трябва да забравим за линейността. Не знам как да предам тази проста идея още по-ясно.
Ето какво казвате.
Имаме находище, производството в динамика се състои от 1) базово производство заедно с сондажни интервенции за стимулиране + 2) производство от пускането в експлоатация на нови кладенци и странични трасета (кладенци с увеличаване на резервите). След като начертаете CW въз основа на него, виждате линеен участък и, готово, прогнозирате производството пред него за всяко дадено изтегляне на течност. Да речем. Но забелязвате ли, че наричате тази плячка BASIC?! Тези. Смятате ли, че тази тенденция е основна и такива интервенции в кладенци като сондиране и странични канали само ще добавят резерви над тази тенденция? Ако е така, тогава съжалявам, не съм на път с вас :) AlNikS 872 11
РоманК.пише:
Например, анализирах сондирането по години и получената характеристика на изместване в логаритмична скала беше линейна, което доведе до заключението, че сондирането не е увеличило възстановимите запаси. Освен това, разделяйки сондажа по години, т.е. След извършване на разлагането ясно се вижда, че линията в логаритъма е следствие от въвеждането на нови резерви. В годината на завършване на сондажа линията престана да съществува, което се тълкува като „всичко го няма“.
Честно казано, по мое мнение анализирането на СОНДИРАНЕ с помощта на характеристики на изместване е някаква глупост ... Освен ако няма да разработвате находище, равномерно пробиване на N кладенци годишно през целия период на развитие.
Мамут 251 11Той беше невнимателен и даде повод за злорадство на мъдреци. Самият себе си виновен.
DimA1234, Напълно си прав. Само фразата „Всичко е наред, навлизаме в NOR с по-малко обводняване“ бих заменил с фразата „Всичко е наред, включваме неотчетени запаси в разработката и увеличаване на добива на нефт (OR)“. С други думи, запасите бяха занижени.
Не достига РоманК и мишган. Въпреки това, RomanK. изрича умната фраза "Всъщност се използва така от век." Може би на Запад, да, ние все още не прилагаме това навсякъде.
Графиката, представена от RomanK, трябва да бъде разделена на две части - история и прогноза.
RomanK, покажи на графиката формулата за връзката между WOR и кумулативното производство на петрол за права част от историята. Използвайки тази формула, намерете стойността на WOR за следващия, след действителния, период за всеки (реален) обем течност. Тази стойност ще бъде базовата стойност на WNF. С други думи, определете кой от двата кладенеца трябва да бъде ремонтиран, този, който след ремонт ще произведе 300 m3 вода и 20 тона нефт, или този, който след ремонт ще произведе 80 m3 вода и 10 т. тона масло. Все още не знам. Защото не знам базовата стойност на WNF. Когато знаете базовата стойност на WOR, вие ще ремонтирате кладенеца, чиято стойност на WOR е по-близо до базовата стойност на WOR.
Мишган, изобщо не говоря за базов плячка. Говоря за базовата стойност на WNF. Споменахте думата "интензификация". Какво е интензификация? Не си мислете, че не знам. Искам да знам дали знаете това или не? Каква е разликата между интензификация и оптимизация? Пустинен плъхпише:
Честно казано, по мое мнение анализирането на СОНДИРАНЕ с помощта на характеристики на изместване е някаква глупост ... Освен ако няма да разработвате находище, равномерно пробиване на N кладенци годишно през целия период на развитие.
Плъхове, кое точно е лудото? Задачата на пускането в експлоатация на нови кладенци е да се увеличат потенциалните запаси, искате да назовете коефициента на възстановяване на петрола. Например, като виртуален собственик, би ми било интересно да видя как многократното увеличение на фонда се отрази на резервите - дали имаше значително увеличение или като тръби в една кофа, без увеличение. Бабите мерят с години, така че е логично кладенците да се пазят с години. Ако преброите осемте - точката на производство от нови кладенци, тогава е лесно да запазите нови кладенци и по-нататък през годините. Можете дори да забележите как нови кладенци, като Пепеляшки, в нощта на 31 декември срещу 1 януари губят своя "постигнат и преизпълнен дебит на нефт", за който вече е начислена премия.
Мишган, аз също отговорно ви заявявам, че никакви геоложки и технически мерки не увеличават запасите. Запасите от въглеводороди са направени от нашата майка Земя и много й благодаря за това. И хората преброяват резервите, след това преизчисляват и правят увеличение на резервите, след което преизчисляват отново и отново увеличават резервите. Случва се и обратното. Зависи кой учи. И кладенците, в които се правят тези или онези геоложки и технически мерки, извличат тези запаси. И всеки кладенец (GTM) има свой потенциал, повече от който не може да даде. След изчисляване на запасите и оценка на коефициента на добив на нефт, хората поставят (проектират) кладенци на находища, пробиват и ги пускат в експлоатация. Някои кладенци се въвеждат с цел изтегляне на течности, други с цел компенсиране на изтеглянето на течности.
И така, ако изчисляването на запасите и коефициентите на възстановяване на нефта са изчислени правилно, системата за развитие е съставена правилно, кладенците (и находището като цяло) се експлоатират на всички етапи на развитие в съответствие с техния потенциал и поддържане на материалния баланс, тогава в крайна сметка всички изчислени възстановими запаси ще бъдат избрани от находището, когато обводнеността достигне 98% или WOR стойност =50. Развитието в този случай ще следва пряка връзка между WOR и кумулативното производство, координатите на последната точка от които ще имат стойности 50:LOW.
Това, като правило, не се случва. Това се случва, когато кладенците са или с недостатъчен добив, или с повторен добив (да не се бърка с потенциал на кладенец). Когато кладенците не произвеждат достатъчно запаси, правата линия е по-вертикална и е необходимо да се извърши работа за оптимизиране на разработката, т.е. насочете линията на графиката към крайната точка при координати 50: ДЪЛО. Ако кладенците произвеждат повторно запаси, тогава правата линия е по-хоризонтална. Това означава, че сондажите ще извличат повече, отколкото е предвидено по проект. Ние заключаваме, че запасите се оценяват като подценени и компетентното разработване на кладенци (с техните различни интервенции в кладенци) доведе до увеличаване на добива на нефт. Това се случва и когато развитието върви по права линия с координатите на последната точка 50: ДЪНО, но периодът на развитие е много дълъг. С определени геоложки и технически мерки срокът на развитие може да бъде намален, като остане на тази линия. Такива геоложки и технически действия ще доведат до интензификация на развитието. За да се определи в кой от трите случая ще се намира резервоарът в прогнозния период, е необходимо да се знае базовата стойност на WOR.
RomanK, за да забележите как нови кладенци, като пепелянки, в нощта на 31 декември срещу 1 януари губят своя "постигнат и преизпълнен дебит на нефт", за който вече е начислена премия (между другото, не само нови тези), трябва да поддържате ежедневно обобщение на производството, доставката и наличието на петрол в парка и инжектирането на търговска вода, а не да предоставяте всичко на милостта на подготвителите. И да объркате тази сводка с месечната геоложка справка.
4.3 Характеристики на изместване
Използването на характеристиките на изместване (CV) при решаването на проблемите с разработването на нефтени находища е предложено за първи път от D.A. Efros (1959) под формата на зависимост на кумулативното възстановяване на нефт от кумулативното възстановяване на течност.
Предимствата на метода за прогнозиране, базиран на използването на характеристиките на изместване на нефт от вода, са:
Лесно прилагане на този метод за прогнозиране;
Извличаемите запаси от нефт се определят директно от характеристиките на изместването, без предварителна стойност на балансовите запаси и проектния коефициент на добив на нефт, чието определяне в някои случаи е трудно.
Същността на техниката е следната.
Широко използван метод за решаване на този проблем е методът на най-малките квадрати. Да разгледаме конкретен случай. Дадена е системата от уравнения:
Система от две линейни уравнения с две неизвестни a, b. Освен това, от второто равенство, изразяващо коефициента b и замествайки в първото равенство, намираме коефициента a. Действителните стойности на функцията се определят чрез заместване на действителната стойност на кумулативното производство на продукти (V n, V c, V l) в лявата страна на уравненията.
Успехът на използването на характеристиките на изместване при определяне на технологичния ефект на BGS и интензификацията на притока на нефт се дължи преди всичко на факта, че са избрани такива координатни системи, в които данните се вписват повече или по-малко добре на права линия.
Когато се използват характеристиките на преместването, има доста голяма вероятност, че ако действителните точки лежат достатъчно близо на правата линия в периода на праисторията, тогава в периода на екстраполация те също ще лежат на правата линия.
Характеристики на изместване, използвани за избор на уравнението на кривата на напояване за оценка на ефективността на EOR.
където Q n, Q n, Q l - действителните стойности на кумулативното производство на нефт, вода, течност; a, b са постоянни коефициенти.
За да се определи производството на нефт чрез използване на HW според CW, зависимостите се нанасят в координати. След това се определя допълнително производство. Резултатите от изчисленията на производството на нефт и изчисляването на базовите криви бяха направени с помощта на компютър (с помощта на програмата Microsoft Excel).
