Características de la selección de métodos de desplazamiento de petróleo. Según las características de desplazamiento.
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Kot_86 35 6
13 de diciembre
Hola.
Soy un estudiante. Para el desarrollo general y para prepararme para el proyecto del curso, quiero predecir el desempeño del campo durante 5 años. Los cálculos los hago en Excel.
Según tengo entendido, esto (pronóstico del rendimiento del campo a corto plazo) se puede hacer utilizando las características de desplazamiento.
Quiero que me digas si estoy pensando en la dirección correcta.
¿Cuál es el punto de la pregunta?
Hay datos de campo (los datos son reales; indicadores desde el inicio del desarrollo (desde 1976); los datos se dan para cada mes hasta octubre de 2013), a saber: producción de petróleo, producción de agua, corte de agua, producción acumulada de petróleo, producción acumulada de agua. .
Tomemos una característica de desplazamiento (en los cálculos, por supuesto, tomaré varias), por ejemplo, I.I. Sustituyendo nuestros datos (en este caso, producción acumulada de petróleo y producción acumulada de agua) para calcular los logaritmos. Trazamos la dependencia de ln(Qn(t)) en ln(Ql(t). Agregue una línea de tendencia (lineal) y una ecuación para la línea de tendencia al gráfico. Obtenemos una ecuación como y=0.006*x+1.985 (por ejemplo), es decir, hemos obtenido los coeficientes a y b.
1) ¿Qué se necesita para obtener un pronóstico?
Según tengo entendido, es necesario hacer un pronóstico para Ql desde el principio: construir una gráfica de Ql a partir de t, agregar la misma línea de tendencia, obtener una ecuación de la forma Ql=a+b*t. Sustituyendo la t necesaria, obtenemos el valor predictivo de Qzh.
Entonces, cuando hay un pronóstico para la producción acumulada de fluido y hay una ecuación ln(Qn(t))=a+b*ln(Ql(t)) obtenemos fácilmente un pronóstico para la producción acumulada de petróleo.
¿Será esta la decisión correcta?
2) Sobre las líneas de tendencia. Sería más correcto construir una línea de tendencia desde el comienzo del desarrollo o desde algún momento t, donde esta precisión de aproximación para esta misma línea de tendencia será cercana a 1 (en el mismo Excel, después de haber creado un gráfico, ¿Se puede construir una línea de tendencia, mostrar la ecuación de esta línea y aquí mostrar el mismo coeficiente de aproximación R^2)?
No encontré ningún ejemplo o material didáctico para mi trabajo en Internet. Sólo quiero saber si estoy haciendo lo correcto.
PD Entiendo que en este foro se están resolviendo tareas mucho más complejas, pero aun así os pido ayuda en este asunto. Estaría muy agradecido por cualquier aclaración/crítica, etc.
Participantes
RomanoK. 2161 11
Para el trabajo de los estudiantes, recomiendo configurar el modo Qzh constante para el pronóstico. Recomiendo no utilizar el logaritmo del acumulado, dada la larga historia de desarrollo de la producción acumulada del presente, será difícil rastrear la dinámica de la producción de petróleo. Y aquí el logaritmo se manchará adicionalmente. Vea y seleccione cualquier característica de desplazamiento diferencial, como el corte de agua de la producción acumulada de petróleo (baja viscosidad del petróleo hasta 2 cP), el logaritmo del corte de agua de la producción acumulada de petróleo con viscosidad media y el corte de agua del logaritmo de la producción acumulada de petróleo para alta viscosidad. o registrar WOR del petróleo de producción acumulada. Las características diferenciales requieren un cálculo iterativo, porque la tasa de producción de petróleo depende del corte de agua, y el corte de agua depende de la producción de petróleo acumulada. Pero Excel puede manejar fácilmente cálculos iterativos. Luego continuar el cálculo hasta llegar al 98% de corte de agua. Consideremos la economía y la defensa.
Antalik 1514 13 Kot_86 35 6Muchas gracias a todos. No pensé que me responderían tan rápido.
Hoy ya no es posible sentarse a hacer cálculos. Definitivamente lo intentaré mañana.
Si tengo más preguntas, me comunicaré contigo.
gracias de nuevo
Hola de nuevo.
Hubo preguntas sobre la Oficina del Petróleo. Como nunca tuve la oportunidad de trabajar en este programa, al abrir el archivo adjunto arriba, inmediatamente surgió una pregunta sobre la notación.
Q liquad - producción diaria de líquidos
Petróleo Q - producción diaria de petróleo
Corte de agua WCT
Q prod - producción de petróleo por año
Cum Q - producción acumulada de petróleo
RF - selección de reservas recuperables
STOIP - reservas recuperables iniciales
¿Entendí todo correctamente?
Además... ¿Podrías explicarme estos gráficos (su esencia)? Simplemente no entiendo muy bien para qué sirven.
Otro punto, al utilizar las características de desplazamiento, es lógico tomar no todo el período de desarrollo del año barbudo, sino algún período anterior al previsto con un sistema de desarrollo relativamente estable (sin reforma del sistema de inyección de agua, sin renovación activa). -perforación).
Kot_86 35 6Aquellos. Hice lo correcto cuando construí una línea de tendencia para predecir el indicador desde un cierto punto en el tiempo t y obtuve una precisión de aproximación cercana a 1.
Con esto parece quedar más o menos claro.
Ahora quiero entender la Oficina del Petróleo y hacer una predicción tanto sobre la característica de desplazamiento diferencial como usando el método que me dio Antalik.
Kot_86: todo es correcto según la notación.
romanok escribe:
Las características diferenciales requieren un cálculo iterativo, porque la tasa de producción de petróleo depende del corte de agua, y el corte de agua depende de la producción de petróleo acumulada. Pero Excel puede manejar fácilmente cálculos iterativos.
Esto es lo que se ha hecho. Los gráficos son simplemente dependencias de un indicador respecto de otro, presentadas como una tabla de valores que se utilizan para la interpolación. Los escribí de memoria.
Traza tus datos históricos WCT vs RF en este gráfico y traza tu tendencia.
Con Qzh de WCT me parece que fui inteligente, probablemente puedas dejarlo constante como primera aproximación.
Kot_86 35 6Muchas gracias. Parece entenderlo todo.
Alejandro 231 7También debe recordar que para un cálculo normal, el período de pronóstico no debe exceder la mitad del período del historial de desarrollo que tomó como base para el pronóstico. es decir, si se toman los últimos 10 años de la historia, entonces se hace un pronóstico para 5 años.
Dios mío 1183 13alex_stan escribe:
También debe recordar que para un cálculo normal, el período de pronóstico no debe exceder la mitad del período del historial de desarrollo que tomó como base para el pronóstico. es decir, si se toman los últimos 10 años de la historia, entonces se hace un pronóstico para 5 años.
A veces, incluso la mitad puede ser demasiado. Pero esto ya es una elección subjetiva según la situación.
Si el pronóstico es de intervalo, entonces el intervalo "de hasta" se expandirá en el tiempo, luego, para tomar una decisión, debe establecer la desviación máxima permitida en% del pronóstico base => obtenemos el límite de predicción en el tiempo.
Bueno, a falta de otros argumentos más razonables, haga algo así como una "prueba ciega": eligiendo entre varias características, como se recomendó anteriormente, que se ajusten a la tendencia, tome una sección "relativamente estable", comenzando desde el momento t1 y terminando con el momento t2, y luego probar el pronóstico de t3 a t4, y tomar la característica que mejor se ajuste al período de prueba de la historia.
Kot_86 35 6Hola. Acabo de tener en mis manos una computadora hoy. Decidí volver a sentarme a hacer los cálculos y… colgué de nuevo.
Nuevamente surgieron varias preguntas:
1) Se propuso fijar el régimen de Ql constante para el pronóstico. Aquellos. producción constante de líquido por año, ¿entendí bien? ¿Usar esto para todas las características de desplazamiento?
2) Características de desplazamiento diferencial. En ninguna parte pude encontrar ninguna lista de características diferenciales. ¿Usted me podría ayudar?
PD Respecto a Petroleum Office: descargado, instalado. Cuando intenté cambiar/calcular algo, Excel falló. Sobre esto, por ahora, mi conocimiento de este complemento ha terminado :)
kot_86 escribe:
Hola. Acabo de tener en mis manos una computadora hoy. Decidí volver a sentarme a hacer los cálculos y… colgué de nuevo. Nuevamente surgieron varias interrogantes: 1) Se propuso fijar el régimen de Ql constante para el pronóstico. Aquellos. producción constante de líquido por año, ¿entendí bien? ¿Usar esto para todas las características de desplazamiento? 2) Características de desplazamiento diferencial. En ninguna parte pude encontrar ninguna lista de características diferenciales. ¿Usted me podría ayudar? PD Respecto a Petroleum Office: descargado, instalado. Cuando intenté cambiar/calcular algo, Excel falló. Sobre esto, por ahora, mi conocimiento de este complemento ha terminado :)
1) si
2) de hecho, cualquier característica de desplazamiento de forma explícita o implícita puede representarse de forma integral o diferencial. Pero en la práctica, al crear modelos para cálculos, se prefieren las curvas integrales, ya que se ven menos afectadas por los cambios en el sistema de desarrollo.
Kot_86 35 6
Y nuevamente preguntas (todavía estoy aprendiendo, no entiendo mucho (pero estoy tratando de mejorar), así que me disculpo de inmediato por preguntas tal vez estúpidas):
1) Digamos que Qzh se toma constante durante un año. Pero hay características de desplazamiento en las que se utilizan 3 parámetros a la vez (A.V. Davydov) o Qzh no aparece en absoluto (M.I. Maksimov). En ambos casos, puedo hacer un pronóstico para la producción acumulada de fluido (porque Ql para el año es una constante), pero no puedo predecir Qv y Ql. Qн depende de Ql y Qv, y Qv depende del corte de agua. ¿Cómo ser?
2) Utilizando varias características recibió diferentes indicadores. ¿Terminarás tomando el promedio por encima de ellos?
1) Si la teoría es breve, entonces, según la clasificación existente, las características de desplazamiento se dividen en curvas de riego y de inmersión. Numerosas curvas de corte de agua son relaciones entre producciones acumuladas de petróleo, agua y/o líquidos o relaciones entre producción acumulada y corte de agua. Las curvas de riego caracterizan el proceso de riego de los pozos (área) en función de la producción de fluido acumulada. Estos métodos no se pueden utilizar durante la producción de aceite seco.
Las curvas de disminución de la producción caracterizan la dependencia de la recuperación actual de petróleo del factor tiempo, así como la relación entre la recuperación actual y acumulada de petróleo. Estas características también tienen como objetivo evaluar la efectividad de la tecnología de recuperación mejorada de petróleo y la tecnología de estimulación para la producción de petróleo durante un cierto período de disminución de la producción a lo largo del tiempo. Las curvas de declive caracterizan el cambio en la producción de petróleo a lo largo del tiempo.
