Značajke istiskivanja nafte i izbor metoda. Prema karakteristikama pomaka
Zadnja poruka
Kot_86 35 6
13. prosinca
Zdravo.
Ja sam student. Za opći razvoj i pripremu za projekt tečaja, želim predvidjeti učinak polja za 5 godina. Računam u Excelu.
Koliko ja razumijem, ovo (predviđanje rada na terenu za kratkoročno razdoblje) može se učiniti pomoću karakteristika pomaka.
Želim da mi kažeš razmišljam li u dobrom smjeru.
Što je suština pitanja:
Postoje podaci o terenu (stvarni podaci; pokazatelji od samog početka razvoja (od 1976.); podaci su dati za svaki mjesec do listopada 2013.), i to: proizvodnja nafte, proizvodnja vode, vodnost, akumulirana proizvodnja nafte, akumulirana voda proizvodnja.
Uzmimo jednu karakteristiku pomaka (u izračunima, naravno, uzet ću nekoliko), na primjer, I.I. Abyzbaeva ln(Qn(t))=a+b*ln(Ql(t)). Zamjenjujemo naše podatke (u ovom slučaju, kumulativnu proizvodnju nafte i kumulativnu proizvodnju vode) kako bismo izračunali logaritme. Nacrtamo ovisnost ln(Qn(t)) o ln(Ql(t). Grafikonu dodamo liniju trenda (linearnu) i jednadžbu za liniju trenda. Dobivamo jednadžbu oblika y=0,006* x+1,985 (na primjer).To je Dobili smo koeficijente a i b.
1) Što je potrebno za dobivanje prognoze?
Koliko ja razumijem, potrebno je napraviti prognozu za Ql od samog početka: izgraditi graf Ql u odnosu na t, dodati istu liniju trenda, dobiti jednadžbu oblika Ql=a+b*t. Zamjenom potrebnog t dobivamo predviđenu vrijednost za Ql.
Zatim, kada postoji prognoza za kumulativnu proizvodnju tekućine i postoji jednadžba ln(Qn(t))=a+b*ln(Ql(t)), lako dobivamo prognozu za kumulativnu proizvodnju nafte.
Hoće li ovo biti ispravna odluka?
2) O linijama trenda. Bilo bi ispravnije izgraditi liniju trenda od samog početka razvoja ili od određene točke u vremenu t, gdje će ta točnost aproksimacije za ovu liniju trenda biti blizu 1 (u istom Excelu, nakon što je izgradio grafikon, možete izgraditi liniju trenda, prikazati jednadžbu ove linije i onda trebamo li prikazati koeficijent aproksimacije R^2)?
Na internetu nisam našao primjere/metodološka pomagala za svoj rad. Samo želim razumjeti radim li pravu stvar.
p.s. Razumijem da ovaj forum rješava mnogo složenije probleme, ali ipak tražim pomoć po ovom pitanju. Bio bih jako zahvalan za bilo kakvo pojašnjenje/kritiku itd.
sudionika
RomanK. 2161 11
Za studentski rad preporučujem postavljanje konstantnog Qzh načina za prognozu. Preporučam da ne koristite logaritam akumulirane proizvodnje, s obzirom na dugu povijest razvoja akumulirane proizvodnje u današnje vrijeme bit će teško pratiti dinamiku proizvodnje nafte. I ovdje će se logaritam dodatno zamagliti. Pogledajte i odaberite bilo koju karakteristiku diferencijalnog pomaka, na primjer, smanjenje vode iz kumulativne proizvodnje nafte (niska viskoznost nafte do 2 cP), logaritam smanjenja vode iz kumulativne proizvodnje nafte pri srednjoj viskoznosti i smanjenje vode iz logaritma kumulativne proizvodnje nafte za visoku viskoznost ili logaritam omjera vode i nafte iz kumulativne proizvodnje nafte. Diferencijalne karakteristike zahtijevaju iterativni proračun, jer proizvodnja nafte ovisi o količini vode, a količina vode ovisi o akumuliranoj proizvodnji nafte. Ali Excel se lako nosi s iterativnim izračunima. Zatim nastavite s izračunom sve dok ne dosegnete 98% vode. Razmotrite gospodarstvo i obranu.
Antalik 1514 13 Kot_86 35 6Hvala svima puno. Nisam mislio da će mi tako brzo odgovoriti.
Danas više nema prilike sjesti i izračunati. Sutra ću svakako probati.
Ako opet budem imao pitanja, javit ću vam se.
Hvala još jednom
Bok opet.
Pojavila su se pitanja u vezi s Uredom za naftu. Budući da nikada nisam imao priliku raditi u ovom programu, prilikom otvaranja gore priložene datoteke odmah se postavilo pitanje o notaciji.
Q liquad - dnevna proizvodnja tekućine
Q oil - dnevna proizvodnja nafte
WCT vodeni rez
Q prod - proizvodnja nafte za godinu
Cum Q - kumulativna proizvodnja nafte
RF - izbor povratnih rezervi
STOIP - početne povratne rezerve
Jesam li sve dobro razumio?
Dalje... Možete li mi objasniti ove grafove (njihovu bit). Samo mi još nije sasvim jasno čemu služe.
Još jedna stvar: kada se koriste karakteristike pomaka, logično je uzeti ne cijelo razdoblje razvoja od prethodne godine, već određeno razdoblje koje prethodi razdoblju prognoze s relativno stabilnim sustavom razvoja (bez reforme sustava zalivanja, bez aktivnog dodatnog bušenja). ).
Kot_86 35 6Oni. Učinio sam pravu stvar kada sam izgradio liniju trenda za predviđanje indikatora od određenog trenutka u vremenu t i dobio aproksimacijsku točnost blizu 1.
Čini se da je to postalo više-manje jasno.
Sada želim razumjeti Petroleum Office i napraviti prognozu i prema karakteristikama diferencijalnog pomaka i koristeći metodu koju mi je dao Antalik
Kot_86 - sve je točno prema notaciji.
RomanK piše:
Diferencijalne karakteristike zahtijevaju iterativni proračun, jer proizvodnja nafte ovisi o količini vode, a količina vode ovisi o akumuliranoj proizvodnji nafte. Ali Excel se lako nosi s iterativnim izračunima.
To je ono što je učinjeno. Grafikoni su jednostavno ovisnost jednog pokazatelja o drugom, navedeni kao tablica vrijednosti koje se koriste za interpolaciju. Samo sam ih upisao "iz sjećanja".
Prekrijte svoje povijesne podatke WCT u odnosu na RF na ovom grafikonu i nacrtajte svoj trend.
S Qz iz WCT-a, čini mi se da sam bio pametan, vjerojatno ga možete ostaviti konstantnim kao prvu aproksimaciju.
Kot_86 35 6Hvala vam puno. Čini mi se da sam sve shvatio.
Aleksandar 231 7Također morate zapamtiti da za normalan izračun, razdoblje prognoze ne bi trebalo premašiti polovicu razdoblja povijesti razvoja koje ste uzeli kao osnovu za predviđanje. to jest, ako uzmete zadnjih 10 godina povijesti, onda napravite prognozu za 5 godina.
Goša 1183 13alex_stan piše:
Također morate zapamtiti da za normalan izračun, razdoblje prognoze ne bi trebalo premašiti polovicu razdoblja povijesti razvoja koje ste uzeli kao osnovu za predviđanje. to jest, ako uzmete zadnjih 10 godina povijesti, onda napravite prognozu za 5 godina.
Ponekad i polovica može biti previše. Ali ovo je subjektivan izbor ovisno o situaciji.
Ako je prognoza intervalna, tada će se interval "od do" proširiti u vremenu, tada, da biste donijeli odluku, morate postaviti maksimalno dopušteno odstupanje u % od osnovne prognoze => dobivamo ograničenje prognoze u vremenu.
Pa, u nedostatku drugih razumnijih argumenata, napravite nešto poput "slijepog testa": birajući između nekoliko karakteristika, kao što je gore navedeno, da biste prilagodili trend, uzmite "relativno stabilan" dio, počevši od trenutka t1 i završavajući s trenutku t2, a zatim napraviti testnu prognozu od t3 do t4, te uzeti karakteristiku koja najbolje odgovara testnom razdoblju povijesti.