Нека разгледаме по-подробно метода на Максимов, използвайки примера на кладенец № 1
(4.3.9)
(4.3.10)
Критерий на Theil:
(4.3.11)
Таблица 4.3.1 Резултати от изчисляване на добива на нефт поради EOR (кладенец № 1)
| ДАТА | Производство на месец, t. | Кумулативното производство, | ||
| Масло | вода | Масло | Течност | |
| 07.08 | 345 | 9265 | 345 | 9610 |
| 08.08 | 268 | 9245 | 613 | 19123 |
| 09.08 | 257 | 8600 | 870 | 27980 |
| 10.08 | 249 | 7669 | 1119 | 35898 |
| 11.08 | 276 | 10604 | 1395 | 46778 |
| 12.08 | 286 | 10887 | 1681 | 57951 |
| 01.09 | 323 | 7956 | 2004 | 66230 |
| 02.09 | 281 | 7688 | 2285 | 74199 |
| 03.09 | 321 | 8941 | 2606 | 83461 |
| 04.09 | 354 | 8583 | 2960 | 92398 |
| 05.09 | 363 | 8837 | 3323 | 101598 |
| 06.09 | 319 | 8487 | 3642 | 110404 |
| 07.09 | 371 | 8670 | 4013 | 119445 |
| 08.09 | 359 | 8569 | 4372 | 128373 |
| 09.09 | 336 | 8963 | 4708 | 137672 |
| 10.09 | 264 | 8863 | 4972 | 146799 |
| 11.09 | 255 | 10203 | 5227 | 157257 |
| 12.09 | 218 | 10463 | 5445 | 167938 |
Таблица 4.3.2 Изчислени базови криви
| дата | Абизбаев | Говоров-Рябинин | Давидов | Камбаров | Максимов | Бърз. Neftesod. | Сазонов |
| 07.08 | 5,763 | 9,2281 | 1754,28 | 5859,24 | -304,07 | 248,52 | -302,29 |
| 08.08 | 6,430 | 9,8180 | 1887,40 | 4301,66 | 626,30 | 558,09 | 624,50 |
| 09.08 | 6,800 | 10,1774 | 1920,71 | 3803,58 | 1139,28 | 846,32 | 1137,13 |
| 10.08 | 7,042 | 10,4357 | 1918,01 | 3566,38 | 1474,17 | 1103,98 | 1472,77 |
| 11.08 | 7,298 | 10,6620 | 1964,75 | 3371,43 | 1831,93 | 1458,04 | 1829,34 |
| 12.08 | 7,506 | 10,8534 | 1992,95 | 3247,41 | 2121,00 | 1821,64 | 2117,83 |
| 01.09 | 7,636 | 11,0338 | 1949,64 | 3182,51 | 2298,78 | 2091,05 | 2297,69 |
| 02.09 | 7,746 | 11,1685 | 1931,03 | 3133,71 | 2450,78 | 2350,38 | 2450,72 |
| 03.09 | 7,860 | 11,3034 | 1916,19 | 3088,71 | 2608,31 | 2651,79 | 2609,15 |
| 04.09 | 7,959 | 11,4341 | 1888,10 | 3053,84 | 2743,94 | 2942,62 | 2746,17 |
| 05.09 | 8,051 | 11,5529 | 1864,83 | 3024,35 | 2870,61 | 3242,00 | 2874,02 |
| 06.09 | 8,132 | 11,6469 | 1855,12 | 3000,73 | 2981,96 | 3528,57 | 2985,97 |
| 07.09 | 8,208 | 11,7465 | 1834,03 | 2980,10 | 3086,93 | 3822,78 | 3091,99 |
| 08.09 | 8,278 | 11,8344 | 1818,10 | 2962,58 | 3183,19 | 4113,32 | 3189,08 |
| 09.09 | 8,346 | 11,9104 | 1813,24 | 2946,75 | 3277,01 | 4415,93 | 3283,27 |
| 10.09 | 8,408 | 11,9664 | 1824,59 | 2933,16 | 3363,76 | 4712,94 | 3369,73 |
| 11.09 | 8,475 | 12,0178 | 1846,44 | 2919,53 | 3457,15 | 5053,27 | 3462,42 |
| 12.09 | 8,539 | 12,0597 | 1874,69 | 2907,36 | 3546,63 | 5400,85 | 3550,93 |
| коеф. А | -3,13684 | 3,230525 | -31628,6 | 2728,19 | -12583,2 | -64,2134 | -12654,2 |
| коеф. б | 0,970435 | 1,026355 | 34626 | -30089419 | 1344,335 | 0,032542 | 1346,908 |
| Критерий на Theil | 0,017256 | 0,007321 | 0,02051 | 0,014113 | 0,044377 | 0,010731 | 0,044397 |
Таблица 4.3.3
| дата | Формулата на Камбаров | Формулата на Говоров-Рябинин | Формула Post. Neftesod. | Средна стойност | |||||||
| вътр. масло, t | допълнително производство | вътр. масло, t | допълнително производство | вътр. масло, t | допълнително производство | допълнително производство | |||||
| на месец | натрупана | на месец | натрупана | на месец | натрупващ се | на месец | натрупващ се | ||||
| 07.09 | 2980,10 | 1032,9 | 1032,9 | 3675,87 | 337,12 | 337,12 | 3822,78 | 190,21 | 190,21 | 520,08 | 520,08 |
| 08.09 | 2962,58 | 1409,42 | 2442,32 | 3941,49 | 430,50 | 767,63 | 4113,32 | 258,67 | 448,89 | 699,53 | 1219,61 |
| 09.09 | 2946,75 | 1761,25 | 4203,57 | 4218,82 | 489,17 | 1256,8 | 4415,93 | 292,07 | 740,96 | 847,49 | 2067,11 |
| 10.09 | 2933,16 | 2038,84 | 6242,41 | 4492,58 | 479,41 | 1736,22 | 4712,94 | 259,05 | 1000,02 | 925,77 | 2992,88 |
| 11.09 | 2919,53 | 2307,47 | 8549,88 | 4807,2 | 419,79 | 2156,02 | 5053,27 | 173,73 | 1173,75 | 967,00 | 3959,88 |
| 12.09 | 2907,36 | 2537,64 | 11087,52 | 5129,26 | 315,73 | 2471,75 | 5400,85 | 44,14 | 1217,90 | 965,84 | 4925,72 |
Ориз. 4.3.1. Зависимост на кумулативния добив на нефт от кумулативния добив на течност (метод Камбаров)
Ориз. 4.3.2. Зависимост на кумулативното производство на нефт от кумулативното производство на течност (метод на Говоров-Рябинин)
Ориз. 4.3.3. Зависимост на кумулативното производство на нефт от кумулативното производство на течност (метод с постоянно съдържание на нефт)
Ориз. 4.3.4. График за изчисляване на допълнителен добив на нефт поради EOR (кладенец № 1)
Изчислителните данни за кладенци № 2, № 3 са дадени в таблици 4.3.4 - 4.3.9.