Los métodos ampliamente conocidos de características de desplazamiento se dividen en dos y tres paramétricos. El nombre del método corresponde a la cantidad de parámetros desconocidos necesarios para su implementación. Para implementar métodos de dos parámetros, es suficiente la forma integral o diferencial. Para implementar métodos de tres parámetros, es necesario construir características tanto integrales como diferenciales.
Creo que todo está claro.
2) tomar aquel para el cual el coeficiente. correlaciones más cercanas a 1.000.
Parece que la situación se ha vuelto a aclarar.
¡Muchas gracias!
Mañana empezaré a trabajar de nuevo.
Una pequeña pregunta más: ¿dónde puedo ver todas las características de desplazamiento conocidas? tanto integral como diferencial.
PD En los cálculos utilicé el manual metodológico de Zhdanov. Hay muchas características, pero las designaciones utilizadas en las fórmulas no se dan en ninguna parte.
P.D.S. También busqué en este foro. Sólo encontré un enlace al RD en el que hay unos 14.
Y una cosa más: conté según 7 características.
Pero quiero tomar algunos más, por ejemplo, Nazarov-Sipachev Qf/Qn=a+ b*Qv. Hay un pronóstico para Qzh. Los coeficientes a y b también están ahí. Ahora no entiendo cómo conectar esto y calcular Qn y Qv...
Lo mismo se aplica a las características del desplazamiento del Instituto Francés del Petróleo (Qv/Qн=a+b*Qн donde resulta que el pronóstico Ql no da nada), Govorov-Ryabinin, etc.
Y otra pregunta: ¿por qué es realmente posible establecer un Ql constante para el pronóstico para los cálculos? Aquellos. ¿Es esto sólo teórico? ¿Hay alguna justificación para esto?
¿Por qué está ahí? En el caso de la producción mecanizada de petróleo, por ejemplo, con ayuda de la UCP. Cada UCP tiene su propia característica: caudal nominal o productividad (m3/día). por lo tanto Qzh=const
Kot_86 35 6Esto se me olvidó completamente. ¡Gracias!
Queda por abordar las características.
También recuerdo cuando era estudiante, el kursach contaba por carácter. vyt, la verdad en MathCad. Aquí está el problema: el pronóstico resultó muy inexacto debido a indicadores de desarrollo inconsistentes. Resultó que en ese momento, según el antiguo modelo geológico, era un solo objeto, y ahora, según los datos de perforación, el modelo se perfeccionó y dividió en 3 (!) Bloques. Así es como sucede.
Caos total 875 12Otro pequeño consejo: retrocede en el tiempo unos años y cuenta las características al final de ese período. De esta forma, teniendo en cuenta el historial posterior, podrá comprobar la exactitud de sus cálculos.
Mamut 251 11Si hay una buena historia de desarrollo, entonces recomendaría utilizar la relación entre el factor agua-petróleo y la producción acumulada de petróleo. Abra Excel y
1. Realizar una tabla con columnas de producción de petróleo y agua por periodos (preferiblemente por meses).
2. Según los valores de producción de petróleo y agua por meses, se construye un gráfico cuyo eje vertical tiene una escala logarítmica. En el eje vertical se representan los valores del factor agua-petróleo, la producción de petróleo y líquido para el período, y en el eje horizontal los valores de la producción acumulada de petróleo.
3. En el gráfico de la curva del factor agua-petróleo, se determina una sección recta estable a lo largo de la cual se determina la dependencia del factor agua-petróleo de la producción acumulada de petróleo (el propio Excel encuentra la fórmula):
TRABAJO =a*EXP(b*Npt)
Dónde:
WOR - factor agua-aceite;
a,b - coeficientes de dependencia logarítmica;
Npt: producción acumulada de petróleo en el momento de determinar la relación agua-petróleo.
4. Con base en la relación entre el factor agua-petróleo y la producción acumulada de petróleo, se determina la producción de petróleo prevista. Cuando el factor agua-petróleo alcance 50, lo que corresponde a un corte de agua del 98%, la producción acumulada corresponderá a reservas recuperables. Estas reservas deben estar cercanas a las reservas recuperables aprobadas. Si difieren mucho de las reservas recuperables aprobadas, entonces es necesario recalcular las reservas o revisar el sistema de desarrollo.
5. A continuación, es necesario encontrar una relación logarítmica entre el valor del factor agua-petróleo y el valor de las reservas recuperables en línea recta. El punto de inicio de esta línea corresponderá al último WOR real y la producción acumulada, y el punto final corresponderá al WOR 50 y las reservas finales recuperables de petróleo (expresadas o estimadas).
6. Con base en esta dependencia, se determinan los coeficientes de la dependencia logarítmica del factor agua-petróleo de la producción acumulada de petróleo a y b y se calculan los valores previstos del factor agua-petróleo:
TRABAJO =a*EXP(b*Npt).
7. Conociendo los valores previstos del factor agua-petróleo, se calcula la producción básica de petróleo y agua del período de previsión.
8. Cuando cambie la producción de fluidos (aumento debido a medidas, disminución debido al cierre de pozos inundados), la producción de petróleo prevista estará determinada por el valor previsto de WOR.
Tomado de la revista "Boletín del Comité Central de la República Kirguisa" No. 3 2013.
M = 1,0 (aceite ligero) 
M = 10,0 (viscosidades medias) 
M = 100 (alta viscosidad del aceite) 
Y este es el caso de mi campo, en el que, tras un riego del 90%, se produce una "fuerte disminución de las reservas de petróleo" o como escriben allí los analizadores. En este caso, una línea buena y confiable corta el agua entre un 20% y un 80%; no tiene sentido ampliarla más. 
RomanoK. escribe:
A menudo uso LN(WOR) de Qoil.
Me complace presentar líneas teóricas para varios ratios de movilidad. No recomendaría usar esta característica de desplazamiento para aceites de baja viscosidad. Tampoco recomiendo usarlo para determinar reservas con un corte de agua del 100%.
¿Quiere decir que LN(WOR) de Qoil no debería usarse para determinar las reservas con un corte de agua del 100%?)), por lo que las reservas con un corte de agua del 100% felizmente llegan al infinito. La gente corta en 50 (como un corte de agua del 98%), pero el hecho de que será exactamente hasta el 98% de corte de agua no es nada obvio ... Pero la gente sobreestima obstinadamente las reservas)) En términos absolutos, no es mucho , pero si comparamos las reservas recuperables residuales para un corte de agua del 70-80 por ciento, entonces el error en las reservas recuperables residuales puede ser 2 veces ...
RomanoK. 2161 11¡Hola, amigo! Por límite 50, probablemente te refieres a LN(49)=3,892; en mis gráficos es una línea de puntos de color naranja. Por debajo del 100%, realmente pasé volando, hay 99,99%. Un posible error se puede ver en el último gráfico.
Si se extiende desde el 80% del corte de agua hasta la línea naranja, esto equivale a unas 14.000 toneladas, aunque en realidad será un poco menos de 12.000 toneladas. Después de todo, lo más frecuente es que la naturaleza de la curva se utilice para juzgar "cambios en el desarrollo o medidas adoptadas".
Quiero señalar el tail up (reducción ficticia de las reservas) de los petróleos ligeros.
Gráficos interesantes.
Mamut escribe:
¿Por qué la línea WOR se dobla hacia arriba (reduciendo las reservas) con un corte de agua bastante bajo (70-80%)?
...
Extendámoslos, bueno, al menos hasta el valor WOR igual a 20. La mayor producción acumulada de petróleo será М=1. El más pequeño en M=100.
Al principio tampoco me di cuenta de que esto no es una escala logarítmica, sino un logaritmo realmente tomado del WNF)
RomanoK. 2161 11mishgan 130 12Mamut escribe:
Gráficos interesantes.
¿Por qué la línea WOR se dobla hacia arriba (reduciendo las reservas) con un corte de agua bastante bajo (70-80%)? La lógica (yo diría, el arte) es diferente: no dejes que esta línea se doble.
Me parece que cuanto más ligero es el petróleo, más móvil es y, por tanto, más recuperable, como también lo demuestran sus gráficos. Extendamos mentalmente la sección recta en los tres gráficos (M=1; M=10; M=100). Extendámoslos, bueno, al menos hasta el valor WOR igual a 20. La mayor producción acumulada de petróleo será М=1. El más pequeño en M=100.
En cuanto a reservas al 100% de corte de agua. Quizás tenga sentido cerrar todos los pozos que se produjeron y dejar solo aquellas producciones que correspondan al valor base de WOR.
Otra pregunta es ¿cómo hacerlo? Pero ese es un tema para otra discusión.
Roma, estaba hablando de otra cosa. Pronosticar en línea recta Ln(WOR) =a + b*Qn no es muy físico, porque con un corte de agua del 100% Ln(WOR) tiende a infinito, lo que en principio genera incertidumbre en las reservas recuperables. Se introducen restricciones artificiales sobre Ln (WOR), como Ln (49), pero, por regla general, todo esto conduce a una sobreestimación de las reservas, como usted muestra (14 según el pronóstico contra 12 según el "hecho") . Y si utilizamos tales características, entonces, por regla general, estamos en una etapa con un corte de agua decente. Por ejemplo, al estar en un punto con un corte de agua del 75% (Ln(WOR)=1.1, Qн=9 t.t) y tener reservas recuperables residuales (12-9=3 t.t), el pronóstico usando una relación lineal mostrará residuos reservas 14-9=5 t.t. Que error tan estúpido...
Dima1234 253 12Utilizo el logaritmo del WOR del aceite acumulado y el aceite acumulado del líquido acumulado.
Si Vn de Vzh se puede describir mediante un logaritmo (resulta que Sazonov), entonces calculo el NCD usando la fórmula. Si es imposible, lo reviso manualmente en Excel.
mishgan escribe:
Roma, estaba hablando de otra cosa. Pronosticar en línea recta Ln(WOR) =a + b*Qn no es muy físico, porque con un corte de agua del 100% Ln(WOR) tiende a infinito, lo que en principio genera incertidumbre en las reservas recuperables. Se introducen restricciones artificiales sobre Ln (WOR), como Ln (49), pero, por regla general, todo esto conduce a una sobreestimación de las reservas, como usted muestra (14 según el pronóstico contra 12 según el "hecho") . Y si utilizamos tales características, entonces, por regla general, estamos en una etapa con un corte de agua decente. Por ejemplo, al estar en un punto con un corte de agua del 75% (Ln(WOR)=1.1, Qн=9 t.t) y tener reservas recuperables residuales (12-9=3 t.t), el pronóstico usando una relación lineal mostrará residuos reservas 14-9=5 t.t. Que error tan estúpido...
Entiendo. En efecto, si evaluamos las "reservas residuales" en caso de corte de agua elevado, esta maldita cola puede aumentar las reservas de manera incontrolable (múltiples, ¿por qué no?). Buen punto.
mishgan 130 12Mamut escribe:
En este tema, estamos hablando de pronosticar indicadores de desarrollo. Mi idea principal es que propongo predecir los niveles de producción estrictamente de acuerdo con el valor previsto de WOR (con un volumen determinado de producción de fluido), siguiendo un camino directo hacia las reservas recuperables (pero esto no significa que no existan otros métodos).