Kot_86 35 6Zdravo. Tek danas sam se dokopao kompjutera. Odlučio sam ponovno sjesti i izračunati i... opet sam se smrznuo.
Ponovno se postavilo nekoliko pitanja:
1) Predloženo je postavljanje konstantnog Ql načina za prognozu. Oni. stalna proizvodnja tekućine godišnje, jesam li dobro razumio? Koristiti ovo za sve karakteristike prednosti?
2) Diferencijalne karakteristike pomaka. Nigdje nisam mogao pronaći nikakav popis diferencijalnih karakteristika. Možete li mi pomoći?
p.s. Što se tiče Petroleum Officea: preuzeto, instalirano. Kada sam pokušao nešto promijeniti/izračunati, Excel se srušio. Tu za sada završava moje upoznavanje sa ovim dodatkom :)
Kot_86 piše:
Zdravo. Tek danas sam se dokopao kompjutera. Odlučio sam ponovno sjesti i izračunati i... opet sam se smrznuo. Ponovno se pojavilo nekoliko pitanja: 1) Predloženo je postavljanje konstantnog Qz načina za prognozu. Oni. stalna proizvodnja tekućine godišnje, jesam li dobro razumio? Koristiti ovo za sve karakteristike prednosti? 2) Diferencijalne karakteristike pomaka. Nigdje nisam mogao pronaći nikakav popis diferencijalnih karakteristika. Možete li mi pomoći? p.s. Što se tiče Petroleum Officea: preuzeto, instalirano. Kada sam pokušao nešto promijeniti/izračunati, Excel se srušio. Tu za sada završava moje upoznavanje sa ovim dodatkom :)
1) da
2) zapravo, svaka karakteristika potiskivanja, eksplicitno ili implicitno, može se prikazati u integralnom ili diferencijalnom obliku. Ali u praksi, pri izradi modela za izračune, veća prednost se daje integralnim krivuljama, jer su manje osjetljive na promjene u razvojnom sustavu.
Kot_86 35 6
I opet pitanja (još uvijek učim, puno toga ne razumijem (ali se trudim poboljšati), pa se odmah ispričavam na možda glupim pitanjima):
1) Recimo da se Qzh održava konstantnim godinu dana. Ali postoje karakteristike pomaka, gdje se koriste ili 3 parametra odjednom (A.V. Davydov), ili se Qz uopće ne pojavljuje (M.I. Maksimov). U oba slučaja mogu napraviti prognozu za akumuliranu proizvodnju tekućine (budući da je Ql za godinu konstanta), ali ne mogu predvidjeti Qv i Ql. Qn ovisi o Ql i Qv, a Qv ovisi o vodenosti. Što da napravim?
2) Koristeći nekoliko karakteristika, dobio sam različite pokazatelje. U konačnici uzeti njihov prosjek?
1) da ukratko opišemo teoriju, pogledajte postojeću klasifikaciju, karakteristike pomaka podijeljene su na krivulje zalijevanja i pada. Brojne krivulje vodoodnosa su ovisnosti između akumuliranih povlačenja nafte, vode i (ili) tekućine ili ovisnosti između akumuliranih povlačenja i vodoreza proizvoda. Krivulje zavodnjenosti karakteriziraju proces zavodnjevanja bušotina (područja) ovisno o akumuliranoj proizvodnji fluida. Ove metode se ne mogu koristiti tijekom proizvodnje suhog ulja.
Krivulje pada proizvodnje karakteriziraju ovisnost trenutne proizvodnje nafte o faktoru vremena, kao i odnos između trenutne i akumulirane proizvodnje nafte. Ove karakteristike također su namijenjene procjeni učinkovitosti tehnologije poboljšanog iscrpka nafte i tehnologije poboljšane proizvodnje nafte tijekom određenog razdoblja pada proizvodnje tijekom vremena. Krivulje pada karakteriziraju promjene u proizvodnji nafte tijekom vremena.
Široko poznate metode karakteristika pomaka dijele se na dvoparametarske i troparametarske. Naziv metode odgovara broju nepoznatih parametara potrebnih za njezinu implementaciju. Za implementaciju metoda s dva parametra dovoljan je integralni ili diferencijalni oblik. Za implementaciju troparametarskih metoda potrebno je konstruirati integralne i diferencijalne karakteristike.
Mislim da je sve jasno.
2) uzmite onaj s koeficijentom. korelacije su bliže 1000.
Čini se da se situacija ponovno razjasnila.
Hvala vam puno!
Sutra ću ponovno početi raditi.
Još jedno kratko pitanje: gdje mogu vidjeti sve poznate karakteristike prednosti? I integral i diferencijal.
p.s. Prilikom izračunavanja koristio sam Ždanovljev metodološki priručnik. Postoje mnoge karakteristike, ali nigdje nisu navedene oznake koje se koriste u formulama.
P.S.S. Tražio sam i na ovom forumu. Našao sam samo link na RD u kojem ih je oko 14.
I još nešto: računao sam prema 7 karakteristika.
Ali želim uzeti još nekoliko, na primjer, Nazarov-Sipachev Qzh/Qn=a+ b*Qv. Postoji prognoza za Qzh. Tu su i koeficijenti a i b. Sada ne razumijem kako to povezati i izračunati Qn i Qv...
Ista je stvar s deplasmanskim karakteristikama Francuskog instituta za naftu (Qv/Qn=a+b*Qn gdje prognoza Qž, pokazalo se, ne daje ništa), Govorov-Ryabinin itd.
I još jedno pitanje: zašto je zapravo moguće postaviti konstantu Qz za prognozu za izračune? Oni. Je li to samo teoretska pretpostavka? Ima li opravdanja za ovo?
zašto, postoji. U slučaju mehanizirane proizvodnje ulja, na primjer, pomoću USP-a. Svaki USP ima svoju karakteristiku - nominalni protok ili produktivnost (m3/dan). dakle Qzh=const
Kot_86 35 6Potpuno sam zaboravio na ovo. Hvala vam!
Ostaje samo utvrditi karakteristike.
Sjećam se kad sam ja bio student, tečajac je također računao po svojim osobinama. ti, stvarno, u MathCadu. Tu je bila kvaka: prognoza je bila vrlo netočna, zbog nedosljednih pokazatelja razvoja. Ispostavilo se da je tada, prema starom geološkom modelu, to bio jedan objekt, ali sada je, prema podacima bušenja, model dorađen i podijeljen u 3 (!) bloka. Tako to biva.
Puni kaos 875 12Još jedan mali savjet: vratite se u prošlost nekoliko godina i prebrojite karakteristike na kraju tog razdoblja. Dakle, uzimajući u obzir naknadnu povijest, možete provjeriti ispravnost svojih izračuna.
Mamut 251 11Ako postoji dobra povijest razvoja, tada bih savjetovao korištenje odnosa između faktora nafta-voda i kumulativne proizvodnje nafte. Otvorite Excel i
1. Napravite tablicu sa stupcima proizvodnje nafte i vode za razdoblja (po mogućnosti po mjesecima).
2. Na temelju vrijednosti proizvodnje nafte i vode po mjesecima, konstruira se grafikon čija okomita os ima logaritamsku ljestvicu. Na okomitoj osi nanesene su vrijednosti faktora voda-nafta, proizvodnje nafte i tekućine za razdoblje, a na vodoravnoj osi vrijednosti akumulirane proizvodnje nafte.
3. Na grafu krivulje faktora voda-nafta određen je stabilan ravni dio po kojem se određuje ovisnost faktora voda-nafta o akumuliranoj proizvodnji nafte (Excel sam pronalazi formulu):
WOR =a*EXP(b* Npt)
Gdje:
WOR – faktor voda-ulje;
a, b - koeficijenti logaritamske ovisnosti;
Npt je akumulirana proizvodnja nafte u trenutku određivanja faktora ulje-voda.