Таблица 4.3.4 Резултати от изчисляване на добива на нефт, дължащ се на EOR сондаж № 2
| ДАТА | Производство на месец, t. | Кумулативното производство, | ||
| Масло | вода | Масло | Течност | |
| 02.08 | 358 | 1436 | 358 | 1794 |
| 03.08 | 409 | 1622 | 767 | 3825 |
| 04.08 | 395 | 1463 | 1162 | 5683 |
| 05.08 | 433 | 1385 | 1595 | 7501 |
| 06.08 | 385 | 1365 | 1980 | 9251 |
| 07.08 | 432 | 1557 | 2412 | 11240 |
| 08.08 | 435 | 1598 | 2847 | 13273 |
| 09.08 | 635 | 1077 | 3482 | 14985 |
| 10.08 | 590 | 1035 | 4072 | 16610 |
| 11.08 | 347 | 1385 | 4419 | 18342 |
| 12.08 | 352 | 1465 | 4771 | 20159 |
| 01.09 | 501 | 1135 | 5272 | 21795 |
| 02.09 | 461 | 1159 | 5733 | 23415 |
| 03.09 | 440 | 1335 | 6173 | 25190 |
| 04.09 | 413 | 1315 | 6586 | 26918 |
| 05.09 | 487 | 1254 | 7073 | 28659 |
| 6.09 | 429 | 1105 | 7502 | 30193 |
| 07.09 | 486 | 1123 | 7988 | 31802 |
| 08.09 | 545 | 1163 | 8533 | 33510 |
| 09.09 | 645 | 1569 | 9178 | 35724 |
| 10.09 | 359 | 948 | 9537 | 37031 |
| 11.09 | 469 | 1257 | 10006 | 38757 |
Таблица 4.3.5 Изчислени базови криви
| дата | Абизбаев | Говоров-Рябинин | Давидов | Камбаров | Максимов | Бърз. Neftesod. | Сазонов |
| 02.08 | 5,823793 | 7,340 | 492,605 | 11486,28 | -1343,38 | 163,55 | -1316,65 |
| 03.08 | 6,652752 | 8,016 | 603,0457 | 8042,717 | 642,4696 | 681,47 | 625,45 |
| 04.08 | 7,086245 | 8,385 | 1052,944 | 7048,254 | 1669,607 | 1155,28 | 1641,047 |
| 05.08 | 7,390142 | 8,666 | 1984,165 | 6552,063 | 2371,672 | 1618,88 | 2353,024 |
| 06.08 | 7,619737 | 8,857 | 2142,916 | 6258,648 | 2917,92 | 2065,14 | 2890,924 |
| 07.08 | 7,832965 | 9,032 | 2206,735 | 6036,096 | 3427,676 | 2572,35 | 3390,481 |
| 08.08 | 8,014996 | 9,179 | 2195,888 | 5877,55 | 3864,764 | 3090,78 | 3816,945 |
| 09.08 | 8,147826 | 9,358 | 4233,019 | 5777,405 | 4123,025 | 3527,35 | 4128,144 |
| 10.08 | 8,260552 | 9,497 | 5690,788 | 5701,446 | 4349,369 | 3941,73 | 4392,24 |
| 11.08 | 8,369153 | 9,569 | 5208,462 | 5635,303 | 4624,636 | 4383,40 | 4646,674 |
| 12.08 | 8,472574 | 9,637 | 4723,522 | 5578,13 | 4887,47 | 4846,75 | 4888,971 |
| 01.09 | 8,558009 | 9,726 | 5318,796 | 5534,808 | 5074,431 | 5263,94 | 5089,13 |
| 02.09 | 8,636509 | 9,800 | 5655,395 | 5497,875 | 5252,535 | 5677,05 | 5273,041 |
| 03.09 | 8,716514 | 9,866 | 5679,849 | 5462,862 | 5443,754 | 6129,69 | 5460,478 |
| 04.09 | 8,789158 | 9,923 | 5635,553 | 5433,212 | 5619,412 | 6570,34 | 5630,671 |
| 05.09 | 8,857778 | 9,987 | 5878,317 | 5406,955 | 5776,643 | 7014,31 | 5791,435 |
| 6.09 | 8,914869 | 10,039 | 6068,648 | 5386,329 | 5907,799 | 7405,49 | 5925,189 |
| 07.09 | 8,971715 | 10,094 | 6377,691 | 5366,833 | 6034,703 | 7815,79 | 6058,369 |
| 08.09 | 9,028994 | 10,153 | 6772,26 | 5348,186 | 6159,97 | 8251,34 | 6192,564 |
| 09.09 | 9,099044 | 10,218 | 7031,456 | 5326,668 | 6320,025 | 8815,93 | 6356,68 |
| 10.09 | 9,138387 | 10,252 | 7102,916 | 5315,174 | 6412,208 | 9149,22 | 6448,853 |
| 11.09 | 9,188266 | 10,294 | 7174,932 | 5301,182 | 6529,653 | 9589,36 | 6565,711 |
| коеф. А | -2,37941 | 2,125022 | 91740,72 | 5000,988 | -20441,7 | -293,927 | -20535,3 |
| коеф. б | 1,094898 | 0,886903 | -113997 | -11634616 | 2627,138 | 0,255007 | 2565,153 |
| Критерий на Theil | 0,014237 | 0,010871 | 0,060408 | 0,016605 | 0,027179 | 0,028408 | 0,027169 |
Таблица 4.3.6
| дата | Формулата на Камбаров | Формулата на Говоров-Рябинин | Формулата на Абизбаев | Средна стойност | |||||||
| вътр. масло, t | допълнително производство | вътр. масло, t | допълнително производство | вътр. масло, t | допълнително производство | допълнително производство | |||||
| на месец | натрупана | на месец | натрупана | на месец | натрупана | на месец | натрупана | ||||
| 06.09 | 5386,32 | 2115,67 | 2115,67 | 7425,67 | 76,32 | 76,32 | 7441,8 | 60,19 | 60,19 | 750,73 | 750,73 |
| 07.09 | 5366,83 | 2621,16 | 4736,83 | 7841,32 | 146,67 | 223,001 | 7877,09 | 110,90 | 171,09 | 959,58 | 1710,31 |
| 08.09 | 5348,18 | 3184,81 | 7921,65 | 8274,43 | 258,56 | 481,56 | 8341,46 | 191,53 | 362,63 | 1211,6 | 2921,95 |
| 09.09 | 5326,66 | 3851,33 | 11772,98 | 8862,80 | 315,19 | 796,76 | 8946,73 | 231,26 | 593,89 | 1465,9 | 4387,88 |
| 10.09 | 5315,17 | 4221,82 | 15994,81 | 9220,47 | 316,53 | 1113,29 | 9305,74 | 231,25 | 825,15 | 1589,8 | 5977,75 |
| 11.09 | 5301,18 | 4704,81 | 20699,62 | 9697,14 | 308,85 | 1422,15 | 9781,67 | 224,32 | 1049,47 | 1745,9 | 7723,75 |
Ориз. 4.3.5. Зависимост на кумулативния добив на нефт от кумулативния добив на течност (метод Камбаров)
Ориз. 4.3.6. Зависимост на кумулативното производство на нефт от кумулативното производство на течност (метод на Говоров-Рябинин)
Ориз. 4.3.7. Зависимост на кумулативното производство на нефт от кумулативното производство на течност (метод на Абизбаев)
Ориз. 4.3.8. График за изчисляване на допълнителен добив на нефт поради EOR (кладенец № 2)
Таблица 4.3.7 Резултати от изчисляване на добива на нефт, дължащ се на EOR сондаж № 3
| ДАТА | Производство на месец, t. | Кумулативното производство, | ||
| Масло | вода | Масло | Течност | |
| 10.08 | 546 | 496 | 546 | 1042 |
| 11.08 | 600 | 561 | 1146 | 3245 |
| 12.08 | 727 | 1322 | 1873 | 7497 |
| 01.09 | 625 | 1006 | 2498 | 13380 |
| 02.09 | 625 | 977 | 3123 | 20865 |
| 03.09 | 718 | 1106 | 3841 | 30174 |
| 04.09 | 653 | 995 | 4494 | 41131 |
| 05.09 | 651 | 1065 | 5145 | 53804 |
| 06.09 | 609 | 1004 | 5754 | 68090 |
| 07.09 | 679 | 1146 | 6433 | 84201 |
| 08.09 | 613 | 1068 | 7046 | 101993 |
| 09.09 | 709 | 1063 | 7755 | 121557 |
| 10.09 | 670 | 1125 | 8425 | 142916 |
| 11.09 | 666 | 1048 | 9091 | 165989 |
Таблица 4.3.8 Изчислени базови криви
| дата | Абизбаев | Говоров-Рябинин | Давидов | Камбаров | Макси-мов | Бърз. Neftesod. | Сазонов |
| 10.08 | 6,367073 | 6,173217 | -145,871 | 7219,934 | -4,74 | 1139,46 | -0,21865 |
| 11.08 | 7,004604 | 7,096609 | 1902,251 | 4755,44 | 1213,02 | 1322,82 | 1310,575 |
| 12.08 | 7,474564 | 7,708453 | 2016,803 | 4094,31 | 2518,71 | 1676,722 | 2276,833 |
| 01.09 | 7,799656 | 8,067078 | 2893,663 | 3872,465 | 3086,34 | 2166,375 | 2945,236 |
| 02.09 | 8,049013 | 8,345191 | 3492,406 | 3771,047 | 3494,47 | 2789,366 | 3457,926 |
| 03.09 | 8,256051 | 8,602922 | 3871,876 | 3715,117 | 3858,18 | 3564,172 | 3883,606 |
| 04.09 | 8,429907 | 8,79847 | 4200,112 | 3681,722 | 4127,26 | 4476,144 | 4241,061 |
| 05.09 | 8,580643 | 8,966957 | 4434,762 | 3660,06 | 4372,76 | 5530,942 | 4550,981 |
| 06.09 | 8,712801 | 9,106285 | 4633,89 | 3645,31 | 4574,26 | 6719,993 | 4822,703 |
| 07.09 | 8,831991 | 9,24521 | 4775,162 | 3634,68 | 4777,11 | 8060,942 | 5067,763 |
| 08.09 | 8,939575 | 9,358569 | 4905,716 | 3626,843 | 4945,59 | 9541,804 | 5288,962 |
| 09.09 | 9,038058 | 9,47798 | 5017,643 | 3620,874 | 5097,41 | 11170,15 | 5491,447 |
| 10.09 | 9,128905 | 9,581185 | 5108,237 | 3616,224 | 5243,87 | 12947,9 | 5678,232 |
| 11.09 | 9,2129 | 9,67594 | 5193,64 | 3612,545 | 5369,26 | 14868,31 | 5850,929 |
| коеф. А | 2,467206 | -1,67636 | 6341,679 | 3589,756 | -9994,16 | 1052,732 | -8018,52 |
| коеф. б | 0,561221 | 1,245447 | -13629,1 | -3782645 | 1609,489 | 0,083232 | 1153,895 |
| Критерий на Theil | 0,007578 | 0,012871 | 0,049668 | 0,005903 | 1,522027 | 0,004238 | 26,16246 |
Таблица 4.3.9
| дата | Формулата на Камбаров | Формулата на Абизбаев | Формула Post. Neftesod. | Средна стойност | |||||||
| натрупана вътр. масло, t | допълнително производство | натрупана вътр. масло, t | допълнително производство | натрупана вътр. масло, t | допълнително производство | допълнително производство | |||||
| на месец | натрупана | на месец | натрупана | на месец | натрупана | на месец | натрупана | ||||
| 07.09 | 3645,31 | 2108,69 | 2108,69 | 6080,25 | -326,25 | -326,25 | 6719,99 | -965,99 | -965,99 | 272,15 | 272,15 |
| 08.09 | 3634,68 | 2798,32 | 4907,01 | 6849,91 | -416,91 | -743,16 | 8060,94 | -1627,94 | -2593,93 | 251,16 | 523,31 |
| 09.09 | 3626,84 | 3419,16 | 8326,17 | 7627,96 | -581,96 | -1325,12 | 9541,80 | -2495,80 | -5089,74 | 113,80 | 637,10 |
| 10.09 | 3620,87 | 4134,13 | 12460,29 | 8417,41 | -662,41 | -1987,53 | 11170,15 | -3415,15 | -8504,89 | 18,85 | 655,96 |
| 11.09 | 3616,22 | 4808,78 | 17269,07 | 9217,92 | -792,92 | -2780,45 | 12947,90 | -4522,90 | -13027,79 | -169,02 | 486,94 |
| 12.09 | 3612,54 | 5478,46 | 22747,52 | 10025,63 | -934,63 | -3715,08 | 14868,31 | -5777,31 | -18805,11 | -411,16 | 75,78 |
Ориз. 4.3.9. Зависимост на кумулативния добив на нефт от кумулативния добив на течност (метод Камбаров)
Ориз. 4.3.10. Зависимост на кумулативното производство на нефт от кумулативното производство на течност (метод на Абизбаев)
Ориз. 4.3.11. Зависимост на кумулативното производство на нефт от кумулативното производство на течност (метод с постоянно съдържание на нефт)
Ориз. 4.3.12. График за изчисляване на допълнителен добив на нефт поради EOR (кладенец № 3)
5. ИЗЧИСЛЯВАНЕ НА ТЕХНОЛОГИЧНИТЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЗА РАЗВИТИЕ ПРИ ПРИЛАГАНЕ НА МЕТОДА
Изчисляване на показателите за развитие по метода на текущото планиране на добива на нефт и течности. Тази техника е известна като "Методика на Държавния комитет за планиране на СССР". Той все още се използва във всички отдели за производство на нефт и газ, в нефтени компании, в организации на горивно-енергийния комплекс и в организации за планиране.