RomanoK. escribe:
Mamut escribe:
Gráficos interesantes.
¿Por qué la línea WOR se dobla hacia arriba (reduciendo las reservas) con un corte de agua bastante bajo (70-80%)? La lógica (yo diría, el arte) es diferente: no dejes que esta línea se doble.
Me parece que cuanto más ligero es el petróleo, más móvil es y, por tanto, más recuperable, como también lo demuestran sus gráficos. Extendamos mentalmente la sección recta en los tres gráficos (M=1; M=10; M=100). Extendámoslos, bueno, al menos hasta el valor WOR igual a 20. La mayor producción acumulada de petróleo será М=1. El más pequeño en M=100.
En cuanto a reservas al 100% de corte de agua. Quizás tenga sentido cerrar todos los pozos que se produjeron y dejar solo aquellas producciones que correspondan al valor base de WOR.
En este tema, estamos hablando de pronosticar indicadores de desarrollo. Mi idea principal es que propongo predecir los niveles de producción estrictamente de acuerdo con el valor previsto de WOR (con un volumen determinado de producción de fluido), siguiendo un camino directo hacia las reservas recuperables (pero esto no significa que no existan otros métodos). Otra pregunta es ¿cómo hacerlo? Pero ese es un tema para otra conversación.Los decepcionaré un poco, las reservas en todas las gráficas son las mismas = 12 mil toneladas, no alcancé todas las opciones para un corte de agua del 99%, pero puedo hacerlo (ilustré algo diferente, y a modo de ilustración esto es una imagen completa). Así que por mucho que se alargue, es físicamente imposible extraer más de 12 mil toneladas. Como la luz del día: sin aceite. Por lo tanto, no vale la pena ampliar algo e inventar acciones que no existen. Mishgen tiene razón, todas estas gráficas se acercarán asintóticamente al número 12, pero nunca lo cruzarán.
¿Por qué LN(WNF) no es una línea? ¿Por qué tiene que ser una línea? He mostrado curvas sintéticas, de las que queda claro qué intervalos pueden considerarse lineales y cuáles no.
Ya ha intentado describir los valores básicos del WNF; realmente es muy difícil entender lo que quiere decir.
Y su propuesta para predecir indicadores de desarrollo y la cuestión de cómo hacerlo.
Bueno, como si fuera de la ventana de 2014, ya todo estuviera inventado antes que nosotros. En realidad, mis ilustraciones son ecos de pronósticos analíticos ya implementados, probados y olvidados con éxito.
Estamos hablando de diferentes verduras. Gracias Mishgen. Tu frase “uso a menudo LN (WOR) de Qoil” no tiene nada que ver con la característica de la que estoy hablando. Intenta hacer una gráfica con escala logarítmica en el eje vertical y escala normal en el eje horizontal. En el eje vertical, trace los valores de WOR (no el logaritmo de WOR) y en el eje horizontal, trace la producción acumulada de petróleo. Obtendrá algo terrible o una línea bastante recta (dependiendo de la calidad de la información entrante). Encuentre un área estable en esta línea y la fórmula de esta línea. Sin embargo, todo esto lo escribí arriba: ¿Cómo insertar un gráfico?
RomanoK. 2161 11
Mishgen, puedes ver inmediatamente a una persona experimentada. Completamente de acuerdo contigo.
Las ilustraciones que he mostrado muestran la característica de desplazamiento de un único elemento cerrado (área de desarrollo). En realidad la característica de desplazamiento final es la suma de las características de desplazamiento, si por ejemplo descomponemos el HB final, podemos ver los componentes en sus partes constituyentes.
Por ejemplo, analicé la perforación por año y la característica de desplazamiento resultante en escala logarítmica fue lineal, lo que llevó a la conclusión de que la perforación no aumentó las reservas recuperables. Además, dividiendo la perforación por años, es decir Realizada la descomposición, se ve claramente que la línea del logaritmo es consecuencia de la introducción de nuevas reservas. En el año en que se completó la perforación, la línea dejó de existir, lo que se interpreta como "todo se acabó".
Aunque no lo es.
mishgan escribe:
Mamut escribe:
En este tema, estamos hablando de pronosticar indicadores de desarrollo. Mi idea principal es que propongo predecir los niveles de producción estrictamente de acuerdo con el valor previsto de WOR (con un volumen determinado de producción de fluido), siguiendo un camino directo hacia las reservas recuperables (pero esto no significa que no existan otros métodos).Usted afirma obstinadamente que debería haber una línea allí... Además, al menos hasta Ln(49). Bueno, entonces para predecir la cuestión de la tecnología...
Al realizar pronósticos de producción, también vi muchos campos con un comportamiento lineal de Ln(WOR) a partir de Qn. Y esto no contradice en absoluto el hecho de que la característica real esté inclinada hacia arriba. Esto es muy fácil de explicar. De manera simplista, la producción total se compone de producción de "pozos básicos" (sin intervenciones de pozos), cuya característica total se comporta como lo describe Roman + producción de intervenciones de pozos (se refiere principalmente a intervenciones de pozos con crecimiento de reservas), que constantemente lo hace. No permita que esta característica se doble hacia arriba, mantiene su "rectitud".
Por tanto, parece que el campo seguirá esta línea recta. Pero esto es erróneo debido al hecho de que en un momento determinado las medidas geológicas y técnicas terminarán con un aumento de las reservas y la característica seguirá inclinándose hacia arriba. Por lo tanto, el pronóstico debe mantenerse separado para la producción de la base + y para la producción de las medidas geológicas y técnicas. Y simplemente imponer una línea recta a la característica de desplazamiento es como una lotería.
GTM no tiene nada que ver con eso. Conociendo el WOR básico, se puede determinar fácilmente la producción de petróleo con un volumen determinado de líquido. GTM es un volumen adicional de líquido (y no es un hecho que el dinero gastado en GTM haya ido a favor). RomanoK. 2161 11
Mamut escribe:
“Utilizo a menudo LN (VNF) de Qoil” no tiene nada que ver con la característica a la que me refiero. Intenta hacer una gráfica con escala logarítmica en el eje vertical y escala normal en el eje horizontal. En el eje vertical, trace los valores de WOR (no el logaritmo de WOR) y en el eje horizontal, trace la producción acumulada de petróleo.
¿En qué año y en qué universidad te graduaste?
Mamut 251 11 Bueno, quizás interrumpamos esto. Gráficos muy bonitos, no se puede discutir. No los entiendo, incluso cuando el corte de agua llega al 95%. Coincidimos con tal especialista en que cuando el corte de agua llegue al 70%, cerramos el campo.
RomanoK. 2161 11¿Por qué estás solo y por qué cerramos el depósito?
Nadie dijo eso, es tu fantasía.
Entendí a Mammoth así (foto). 
En mi opinión, es sensato utilizar un XB de este tipo para la gestión operativa del desarrollo. Sencillo y claro.
Joder, ¿cómo puedo publicar fotos?
RomanoK. 2161 11DimA1234 escribe:
En mi opinión, es sensato utilizar un XB de este tipo para la gestión operativa del desarrollo. Sencillo y claro.
En realidad, así es como se utiliza desde hace un siglo :)
Y hay una nota más: el uso de las características de desplazamiento supone una compensación del 100%. Esto ha sido olvidado por muchos. Por ejemplo, puede dejar de bombear agua y comenzar a reducir el corte de agua; esto provocará un aumento ficticio de las reservas, mientras que el petróleo se extraerá de la reserva elástica. Éste es el secreto de la eficacia de la inyección de agua cíclica, cuando, con toda la eficacia, las tendencias a largo plazo pueden mostrar un efecto nulo.
¿Estás bromeando o en serio? construir un WNF en una escala Log o construir un Ln(WNF) en una escala lineal es lo mismo, lo que sea más conveniente para usted...
Mamut escribe:
GTM es un volumen adicional de líquido (y no es un hecho que el dinero gastado en GTM haya ido a favor)
respetando su edad y experiencia, permítame comentarle que las medidas geológicas y técnicas en el mundo moderno de la industria petrolera no son sólo las medidas de estimulación que usted describe. Lo mencionado anteriormente se refería a aquellas medidas geológicas y técnicas que aumentan las reservas. Es decir, principalmente perforaciones y desvíos. Simplemente enderezan la caracterización. Tan pronto como dejemos de incrementar las reservas (poniendo en servicio pozos con menor corte de agua), tendremos que olvidarnos de la linealidad. No sé cómo transmitir aún más claramente esta sencilla idea.
Esto es lo que estás diciendo.
Contamos con un campo, la producción en dinámica consiste en 1) producción base junto con intervenciones de pozos para estimulación + 2) producción a partir de la puesta en servicio de nuevos pozos y desvío (intervenciones de pozos con incremento de reservas). Después de trazar el CW basándose en él, verá una sección lineal y, listo, predice la producción por delante para cualquier extracción de fluido determinada. Digamos. ¿Pero te das cuenta de que a esta presa la llamas BÁSICA? Aquellos. ¿Cree que esta tendencia es básica y que intervenciones en pozos como la perforación y el desvío sólo agregarán reservas por encima de esta tendencia? Si es así, lo siento, no voy contigo :) AlNikS 872 11
RomanoK. escribe:
Por ejemplo, analicé la perforación por año y la característica de desplazamiento resultante en escala logarítmica fue lineal, lo que llevó a la conclusión de que la perforación no aumentó las reservas recuperables. Además, dividiendo la perforación por años, es decir Realizada la descomposición, se ve claramente que la línea del logaritmo es consecuencia de la introducción de nuevas reservas. En el año en que se completó la perforación, la línea dejó de existir, lo que se interpreta como "todo se acabó".
Para ser honesto, en mi opinión, analizar la PERFORACIÓN utilizando características de desplazamiento es una especie de tontería ... A menos que vayas a desarrollar un campo, perforando uniformemente N pozos por año durante todo el período de desarrollo.
Mamut 251 11No prestó atención y dio motivos para regodearse a los sabios. Él mismo tiene la culpa.
DimA1234, tienes toda la razón. Sólo la frase "Todo está bien, estamos entrando en NOR con menos corte de agua" la reemplazaría por la frase "Todo está bien, estamos involucrando reservas no contabilizadas en el desarrollo y aumentando la recuperación de petróleo (OR)". En otras palabras, los inventarios estaban subestimados.
No llega a RomanK y Mishgan. Sin embargo, RomanK. pronuncia la ingeniosa frase "En realidad, se ha utilizado así durante un siglo". Quizás en Occidente sí, todavía no aplicamos esto en todas partes.
El gráfico presentado por RomanK debería dividirse en dos partes: historia y previsión.