4. Na temelju odnosa faktora voda-nafta i akumulirane proizvodnje nafte utvrđuje se prognoza proizvodnje nafte. Kada faktor nafta-voda dosegne vrijednost od 50, što odgovara 98% vode, akumulirana proizvodnja će odgovarati povratnim rezervama. Te bi rezerve trebale biti blizu odobrenih povrativih rezervi. Ako se znatno razlikuju od odobrenih povratnih rezervi, potrebno je ponovno izračunati rezerve ili revidirati sustav razrade.
5. Zatim je potrebno pronaći logaritamski odnos između vrijednosti faktora voda-nafta i vrijednosti povratnih rezervi u pravoj liniji. Početna točka ove linije odgovarat će najnovijem stvarnom omjeru nafte i vode i kumulativnoj proizvodnji, a koordinate krajnje točke odgovarat će faktoru nafte i vode od 50 i konačnim rezervama nafte koje se mogu obnoviti (odobrene ili procijenjene) .
6. Na temelju ove ovisnosti određuju se koeficijenti logaritamske ovisnosti faktora nafta-voda o akumuliranoj proizvodnji nafte a i b i izračunavaju se predviđene vrijednosti faktora nafta-voda:
WOR =a*EXP(b* Npt).
7. Poznavajući prognozirane vrijednosti faktora ulje-voda, izračunava se proizvodnja baznog ulja i vode za prognozirano razdoblje.
8. Ako se proizvodnja fluida promijeni (povećanje zbog mjera, smanjenje zbog zaustavljanja navodnjenih bušotina), prognozirana proizvodnja nafte će se odrediti prema prognoziranoj vrijednosti VNF.
Preuzeto iz časopisa “Vestnik TsKR” broj 3, 2013.
M = 1,0 (lako ulje) 
M = 10,0 (srednja viskoznost) 
M = 100 (ulje visoke viskoznosti) 
I evo slučaja mog polja, u kojem nakon 90% navodnjavanja dolazi do "naglog smanjenja rezervi nafte" ili kako pišu analizatori. U ovom slučaju, dobar, pouzdan vod od 20% do 80% vodoreza nema smisla dalje produžavati. 
RomanK. piše:
Često koristim LN(VNF) od Qnefta.
Sretan sam što mogu predstaviti teorijske crte za različite omjere mobilnosti. Ne bih preporučio korištenje ove karakteristike istiskivanja za ulja niske viskoznosti. Također ne preporučam njegovu upotrebu za određivanje rezervi pri 100% vodotoku.
Mislite li da se korištenjem LN(VNF) iz Qoila ne isplati određivati rezerve pri 100% vodostaju?)) pa prema njemu, rezerve pri 100% vodostaju sretno idu u beskonačnost. Ljudi odsječu na 50 (kao što je smanjenje vode od 98%), ali činjenica da će to biti ravno do smanjenja vode od 98% nije očita... Ali ljudi tvrdoglavo precjenjuju rezerve)) U apsolutnom smislu, to nije puno, ali ako usporedimo zaostale nadoknadive rezerve za smanjenje vode od 70-80 posto, tada pogreška u preostalim nadoknadivim rezervama može biti 2 puta...
RomanK. 2161 11Bok prijatelju! Pod graničnom vrijednosti 50, očito mislite na LN(49) = 3,892, na mojim grafikonima to je narančasta točkasta linija. Stvarno sam propustio 100%, 99,99% tu. Vjerojatna pogreška se može vidjeti na zadnjem grafikonu.
Proširimo li se od vodoreza od 80% do narančaste linije, to je otprilike 14 tisuća tona, iako će realno biti nešto manje od 12 tisuća tona. Češće se priroda krivulje koristi za prosuđivanje "promjena u razvoju ili poduzetih mjera".
Želim primijetiti podizanje "repa" prema gore (fiktivno smanjenje rezervi) za laka ulja
Zanimljivi grafikoni.
Mamut piše:
Zašto se WNF linija savija prema gore (smanjujući rezerve) pri prilično niskom (70-80%) vodotoku?
...
Proširimo ih, pa, barem na VNF vrijednost od 20. Najveća akumulirana proizvodnja nafte bit će na M=1. Najmanji kod M=100.
Isto tako isprva nisam primijetio da ovo nije logaritamska ljestvica, već pravi logaritam preuzet iz VNF-a)
RomanK. 2161 11mišgan 130 12Mamut piše:
Zanimljivi grafikoni.
Zašto se linija WNF-a savija prema gore (smanjujući rezerve) pri prilično niskom (70-80%) vodotoku? Logika (rekao bih umjetnost) je drugačija - ne dopustiti da se ova linija savije.
Čini mi se da što je nafta lakša, to je pokretljivija i, prema tome, više se može obnoviti, kao što svjedoče vaši grafikoni. Produžimo mentalno ravni dio na sva tri grafikona (M=1; M=10; M=100). Proširimo ih, pa, barem na VNF vrijednost od 20. Najveća akumulirana proizvodnja nafte bit će na M=1. Najmanji kod M=100.
Što se tiče rezervi pri 100% vodotoku. Možda ima smisla zaustaviti preusmjeravanje svih bušotina i ostaviti samo one proizvode koji odgovaraju osnovnoj vrijednosti WNF-a.
Drugo je pitanje kako to učiniti? Ali to je tema za drugi razgovor.
Roma, govorio sam o nečem malo drugačijem. Predviđanje po pravoj liniji Ln(VNF) =a + b*Qn nije previše fizikalno, jer pri 100% vodenosti Ln(VNF) ide u beskonačnost, što dovodi do načelne neizvjesnosti povratnih rezervi. Uvode se umjetna ograničenja na Ln(VNF), kao što je Ln(49), ali u pravilu sve to dovodi do precjenjivanja rezervi, što i prikazujete (14 prema prognozi naspram 12 prema “ činjenica"). I ako koristimo takve karakteristike, onda smo, u pravilu, u fazi pristojnog sadržaja vode. Na primjer, budući da je u točki s vodostajem od 75% (Ln(VNF) = 1,1, Qn = 9 t.t) i s preostalim povratnim rezervama (12-9 = 3 t.t), prognoza koja koristi linearni odnos pokazat će zaostale rezerve 14-9=5 t.t. Tako glupa greška...
DimA1234 253 12Koristim logaritam VNF-a iz akumulirane nafte, a akumulirane nafte iz akumulirane tekućine.
Ako se Vn iz Vzh može opisati logaritmom (ispada Sazonov), tada izračunavam NIZ prema formuli. Ako nije moguće, računam ručno u Excelu.
mishgan piše:
Roma, govorio sam o nečem malo drugačijem. Predviđanje po pravoj liniji Ln(VNF) =a + b*Qn nije previše fizikalno, jer pri 100% vodenosti Ln(VNF) ide u beskonačnost, što dovodi do načelne neizvjesnosti povratnih rezervi. Uvode se umjetna ograničenja na Ln(VNF), kao što je Ln(49), ali u pravilu sve to dovodi do precjenjivanja rezervi, što i prikazujete (14 prema prognozi naspram 12 prema “ činjenica"). I ako koristimo takve karakteristike, onda smo, u pravilu, u fazi pristojnog sadržaja vode. Na primjer, budući da je u točki s vodostajem od 75% (Ln(VNF) = 1,1, Qn = 9 t.t) i s preostalim povratnim rezervama (12-9 = 3 t.t), prognoza koja koristi linearni odnos pokazat će zaostale rezerve 14-9=5 t.t. Tako glupa greška...
Razumijem. Doista, ako procijenite "preostale rezerve" pri visokim vodostajima, ovaj prokleti rep može nekontrolirano (višestruko, zašto ne?) povećati rezerve. Dobra poanta.
mišgan 130 12Mamut piše:
U ovoj temi govorimo o predviđanju pokazatelja razvoja. Moja glavna ideja je da predlažem predviđanje razina proizvodnje strogo prema prognoziranoj vrijednosti VNF-a (za dani volumen tekuće proizvodnje), slijedeći izravan put do povrativih rezervi (ali to ne znači da ne postoje druge tehnike) .