Изходни данни за изчисление:
1. Начални балансови запаси от нефт (NBZ), t;
2. Начални извличаеми запаси от нефт (NIR), t;
3. В началото на планираната година:
Кумулативен добив на нефт (ΣQ n), t;
Кумулативно производство на течност (ΣQ l), t;
Кумулативно впръскване на вода (ΣQ zak), m 3 ;
Оперативният запас на производствените кладенци (N d дни);
Експлоатационен запас от нагнетателни кладенци (N дни);
4. Динамика на сондирането по години за планирания период (Nb):
Минно дело (N d b);
Инжектиране (N n b).
Таблица 5.1 Първоначални данни за Западно-Лениногорската зона на Ромашкинското поле
| година | NBZ, хиляди тона | NCD, хиляди тона | ΣQ n, хиляди тона | ΣQ w, хиляди тона | ΣQ ред, хиляди m 3 | ||||
| 2009 | 138322 | 69990 | 54830 | 200323 | 236577 | 307 | 196 | 3 | 1 |
Изчисляване на показателите за развитие
1. Брой дни на експлоатация на производствени кладенци в годината, прехвърлени от предходната година:
D лента \u003d 365 × K (5.1)
D лента \u003d 365 × 0,9 \u003d 328,5
2. Брой дни на експлоатация на нови производствени кладенци:
3. Среден дебит на нефт от нови добивни кладенци:
q n нов = 8 t/ден
4. Коефициентът на спад в производството на нефт от производствени кладенци:
5. Годишен добив на нефт от нови кладенци:
(5.1)
6. Годишен добив на нефт от прехвърлени кладенци:
7. Общо годишно производство на нефт
(5.3)
8. Годишно производство на нефт от нови кладенци от предходната година, ако те са работили без спад през тази година:
9. Годишен добив на нефт от прехвърлените кладенци от предходната година (ако са работили без спад):
10. Възможен прогнозен добив на нефт от всички кладенци от предходната година (ако работят без спад):
(5.5)
11. Планиран добив на нефт от кладенци от предходната година:
12. Намаляване на добива на нефт от кладенци от предходната година:
(5.6)
13. Процент на промяна в производството на нефт от кладенци от предходната година:
(5.7)
14. Среден дебит на един кладенец за нефт:
(5.8)
15. Среден дебит на кладенци за нефт, прехвърлен от предходната година:
(5.9)
16. Кумулативен добив на нефт:
17. Текущият коефициент на нефтен добив (ORF) е обратно пропорционален на първоначалните балансови запаси (NBZ):
(5.11)
18. Теглене от одобрени първоначални възстановими резерви за NCD, %:
(5.12)
19. Степен на възстановяване от първоначални възстановими резерви (NIR), %:
(5.13)
20. Коефициент на възстановяване от текущи възстановими резерви, %:
(5.14)
21. Средна водност на произведените продукти:
(5.15), 
22. Годишно производство на течности:
23. Течно производство от началото на разработката:
24. Годишно впръскване на вода:
(5.18)
25. Годишна компенсация за отнемане на течност чрез инжектиране:
26. Кумулативна компенсация на отнемане на течност чрез инжектиране:
27. Съотношение вода-масло:
Динамиката на основните показатели за развитие е показана в табл. 5.2
Таблица 5.2 Динамика на основните показатели за развитие
| години | Производство, милиони тона | Кумулативно производство, милиони тона | IN, % | Инжектиране на вода, милиони m 3 | Среден дебит на нефт, t/ден | КИН | Скорост на избор от NIH | Скоростта на избор от TIZ | |||
| масло | течности | масло | течности | година | С | ||||||
| 2010 | 0,462 | 10,286 | 55,292 | 311,764 | 0,96 | 13,840 | 250,417 | 4,22 | 39,97 | 1,23 | 1,46 |
| 2011 | 0,472 | 10,936 | 55,764 | 323,206 | 0,96 | 13,843 | 264,261 | 4,27 | 40,32 | 1,18 | 1,41 |
| 2012 | 0,463 | 11,153 | 56,228 | 334,647 | 0,96 | 13,841 | 278,102 | 4,15 | 40,65 | 1,11 | 1,36 |
| 2013 | 0,481 | 12,047 | 56,709 | 346,089 | 0,96 | 13,845 | 291,947 | 4,26 | 41 | 1,06 | 1,30 |
| 2014 | 0,465 | 12,148 | 57,174 | 357,530 | 0,96 | 13,841 | 305,789 | 4,09 | 41,33 | 1,00 | 1,25 |
| 2015 | 0,494 | 13,498 | 57,668 | 368,972 | 0,96 | 13,848 | 319,637 | 4,3 | 41,69 | 0,94 | 1,20 |
| 2016 | 0,508 | 14,572 | 58,176 | 380,413 | 0,97 | 13,851 | 333,489 | 4,38 | 42,06 | 0,90 | 1,15 |
| 2017 | 0,514 | 15,497 | 58,690 | 391,855 | 0,97 | 13,853 | 347,342 | 4,39 | 42,43 | 0,84 | 1,09 |
| 2018 | 0,506 | 16,087 | 59,196 | 403,297 | 0,97 | 13,851 | 361,193 | 4,29 | 42,8 | 0,79 | 1,04 |
| 2019 | 0,509 | 17,056 | 59,705 | 414,738 | 0,97 | 13,851 | 375,045 | 4,27 | 43,16 | 0,73 | 0,97 |
| 2020 | 0,505 | 17,927 | 60,210 | 426,180 | 0,97 | 13,851 | 388,897 | 4,2 | 43,53 | 0,68 | 0,91 |
| 2021 | 0,513 | 19,329 | 60,723 | 437,621 | 0,97 | 13,853 | 402,750 | 4,23 | 43,9 | 0,63 | 0,85 |
| 2022 | 0,513 | 20,578 | 61,236 | 449,063 | 0,98 | 13,853 | 416,603 | 4,2 | 44,27 | 0,58 | 0,79 |
| 2023 | 0,497 | 21,243 | 61,733 | 460,504 | 0,98 | 13,849 | 430,452 | 4,03 | 44,63 | 0,54 | 0,74 |
| 2024 | 0,507 | 23,222 | 62,240 | 471,946 | 0,98 | 13,851 | 444,303 | 4,07 | 45 | 0,50 | 0,69 |
Динамиката на годишното производство на нефт, течност, годишно впръскване на вода е показано на фиг. 5.1.
Ориз. 5.1. Динамика на годишния добив на нефт, течност, годишно впръскване на вода
Динамиката на кумулативното производство на нефт и течност и кумулативното инжектиране на вода е показана на фиг. 5.2.