RomanK, muestra en el gráfico la fórmula para la relación entre WOR y la producción acumulada de petróleo para una sección recta de la historia. Usando esta fórmula, encuentre el valor WOR para el siguiente período, después del real, para cualquier volumen (real) de líquido. Este valor será el valor base del WNF. Es decir, determine cuál de los dos pozos necesita ser reparado, el que, después de la reparación, producirá 300 m3 de agua y 20 toneladas de petróleo, o el que, después de la reparación, producirá 80 m3 de agua y 10 toneladas de petróleo. No lo sé todavía. Porque no sé el valor base de WNF. Cuando conozca el valor WOR base, reparará el pozo cuyo valor WOR esté más cerca del valor WOR base.
Mishgan, no me refiero en absoluto al botín base. Me refiero al valor base de WNF. Usted mencionó la palabra "intensificación". ¿Qué es la intensificación? No creas que no lo sé. ¿Quiero saber si sabes esto o no? ¿Cuál es la diferencia entre intensificación y optimización? Rata del páramo escribe:
Para ser honesto, en mi opinión, analizar la PERFORACIÓN utilizando características de desplazamiento es una especie de tontería ... A menos que vayas a desarrollar un campo, perforando uniformemente N pozos por año durante todo el período de desarrollo.
Ratas, ¿qué es exactamente una locura? La tarea de poner en marcha nuevos pozos es aumentar las reservas potenciales, como se llama el factor de recuperación de petróleo. Por ejemplo, como propietario virtual, sería interesante para mí ver cómo un aumento múltiple del fondo afecta las reservas, si hubo un aumento significativo o como tubos en un cubo, sin aumento. Las abuelas miden durante años, por lo que es lógico conservar los pozos durante años. Si contamos los ocho, los puntos de producción de los nuevos pozos, entonces es fácil conservar nuevos pozos y seguir haciéndolo a lo largo de los años. Incluso se puede observar cómo los pozos nuevos, como Cinderella, en la noche del 31 de diciembre al 1 de enero pierden su "tasa de producción de petróleo alcanzada y sobrecumplida", por lo que ya se ha devengado una prima.
Mishgan, también le declaro responsablemente que ninguna medida geológica y técnica aumenta las reservas. Las reservas de hidrocarburos las hizo nuestra madre Tierra y muchas gracias a ella por ello. Y la gente cuenta las reservas, luego vuelve a calcular y aumenta las reservas, y luego vuelve a calcular y vuelve a aumentar las reservas. También sucede al revés. Depende de quién esté estudiando. Y los pozos en los que se toman determinadas medidas geológicas y técnicas extraen estas reservas. Y cada pozo (GTM) tiene su propio potencial, más del que no puede dar. Después de calcular las reservas y evaluar el factor de recuperación de petróleo, la gente coloca (diseña) pozos en los yacimientos, los perfora y los pone en funcionamiento. Algunos pozos se introducen con el fin de extraer fluido, otros con el fin de compensar la extracción de fluido.
Y así, si el cálculo de las reservas y los factores de recuperación de petróleo se calcula correctamente, el sistema de desarrollo se compila correctamente, los pozos (y el depósito en su conjunto) se explotan en todas las etapas de desarrollo de acuerdo con su potencial y manteniendo el equilibrio material, luego, al final, todas las reservas recuperables calculadas se seleccionarán del depósito cuando el corte de agua alcance el 98 % o el valor WOR = 50. El desarrollo en este caso seguirá una relación directa entre WOR y la producción acumulada, cuyas coordenadas del último punto tendrán los valores 50:LOW.
Esto, por regla general, no sucede. Ocurre cuando los pozos tienen una producción insuficiente o se reproducen (no debe confundirse con el potencial del pozo). Cuando los pozos no están produciendo reservas suficientes, la línea recta es más vertical y es necesario realizar trabajos para optimizar el desarrollo, es decir dirija la línea del gráfico al punto final en las coordenadas 50: ABAJO. Si los pozos están reproduciendo reservas, entonces la línea recta es más horizontal. Esto significa que los pozos extraerán más de lo previsto en el proyecto. Concluimos que se estima que las reservas están subestimadas y que el desarrollo competente de los pozos (con sus diversas intervenciones) condujo a un aumento en la recuperación de petróleo. También ocurre cuando el desarrollo va en línea recta con las coordenadas del último punto 50: ABAJO, pero el periodo de desarrollo es muy largo. Con ciertas medidas geológicas y técnicas, el período de desarrollo se puede reducir si se mantiene esta línea. Estas acciones geológicas y técnicas conducirán a la intensificación del desarrollo. Para determinar en cuál de los tres casos se ubicará el embalse en el periodo de pronóstico, es necesario conocer el valor base del WOR.
RomanK, para notar cómo nuevos pozos, como Cenicienta, en la noche del 31 de diciembre al 1 de enero pierden su "tasa de producción de petróleo alcanzada y sobrecumplida", por lo que ya se ha acumulado una prima (por cierto, no solo los nuevos unos), es necesario llevar un resumen diario de la producción, entrega y presencia de petróleo en el parque y la inyección de agua comercial, y no dejar todo a merced de los preparadores. Y confundir este resumen con el informe geológico mensual.
4.3 Características de desplazamiento
El uso de características de desplazamiento (CV) para resolver los problemas del desarrollo de depósitos de petróleo fue propuesto por primera vez por D.A. Efros (1959) en forma de dependencia de la recuperación acumulada de petróleo de la recuperación acumulativa de fluidos.
Las ventajas del método de pronóstico basado en el uso de las características del desplazamiento del petróleo por el agua son:
Facilidad de aplicación de este método de previsión;
Las reservas recuperables de petróleo se determinan directamente por las características de desplazamiento, sin un valor preliminar de las reservas de equilibrio y el factor de recuperación de petróleo de diseño, cuya determinación en algunos casos es difícil.
La esencia de la técnica es la siguiente.
Un método ampliamente utilizado para resolver este problema es el método de mínimos cuadrados. Consideremos un caso específico. El sistema de ecuaciones está dado:
Sistema de dos ecuaciones lineales con dos incógnitas a, b. Además, de la segunda igualdad, expresando el coeficiente by sustituyendo en la primera igualdad, encontramos el coeficiente a. Los valores reales de la función se determinan sustituyendo el valor real de la producción acumulada de productos (V n, V c, V l) en el lado izquierdo de las ecuaciones.
El éxito del uso de las características de desplazamiento para determinar el efecto tecnológico de BGS y la intensificación de la afluencia de petróleo se debe principalmente al hecho de que se seleccionan sistemas de coordenadas en los que los datos encajan más o menos bien en línea recta.
Cuando se utilizan las características de desplazamiento, existe una probabilidad bastante alta de que si los puntos reales se encuentran lo suficientemente cerca de la línea recta en el período de la prehistoria, entonces en el período de extrapolación también estarán en la línea recta.
Características de desplazamiento utilizadas para seleccionar la ecuación de la curva de riego para evaluar la eficiencia del EOR.
donde Q n, Q n, Q l - los valores reales de la producción acumulada de petróleo, agua y líquido; a, b son coeficientes constantes.
Para determinar la producción de petróleo mediante el uso de HW según CW, las dependencias se trazan en coordenadas. Luego se determina la producción adicional. Los resultados de los cálculos de producción de petróleo y el cálculo de las curvas base se realizaron utilizando una computadora (usando el programa Microsoft Excel).
Consideremos el método Maksimov con más detalle usando el ejemplo del pozo No. 1.
(4.3.9)
(4.3.10)
Su criterio:
(4.3.11)
Tabla 4.3.1 Resultados del cálculo de la producción de petróleo debido a EOR (pozo No. 1)
| FECHA | Producción por mes, t. | La producción acumulada, | ||
| Aceite | Agua | Aceite | Líquido | |
| 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 |
Tabla 4.3.2 Curvas base calculadas
| fecha | Abizbaev | Govorov-Ryabinin | davydov | Kambarov | Maksimov | Rápido. Neftesod. | Sazonov |
| 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 |
| Coef. A | -3,13684 | 3,230525 | -31628,6 | 2728,19 | -12583,2 | -64,2134 | -12654,2 |
| Coef. B | 0,970435 | 1,026355 | 34626 | -30089419 | 1344,335 | 0,032542 | 1346,908 |
| criterio | 0,017256 | 0,007321 | 0,02051 | 0,014113 | 0,044377 | 0,010731 | 0,044397 |
Tabla 4.3.3
| fecha | La fórmula de Kambarov. | Fórmula de Govorov-Ryabinin | Publicación de fórmula. Neftesod. | Valor promedio | |||||||
| ext. petróleo | producción adicional | ext. petróleo | producción adicional | ext. petróleo | producción adicional | producción adicional | |||||
| por mes | acumulado | por mes | acumulado | por mes | acumulativo | por mes | acumulativo | ||||
| 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 |
Arroz. 4.3.1. Dependencia de la producción acumulada de petróleo de la producción acumulada de líquido (método Kambarov)
Arroz. 4.3.2. Dependencia de la producción acumulada de petróleo de la producción acumulada de fluidos (método Govorov-Ryabinin)
Arroz. 4.3.3. Dependencia de la producción acumulada de petróleo de la producción acumulada de fluidos (método del contenido de petróleo constante)
Arroz. 4.3.4. Calendario para calcular la producción adicional de petróleo debido a EOR (pozo No. 1)
Los datos de cálculo para los pozos No. 2, No. 3 se dan en las tablas 4.3.4 - 4.3.9.