RomanK. piše:
Mamut piše:
Zanimljivi grafikoni.
Zašto se linija WNF-a savija prema gore (smanjujući rezerve) pri prilično niskom (70-80%) vodotoku? Logika (rekao bih umjetnost) je drugačija - ne dopustiti da se ova linija savije.
Čini mi se da što je nafta lakša, to je pokretljivija i, prema tome, više se može obnoviti, kao što svjedoče vaši grafikoni. Produžimo mentalno ravni dio na sva tri grafikona (M=1; M=10; M=100). Proširimo ih, pa, barem na VNF vrijednost od 20. Najveća akumulirana proizvodnja nafte bit će na M=1. Najmanji kod M=100.
Što se tiče rezervi pri 100% vodotoku. Možda ima smisla zaustaviti preusmjeravanje svih bušotina i ostaviti samo one proizvode koji odgovaraju osnovnoj vrijednosti WNF-a.
U ovoj temi govorimo o predviđanju pokazatelja razvoja. Moja glavna ideja je da predlažem predviđanje razina proizvodnje strogo prema prognoziranoj vrijednosti VNF-a (za dani volumen tekuće proizvodnje), slijedeći izravan put do povrativih rezervi (ali to ne znači da ne postoje druge tehnike) . Drugo je pitanje kako to učiniti? Ali to je tema za drugi razgovor.Malo ću vas razočarati, rezerve u svim grafovima su iste = 12 tisuća tona, nisam došao do svih opcija do 99% vodenosti, ali mogu (ilustrirao sam nešto drugo, a za ilustraciju ovo je kompletna slika). Dakle, kako god produžili, fizički je nemoguće izvući više od 12 tisuća tona. Jednostavno kao dan - bez ulja. Stoga se ne isplati nešto produžavati i izmišljati rezerve kojih nema. Mishgen je u pravu kada kaže da će se svi ti grafovi asimptotski približiti broju 12, ali ga nikada neće prijeći.
Zašto LN(VNF) nije linija? Zašto to mora biti linija? Prikazao sam sintetičke krivulje, iz kojih je jasno vidljivo koji se intervali mogu smatrati linearnim, a koji ne.
Već ste pokušali opisati osnovne vrijednosti VNF-a - stvarno je vrlo teško razumjeti što mislite.
I vaš prijedlog prognoze pokazatelja razvoja i pitanje kako to učiniti.
Pa, kao da je 2014. pred prozorom, sve je već izmišljeno prije nas. Zapravo, moje ilustracije su odjeci već implementirane, provjerene i uspješno zaboravljene analitičke prognoze.
Govorimo o različitom povrću. Hvala Mishgen. Vaša fraza "često koristim LN (VNF) od Qnefta" nema nikakve veze sa karakteristikom o kojoj govorim. Pokušajte napraviti graf čija će okomita os imati logaritamsko mjerilo, a vodoravna os imati normalno mjerilo. Nacrtajte vrijednosti VNF (ne logaritam VNF) na okomitu os, a kumulativnu vrijednost proizvodnje nafte na vodoravnu os. Dobit ćete nešto užasno ili prilično ravnu liniju (ovisno o kvaliteti dolazne informacije). Pronađite stabilno područje na ovom pravcu i formulu za ovaj pravac. Ipak sam sve ovo gore napisao.Kako ubaciti graf?
RomanK. 2161 11
Misgen, odmah vidiš iskusnu osobu. potpuno se slažem s tobom.
Ilustracije koje sam dao pokazuju karakteristike pomaka za jedan, zatvoreni element (razvojno mjesto). U stvarnosti, konačna karakteristika pomaka je zbroj karakteristika pomaka; ako, na primjer, raščlanimo konačni CV na sastavne dijelove, možete vidjeti komponente.
Na primjer, analizirao sam bušenje po godinama i konačna karakteristika pomaka na logaritamskoj skali bila je linearna, što je dovelo do rezultata da bušenje nije povećalo povratne rezerve. Nadalje, podjela bušenja po godinama, t.j. Nakon provedene dekompozicije jasno je vidljivo da je crta u logaritmu posljedica unošenja novih rezervi. U godini kada je bušenje završeno, pruga je prestala postojati, što se tumači kao "sve je izgubljeno".
Iako ovo nije točno.
mishgan piše:
Mamut piše:
U ovoj temi govorimo o predviđanju pokazatelja razvoja. Moja glavna ideja je da predlažem predviđanje razina proizvodnje strogo prema prognoziranoj vrijednosti VNF-a (za dani volumen tekuće proizvodnje), slijedeći izravan put do povrativih rezervi (ali to ne znači da ne postoje druge tehnike) .Uporno tvrdite da tu treba biti crta... Štoviše, barem do Ln(49). Pa onda predvidite stvar tehnologije...
Dok sam radio predviđanje proizvodnje, također sam vidio mnoga polja s linearnim ponašanjem Ln(VNF) od Qn. I to uopće ne proturječi činjenici da je stvarna karakteristika savijena prema gore. Vrlo je lako objasniti. Jednostavno rečeno, ukupna proizvodnja sastoji se od proizvodnje iz „baznih bušotina” (bez geoloških i tehničkih mjera), čija se ukupna svojstva ponašaju kao što je opisano u Roman + proizvodnja iz geoloških i tehničkih mjera (uglavnom znači geološke i tehničke mjere s povećanje rezervi), što stalno sprječava da se ova karakteristika savija prema gore, tj. podupire njenu "pravocrtnost".
Stoga se čini da će polje nastaviti slijediti ovu ravnu liniju. Ali to je pogrešno zbog činjenice da će u određenom trenutku geološke i tehničke mjere završiti s povećanjem rezervi, a karakteristika će i dalje biti savijena prema gore. Stoga se prognoza mora provoditi odvojeno za proizvodnju iz baze + i odvojeno za proizvodnju iz geoloških i tehničkih mjera. Ali jednostavno primjenjivanje ravne linije na karakteristiku pomaka je poput lutrije
GTM nema nikakve veze s tim. Poznavajući osnovni WNF, možete lako odrediti proizvodnju ulja za određeni volumen tekućine. GTM je dodatni volumen tekućine (i nije činjenica da je novac potrošen na GTM iskorišten u korist). RomanK. 2161 11
Mamut piše:
"Često koristim LN (VNF) od Qnefta" nema nikakve veze s karakteristikom o kojoj govorim. Pokušajte napraviti graf čija će okomita os imati logaritamsko mjerilo, a vodoravna os imati normalno mjerilo. Nacrtajte vrijednosti VNF (ne logaritam VNF) na okomitu os, a kumulativnu vrijednost proizvodnje nafte na vodoravnu os.
Recite mi koje ste godine i koji fakultet završili?
Mamut 251 11 Pa, vjerojatno ćemo tu stati. Grafika je vrlo lijepa, nema sumnje u to. Ne mogu to učiniti, čak ni kada vodoodsjek dosegne 95%. Dogovaramo se s ovim stručnjakom da kada vodopad dosegne 70%, zatvorimo polje.
RomanK. 2161 11Zašto ste ovdje i zašto zatvaramo polje?
Ovo nitko nije rekao, to je vaša fantazija.
Mamuta sam shvatio ovako (slika). 
Po mom mišljenju, takav CW ima smisla koristiti za operativno upravljanje razvojem. Jednostavno i jasno.
Kvragu, kako ubaciti slike?
RomanK. 2161 11DimA1234 piše:
Po mom mišljenju, takav CW ima smisla koristiti za operativno upravljanje razvojem. Jednostavno i jasno.
Zapravo, tako se koristi već stoljeće :)
I postoji još jedna napomena, korištenje karakteristika pomaka pretpostavlja 100% kompenzaciju. Mnogi su to uspješno zaboravili. Na primjer, možete prestati ubrizgavati vodu i početi smanjivati količinu vode - to će uzrokovati fiktivno povećanje rezervi, dok će se nafta uzimati iz elastične rezerve. To je tajna učinkovitosti cikličkih poplava, kada, unatoč svoj učinkovitosti, dugoročni trendovi mogu pokazati nulti učinak.