Ориз. 5.2. Динамика на кумулативното производство на нефт и течности и кумулативното впръскване на вода
Динамиката на CIN, степента на селекция от NCDs и степента на селекция от TIZs са показани на фиг. 5.3.
Ориз. 5.3 Динамика на CIN, степента на селекция от NCDs и степента на селекция от TIZ
Горните анализи на ефективността на микробиологичните ефекти показват много ниска ефективност на този метод.
Като приложение на технология за увеличаване на капацитета за почистване на нефт на изместващ агент в кладенци, разработени в резервоари с ниска пропускливост по време на първично наводняване, се разглежда инжектирането на водоразтворими повърхностноактивни вещества (повърхностноактивни вещества AF 9 -12).
Развитието на наводнени образувания се извършва по-ефективно с използването на масленоразтворими повърхностноактивни вещества (AF 9 -6).
По време на инжектирането на водни дисперсии на маслоразтворими нейонни повърхностно активни вещества в резервоара, микроемулсионна порция с ниско съдържание на масло, добра способност за изместване на масло и вискозитет, близък до вискозитета на маслото, се образува на фронта на изместване, което увеличава ефективността на изместване и резервоара покритие чрез наводняване.
Като най-типичен пример за прилагане на технологии за ограничаване на подвижността на инжектиран агент в зони с висока водонаситеност се разглежда технология, използваща композитни системи на базата на капсулирани полимерни системи (CPS) и инжектиране на диспергиран колоиден материал (DCM). .
СПИСЪК НА ИЗПОЛЗВАНАТА ЛИТЕРАТУРА
1. Желтов Ю.П. Разработване на нефтени находища. - М.: Недра, 1998.
2. Ибатулин Р.Р. Теоретични основи на процесите на разработване на нефтени находища: Курс от лекции. Част 1. Системи и начини на развитие: Учебно-методическо ръководство. - Алметиевск: AGNI, 2007.
3. Ибатулин Р.Р. Теоретични основи на процесите на разработване на нефтени находища: Курс от лекции. Част 2. Процеси на въздействие върху образуванията (Технологии и методи за изчисление): Учебно-методическо ръководство. - Алметиевск: AGNI, 2008.
4. Ибатулин Р.Р., Гарипова Л.И. Сборник от задачи по теоретичните основи на разработването на нефтени находища. - Алметиевск: AGNI, 2008.
5. Муслимов Р.Х. Съвременни методи за увеличаване на добива на нефт: Проектиране, оптимизация и оценка на ефективността: Учебник. - Казан: Издателство "Фен" на Академията на науките на Република Татарстан, 2005 г.
6. Повишен нефтен добив на късен етап от разработването на находището (методи, теория, практика) /Р.Р. Ибатулин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. - М .: Недра - Бизнес център, 2004.
7. Расторгуева Л.Г., Захарова Е.Ф. Методическо ръководство за разработване на дипломен проект в съответствие с изискванията на стандартите за дизайн на текстовата и графичната част, Almetyevsk 2007.
8. Липаев А.А., Мусин М.М., Янгуразова З.А., Тухватулина Г.З. Методика за изчисляване на технологичните показатели за разработване на нефтени находища: Учебник. - Алметиевск, 2009 г. - 108 с.
Информация за работата "Повишен нефтен добив чрез микробиологично въздействие на примера на Западно-Лениногорската зона на Ромашкинското находище на НГДУ "Лениногорскнефт""
Ефективността на системите за разработване на нефтени находища с наводняване до голяма степен се определя от пълнотата на участието в разработването на търговски нефтени запаси и естеството на тяхното производство. От това зависи както скоростта на производство, така и пълнотата на извличане на масло от недрата.
При условия на наводняване, пълнотата на развитието на продуктивните образувания зависи преди всичко от степента на покритие на обекта на разработване както по отношение на площта, така и по отношение на сечението, което до голяма степен се определя от естеството на движението на инжектираната вода и водата в пласта. Следователно основното внимание в геоложкия и полеви анализ трябва да се обърне на въпросите за покритието на пласта от ефекта на инжектирана вода и особеностите на движението на водата през продуктивни образувания.
Сред геоложките и физичните фактори, влияещи върху процеса на наводняване, са филтрационните свойства на продуктивните образувания, естеството и степента на тяхната хетерогенност, вискозитетните свойства на насищащите се образувания и инжектираните в тях течности и др.
Основните технологични фактори, влияещи върху наводняването и добива на нефт, са: параметри на решетката на производствените кладенци, оформление на системата за наводняване, скорост на развитие, технология за извличане на течности и инжектиране на вода, условия за разработване на съседни резервоари, естеството на отваряне на продуктивни резервоари в кладенци.
Обработката на данните от наблюденията за наводняване на резервоара позволява да се установи текущото положение на контакта нефт-вода, външните и вътрешните нефтоносни контури на различни дати на развитие, включително датата на анализ на развитието. Познавайки положението на WOC, е възможно да се установи текущото положение на петролоносния контур и обема на измитата част от резервоара.
Понастоящем, във връзка с разработването на методи за наблюдение на развитието на нефтени находища, идеите за естеството на движението значително се разшириха. Има две основни форми на движение: вертикално издигане и послойно напояване на нефтения резервоар.
В резултат на съвместното действие на голям брой фактори в процеса на движение през резервоара, той се движи неравномерно и обикновено придобива много сложна геометрична форма. В многослойно поле, поради разликата в литологичния строеж на обекта по дебелина, се образуват няколко независими фронта на преместване с различни скорости.
(6.2)
Където:
Трябва да се отбележи, че в този случай напояването на нефтения резервоар от дъното също е задължително условие. По този начин, за многослойни полета с ясно изолирани резервоари, управлявани от един филтър, косвените методи не са приложими. Ако има поне малък брой геофизични проучвания за контрол на движението в хода на разработката, е необходимо да се сравнят геофизичните данни и изчислените данни от предложените косвени методи за контрол. Разглежданите индиректни методи дават като правило надценена дебелина на резервоара, поради което, ако е възможно, е желателно да се направят корекции на изчислените данни, които се намират от сравнение на геофизични и изчислени данни.
Косвените методи за определяне на текущата позиция се използват за конструиране на идеална крива на повдигане (a) или карта на повърхността (b). И двата метода служат като основа за изграждане на карта на оставащата наситена с нефт дебелина към датата на анализа на развитието.
За да се обработят всички данни за движение по време на процеса на разработка и да се намалят всички данни до една точка във времето, в много случаи е препоръчително да се изгради идеална крива на изместване или, с други думи, идеална крива на повдигане.
Методологията за конструиране на карти на ефекта на инжектиране за слоеве на многослойно поле е същата като за еднослойно. Трябва да се има предвид, че ако няма ефект на инжектиране в който и да е участък на еднослоен резервоар, тогава по време на изкуствено повдигане неговите запаси все още се развиват в режим на изчерпване, а резервите на такъв участък обикновено не се разработват в многократно -слоен резервоар.
На практика при конструиране на карти на въздействието на инжектирането в рамките на трите идентифицирани по-рано групи бяха разграничени три степени на въздействие. В първата група (директна връзка на зоните за инжектиране и изтегляне) бяха разграничени зони на течащо производство, изкуствено повдигане и без въздействие. Във втората група (няма пряка връзка между зоните на инжектиране и изтегляне) зоните на влияние се идентифицират чрез сливането на съседни слоеве и зоната на липса на връзка с инжектирането. В третата група - зоната на отваряне само чрез инжекционни кладенци и зоната без влияние върху нископродуктивните резервоари. Всички тези зони са включени в.
Идентифицирането на различни зони, подложени на неравномерно влияние на инжектирането, позволява да се диференцират резервите на резервоара и да се определят резервите, които активно участват в разработването и не са обхванати от разработването при съществуващата система и подлежат на сондиране, т.е. структурата на нефтените запаси към датата на анализа на разработването.
Подобряването на системите за развитие трябва да следва пътя на увеличаване на покритието от въздействието на продуктивни образувания, елиминиране на зони и участъци от образувания, които не са засегнати или слабо засегнати от инжектирането.
6.3. Анализ на динамиката на текущия размах, изместване и коефициенти на нефтен добив в наводнената зона на образуване
Една от най-важните задачи, които възникват при анализа на развитието на нефтените находища на късен етап, е да се идентифицира естеството на разпределението на оставащите балансови запаси от нефт в рамките на първоначалния нефтен обем на находището.
Това е необходимо преди всичко за правилната оценка на оставащите възстановими запаси от нефт с конвенционални методи за разработване и известни методи за интензификация на добива на нефт.
Познаването на естеството на разпределението на остатъчните балансови нефтени запаси е особено важно за ефективното използване на така наречените третични методи за повишено нефтено извличане (физико-химични, газови, термични, механични методи -,).
Определянето на остатъчните запаси от нефт, намиращи се към датата на анализа в нефтонаситения обем, може да се извърши по следните формули.