Tabla 4.3.4 Resultados del cálculo de la producción de petróleo debido al pozo EOR No. 2
| FECHA | Producción por mes, t. | La producción acumulada, | ||
| Aceite | Agua | Aceite | Líquido | |
| 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 |
Tabla 4.3.5 Curvas base calculadas
| fecha | Abizbaev | Govorov-Ryabinin | davydov | Kambarov | Maksimov | Rápido. Neftesod. | Sazonov |
| 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 |
| Coef. A | -2,37941 | 2,125022 | 91740,72 | 5000,988 | -20441,7 | -293,927 | -20535,3 |
| Coef. B | 1,094898 | 0,886903 | -113997 | -11634616 | 2627,138 | 0,255007 | 2565,153 |
| criterio | 0,014237 | 0,010871 | 0,060408 | 0,016605 | 0,027179 | 0,028408 | 0,027169 |
Tabla 4.3.6
| fecha | La fórmula de Kambarov. | Fórmula de Govorov-Ryabinin | La fórmula de Abyzbaev | Valor promedio | |||||||
| ext. petróleo | producción adicional | ext. petróleo | producción adicional | ext. petróleo | producción adicional | producción adicional | |||||
| por mes | acumulado | por mes | acumulado | por mes | acumulado | por mes | acumulado | ||||
| 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 |
Arroz. 4.3.5. Dependencia de la producción acumulada de petróleo de la producción acumulada de líquido (método Kambarov)
Arroz. 4.3.6. Dependencia de la producción acumulada de petróleo de la producción acumulada de fluidos (método Govorov-Ryabinin)
Arroz. 4.3.7. Dependencia de la producción acumulada de petróleo de la producción acumulada de fluidos (método de Abyzbaev)
Arroz. 4.3.8. Calendario para calcular la producción adicional de petróleo debido a EOR (pozo No. 2)
Tabla 4.3.7 Resultados del cálculo de la producción de petróleo debido al pozo EOR No. 3
| FECHA | Producción por mes, t. | La producción acumulada, | ||
| Aceite | Agua | Aceite | Líquido | |
| 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 |
Tabla 4.3.8 Curvas base calculadas
| fecha | Abizbaev | Govorov-Ryabinin | davydov | Kambarov | maxi-mov | Rápido. Neftesod. | Sazonov |
| 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 |
| Coef. A | 2,467206 | -1,67636 | 6341,679 | 3589,756 | -9994,16 | 1052,732 | -8018,52 |
| Coef. B | 0,561221 | 1,245447 | -13629,1 | -3782645 | 1609,489 | 0,083232 | 1153,895 |
| criterio | 0,007578 | 0,012871 | 0,049668 | 0,005903 | 1,522027 | 0,004238 | 26,16246 |
Tabla 4.3.9
| fecha | La fórmula de Kambarov. | La fórmula de Abyzbaev | Publicación de fórmula. Neftesod. | Valor promedio | |||||||
| acumulado ext. petróleo | producción adicional | acumulado ext. petróleo | producción adicional | acumulado ext. petróleo | producción adicional | producción adicional | |||||
| por mes | acumulado | por mes | acumulado | por mes | acumulado | por mes | acumulado | ||||
| 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 |
Arroz. 4.3.9. Dependencia de la producción acumulada de petróleo de la producción acumulada de líquido (método Kambarov)
Arroz. 4.3.10. Dependencia de la producción acumulada de petróleo de la producción acumulada de fluidos (método de Abyzbaev)
Arroz. 4.3.11. Dependencia de la producción acumulada de petróleo de la producción acumulada de fluidos (método del contenido de petróleo constante)
Arroz. 4.3.12. Calendario para calcular la producción adicional de petróleo debido a EOR (pozo No. 3)
5. CÁLCULO DE INDICADORES TECNOLÓGICOS DE DESARROLLO AL APLICAR EL MÉTODO
Cálculo de indicadores de desarrollo según el método de planificación actual de la producción de petróleo y líquidos. Esta técnica se conoce como "Metodología del Comité Estatal de Planificación de la URSS". Todavía se utiliza en todos los departamentos de producción de petróleo y gas, en las empresas productoras de petróleo, en las organizaciones del complejo de combustible y energía y en las organizaciones de planificación.
Datos iniciales para el cálculo:
1. Saldo inicial de reservas de petróleo (NBZ), t;
2. Reservas iniciales recuperables de petróleo (RIN), t;
3. Al inicio del año previsto:
Producción acumulada de petróleo (ΣQ n), t;
Producción acumulada de fluidos (ΣQ l), t;
Inyección de agua acumulada (ΣQ zak), m 3 ;
El stock operativo de pozos productores (N d días);
Stock operativo de pozos de inyección (N días);
4. Dinámica de la perforación de pozos por años para el período planificado (Nb):
Minería (Nd b);
Inyección (N n b).
Tabla 5.1 Datos iniciales para el área Zapadno-Leninogorskaya del campo Romashkinskoye
| Año | NBZ, miles de toneladas | ENT, miles de toneladas | ΣQ n, miles de toneladas | ΣQ w, miles de toneladas | Orden ΣQ, miles de m 3 | ||||
| 2009 | 138322 | 69990 | 54830 | 200323 | 236577 | 307 | 196 | 3 | 1 |
Cálculo de indicadores de desarrollo.
1. Número de días de operación de pozos productores en un año, transferidos del año anterior:
Carril D \u003d 365 × K (5,1)
Carril D = 365 × 0,9 = 328,5
2. Número de días de operación de nuevos pozos productores:
3. Tasa promedio de producción de petróleo de nuevos pozos productores:
q n nuevo = 8 t/día
4. El coeficiente de disminución de la producción de petróleo de los pozos productores:
5. Producción anual de petróleo de nuevos pozos:
(5.1)
6. Producción anual de petróleo de los pozos transferidos:
7. Producción total anual de petróleo
(5.3)
8. Producción anual de petróleo de pozos nuevos del año anterior, si trabajaron sin caer en este año:
9. Producción anual de petróleo de los pozos transferidos del año anterior (si trabajaron sin caer):
10. Posible producción estimada de petróleo de todos los pozos del año anterior (si funcionan sin caer):
(5.5)
11. Producción de petróleo planificada de los pozos del año anterior:
12. Disminución de la producción de petróleo de los pozos del año anterior:
(5.6)
13. Porcentaje de cambio en la producción de petróleo de los pozos del año anterior:
(5.7)
14. Tasa de producción promedio de un pozo de petróleo:
(5.8)
15. Tasa de producción promedio de los pozos de petróleo transferido del año anterior:
(5.9)
16. Producción acumulada de petróleo:
17. El factor de recuperación de petróleo actual (ORF) es inversamente proporcional a las reservas del saldo inicial (NBZ):
(5.11)
18. Retiro de reservas iniciales recuperables de ENT aprobadas, %:
(5.12)
19. Tasa de recuperación de reservas recuperables iniciales (RIN), %:
(5.13)
20. Tasa de recuperación de reservas recuperables actuales, %:
(5.14)
21. Corte medio de agua de los productos elaborados:
(5.15), 
22. Producción anual de líquidos:
23. Producción de líquidos desde el inicio del desarrollo:
24. Inyección anual de agua:
(5.18)
25. Compensación anual por retirada de líquido por inyección:
26. Compensación acumulativa de retirada de líquido por inyección:
27. Relación agua-aceite:
La dinámica de los principales indicadores de desarrollo se muestra en la tabla. 5.2
Cuadro 5.2 Dinámica de los principales indicadores de desarrollo
| años | Producción, millones de toneladas | Producción acumulada, millones de toneladas | EN, % | Inyección de agua, millones de m 3 | Tasa promedio de producción de petróleo, t/día | NIC | Tasa de selección de los NIH | La tasa de selección de TIZ. | |||
| aceite | liquidos | aceite | liquidos | año | S | ||||||
| 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 |
La dinámica de la producción anual de petróleo, líquido y inyección anual de agua se muestra en la fig. 5.1.
Arroz. 5.1. Dinámica de la producción anual de petróleo, líquido, inyección anual de agua.
La dinámica de la producción acumulada de petróleo y líquidos y la inyección acumulativa de agua se muestra en la fig. 5.2.
Arroz. 5.2. Dinámica de la producción acumulada de petróleo y líquidos y de la inyección acumulativa de agua.
La dinámica de CIN, la tasa de selección de ENT y la tasa de selección de TIZ se muestran en la Fig. 5.3.
Arroz. 5.3 Dinámica de las CIN, tasa de selección de las ENT y tasa de selección de las TIZ
Los análisis anteriores de la efectividad de los efectos microbiológicos mostraron una eficiencia muy baja de este método.
Como aplicación de la tecnología para aumentar la capacidad de limpieza de petróleo de un agente desplazante en pozos desarrollados en yacimientos de baja permeabilidad durante inundaciones primarias, se considera la inyección de surfactantes solubles en agua (surfactantes AF 9 -12).
El desarrollo de formaciones inundadas de agua se lleva a cabo de manera más efectiva con el uso de tensioactivos solubles en aceite (AF 9 -6).
Durante la inyección de dispersiones acuosas de tensioactivos no iónicos solubles en aceite en el yacimiento, se forma una pastilla de microemulsión con un bajo contenido de aceite, buena capacidad de desplazamiento de petróleo y una viscosidad cercana a la viscosidad del petróleo en el frente de desplazamiento, lo que aumenta la eficiencia de desplazamiento y el yacimiento. Cobertura por inyección de agua.
Como ejemplo más típico de la aplicación de tecnologías para restringir la movilidad de un agente inyectado en zonas de alta saturación de agua, se considera una tecnología que utiliza sistemas compuestos basados en sistemas de polímeros encapsulados (CPS) e inyección de un material coloidal disperso (DCM). .
LISTA DE LITERATURA UTILIZADA
1. Zheltov Yu.P. Desarrollo de campos petroleros. - M.: Nedra, 1998.
2. Ibatulín R.R. Fundamentos teóricos de los procesos de desarrollo de yacimientos petrolíferos: un curso de conferencias. Parte 1. Sistemas y modos de desarrollo: Manual didáctico y metódico. - Almétievsk: AGNI, 2007.
3. Ibatulín R.R. Fundamentos teóricos de los procesos de desarrollo de yacimientos petrolíferos: un curso de conferencias. Parte 2. Procesos de influencia en las formaciones (Tecnologías y métodos de cálculo): Manual didáctico y metodológico. - Almétievsk: AGNI, 2008.
4. Ibatullin R.R., Garipova L.I. Colección de problemas sobre los fundamentos teóricos del desarrollo de los campos petroleros. - Almétievsk: AGNI, 2008.
5. Muslimov R.Kh. Métodos modernos para aumentar la recuperación de petróleo: diseño, optimización y evaluación de la eficiencia: libro de texto. - Kazán: editorial "Feng" de la Academia de Ciencias de la República de Tartaristán, 2005.
6. Mayor recuperación de petróleo en una etapa tardía del desarrollo del campo (métodos, teoría, práctica) /R.R. Ibatullín, N.G. Ibragimov, Sh.F. Takhautdinov, R.S. Khisamov. - M.: Nedra - Centro de Negocios, 2004.
7. Rastorgueva L.G., Zakharova E.F. Guía metodológica para el desarrollo de un proyecto de graduación de acuerdo con los requisitos de las normas para el diseño de la parte textual y gráfica Almetyevsk 2007.
8. Lipaev A.A., Musin M.M., Yangurazova Z.A., Tukhvatullina G.Z. Metodología para el cálculo de indicadores tecnológicos del desarrollo de yacimientos petrolíferos: Libro de texto. - Almétievsk, 2009 - 108 p.
Información sobre el trabajo "Aumento de la recuperación de petróleo mediante impacto microbiológico en el ejemplo del área Zapadno-Leninogorskaya del campo Romashkinskoye del NGDU "Leninogorskneft""
La efectividad de los sistemas de desarrollo de campos petroleros con inundaciones está determinada en gran medida por la participación completa en el desarrollo de las reservas comerciales de petróleo y la naturaleza de su producción. De esto dependen tanto la tasa de producción como la integridad de la extracción de petróleo de las entrañas.
En condiciones de inundación, la integridad del desarrollo de formaciones productivas depende principalmente del grado de cobertura del objeto de desarrollo tanto en términos de área como de sección, que está determinado en gran medida por la naturaleza del movimiento del agua inyectada y el agua de formación. Por lo tanto, en el análisis geológico y de campo se debe prestar especial atención a las cuestiones de la cobertura de las formaciones por el efecto del agua inyectada y las características del movimiento del agua a través de las formaciones productivas.