Šališ se ili ozbiljno? konstruiranje VNF-a na logaritamskoj ljestvici ili konstruiranje vrijednosti Ln(VNF) na linearnoj ljestvici ista je stvar, što god vam više odgovara...
Mamut piše:
GTM je dodatni volumen tekućine (i nije činjenica da je novac potrošen na GTM iskorišten u korist)
Poštujući Vašu dob i iskustvo, dopustite mi da komentiram da geološke i tehničke mjere u suvremenom svijetu naftne industrije nisu samo aktivnosti intenziviranja koje opisujete. Gore opisano odnosi se na one geološke i tehničke mjere koje povećavaju rezerve. Odnosno, uglavnom bušenje i bočni trag. Oni samo ispravljaju karakterizaciju. Čim prestanemo povećavati rezerve (uvođenjem bušotina s nižim vodostajima), morat ćemo zaboraviti na linearnost. Ne znam kako još jasnije prenijeti ovu jednostavnu ideju.
Evo što govoriš.
Imamo polje, proizvodnja u dinamici sastoji se od 1) bazne proizvodnje zajedno s geološko-tehničkim mjerama za intenzifikaciju + 2) proizvodnje od puštanja u rad novih bušotina i bočnih tragova (radno-tehničke mjere s povećanjem rezervi). Nakon što ste na temelju njega izradili dijagram toka, vidite linearni presjek i, voila, predviđate buduću proizvodnju na temelju njega na temelju bilo kojeg danog povlačenja tekućine. Recimo. Ali primjećujete li da ovaj plijen nazivate OSNOVNIM?! Oni. Mislite li da je ovaj trend bazičan i da će geološke i tehničke mjere kao što su bušenje i bočni trag samo dodati rezerve iznad ovog trenda? Ako je tako, izvini, nisam na istom putu s tobom :) AlNikS 872 11
RomanK. piše:
Na primjer, analizirao sam bušenje po godinama i konačna karakteristika pomaka na logaritamskoj skali bila je linearna, što je dovelo do rezultata da bušenje nije povećalo povratne rezerve. Nadalje, podjela bušenja po godinama, t.j. Nakon provedene dekompozicije jasno je vidljivo da je crta u logaritmu posljedica unošenja novih rezervi. U godini kada je bušenje završeno, pruga je prestala postojati, što se tumači kao "sve je izgubljeno".
Da budem iskren, po mom mišljenju, analiza BUŠENJA pomoću karakteristika pomaka je neka vrsta besmislice... Osim ako nećete razviti polje, ravnomjerno bušiti N bušotina godišnje tijekom cijelog razdoblja razvoja.
Mamut 251 11Bio je nepažljiv i pametnjakovićima je dao razloga za likovanje. Sama sam si kriva.
DimA1234, potpuno si u pravu. Zamijenio bih samo frazu "Sve je dobro, dolazimo do nižih rezervi uz manji pad vode" s frazom "Sve je dobro, uvodimo neobračunate rezerve u razvoj i povećavamo iscrpak nafte (LR)." Drugim riječima, zalihe su bile podcijenjene.
RomanK i mišgan ne dopire. Ipak RomanK. izgovara pametnu rečenicu "Zapravo, ovako se koristi već stoljeće." Možda na zapadu da, ali kod nas se to još uvijek ne koristi svugdje.
Grafikon koji je predstavio RomanK treba podijeliti na dva dijela - povijest i prognozu.
RomanK, pokaži na grafikonu formulu za odnos između VNF i akumulirane proizvodnje nafte za ravni dio povijesti. Pomoću ove formule pronađite vrijednost VNF-a za sljedeće, nakon stvarnog, razdoblja za bilo koji (stvarni) volumen tekućine. Ova vrijednost će biti osnovna vrijednost VNF-a. Drugim riječima, odredite koju od dvije bušotine treba popraviti, onu koja će nakon sanacije dati 300 m3 vode i 20 tona nafte ili onu koja će nakon sanacije dati 80 m3 vode i 10 tona nafte. Ne znam još. Jer ne znam osnovno značenje VNF-a. Kada znate osnovnu VNF vrijednost, popravit ćete bunar čija je VNF vrijednost bliža osnovnoj VNF vrijednosti.
Mishgan, uopće ne govorim o osnovnom plijenu. Govorim o osnovnom značenju VNF-a. Spomenuli ste riječ “intenziviranje”. Što je intenzifikacija? Nemojte misliti da ne znam. Želim znati znaš li to ili ne? Koja je razlika između intenzifikacije i optimizacije? Pustarski štakor piše:
Da budem iskren, po mom mišljenju, analiza BUŠENJA pomoću karakteristika pomaka je neka vrsta besmislice... Osim ako nećete razviti polje, ravnomjerno bušiti N bušotina godišnje tijekom cijelog razdoblja razvoja.
Štakore, što je točno ludo? Zadatak puštanja u pogon novih bušotina je povećanje potencijalnih rezervi, ili kako god ih nazvali faktora iscrpka nafte. Recimo, kao virtualnom vlasniku bilo bi mi zanimljivo vidjeti kako je višestruko povećanje fonda utjecalo na pričuve - je li došlo do značajnog povećanja ili kao cijevi u jednoj kanti, bez povećanja. Bake su godinama mjerile, pa je logično da buše bunare i dalje godinama. Ako ste uzeli u obzir osmicu - točku proizvodnje iz novih bušotina, onda jednostavno izbušite nove bušotine i nastavite tijekom godina. Čak možete primijetiti kako nove bušotine, poput Pepeljuge, u noći s 31. prosinca na 1. siječnja gube svoj “dostignuti i premašeni protok nafte”, za što je već dodijeljen bonus.
Mishgan, također vam odgovorno izjavljujem da nikakve geološke i tehničke mjere ne povećavaju rezerve. Rezerve ugljikovodika stvorila je naša Majka Zemlja i na tome joj veliko hvala. I ljudi broje rezerve, pa preračunavaju i povećavaju rezerve, pa opet preračunavaju i opet povećavaju rezerve. Događa se i obrnuto. Ovisi tko je i kako studirao. A bušotine u kojima su provedene određene geološke i tehničke mjere izvlače te rezerve. A svaka bušotina (GTM) ima svoj potencijal, više od kojeg ne može pružiti. Ljudi, nakon izračuna rezervi i procjene faktora iscrpka nafte, postavljaju (projektiraju) bušotine na ležištima, buše ih i puštaju u rad. Neke su bušotine umetnute za ekstrakciju tekućine, druge za kompenzaciju ekstrakcije tekućine.
I tako, ako su proračun rezervi i faktor iscrpka nafte ispravno izračunati, sustav razvoja ispravno sastavljen, bušotine (i ležište u cjelini) u svim fazama razvoja rade u skladu s njihovim potencijalom i održavanjem materijalne ravnoteže, onda će u konačnici sve izračunate povratne rezerve biti odabrane iz ležišta kada vodenost dosegne 98% ili vrijednost VNF = 50. Razvoj će u ovom slučaju slijediti izravan odnos između VNF-a i akumulirane proizvodnje, čije će koordinate zadnje točke imati vrijednosti 50:BOTTOM.
To se, u pravilu, ne događa. To se događa kada se bušotine ili ne uspiju povući ili preuzmu rezerve (ne brkati s potencijalom bušotine). Kada bušotine ne daju dovoljno rezervi, ravna linija je okomitija i potrebno je izvršiti rad na optimizaciji razvoja, tj. usmjerite grafičku liniju do krajnje točke s koordinatama 50: DNO. Ako bušotine nadmašuju rezerve, tada je ravni grafikon horizontalniji. To znači da će bušotine izvući više od planiranog. Zaključujemo da su rezerve izračunate kao podcijenjene, a kompetentna izrada bušotina (sa svim vrstama geoloških i tehničkih mjera) dovela je do povećanja iscrpka nafte. To se također događa kada se razvoj odvija po ravnoj liniji čije su koordinate posljednje točke 50: DNO, ali je razdoblje razvoja vrlo dugo. Određenim geološkim i tehničkim mjerama može se skratiti razvojno razdoblje uz zadržavanje na ovoj liniji. Takve geološke i tehničke mjere dovest će do intenziviranja razvoja. Da bi se odredilo u kojem će se od tri slučaja nalaziti ležište u predviđenom razdoblju, potrebno je znati osnovnu vrijednost VNF-a.