Сумата от обемите на депозита и е равна на първоначалния нефтен обем на депозита:
Балансът на петролните запаси (приблизително) може да бъде написан
(6.7)
Където:
Обемът може да бъде представен като състоящ се от две части:
(6.8)
Където:
Следователно и може да бъде представено като сумата
Обемът на прекъснатата част на пласта зависи както от геоложкия строеж (наличие на лещи и полулещи, задънени зони, напластяване, разломи, щипки и др.), така и от системата за стимулиране на пласта и разстоянието между производството и инжекционни кладенци. Този обем за сондажите се определя чрез зонални карти на нефтонаситени дебелини или чрез изчисляване на непроизведени обеми по профили. Ако няма други данни, тогава обикновено се приема, че обемът на прекъснатата част на резервоара, както и балансовите запаси в този обем, не се променят в процеса на разработване, т.к. няма въздействие върху този обем и от него не се добива нефт, т.е. , където: - началният обем на прекъснатата част на пласта.
За непробити находища в началния етап на проектиране се определя по аналогия с подобни находища или в съответствие с препоръките, съдържащи се в ръководствата за проектиране на разработки.
Основният метод за определяне на остатъчните запаси от нефт е обемният метод. Въпреки това, на късен етап от развитието, условията за неговото прилагане стават много по-сложни в сравнение с първоначалните условия поради сложната конфигурация на текущата граница между и, тоест трудността се състои в определянето на текущото положение на фронта на наводняване (текущи ) и текущите нефтоносни контури.
Както е известно, когато нефтът се измества от вода, коефициентът на възстановяване на нефта се разглежда като произведение на три коефициента
(6.10)
Където:
Ефективността на изместване се разбира като съотношението на обема на маслото, изместено след дълго, многократно промиване на скална проба към първоначалния обем, наситен с масло. Този коефициент се определя в съответствие с резултатите от лабораторни изследвания на скални проби и по своята физическа природа характеризира максималното възстановяване на нефт по време на дългосрочно промиване от непрекъсната част на резервоара.
(6.11)
Където:
Коефициентът на наводняване (често наричан коефициент на наводняване) е съотношението на обема на измитата част от резервоара към обема на резервоара, зает от подвижен нефт, т.е. непрекъснат обем на резервоара - . Този коефициент зависи главно от хетерогенността на пропускливостта на резервоара, съотношението на вискозитетите на нефт и вода, степента на воден разрез в производствените кладенци, когато те са изключени. Вижте по-долу за методи за определяне на ефективността на почистване.
Sweep sweep factor - (коефициент на загуба на нефт поради прекъсване на образуването) се определя като съотношението на обема (запасите), обхванати от въздействието, към целия (първоначален) обем (запаси) на резервоара (находището).
Тъй като една от частите на проектния документ за разработване на нефтено и газонефтено находище е обосновката на крайното нефтено извличане на резервоарите, задачата на анализа на развитието е да провери правилността на избраните коефициенти, включени в формула за нефтен добив, а именно изместване нефт-вода, нефт-газ, газ-нефт, газ-вода, коефициенти на изместване и покритие от наводнения. Дадено е уточняване на физико-хидродинамичните характеристики на денивелацията, определени в лабораторни условия. Методът за определяне на коефициентите на текущо почистване и възстановяване е описан по-долу.
Първи начин.В късния етап от разработването на нефтени залежи е важно да се идентифицират вече измити с вода зони и зони, все още заети с нефт, както и да се оцени намаляването на ефективните дебелини на нефтените пластове в наситени с нефт зони в резултат на движение по време на разработката . За това се използва карта на остатъчните ефективни нефтонаситени дебелини, изградена на базата на датата на анализа на разработването, която се използва за определяне на остатъчните запаси от нефт.
Добивът на нефт в наводнената част на резервоара се определя по следната формула
(6.13)
Където:
Обводнената част на формацията се разбира като обем (нефтени запаси), затворен между първоначалното и текущото положение.
Ако се построят карти на остатъчните дебелини, наситени с нефт, за различни дати на разработване на нефтено находище с интервал от, например, две до три години, тогава е възможно да се определи серия от стойности на постигнатото възстановяване на нефт в напоената част на резервоара и да се получи динамиката на този показател в процеса на разработване на нефтено находище. Кривите, получени по описания метод, добре характеризират ефективността на добивните резервоари.
Втори начинопределянето на добива на нефт в наводнената част на резервоара е свързано с процеса на вътрешноконтурно наводняване.
По време на наводняване в цикъл по време на производство на сух нефт, цялата инжектирана вода се използва за изместване на нефта, тоест всеки кубичен метър инжектирана вода измества точно същото количество нефт от резервоара. След пробив на вода в производствените кладенци по най-пропускливите междинни пластове, част от инжектираната вода преминава през промитите междинни пластове.
Ако извадим от общото количество инжектирана вода обема на водата, произведена заедно с петрола от производствените кладенци, разположени в зоната на напояване, тоест близо до кладенците, получаваме количеството вода, което е извършило полезна работа, измествайки равно количество масло
Според данните за времето на появата на прясна вода в производствените кладенци, които са най-близо до инжекционните кладенци, е възможно приблизително да се определи границата на фронта на напояване.
Както вече беше отбелязано, в случай на вътрешноконтурно наводняване обикновено се наблюдава много компактен фронт на изместване, който при първо приближение може да се счита за вертикален. Ако има значително "размазване" на фронта на изместване, тогава е желателно да се определят остатъчните ефективни нефтени наситени дебелини от производствени кладенци, работещи с вода, подобно на предишния метод.
След това се изгражда карта на ефективните дебелини на наводнената формационна зона. В зоната на пълно напояване на кладенеца ефективните дебелини на напоената зона са равни на началните ефективни нефтонасищени дебелини. В зоната, ограничена от фронта на напояване и линията на пълно напояване на кладенците, се изграждат линии с еднаква текуща ефективна дебелина.
Чрез измерване на обема на наводнената част на пласта е възможно да се определят балансовите запаси от нефт в напоената зона, които инжектираната вода е измила и изместила в производствените кладенци.
Познавайки обема на напоения резервоар и количеството нефт, изместено от резервоара, равно на обема на ефективното впръскване, е възможно да се определи постигнатото възстановяване на нефт в напоената част на резервоара
(6.15)
Където:
При използването на този метод е препоръчително да се изградят карти на ефективните дебелини на напоената част на резервоара по време на процеса на разработване.
Трети начинвсъщност това е вариант на първия метод за определяне на ефективността на производството на продуктивна формация. Тук, както и при втория метод, се изгражда карта на ефективните дебелини на наводнената част на резервоара, но за изчисляване на постигнатия нефтен добив и наводнената част на резервоара се използва количеството нефт, извлечено от резервоара
(6.16)
Където:
Тук е желателно да се получи динамиката на стойностите на коефициента на добив на нефт в напоената част на резервоара. Ако остатъчните ефективни нефтени наситени дебелини на резервоара не могат да бъдат определени по една или друга причина, тогава е препоръчително да се определи добива на нефт в напоената зона на резервоара, т.е. балансовите запаси в зоната между първоначалното положение и условната граница между напоени и безводни кладенци. В противен случай методът за определяне на постигнатия нефтен добив остава непроменен.
Има и четвърти начинопределяне на добива на нефт в напоената част на резервоара, въз основа на средната марка на текущото положение. Въз основа на всички налични данни се определя средноаритметичната стойност на абсолютната стойност на тока към датата на анализа. На предварително изградена графика на разпределението на първоначалните балансови запаси по височината на находището () се поставя знак върху средната стойност на текущата и се намират съответните наводнени запаси от нефт. Методът може да се използва за находища, наводнени с дънни води.
6.4. Анализ на ефективността на разработването на нефтено находище чрез сравняване на характеристиките на изместване
Характеристиката на изместване, изградена като цяло за резервоара, служи като добра илюстрация на ефективността на разработването на нефтен резервоар, тя не само показва количеството на добива на нефт, постигнато по всяко време, но също така показва за каква сметка на работен агент (вода) за изместване е получен този или онзи нефтен добив на резервоара.
Понастоящем в района на Урал-Волга и в Западен Сибир има голям брой нефтени находища, които са в късен или дори последен етап на развитие, от които могат да се изградят подходящи характеристики на изместване. От тези нефтени резервоари трябва да се изберат аналогови резервоари и характеристиките на изместване на аналоговия резервоар и анализирания резервоар трябва да се сравнят, за да се определи кой от сравняваните резервоари се разработва по-ефективно и да се опитат да открият причините за това.
При избора на аналогичен нефтен резервоар трябва да се ръководи от близостта на следните параметри на нефтените резервоари, които до голяма степен определят хода на характеристиката на изместване:
съотношение на вискозитетите на нефт и вода в пластови условия;
пропускливост на резервоара;
съотношение нето към бруто;
начално нефтонасищане на резервоара;
дял от петролните запаси, разположени в нефтено-водната зона.