Entre los factores geológicos y físicos que afectan el proceso de inundación se encuentran las propiedades de filtración de las formaciones productivas, la naturaleza y grado de su heterogeneidad, las propiedades de viscosidad de la saturación de las formaciones y de los fluidos inyectados en ellas, etc.
Los principales factores tecnológicos que influyen en la inyección de agua y la recuperación de petróleo son: los parámetros de la red de los pozos de producción, el diseño del sistema de inyección de agua, la tasa de desarrollo, la tecnología de extracción de fluidos e inyección de agua, las condiciones para el desarrollo de los yacimientos adyacentes y la naturaleza de la apertura de los yacimientos productivos en los pozos.
El procesamiento de datos de observación sobre la inundación del yacimiento permite establecer la posición actual del contacto agua-petróleo, los contornos externos e internos del yacimiento en diferentes fechas de desarrollo, incluida la fecha del análisis de desarrollo. Conociendo la posición del WOC, es posible establecer la posición actual del contorno petrolífero y el volumen de la parte lavada del yacimiento.
Actualmente, en relación con el desarrollo de métodos para monitorear el desarrollo de los campos petroleros, las ideas sobre la naturaleza del movimiento se han expandido significativamente. Hay dos formas principales de movimiento: elevación vertical y riego capa por capa del depósito de petróleo.
Como resultado de la acción conjunta de una gran cantidad de factores en el proceso de movimiento a través del depósito, éste se mueve de manera desigual y generalmente adquiere una forma geométrica muy compleja. En un campo multicapa, debido a la diferencia en la estructura litológica del objeto en espesor, se forman varios frentes de desplazamiento independientes con diferentes velocidades.
(6.2)
Dónde:
Cabe señalar que en este caso el riego del depósito de aceite desde abajo también es un requisito previo. Por lo tanto, para campos multicapa con depósitos claramente aislados operados por un solo filtro, los métodos indirectos no son aplicables. Si durante el desarrollo hay al menos una pequeña cantidad de estudios geofísicos para el control de movimientos, es necesario comparar los datos geofísicos y los datos calculados a partir de los métodos de control indirecto propuestos. Los métodos indirectos considerados dan, por regla general, un espesor del yacimiento sobreestimado, por lo que, si es posible, es deseable hacer correcciones a los datos calculados, que se obtienen al comparar los datos geofísicos y calculados.
Se utilizan métodos indirectos para determinar la posición actual para construir una curva de elevación ideal (a) o un mapa de superficie (b). Ambos métodos sirven como base para construir un mapa del espesor restante de la capa petrolera en la fecha del análisis de desarrollo.
Para procesar todos los datos de movimiento durante el proceso de desarrollo y reducir todos los datos a un punto en el tiempo, en muchos casos es aconsejable construir una curva de desplazamiento ideal o, en otras palabras, una curva de elevación ideal.
La metodología para construir mapas de efectos de inyección para capas de un campo multicapa es la misma que para uno de una sola capa. Debe tenerse en cuenta que si no hay efecto de inyección en ninguna sección de un yacimiento de una sola capa, entonces durante el levantamiento artificial sus reservas aún se desarrollan en el modo de agotamiento, y las reservas de dicha sección generalmente no se desarrollan en un multi. -depósito de capa.
En la práctica, al construir mapas de impacto de la inyección dentro de los tres grupos previamente identificados, se identificaron tres grados de impacto. En el primer grupo (conexión directa de zonas de inyección y extracción) se distinguieron zonas de producción fluida, levantamiento artificial y sin impacto. En el segundo grupo (no existe conexión directa entre las zonas de inyección y retirada), las zonas de influencia se identifican a través de la confluencia de capas adyacentes y la zona de falta de conexión con la inyección. En el tercer grupo se encuentran la zona de apertura únicamente de pozos de inyección y la zona de no influencia sobre yacimientos de baja productividad. Todas estas zonas están incluidas en .
La identificación de diferentes zonas sujetas a una influencia desigual de inyección permite diferenciar las reservas del yacimiento y determinar las reservas que participan activamente en el desarrollo, y que no están cubiertas por el desarrollo bajo el sistema existente y están sujetas a perforación, es decir, determinar la estructura de las reservas de petróleo a la fecha del análisis de desarrollo.
La mejora de los sistemas de desarrollo debe seguir el camino del aumento de la cobertura del impacto de las formaciones productivas, la eliminación de zonas y secciones de formaciones que no se ven afectadas o débilmente afectadas por la inyección.
6.3. Análisis de la dinámica de los factores actuales de barrido, desplazamiento y recuperación de petróleo en la zona de formación inundada.
Una de las tareas más importantes que surgen al analizar el desarrollo de los campos petroleros en una etapa tardía es identificar la naturaleza de la distribución del resto de las reservas de petróleo dentro del volumen inicial del depósito que contiene petróleo.
Esto es necesario, en primer lugar, para evaluar correctamente las reservas de petróleo recuperables restantes con métodos de desarrollo convencionales y métodos conocidos para intensificar la producción de petróleo.
El conocimiento de la naturaleza de la distribución de las reservas residuales de petróleo es especialmente importante para el uso eficaz de los llamados métodos terciarios de recuperación mejorada de petróleo (métodos fisicoquímicos, de gas, térmicos, mecánicos).
La determinación de las reservas residuales de petróleo, ubicadas en la fecha del análisis en el volumen saturado de petróleo, se puede realizar mediante las siguientes fórmulas.
La suma de los volúmenes del depósito y es igual al volumen inicial del depósito que contiene petróleo:
El saldo de las reservas de petróleo (aproximadamente) se puede escribir.
(6.7)
Dónde:
El volumen se puede representar como si consta de dos partes:
(6.8)
Dónde:
Por lo tanto, y se puede representar como la suma
El volumen de la parte discontinua de la formación depende tanto de la estructura geológica (presencia de lentes y medias lentes, zonas sin salida, estratificaciones, fallas, pinchouts, etc.), como del sistema de estimulación de la formación y la distancia entre producción. y pozos de inyección. Este volumen para los depósitos perforados se determina mediante mapas zonales de espesores saturados de petróleo o calculando volúmenes no producidos por perfiles. Si no hay otros datos, generalmente se supone que el volumen de la parte discontinua del yacimiento, así como las reservas de equilibrio en este volumen, no cambian durante el proceso de desarrollo, porque no hay impacto sobre este volumen y no se extrae petróleo de él, es decir , donde: - el volumen inicial de la parte discontinua de la formación.
Para depósitos no perforados en la etapa de diseño inicial, se determina por analogía con depósitos similares o de acuerdo con las recomendaciones contenidas en los manuales de diseño de desarrollo.
El método principal para determinar las reservas residuales de petróleo es el método volumétrico. Sin embargo, en una etapa tardía de desarrollo, las condiciones para su aplicación se vuelven mucho más complicadas en comparación con las condiciones iniciales debido a la compleja configuración del límite actual entre y , es decir, la dificultad radica en determinar la posición actual del frente de inundación. (actual) y los contornos actuales del petróleo.
Como se sabe, cuando el petróleo es desplazado por el agua, el coeficiente de recuperación de petróleo se considera como el producto de tres coeficientes
(6.10)
Dónde:
La eficiencia de desplazamiento se entiende como la relación entre el volumen de petróleo desplazado después de un lavado prolongado y repetido de una muestra de roca y el volumen inicial saturado de petróleo. Este coeficiente se establece de acuerdo con los resultados de estudios de laboratorio sobre muestras de rocas y, por su naturaleza física, caracteriza la recuperación máxima de petróleo durante el lavado a largo plazo de una parte continua de la formación.
(6.11)
Dónde:
La relación de barrido de inyección de agua (a menudo denominada relación de inyección de agua) es la relación entre el volumen de la parte lavada del yacimiento y el volumen del yacimiento ocupado por el petróleo móvil, es decir, Volumen continuo del depósito - . Este coeficiente depende principalmente de la heterogeneidad de la permeabilidad de la formación, la relación entre las viscosidades del petróleo y el agua y el grado de corte de agua en los pozos productores cuando están cerrados. Consulte a continuación los métodos para determinar la eficiencia del barrido.
Factor de barrido - (factor de pérdida de petróleo debido a la discontinuidad de la formación) se define como la relación entre el volumen (reservas) cubierto por el impacto y el volumen (reservas) total (inicial) del yacimiento (depósito).
Dado que una de las partes del documento de proyecto para el desarrollo de un campo de petróleo y gas-petróleo es la justificación de la recuperación final de petróleo de los yacimientos, la tarea del análisis de desarrollo es verificar la exactitud de los coeficientes seleccionados incluidos en el Fórmula de recuperación de petróleo, a saber, el desplazamiento petróleo-agua, petróleo-gas, gas-petróleo, gas-agua, coeficientes de desplazamiento y cobertura de inundaciones. El refinamiento de las características físico-hidrodinámicas del desplazamiento, determinadas en condiciones de laboratorio, se da en. El método para determinar los factores de barrido y recuperación actuales se describe a continuación.
Primera manera. En la última etapa del desarrollo de los depósitos de petróleo, es importante identificar áreas ya lavadas con agua y áreas todavía ocupadas por petróleo, así como evaluar la reducción en los espesores efectivos de la capa de petróleo en áreas saturadas de petróleo como resultado del movimiento durante el desarrollo. . Para ello se utiliza un mapa de espesores saturados de petróleo efectivo residual, construido a partir de la fecha del análisis de desarrollo, el cual se utiliza para determinar las reservas de petróleo residual.
La recuperación de petróleo en la parte regada del yacimiento está determinada por la siguiente fórmula
(6.13)
Dónde:
Se entiende por parte regada de la formación el volumen (reservas de petróleo) encerrado entre la posición inicial y la actual.
Si se construyen mapas de espesores saturados de petróleo residual para diferentes fechas de desarrollo de un depósito de petróleo con un intervalo de, por ejemplo, dos o tres años, entonces es posible determinar una serie de valores de la recuperación de petróleo lograda en la parte regada del yacimiento y obtener la dinámica de este indicador en el proceso de desarrollo de un yacimiento de petróleo. Las curvas obtenidas mediante el método descrito caracterizan bien la eficiencia de los yacimientos productores.
Segunda forma La determinación de la recuperación de petróleo en la parte regada del yacimiento está asociada con el proceso de inundación con agua en circuito.
Durante la inyección de agua en circuito durante la producción de petróleo seco, toda el agua inyectada se utiliza para desplazar el petróleo, es decir, cada metro cúbico de agua inyectada desplaza exactamente la misma cantidad de petróleo del yacimiento. Después de que el agua ingresa a los pozos de producción a lo largo de las capas intermedias más permeables, parte del agua inyectada pasa a través de las capas intermedias lavadas.