RomanK, kako bi primijetio kako nove bušotine, poput Pepeljuge, u noći s 31. prosinca na 1. siječnja gube “dostignuti i premašeni protok nafte”, za što je već dodijeljen bonus (usput, ne samo novi one), morate voditi dnevni sažetak proizvodnje, isporuke i dostupnosti nafte u parku i utiskivanja proizvedene vode, umjesto da sve prepustite pripremačima. I ovaj sažetak treba kombinirati s mjesečnim geološkim izvješćima.
4.3 Prema karakteristikama pomaka
Korištenje karakteristika istiskivanja (DC) u rješavanju problema razvoja naftnih ležišta prvi je predložio D. A. Efros (1959.) u obliku ovisnosti akumuliranog iscrpka nafte o akumuliranom iscrpku fluida.
Prednosti metode prognoze koja se temelji na korištenju karakteristika istiskivanja nafte vodom su:
Jednostavnost korištenja ove metode predviđanja;
Nadoknadive rezerve nafte određuju se izravno karakteristikama istiskivanja, bez preliminarne vrijednosti bilančnih rezervi i projektnog faktora iscrpka, čije je određivanje u nekim slučajevima teško.
Suština tehnike je sljedeća.
Često korištena metoda za rješavanje ovog problema je metoda najmanjih kvadrata. Razmotrimo konkretan slučaj. Zadan je sustav jednadžbi:
Sustav dviju linearnih jednadžbi s dvije nepoznanice a, b. Dalje, iz druge jednakosti, izražavajući koeficijent b i zamjenjujući ga u prvu jednakost, nalazimo koeficijent a. Stvarne vrijednosti funkcije određuju se zamjenom u lijevu stranu jednadžbi stvarne vrijednosti akumulirane proizvodnje (V n, V in, V f).
Uspješnost korištenja istisninskih karakteristika u određivanju tehnološkog učinka crpljenja bioplina i intenziviranja protoka nafte određena je prvenstveno činjenicom da su odabrani koordinatni sustavi u kojima se podaci više ili manje dobro uklapaju na ravnu liniju.
Kada se koriste karakteristike pomaka, postoji prilično velika vjerojatnost da ako tijekom pretpovijesnog razdoblja stvarne točke leže prilično blizu na ravnoj liniji, tada će tijekom razdoblja ekstrapolacije također ležati na ravnoj liniji.
Karakteristike pomaka koje se koriste za odabir jednadžbe krivulje vodostaja za procjenu učinka EOR-a.
gdje Qn, Qn, Qf – stvarne vrijednosti akumulirane proizvodnje nafte, vode, tekućine; a, b – konstantni koeficijenti.
Za određivanje proizvodnje nafte korištenjem GS-a prema kemijskim ležištima, konstruiraju se ovisnosti u koordinatama. Zatim se određuje dodatna proizvodnja. Rezultati proračuna proizvodnje nafte i proračun baznih krivulja izrađeni su pomoću računala (koristeći Microsoft Excel).
Pogledajmo pobliže Maksimovljevu metodu na primjeru bušotine br. 1
(4.3.9)
(4.3.10)
Theilov kriterij:
(4.3.11)
Tablica 4.3.1 Rezultati proračuna proizvodnje nafte zbog EOR (bušotina br. 1)
| DATUM | Proizvodnja mjesečno, t. | Akumulirana proizvodnja, tj. | ||
| Ulje | Voda | Ulje | Tekućina | |
| 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 |
Tablica 4.3.2 Izračunate osnovne krivulje
| datum | Abyzbaev | Govorov-Rjabinin | Davidov | Kambarov | Maksimov | Brzo. 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 |
| Coeff. A | -3,13684 | 3,230525 | -31628,6 | 2728,19 | -12583,2 | -64,2134 | -12654,2 |
| Coeff. B | 0,970435 | 1,026355 | 34626 | -30089419 | 1344,335 | 0,032542 | 1346,908 |
| Theilov kriterij | 0,017256 | 0,007321 | 0,02051 | 0,014113 | 0,044377 | 0,010731 | 0,044397 |
Tablica 4.3.3
| datum | Kambarovljeva formula | Govorov-Rjabinin formula | Formula Post. Neftesod. | Prosječna vrijednost | |||||||
| ekst. nafte, tona | dodatnu proizvodnju | ekst. nafte, tona | dodatnu proizvodnju | ekst. nafte, tona | dodatnu proizvodnju | dodatnu proizvodnju | |||||
| na mjesec | akumulirano | na mjesec | akumulirano | na mjesec | akumulirano | na mjesec | akumulirano | ||||
| 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 |
Riža. 4.3.1. Ovisnost akumulirane proizvodnje nafte o akumuliranoj proizvodnji tekućine (Kambarovljeva metoda)
Riža. 4.3.2. Ovisnost akumulirane proizvodnje nafte o akumuliranoj proizvodnji tekućine (Govorov-Ryabinin metoda)
Riža. 4.3.3. Ovisnost kumulativne proizvodnje nafte o kumulativnoj proizvodnji tekućine (metoda konstantnog sadržaja nafte)
Riža. 4.3.4. Raspored proračuna za dodatnu proizvodnju nafte zbog EOR (bušotina br. 1)
Proračunski podaci za bušotine br. 2, br. 3 dani su u tablicama 4.3.4 – 4.3.9.