Ако начертаем характеристиката на изместване на анализирания резервоар в полулогаритмични координати в достатъчно голям мащаб, тогава по-голямата част от характеристиката на изместване става линейна и в повечето случаи върху нея се фиксират прекъсвания към намаляване или, обратно, увеличаване на консумация на вода за процеса на изместване. Необходимо е да се установят причините, довели до наблюдаваните прекъсвания, като се установи какви са промените в системата за разработка на находището или какви геоложки и технически дейности са извършени в находището. Характерът (посоката) на прекъсванията ще покаже дали тези дейности са довели до повишаване на ефективността на разработването на нефтено находище или, обратно, до намаляване на неговата ефективност.
1Направено е сравнение на изчисляването на ефективността от използването на обработка със солна киселина според характеристиките на изместване и според действителните данни за кладенците на находището Ташли-Кул. Разгледани са следните водоизместителни характеристики: Сазонов, Максимов, Давидов, Пирвердян, Камбаров, Назаров. Според уравненията на зависимостите се изграждат графики и се извеждат регресионни уравнения. Чрез заместване на стойностите на текущото производство на течност в получените уравнения, ние получаваме възможното производство на нефт без използване на обработка. Като извадим изчислените данни от действителните данни, получаваме допълнителен добив на нефт в резултат на прилагането на обработка със солна киселина. Сравнявайки резултатите от изчисляването на ефективността на прилагането на въздействието, извършено според действителните данни и характеристиките на изместване, откриваме значителни разлики. Ние заключаваме, че резултатите, изчислени от характеристиките на изместването, са по-обективни, тъй като те отчитат действителното количество вода и условията на работа, съответстващи на дадено количество дебит на течността.
лечение със солна киселина (HCO)
характеристики на изместване
текущ дебит
допълнителна плячка
зона на формиране на дъното на дупката (BFZ)
добре
1. Бочаров В.А. Разработване на нефтени залежи при условия на проявление на началния градиент на налягането. – М.: ВНИИОЕНГ, 2000. – 252 с.
2. Кулбак С. Теория на информативността и статистиката. – М.: Наука, 1967. – 408 с.
3. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическа теория на експеримента в добива на нефт и газ. – М.: Недра, 1977. – 229 с.
4. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.Ж., Бахтизин Р.Н. Етюди за моделиране на сложни системи в добива на нефт и газ. - Уфа: Гилем, 1999. - 464 с.
5. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитален ремонт на кладенци. Изолационни работи. - Уфа: RIC ANK "Bashneft", 2000. - 424 с.
6. Фаттахов И.Г. Интегриране на диференциални проблеми на интензификацията на производството на нефт с приложно програмиране // Известия на висшите учебни заведения. Нефт и газ. - 2012. - № 5. - С. 115–119.
7. Фаттахов И.Г., Кулешова Л.С., Мусин А.А. Метод за обработка на резултатите от експериментални изследвания на примера на въздействието на полимерна киселина върху дънната зона на производствените кладенци с помощта на специален софтуер // Автоматизация, телемеханизация и комуникация в нефтената промишленост. - 2009. - № 3. - С. 26–28.
8. Швецов I.A., Манирин V.N. Физико-химични методи за увеличаване на добива на нефт // Анализ и дизайн. - Самара, 2000. - 336 с.
9. Фаттахов И.Г. и др.. Удостоверение за държавна регистрация на компютърна програма № 2012611957. "Изследвания". 2012 г.
Проблемът за създаването на надеждна и достатъчно надеждна методология за прогнозиране на показателите за развитие е актуален и най-важен, въпреки дългата и упорита работа на много петролни учени и почти всички браншови и специализирани институти на петролната индустрия.
В момента има два принципно различни подхода, които могат да се използват за прогнозиране на технологичните показатели за разработване на нефтени находища.
Първият се основава на характеристиката на изместване на маслото от вода. В този случай се използват показатели за историята на развитието на нефтените находища.
Вторият подход се осъществява с помощта на хидродинамични математически модели на процеса на изместване на нефт от вода от разнороден резервоар.
Характеристиките на изместване също позволяват да се наблюдават резултатите от геоложки и технически мерки, извършени с цел увеличаване на добива на нефт.
Нека изчислим ефективността на използването на обработка със солна киселина (HAT) в условията на карбонатни резервоари на полето Tashly-Kul според действителните данни и характеристиките на изместване.
В табл. Фигура 1 показва работата на кладенци № 1573, 1817, 1747, 1347, 1306, 1310, 1348, 1353 преди обработката с киселина.
Според доклада на НГДУ "Туймазанефт" за декември 2012 г. за изпълнението на геоложки и технически мерки се вижда, че след киселинната обработка на разглежданите кладенци е налице значително увеличение на добива на нефт (Таблица 2).
Нека изчислим действителното увеличение на добива на нефт от кладенци (Таблица 3):
∆Qн = Qн (след) - Qн (преди).
маса 1
Индикатори за развитие преди въздействие
|
Номер на кладенец |
|||
таблица 2
Показатели за развитие след удара
Нека изчислим технологичната ефективност от използването на обработка със солна киселина (HAT) в кладенци според характеристиките на изместване. В тази статия разглеждаме възможността за използване на следните характеристики на изместване:
1. Сазонова Qn = A + B∙lnQzh.
2. Максимов Qn = A + B∙lnQv.
3. Давидов Qн = А + В∙(Qv/Ql).
4. Пирвердян
5. Камбарова Qn \u003d A + B / Qzh.
6. Назарова Qzh/Qn = A + B∙Qv,
където Qn е текущият добив на нефт в кладенеца; Qv - текущо производство на вода в кладенеца; Qzh - текущо производство на течност в кладенеца; A, B - коефициенти на модела, които се определят по метода на най-малките квадрати.
За целта начертаваме зависимостите Ql (lnQl) (фиг. 1), Ql (lnQv) (фиг. 2), Ql (Qv/Ql) (фиг. 3), Ql (фиг. 4), Ql (фиг. 5), Ql/Qn (Qv) (фиг. 6).
Чрез заместване на действителните стойности на текущото производство на флуид след обработката с киселина се определят три стойности на възможното текущо производство на нефт, които биха могли да бъдат получени, ако стимулацията не е била извършена. Чрез изваждане на тези изчислени стойности на текущото производство от действителното производство на същата дата се определят три стойности на възможно допълнително производство на нефт в резултат на киселинното третиране (Таблица 4).
Ориз. 1. Характеризиране на преместването по метода на Сазонов
Ориз. 2. Характеристики на преместването по метода на Максимов
Ориз. 3. Характеризиране на преместването по метода на Давидов
Ориз. 4. Характеризиране на преместването по метода на Пирвердян
Ориз. 5. Характеристики на преместването по метода на Камбаров
Ориз. 6. Характеристики на изместването по метода на Назаров
Таблица 4
Резултатите от прилагането на стандартното отклонение според характеристиките на преместването
|
Номер на кладенец |
Всъщност, t/ден |
Според Сазонов |
Според Максимов |
Според Давидов |
Според Пирвердян |
Според Камбаров |
Според Назаров |
||||||
|
Qn calc, t/ден |
∆Qн, t/ден |
Qn calc, t/ден |
∆Qн, t/ден |
Qn calc, t/ден |
∆Qн, t/ден |
Qn calc, t/ден |
∆Qн, t/ден |
Qn calc, t/ден |
∆Qн, t/ден |
Qn calc, t/ден |
∆Qн, t/ден |
||
Виждаме, че резултатът от изчисляването на ефективността на прилагането на въздействието, извършено въз основа на действителни данни, се различава от резултата, изчислен въз основа на характеристиките на изместване. Последният е по-обективен, тъй като отчита действителното количество вода и работните условия, съответстващи на дадено количество дебит на течността.
По този начин характеристиките на изместването на нефта от вода са един от инструментите за изчисляване на ефективността на разработването на запасите. В допълнение, характеристиките са приложими и надеждни за анализ и прогноза на процеса на добив на нефт както на определен етап от разработката, така и в бъдеще, тъй като се основават на действителни показатели за развитие на находищата и отчитат геоложките и физичните характеристики на резервоара и флуидите, които го насищат, както и характеристиките на работата на кладенеца, системата и плътността на тяхното разполагане.
Рецензенти:Khuzina L.B., доктор на техническите науки, доцент, професор, ръководител. Отдел "Сондиране на нефтени и газови кладенци", ГБОУ ВПО "Алметиевски държавен нефтен институт", Алметиевск;
Ягубов Е.З., доктор на техническите науки, професор, заместник-ректор по академичните въпроси, Държавен технически университет на Ухта, Ухта.
Работата е получена от редакцията на 19 декември 2014 г.