Si de la cantidad total de agua inyectada restamos el volumen de agua producida junto con el petróleo de los pozos productores ubicados en la zona de riego, es decir, cerca de los pozos, obtenemos la cantidad de agua que ha realizado un trabajo útil, desplazando una cantidad igual. de aceite
De acuerdo con los datos sobre el momento de aparición de agua dulce en los pozos de producción más cercanos a los pozos de inyección, es posible determinar aproximadamente el límite del frente de riego.
Como ya se ha señalado, en el caso de la inundación con agua en bucle, suele observarse un frente de desplazamiento muy compacto que, en una primera aproximación, puede considerarse vertical. Si hay una "mancha" significativa del frente de desplazamiento, entonces es deseable determinar los espesores saturados de petróleo efectivos residuales de los pozos de producción que operan con agua, de manera similar al método anterior.
Posteriormente se construye un mapa de los espesores efectivos de la zona de formación inundada. En la zona de riego completo del pozo, los espesores efectivos de la zona regada son iguales a los espesores efectivos iniciales saturados de petróleo. En la zona delimitada por el frente de riego y la línea de riego total de pozos, se construyen líneas de igual espesor efectivo de corriente.
Midiendo el volumen de la parte regada de la formación, es posible determinar el equilibrio de las reservas de petróleo en la zona regada, que el agua inyectada lavó y desplazó hacia los pozos de producción.
Conociendo el volumen del yacimiento regado y la cantidad de petróleo desplazado del yacimiento, igual al volumen de inyección efectiva, es posible determinar la recuperación de petróleo lograda en la parte regada del yacimiento.
(6.15)
Dónde:
Al utilizar este método, es recomendable construir mapas de los espesores efectivos de la parte regada del embalse durante el proceso de desarrollo.
Tercera vía de hecho, es una variante del primer método para determinar la eficiencia de producir una formación productiva. Aquí, como en el segundo método, se construye un mapa de los espesores efectivos de la parte regada del yacimiento, pero para calcular la recuperación de petróleo lograda y la parte regada del yacimiento se utiliza la cantidad de petróleo extraído del yacimiento.
(6.16)
Dónde:
Aquí es deseable obtener la dinámica de los valores del factor de recuperación de petróleo en la parte regada del yacimiento. Si los espesores residuales efectivos saturados de petróleo del yacimiento no se pueden determinar por una razón u otra, entonces es aconsejable determinar la recuperación de petróleo en la zona regada del yacimiento, es decir, las reservas de equilibrio en la zona entre la posición inicial. y el límite condicional entre pozos regados y sin agua. De lo contrario, el método para determinar la recuperación de petróleo lograda permanece sin cambios.
También hay cuarta manera determinación de la recuperación de petróleo en la parte regada del yacimiento, en base a la marca promedio de la posición actual. Con base en todos los datos disponibles, se determina la media aritmética de la marca absoluta de la corriente a la fecha del análisis. En un gráfico preconstruido de distribución de las reservas del saldo inicial por la altura del depósito (), se aplica una marca al valor promedio del actual y se encuentran las correspondientes reservas de petróleo inundadas. El método se puede utilizar para depósitos inundados con agua del fondo.
6.4. Análisis de la eficiencia del desarrollo de un yacimiento petrolífero comparando las características de desplazamiento.
La característica de desplazamiento, construida en su conjunto para el yacimiento, sirve como una buena ilustración de la efectividad del desarrollo de un yacimiento de petróleo, no sólo muestra la cantidad de recuperación de petróleo lograda en cualquier momento, sino que también muestra a qué costo del agente de trabajo (agua) para el desplazamiento se obtuvo tal o cual recuperación de petróleo del yacimiento.
Actualmente, en la región de los Urales y el Volga y en Siberia occidental hay una gran cantidad de depósitos de petróleo que se encuentran en una etapa tardía o incluso final de desarrollo, a partir de los cuales se pueden construir características de desplazamiento adecuadas. De estos yacimientos de petróleo, se deben seleccionar yacimientos análogos y se deben comparar las características de desplazamiento del yacimiento análogo y del yacimiento analizado para determinar cuál de los yacimientos comparados se desarrolla de manera más eficiente y tratar de descubrir las razones de esto.
Al seleccionar un yacimiento de petróleo análogo, uno debe guiarse por la proximidad de los siguientes parámetros de los yacimientos de petróleo, que determinan en gran medida el curso de la característica de desplazamiento:
relación de viscosidades de petróleo y agua en condiciones de yacimiento;
permeabilidad del yacimiento;
relación neto-bruto;
saturación inicial de petróleo del yacimiento;
proporción de las reservas de petróleo ubicadas en la zona de petróleo y agua.
Si trazamos la característica de desplazamiento del depósito analizado en coordenadas semilogarítmicas a una escala suficientemente grande, entonces la mayor parte de la característica de desplazamiento se vuelve lineal y, en la mayoría de los casos, se fijan roturas hacia una disminución o, por el contrario, un aumento en consumo de agua para el proceso de desplazamiento. Es necesario conocer los motivos que propiciaron las rupturas observadas, estableciendo qué cambios en el sistema de desarrollo del yacimiento, o qué actividades geológicas y técnicas se llevaron a cabo en el yacimiento. La naturaleza (dirección) de las rupturas indicará si estas actividades han llevado a un aumento en la eficiencia del desarrollo de un depósito petrolero o, por el contrario, a una disminución de su eficiencia.
1Se compara el cálculo de la efectividad del tratamiento con ácido clorhídrico según las características de desplazamiento y según los datos reales de los pozos del campo Tashly-Kul. Se consideran las siguientes características de desplazamiento: Sazonov, Maksimov, Davydov, Pirverdyan, Kambarov, Nazarov. A partir de las ecuaciones de dependencia, se construyen gráficas y se derivan ecuaciones de regresión. Sustituyendo los valores de la producción actual de fluido en las ecuaciones resultantes, obtenemos la posible producción de petróleo sin el uso de procesamiento. Al restar los datos calculados de los datos reales, obtenemos una producción adicional de petróleo como resultado de la aplicación del tratamiento con ácido clorhídrico. Comparando los resultados del cálculo de la efectividad de la aplicación del impacto, realizado según los datos reales y las características de desplazamiento, encontramos diferencias significativas. Concluimos que los resultados calculados a partir de las características de desplazamiento son más objetivos, ya que tienen en cuenta el corte de agua real y las condiciones de operación correspondientes a una determinada cantidad de caudal de líquido.
tratamiento con ácido clorhídrico (HCO)
características de desplazamiento
caudal actual
botín extra
zona de formación de fondo de pozo (BFZ)
Bueno
1. Bocharov V.A. Desarrollo de yacimientos de petróleo en condiciones de manifestación del gradiente de presión inicial. – M.: VNIIOENG, 2000. – 252 p.
2. Kulbak S. Teoría de la informatividad y la estadística. – M.: Nauka, 1967. – 408 p.
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El problema de crear una metodología confiable y suficientemente confiable para pronosticar los indicadores de desarrollo es relevante y muy importante, a pesar del largo y minucioso trabajo de muchos científicos petroleros y de casi todos los institutos sectoriales y especializados de la industria petrolera.
Por el momento, existen dos enfoques fundamentalmente diferentes que pueden utilizarse para predecir los indicadores tecnológicos del desarrollo de los yacimientos petrolíferos.
El primero se basa en la característica del desplazamiento del petróleo por el agua. En este caso, se utilizan indicadores de la historia del desarrollo de los depósitos de petróleo.
El segundo enfoque se lleva a cabo con la ayuda de modelos matemáticos hidrodinámicos del proceso de desplazamiento del petróleo por el agua de un yacimiento heterogéneo.
Las características del desplazamiento también permiten observar los resultados de las medidas geológicas y técnicas llevadas a cabo para aumentar la recuperación de petróleo.
Calculemos la eficiencia del uso del tratamiento con ácido clorhídrico (HAT) en las condiciones de los yacimientos de carbonato del campo Tashly-Kul según los datos reales y las características de desplazamiento.
En mesa. La Figura 1 muestra el desempeño de los pozos No. 1573, 1817, 1747, 1347, 1306, 1310, 1348, 1353 antes del tratamiento ácido.
Según el informe de NGDU "Tuimazaneft" de diciembre de 2012 sobre la implementación de medidas geológicas y técnicas, se puede observar que después del tratamiento con ácido en los pozos considerados se produjo un aumento significativo en la producción de petróleo (Tabla 2).
Calculemos el aumento real de la producción de petróleo por pozos (Tabla 3):
∆Qн = Qн (después) - Qн (antes).
tabla 1
Indicadores de desarrollo antes del impacto
|
Bueno numero |
|||
Tabla 2
Indicadores de desarrollo después del impacto
Calculemos la eficiencia tecnológica del uso del tratamiento con ácido clorhídrico (HAT) en pozos según las características de desplazamiento. En este artículo, consideramos la posibilidad de utilizar las siguientes características de desplazamiento:
1. Sazonova Qn = A + B∙lnQzh.
2. Maksimov Qn = A + B∙lnQv.
3. Davydov Qн = А + В∙(Qv/Ql).
4. Pirverdyan
5. Kambarova Qn \u003d A + B / Qzh.
6. Nazarova Qzh/Qn = A + B∙Qv,
donde Qn es la producción actual de petróleo en el pozo; Qv - producción actual de agua en el pozo; Qzh - producción actual de fluido en el pozo; A, B: coeficientes del modelo, que se determinan mediante el método de mínimos cuadrados.
Para ello, trazamos las dependencias Ql (lnQl) (Fig. 1), Ql (lnQv) (Fig. 2), Ql (Qv/Ql) (Fig. 3), Ql (Fig. 4), Ql (Fig. .5), Ql/Qn (Qv) (Fig. 6).
Sustituyendo los valores reales de la producción actual de fluido después del tratamiento ácido, se determinan tres valores de la posible producción actual de petróleo, que se podrían obtener si no se hubiera realizado la estimulación. Restando estos valores calculados de producción actual de la producción real en la misma fecha, se determinan tres valores de posible producción adicional de petróleo como resultado del tratamiento ácido (Tabla 4).
Arroz. 1. Caracterización del desplazamiento según el método de Sazonov.
Arroz. 2. Características del desplazamiento según el método Maksimov.
Arroz. 3. Caracterización del desplazamiento según el método Davydov.
Arroz. 4. Caracterización del desplazamiento según el método Pirverdyan.
Arroz. 5. Características del desplazamiento según el método Kambarov.
Arroz. 6. Características del desplazamiento según el método Nazarov.