Tablica 4.3.4 Rezultati proračuna proizvodnje nafte zbog EOR bušotine br.2
| DATUM | Proizvodnja mjesečno, t. | Akumulirana proizvodnja, tj. | ||
| Ulje | Voda | Ulje | Tekućina | |
| 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 |
Tablica 4.3.5 Izračunate osnovne krivulje
| datum | Abyzbaev | Govorov-Rjabinin | Davidov | Kambarov | Maksimov | Brzo. 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 |
| Coeff. A | -2,37941 | 2,125022 | 91740,72 | 5000,988 | -20441,7 | -293,927 | -20535,3 |
| Coeff. B | 1,094898 | 0,886903 | -113997 | -11634616 | 2627,138 | 0,255007 | 2565,153 |
| Theilov kriterij | 0,014237 | 0,010871 | 0,060408 | 0,016605 | 0,027179 | 0,028408 | 0,027169 |
Tablica 4.3.6
| datum | Kambarovljeva formula | Govorov-Rjabinin formula | Abyzbaevljeva formula | Prosječna vrijednost | |||||||
| ekst. nafte, tona | dodatnu proizvodnju | ekst. nafte, tona | dodatnu proizvodnju | ekst. nafte, tona | dodatnu proizvodnju | dodatnu proizvodnju | |||||
| na mjesec | akumulirano | na mjesec | akumulirano | na mjesec | akumulirano | na mjesec | akumulirano | ||||
| 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 |
Riža. 4.3.5. Ovisnost akumulirane proizvodnje nafte o akumuliranoj proizvodnji tekućine (Kambarovljeva metoda)
Riža. 4.3.6. Ovisnost akumulirane proizvodnje nafte o akumuliranoj proizvodnji tekućine (Govorov-Ryabinin metoda)
Riža. 4.3.7. Ovisnost akumulirane proizvodnje nafte o akumuliranoj proizvodnji tekućine (Abyzbaev metoda)
Riža. 4.3.8. Raspored proračuna za dodatnu proizvodnju nafte zbog EOR (bušotina br. 2)
Tablica 4.3.7 Rezultati proračuna proizvodnje nafte zbog EOR bušotine br.3
| DATUM | Proizvodnja mjesečno, t. | Akumulirana proizvodnja, tj. | ||
| Ulje | Voda | Ulje | Tekućina | |
| 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 |
Tablica 4.3.8 Izračunate osnovne krivulje
| datum | Abyzbaev | Govorov-Rjabinin | Davidov | Kambarov | Maksi-mov | Brzo. 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 |
| Coeff. A | 2,467206 | -1,67636 | 6341,679 | 3589,756 | -9994,16 | 1052,732 | -8018,52 |
| Coeff. B | 0,561221 | 1,245447 | -13629,1 | -3782645 | 1609,489 | 0,083232 | 1153,895 |
| Theilov kriterij | 0,007578 | 0,012871 | 0,049668 | 0,005903 | 1,522027 | 0,004238 | 26,16246 |
Tablica 4.3.9
| datum | Kambarovljeva formula | Abyzbaevljeva formula | Formula Post. Neftesod. | Prosječna vrijednost | |||||||
| akumulirano ekst. nafte, tona | dodatnu proizvodnju | akumulirano ekst. nafte, tona | dodatnu proizvodnju | akumulirano ekst. nafte, tona | dodatnu proizvodnju | dodatnu proizvodnju | |||||
| na mjesec | akumulirano | na mjesec | akumulirano | na mjesec | akumulirano | na mjesec | akumulirano | ||||
| 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 |
Riža. 4.3.9. Ovisnost akumulirane proizvodnje nafte o akumuliranoj proizvodnji tekućine (Kambarovljeva metoda)
Riža. 4.3.10. Ovisnost akumulirane proizvodnje nafte o akumuliranoj proizvodnji tekućine (Abyzbaev metoda)
Riža. 4.3.11. Ovisnost kumulativne proizvodnje nafte o kumulativnoj proizvodnji tekućine (metoda konstantnog sadržaja nafte)
Riža. 4.3.12. Raspored proračuna za dodatnu proizvodnju nafte zbog EOR (bušotina br. 3)
5. IZRAČUN POKAZATELJA TEHNOLOŠKOG RAZVOJA KOD PRIMJENE METODE
Proračun pokazatelja razvoja metodom tekućeg planiranja proizvodnje nafte i tekućina. Ova metodologija je poznata kao "Metodologija Državnog odbora za planiranje SSSR-a". Do danas se koristi u svim odjelima za proizvodnju nafte i plina, u poduzećima za proizvodnju nafte, u organizacijama kompleksa goriva i energije i organizacijama za planiranje.
Početni podaci za izračun:
1. Početne bilančne rezerve nafte (NBR), t;
2. Početne povratne rezerve nafte (IRR), t;
3. Na početku planirane godine:
Kumulativna proizvodnja nafte (ΣQ n), t;
Kumulativna proizvodnja tekućine (ΣQ tekućina), t;
Kumulativno utiskivanje vode (ΣQ zak), m 3 ;
Trenutna zaliha proizvodnih bušotina (N dana);
Trenutna zaliha injekcijskih bušotina (N dana);
4. Dinamika bušenja bušotina po godinama za planirano razdoblje (N b):
Rudarstvo (N d b);
Ispuštanje (N n b).
Tablica 5.1 Početni podaci za područje Zapadnog Leninogorska polja Romashkinskoye
| Godina | NBZ, tisuća tona | NIZ, tisuća tona | ΣQ n, tisuća tona | ΣQ f, tisuća tona | ΣQ zak, tisuća m 3 | ||||
| 2009 | 138322 | 69990 | 54830 | 200323 | 236577 | 307 | 196 | 3 | 1 |
Izračun pokazatelja razvoja
1. Broj dana rada proizvodnih bušotina godišnje, prenesen iz prethodne godine:
D traka =365×K (5.1)
D traka = 365×0,9 = 328,5
2. Broj dana rada novih proizvodnih bušotina:
3. Prosječna brzina protoka nafte novih proizvodnih bušotina:
q n novo =8 t/dan
4. Stopa pada proizvodnje nafte proizvodnih bušotina:
5. Godišnja proizvodnja nafte iz novih bušotina:
(5.1)
6. Godišnja proizvodnja nafte iz prenesenih bušotina:
7. Ukupna godišnja proizvodnja nafte
(5.3)
8. Godišnja proizvodnja nafte iz novih bušotina prethodne godine, ako su u ovoj godini radile bez pada:
9. Godišnja proizvodnja nafte iz prenesenih bušotina prethodne godine (ako su radile bez pada):
10. Moguća procijenjena proizvodnja nafte iz svih bušotina prethodne godine (ako su radile bez pada):
(5.5)
11. Planirana proizvodnja nafte iz bušotina prethodne godine:
12. Smanjenje proizvodnje nafte iz bušotina prethodne godine:
(5.6)
13. Postotna promjena proizvodnje nafte iz bušotina u prethodnoj godini:
(5.7)
14. Prosječna proizvodnja nafte po bušotini:
(5.8)
15. Prosječna stopa proizvodnje naftnih bušotina prenesena iz prethodne godine:
(5.9)
16. Kumulativna proizvodnja nafte:
17. Trenutni faktor iscrpka nafte (ORF) obrnuto je proporcionalan početnim bilančnim rezervama (IBR):
(5.11)
18. Odabir iz odobrenih početnih nadoknadivih NCD rezervi, %:
(5.12)
19. Stopa odabira iz početnih nadoknadivih rezervi (IRR), %:
(5.13)
20. Stopa odabira iz trenutnih nadoknadivih rezervi, %:
(5.14)
21. Prosječna količina vode proizvedenih proizvoda:
(5.15), 
22. Godišnja proizvodnja tekućine:
23. Tekuća proizvodnja od početka razvoja:
24. Godišnje ubrizgavanje vode:
(5.18)
25. Godišnja naknada za ekstrakciju tekućine injekcijom:
26. Akumulirana naknada za ekstrakciju tekućine injekcijom:
27. Faktor voda-ulje:
Dinamika glavnih pokazatelja razvoja prikazana je u tablici. 5.2
Tablica 5.2. Dinamika ključnih pokazatelja razvoja
| Godine | Proizvodnja, milijun tona | Kumulativna proizvodnja, milijun tona | IN, % | Utiskivanje vode, milijuna m3 | Prosječna brzina protoka nafte, t/dan | KIN | Stopa odabira iz NCD-a | Stopa odabira iz TIZ-a | |||
| ulje | tekućine | ulje | tekućine | godina | 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 |
Dinamika godišnje proizvodnje nafte i tekućine te godišnjeg utiskivanja vode prikazana je na sl. 5.1.
Riža. 5.1. Dinamika godišnje proizvodnje nafte i tekućine, godišnje utiskivanje vode
Dinamika akumulirane proizvodnje nafte i tekućine te utiskivanja akumulirane vode prikazana je na sl. 5.2.
Riža. 5.2. Dinamika kumulativne proizvodnje nafte, tekuće proizvodnje i kumulativnog utiskivanja vode
Dinamika faktora iscrpka nafte, stopa selekcije od NCD-a i stopa selekcije od industrijskih bolesti prikazani su na slici. 5.3.
Riža. 5.3. Dinamika faktora iscrpka nafte, stopa selekcije od NCD-a i stopa selekcije od industrijskih bolesti
Navedene analize učinkovitosti mikrobioloških učinaka pokazale su vrlo nisku učinkovitost ove metode.
Injektiranje površinski aktivnih tvari topivih u vodi (surfaktant AF 9 -12) razmatra se kao primjena tehnologije za povećanje sposobnosti ispiranja nafte agensa za istiskivanje u bušotinama koje se razvijaju u niskopropusnim ležištima tijekom primarnog naplavljivanja.
Učinkovitije je razviti poplavljene formacije korištenjem surfaktanata topivih u ulju (AF 9 -6).
Prilikom ubrizgavanja vodenih disperzija neionskih tenzida topivih u ulju u formaciju na fronti istiskivanja, stvara se mikroemulzijska čestica s niskim sadržajem ulja, dobrom sposobnošću istiskivanja nafte i viskoznošću bliskom viskoznosti nafte, što povećava koeficijent istiskivanja i pokrivenost. formacije plavljenjem.