Библиографска връзка
Фаттахов И.Г., Новоселова Д.В. ИЗЧИСЛЯВАНЕ НА ЕФЕКТИВНОСТТА НА ПРИЛОЖЕНИЕТО НА ОБРАБОТКА СЪС СОЛОДОРОДНА КИСЕЛИНА ПО ХАРАКТЕРИСТИКИ НА ИЗМЕСТВАНЕ // Фундаментални изследвания. - 2014. - № 12-6. - С. 1186-1190;URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=36298 (дата на достъп: 05.01.2020 г.). Предлагаме на Вашето внимание списанията, издавани от издателство "Естествонаучна академия"
АНОТАЦИЯ
Статията се занимава с проблемите на прогнозирането на показателите за развитие въз основа на характеристиките на изместването на нефт от вода с помощта на методите на материалния баланс. Методът на материалния баланс позволява решаването на редица проблеми на развитието, включително прогнозиране на технологични показатели. Необходими са следните данни за прогнозиране на развитието на нефтено находище с помощта на метода на материалния баланс: начално и средно налягане в резервоара, обеми на натрупания и инжектиран флуид, обеми вода, нахлуваща в резервоара, обемни коефициенти на нефт, газ и вода, фазови пропускливости , динамичен вискозитет на нефт и газ. Точността на показателите, изчислени по метода на материалния баланс, зависи от избора на изходните данни, тяхната полезност и определени допускания, които са в основата на изчислителните уравнения. Също така е възможно да се предвиди текущото насищане с нефт в зависимост от текущото добив на нефт и характеристиките на нефта, газа и водата, а за режима на водно задвижване, текущото средно насищане с нефт за резервоара се прогнозира чрез определяне на обема на навлизащата вода резервоара.
Въз основа на уравненията на потока на нефт и газ в резервоара, определете относителната пропускливост.
РЕЗЮМЕ
В статията се разглеждат въпроси за прогнозиране на показателите за развитие на характеристиките на заместване на нефт с вода с помощта на методи за материален баланс. Методът на материалния баланс позволява да се решат редица проблеми на развитието, включително прогнозиране на технологични показатели. Следните данни са необходими за прогнозиране на показателите за развитие на нефтения резервоар по метода на материалния баланс: начално и средно налягане в резервоара, обеми на натрупаната и изпомпвана течност, водни обеми, влизащи в слоя, обемни коефициенти на нефт, газова и водна фазова пропускливост, динамичен вискозитет на нефт и газ. Точността на показателите, изчислени с помощта на метода на материалния баланс, зависи от избора на основни данни, тяхната пълна стойност и от приетите някои допускания, които са в основата на уравненията за сетълмент.
Също така е възможно да се предвиди текущото насищане с нефт в зависимост от текущите характеристики на нефта и нефта, газа и водата, а за водния резервоар се прогнозира текущото средно насищане с нефт чрез определяне на количеството нахлуваща вода в резервоара.
Въз основа на уравненията на потока на нефтен и газов резервоар се определя относителната пропускливост.
Можем да приемем, че този метод дава по-надеждни резултати, запазвайки непроменена съществуващата система и естествено намалявайки текущата селекция на течността на късен етап от развитието.
Методът на материалния баланс позволява решаването на редица проблеми на развитието, включително прогнозиране на технологични показатели.
Необходими са следните данни, за да се предвиди ефективността на нефтено находище, като се използва методът на материалния баланс:
- начално и средно налягане в резервоара;
- обеми натрупана и изпомпана течност;
- обеми вода, нахлуващи във формацията;
- обемни коефициенти на нефт, газ и вода;
- фазова пропускливост;
- динамичен вискозитет на нефт и газ.
Този метод дава възможност да се предвиди текущият добив на нефт въз основа на полеви данни.
/Sapashov.files/image002.png){kind=small}
, (1)
където: - натрупаният обем нефт, извлечен от находището;
е първоначалният обем нефт в резервоара;
са съответно обемните коефициенти на маслото при налягане и p0;
е обемният коефициент на газа при стр;
- съответно обемите разтворен газ на единица обем нефт при първоначалното, текущото налягане в резервоара и на повърхността.
Също така е възможно да се предвиди текущото насищане с нефт в зависимост от текущото добив на нефт и характеристиките на нефта, газа и водата, а за режима на водно задвижване, текущото средно насищане с нефт за резервоара се прогнозира чрез определяне на обема на навлизащата вода резервоара.
Въз основа на уравненията на потока на нефт и газ в резервоара, определете относителната пропускливост
/Sapashov.files/image009.png){kind=small}
, (2)
където: - съответно фазова пропускливост за нефт и газ;
– общ фактор газьол;
са съответно динамичните вискозитети на нефта и газа.
Точността на показателите, изчислени по метода на материалния баланс, зависи от избора на изходните данни, тяхната полезност и определени допускания, които са в основата на изчислителните уравнения.
Ако при изчисленията по метода на материалния баланс се използват характеристиките на резервоарните масла, получени в процеса на дегазация в бомба, които се различават рязко от явленията, протичащи в резервоара, тогава прогнозирането на средното налягане в резервоара води до значителни изкривявания на резултати.
В редица случаи прогнозирането на показателите за развитие на нефтените находища по време на наводняване в фрактурирани и фрактурирани порести резервоари се извършва само въз основа на решаването на уравнението на материалния баланс.
Зависимостта между общото производство на нефт и общото производство на течност се разбира като характеристика на изместване, но по-късно характеристиките на изместване започват да се разбират като зависимост на общото производство на нефт от общото производство на вода, както и зависимостта на различни съотношения между общите количества масло, вода и течност.
В допълнение, зависимостта между съдържанието на нефт или вода в потока и общото изтегляне на нефт, вода и течност започна да се приписва на характеристиките на изместване.
При прогнозиране на показателите за развитие на дългосрочно експлоатирано поле, когато са известни значителни действителни данни за добива на нефт и вода, изчислението може да се извърши с помощта на характеристиките на изместване.
За да направите това, първо интерполирайте действителните криви като обводненост - кумулативен добив на нефт, обводненост - кумулативен обем инжектирана вода, текущ добив на нефт - кумулативен обем на инжектирана вода и след това екстраполирайте получените зависимости, за да получите прогнозни индикатори.
Повечето от уравненията, използвани за обработка на кривите на преместване, са получени емпирично в резултат на анализ на полеви данни (методи на Камбаров, Назаров, Копитов и др.). Някои от моделите са получени в резултат на теоретично изследване на процеса на изместване на масло от вода в някои опростени формулировки.
Анализът показва, че характеристиките на изместване могат основно да бъдат разделени на две групи:
- интегрални характеристики на преместване;
- диференциални характеристики на изместване.
Първата група включва всички зависимости, във формулите на които фигурират общите извличания на масло, вода и течност.
Вторият включва всички зависимости, чиито формули включват съдържанието на масло или вода и общите изземвания на масло, вода и течност.
Като алтернатива на традиционните методи за характеристиките на изместването могат да се разгледат уравненията за развитие, използвани в аналитичния метод за изчисляване на технологичните показатели за развитие на резервоара в режим на водно задвижване, използван в маслото на TatNIPI.
При този метод се приема, че динамиката на текущото производство на нефт и очакваното производство на течност при постоянни условия на развитие се подчиняват на експоненциалния закон. В този случай производството на течност ще намалее, тъй като напоените кладенци се изключват, което е типично за късния етап на развитие. В допълнение, тази техника взема предвид променящите се във времето условия на развитие.
Масленият метод TatNIPI се основава на следните две зависимости на развитието:
/Sapashov.files/image014.png)
(3)
където: - съответно текущите дебити на нефт и вода;
– начален амплитуден дебит на всички пробити и въведени в експлоатация кладенци;
- съответно натрупаните тегления на масло и течност;
- съответно потенциалните извличаеми запаси от нефт и течност с неограничен период на разработка - коефициент на преобразуване.
За да можем да използваме уравнения (3), е необходимо да апроксимираме наблюдаваните реални зависимости на конкретните стойности на текущото отнемане на нефт и вода с частично линейни функции, отразяващи влиянието на предприетите технологични мерки върху прогнозираните крайни показатели за развитие в динамика.
Освен това, като се определят основните параметри на разработения обект /Sapashov.files/image020.png){kind=small}
на правите участъци от кривите на трансформираните действителни зависимости се изчислява параметърът на филтриране.
По този начин, с помощта на предложените уравнения за развитие, адаптирани към историята на експлоатацията на обекта, е възможно да се прогнозират текущите и крайните показатели за развитие.
Трябва да се отбележи, че посоченият метод се нуждае от по-нататъшно усъвършенстване, тъй като приложените уравнения за развитие не покриват целия период на експлоатация на съоръжението.
Библиография:
1. Оценка на ефективността на производствените съоръжения на късен етап чрез методи на характеристиките на изместване. / Р.Г. Хамзин, Р.Т. Фазлиев. - ТатНИПИ нефт, Интервал, № 9 (44), 2002 г.
2. Справочно ръководство за проектиране на разработването и експлоатацията на нефтени находища. Проектиране на развитие, производство на нефт / Sh.K. Гиматутдинов, И.Т. Мишченко, А.И. Петров и др. - М .: Недра, 1983, 463 с., том I, 455 с., том II.
Препратки:
1. Хамзин Р.Г., Фазлиев Р.Т. Оценка на ефективността на производствените мощности на по-късен етап чрез техники на характеристиките на изместване. TatNIPIneft, Interval Publ., бр. 9 (44), 2002. (Руски).
2. Гиматутдинов Ш.К., Мищенко И.Т., Петров А.И. Справочно ръководство за проектиране, разработване и експлоатация на нефтени находища. Разработка на дизайн, производство на масло. Москва, Недра, 1983, 463 с., кн. I, 455 с., кн. II. (На руски).
Зареждане...