Tabla 4
Los resultados de aplicar la desviación estándar según las características de desplazamiento.
|
Bueno numero |
De hecho, t/día |
Según Sazonov |
Según Maksimov |
Según Davydov |
Según Pirverdyan |
Según Kambarov |
Según Nazarov |
||||||
|
Qn calc, t/día |
∆Qн, t/día |
Qn calc, t/día |
∆Qн, t/día |
Qn calc, t/día |
∆Qн, t/día |
Qn calc, t/día |
∆Qн, t/día |
Qn calc, t/día |
∆Qн, t/día |
Qn calc, t/día |
∆Qн, t/día |
||
Vemos que el resultado del cálculo de la efectividad de la aplicación del impacto, realizado sobre la base de datos reales, difiere del resultado calculado sobre la base de las características de desplazamiento. Este último es más objetivo, ya que tiene en cuenta el corte de agua real y las condiciones de funcionamiento correspondientes a una determinada cantidad de caudal de líquido.
Así, las características del desplazamiento del petróleo por el agua son una de las herramientas para calcular la eficiencia del desarrollo de reservas. Además, las características son aplicables y confiables para el análisis y pronóstico del proceso de producción de petróleo tanto en una determinada etapa de desarrollo como en el futuro, ya que se basan en indicadores reales de desarrollo del yacimiento y tienen en cuenta las características geológicas y físicas de el yacimiento y los fluidos que lo saturan, así como las características del funcionamiento del pozo, el sistema y la densidad de su colocación.
Revisores:Khuzina L.B., Doctora en Ciencias Técnicas, Profesora Asociada, Profesora, Directora. Departamento "Perforación de pozos de petróleo y gas", GBOU VPO "Instituto Estatal del Petróleo de Almetyevsk", Almetyevsk;
Yagubov E.Z., Doctor en Ciencias Técnicas, Profesor, Vicerrector de Asuntos Académicos, Universidad Técnica Estatal de Ujtá, Ujtá.
El trabajo fue recibido por los editores el 19 de diciembre de 2014.
Enlace bibliográfico
Fattakhov I.G., Novoselova D.V. CÁLCULO DE LA EFICIENCIA DE LA APLICACIÓN DEL TRATAMIENTO CON ÁCIDO HIDROCÓRICO POR CARACTERÍSTICAS DE DESPLAZAMIENTO // Investigación Fundamental. - 2014. - No. 12-6. - S. 1186-1190;URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=36298 (fecha de acceso: 05/01/2020). Llamamos su atención sobre las revistas publicadas por la editorial "Academia de Historia Natural"
ANOTACIÓN
El artículo aborda las cuestiones de la previsión de indicadores de desarrollo basándose en las características del desplazamiento del petróleo por el agua utilizando métodos de balance de materiales. El método del balance de materia permite resolver una serie de problemas de desarrollo, incluida la previsión de indicadores tecnológicos. Se requieren los siguientes datos para predecir el desarrollo de un depósito de petróleo utilizando el método de balance de materiales: presiones inicial y promedio del yacimiento, volúmenes de fluido acumulado e inyectado, volúmenes de agua que invaden el yacimiento, coeficientes volumétricos de petróleo, gas y agua, permeabilidades de fase. , viscosidades dinámicas del petróleo y el gas. La precisión de los indicadores calculados mediante el método del balance de materiales depende de la selección de los datos iniciales, de su utilidad y de ciertos supuestos que forman la base de las ecuaciones de cálculo. También es posible predecir la saturación de petróleo actual dependiendo de la recuperación de petróleo actual y las características del petróleo, gas y agua, y para el modo de impulsión de agua, la saturación de petróleo promedio actual para el yacimiento se predice determinando el volumen de agua que invade el embalse.
Con base en las ecuaciones de flujo de petróleo y gas en el yacimiento, determine la permeabilidad relativa.
ABSTRACTO
En el artículo se examinan las cuestiones del pronóstico de los indicadores del desarrollo de las características de la sustitución del petróleo por el agua mediante el uso de los métodos del balance de materia. El método del balance de materia permite resolver una serie de problemas del desarrollo, incluida la previsión de los indicadores tecnológicos. Para pronosticar los indicadores del desarrollo del depósito de petróleo por el método del balance de materiales son necesarios los datos siguientes: las presiones iniciales y medias del yacimiento, los volúmenes del líquido acumulado y bombeado, los volúmenes de agua que interfieren en la capa, los coeficientes volumétricos del petróleo, permeabilidad de las fases gaseosa y acuosa, viscosidad dinámica del petróleo y el gas. La exactitud de los indicadores calculados mediante el método del balance de materia depende de la selección de los datos básicos, su valor total y de algunas suposiciones aceptadas que sirven de base para las ecuaciones de cálculo.
También es posible predecir la saturación actual de petróleo dependiendo de las características actuales del petróleo y el petróleo, el gas y el agua, y para el yacimiento impulsado por agua, la saturación promedio actual de petróleo se predice determinando la cantidad de agua invasora del yacimiento.
Con base en las ecuaciones de flujo de yacimientos de petróleo y gas, se determina la permeabilidad relativa.
Podemos suponer que este método da resultados más fiables, manteniendo sin cambios el sistema existente y el desarrollo de la reducción natural de la selección actual del líquido en una etapa posterior.
El método del balance de materia permite resolver una serie de problemas de desarrollo, incluida la previsión de indicadores tecnológicos.
Se requieren los siguientes datos para predecir el desempeño de un depósito de petróleo utilizando el método de balance de materiales:
- presiones inicial y promedio del yacimiento;
- volúmenes de líquido acumulado y bombeado;
- volúmenes de agua que invaden la formación;
- coeficientes volumétricos de petróleo, gas y agua;
- permeabilidad de fase;
- Viscosidades dinámicas del petróleo y del gas.
Este método permite predecir la recuperación actual de petróleo basándose en datos de campo.
/Sapashov.files/image002.png){kind=small}
, (1)
donde: - volumen acumulado de petróleo extraído del yacimiento;
es el volumen inicial de petróleo en el yacimiento;
son, respectivamente, los coeficientes volumétricos del aceite a presión y p0;
es el coeficiente volumétrico del gas en pag;
- respectivamente, los volúmenes de gas disuelto por unidad de volumen de petróleo a la presión inicial, actual del yacimiento y en la superficie.
También es posible predecir la saturación de petróleo actual dependiendo de la recuperación de petróleo actual y las características del petróleo, gas y agua, y para el modo de impulsión de agua, la saturación de petróleo promedio actual para el yacimiento se predice determinando el volumen de agua que invade el embalse.
Con base en las ecuaciones de flujo de petróleo y gas en el yacimiento, determine la permeabilidad relativa.
/Sapashov.files/image009.png){kind=small}
, (2)
donde: - respectivamente, permeabilidad de fase para petróleo y gas;
– factor total de gasóleo;
son, respectivamente, las viscosidades dinámicas del petróleo y el gas.
La precisión de los indicadores calculados mediante el método del balance de materiales depende de la selección de los datos iniciales, de su utilidad y de ciertos supuestos que forman la base de las ecuaciones de cálculo.
Si en los cálculos mediante el método de balance de materiales se utilizan las características de los aceites del yacimiento obtenidos durante el proceso de desgasificación en una bomba, que difieren marcadamente de los fenómenos que ocurren en el yacimiento, entonces la predicción de la presión promedio del yacimiento conduce a distorsiones significativas de la resultados.
En varios casos, el pronóstico de los indicadores de desarrollo de campos petroleros durante inundaciones en yacimientos fracturados y porosos fracturados se lleva a cabo únicamente resolviendo la ecuación del balance de materiales.
La dependencia entre la producción total de petróleo y la producción total de líquido se entiende como la característica de desplazamiento, pero posteriormente las características de desplazamiento comenzaron a entenderse como la dependencia de la producción total de petróleo de la producción total de agua, así como la dependencia de varias relaciones. entre las cantidades totales de aceite, agua y líquido.
Además, la dependencia entre el contenido de petróleo o agua en el flujo y las extracciones totales de petróleo, agua y líquido comenzó a atribuirse a las características de desplazamiento.
Al predecir los indicadores de desarrollo de un campo explotado a largo plazo, cuando se conocen datos reales significativos sobre la extracción de petróleo y agua, el cálculo se puede realizar utilizando las características de desplazamiento.
Para hacer esto, primero interpola las curvas reales como corte de agua - producción acumulada de petróleo, corte de agua - volumen acumulado de agua inyectada, recuperación actual de petróleo - volumen acumulado de agua inyectada, y luego extrapola las dependencias obtenidas para obtener indicadores predictivos.
La mayoría de las ecuaciones utilizadas para procesar las curvas de desplazamiento se obtuvieron empíricamente como resultado del análisis de datos de campo (métodos de Kambarov, Nazarov, Kopytov, etc.). Algunos de los modelos se obtuvieron como resultado de un estudio teórico del proceso de desplazamiento del petróleo por el agua en algunas formulaciones simplificadas.
El análisis muestra que las características de desplazamiento se pueden dividir básicamente en dos grupos:
- características de desplazamiento integral;
- características de desplazamiento diferencial.
El primer grupo incluye todas las dependencias, en cuyas fórmulas aparecen las extracciones totales de aceite, agua y líquidos.
El segundo incluye todas las dependencias, cuyas fórmulas incluyen el contenido de aceite o agua y las extracciones totales de aceite, agua y líquido.
Como alternativa a los métodos tradicionales de características de desplazamiento, se pueden considerar las ecuaciones de desarrollo utilizadas en el método analítico para calcular los indicadores tecnológicos del desarrollo de yacimientos en modo impulsado por agua, utilizado en el petróleo TatNIPI.
En este método, se supone que la dinámica de la producción actual de petróleo y la producción estimada de fluidos en condiciones de desarrollo constante obedecen a la ley exponencial. En este caso, la producción de fluido disminuirá a medida que se cierren los pozos regados, lo cual es típico de la última etapa de desarrollo. Además, esta técnica tiene en cuenta las condiciones de desarrollo que varían en el tiempo.
El método del petróleo TatNIPI se basa en las dos dependencias de desarrollo siguientes:
/Sapashov.files/image014.png)
(3)
donde: - respectivamente, los caudales actuales de petróleo y agua;
– caudal de amplitud inicial de todos los pozos perforados y puestos en operación;
- respectivamente, las retiradas acumuladas de petróleo y líquido;
- respectivamente, las reservas potenciales recuperables de petróleo y líquido con un período de desarrollo ilimitado; - factor de conversión.
Para poder utilizar las ecuaciones (3), es necesario aproximar las dependencias reales observadas de los valores específicos de las extracciones actuales de petróleo y agua mediante funciones lineales por partes, que reflejen el impacto de las medidas tecnológicas tomadas en el pronóstico. Indicadores finales de desarrollo en dinámica.
Además, habiendo determinado los principales parámetros del objeto desarrollado. /Sapashov.files/image020.png){kind=small}
en las secciones rectas de las curvas de las dependencias reales transformadas, se calcula el parámetro de filtración.
Así, con la ayuda de las ecuaciones de desarrollo propuestas, adaptadas a la historia de funcionamiento del objeto, es posible predecir los indicadores de desarrollo actuales y finales.
Cabe señalar que el método mencionado necesita mejoras adicionales, ya que las ecuaciones de desarrollo aplicadas no cubren todo el período de funcionamiento del objeto.
Bibliografía:
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