Kao najtipičniji primjer korištenja tehnologija za ograničavanje mobilnosti ubrizganog agensa u zonama visoke zasićenosti vodom, razmatra se tehnologija koja koristi kompozitne sustave temeljene na inkapsuliranim polimernim sustavima (CPS) i injektiranje dispergiranog koloidnog materijala (DCM).
POPIS KORIŠTENE LITERATURE
1. Zheltov Yu.P. Razvoj naftnih polja. - M.: Nedra, 1998.
2. Ibatullin R.R. Teorijske osnove procesa razrade naftnih polja: Tečaj predavanja. Dio 1. Sustavi i načini razvoja: Obrazovni priručnik. - Almetjevsk: AGNI, 2007.
3. Ibatullin R.R. Teorijske osnove procesa razrade naftnih polja: Tečaj predavanja. Dio 2. Procesi utjecaja na formacije (Tehnologije i metode proračuna): Nastavno-metodički priručnik. – Almetjevsk: AGNI, 2008.
4. Ibatullin R.R., Garipova L.I. Zbirka zadataka o teorijskim osnovama razrade naftnih polja. - Almetjevsk: AGNI, 2008.
5. Muslimov R.Kh. Suvremene metode povećanja iscrpka nafte: dizajn, optimizacija i procjena učinkovitosti: Udžbenik. – Kazan: izdavačka kuća "Fen" Akademije nauka Republike Tatarstan, 2005.
6. Povećanje iscrpka nafte u kasnoj fazi razvoja polja (metode, teorija, praksa) / R.R. Ibatullin, N.G. Ibragimov, Sh.F. Takhautdinov, R.S. Hisamov. – M.: Nedra – Poslovni centar, 2004.
7. Rastorgueva L.G., Zakharova E.F. Metodološki vodič za izradu diplomskog projekta u skladu sa zahtjevima standarda za oblikovanje tekstualnih i grafičkih dijelova. Almetjevsk 2007.
8. Lipaev A.A., Musin M.M., Yangurazova Z.A., Tukhvatullina G.Z. Metodologija proračuna tehnoloških pokazatelja razrade naftnih polja: Udžbenik. – Almetjevsk, 2009 – 108 str.
Informacije o radu „Povećanje iscrpka nafte iz ležišta pomoću mikrobiološkog utjecaja na primjeru područja Zapadnog Leninogorska polja Romashkinskoye NGDU Leninogorskneft”
Učinkovitost sustava razvoja naftnih polja s plavljenjem uvelike je određena potpunošću uključivanja industrijskih rezervi nafte u razvoj i prirodom njihove proizvodnje. O tome ovisi i brzina proizvodnje i potpunost vađenja nafte iz podzemlja.
U uvjetima plavljenja, cjelovitost proizvodnje proizvodnih formacija prvenstveno ovisi o stupnju pokrivenosti objekta razvoja kako u području tako iu presjeku, što je u velikoj mjeri određeno prirodom kretanja ubrizgane vode i formacijske vode. Stoga, glavnu pozornost u geološkim i terenskim analizama treba posvetiti pitanjima pokrivenosti formacija pod utjecajem ubrizgane vode i osobitostima kretanja vode kroz produktivne formacije.
Geološki i fizički čimbenici koji utječu na proces plavljenja uključuju filtracijska svojstva produktivnih formacija, prirodu i stupanj njihove heterogenosti, svojstva viskoznosti zasićujućih formacija i tekućina ubrizganih u njih, itd.
Glavni tehnološki čimbenici koji utječu na učinak poplavljivanja i iscrpak nafte uključuju: parametre uzorka proizvodne bušotine, dizajn sustava poplavljivanja, tempo razvoja, tehnologiju odabira fluida i utiskivanja vode, uvjete za razvoj susjednih formacija, priroda otvaranja produktivnih formacija u bušotinama.
Obrada podataka promatranja o plavljenju ležišta omogućuje utvrđivanje trenutnog položaja kontakta nafta i voda, vanjskih i unutarnjih naftonosnih kontura za različite datume razvoja, uključujući datum analize razvoja. Poznavajući položaj OWC-a, moguće je odrediti trenutni položaj naftonosne konture i volumen ispranog dijela formacije.
Trenutno, zbog razvoja metoda za kontrolu razvoja naftnih polja, ideje o prirodi kretanja su se značajno proširile. Postoje dva glavna oblika kretanja: vertikalni uspon i sloj po sloj navodnjavanja naftnog ležišta.
Kao rezultat zajedničkog djelovanja velikog broja čimbenika, u procesu kretanja kroz formaciju ona se kreće neravnomjerno i obično poprima vrlo složen geometrijski oblik. U višeslojnom polju, zbog razlike u litološkoj građi objekta po debljini, formira se nekoliko neovisnih fronta pomaka s različitim brzinama kretanja.
(6.2)
Gdje:
Treba napomenuti da je u ovom slučaju preduvjet i zalijevanje rezervoara ulja iz baze. Stoga, za višeslojna polja s jasno izoliranim slojevima kojima upravlja jedan filter, neizravne metode nisu primjenjive. Ako postoji barem mala količina geofizičkih istraživanja na ležištu za kontrolu kretanja tijekom razrade, potrebno je usporediti geofizičke podatke i izračunate podatke o predloženim neizravnim metodama kontrole. Neizravne metode koje se razmatraju obično daju precijenjenu debljinu vodoreza formacije, stoga je, ako je moguće, preporučljivo izvršiti korekcije izračunatih podataka, dobivenih usporedbom geofizičkih i proračunskih podataka.
Neizravne metode za određivanje trenutnog položaja koriste se za konstruiranje idealne krivulje uspona (a) ili površinske karte (b). Obje metode služe kao osnova za izradu karte zaostale debljine zasićene naftom na dan analize razvoja.
Kako bi se obradili svi podaci o pomaku tijekom procesa razvoja i kako bi se svi podaci sveli na jednu točku u vremenu, u mnogim je slučajevima preporučljivo konstruirati krivulju idealnog pomaka ili, drugim riječima, krivulju idealnog uzgona.
Metodologija za izradu karata utjecaja injektiranja za slojeve višeslojnog polja ista je kao i za jednoslojno polje. Mora se imati na umu da ako u bilo kojem dijelu jednoslojnog ležišta nema utjecaja utiskivanja, tada se tijekom mehaniziranog rudarenja njegove rezerve još uvijek razvijaju u režimu iscrpljivanja, au višeslojnom ležištu rezerve takvog odjeljak obično nije razvijen.
U praksi, prilikom konstruiranja karata utjecaja injektiranja unutar tri prethodno identificirane skupine, razlikuju se tri stupnja utjecaja. U prvoj skupini (izravna veza između zona utiskivanja i ekstrakcije) izdvojene su zone tekuće proizvodnje, mehanizirane proizvodnje i bez utjecaja. U drugoj skupini (nema izravne veze između zona utiskivanja i ekstrakcije) identificiraju se zone utjecaja spajanjem susjednih formacija i zona bez veze s utiskivanjem. U trećoj skupini nalazi se zona prodora samo injekcijskim bušotinama i zona bez utjecaja na niskoproduktivna ležišta. Uključene su sve navedene zone.
Identifikacija različitih zona podložnih nejednakom utjecaju utiskivanja omogućuje razlikovanje rezervi ležišta i utvrđivanje rezervi koje su aktivno uključene u razradu i onih koje nisu obuhvaćene razradom u postojećem sustavu, a podliježu bušenju, odnosno utvrđivanje struktura rezervi nafte na dan analize razvoja.
Poboljšanje razvojnih sustava treba ići putem povećanja utjecaja na proizvodne formacije, eliminirajući zone i dijelove formacija koje nisu ili su slabo zahvaćene utiskivanjem.
6.3. Analiza dinamike trenutnih omjera zahvata, istiskivanja i iscrpka nafte u navodnjenoj zoni ležišta
Jedan od najvažnijih zadataka koji se javlja pri analizi razvoja naftnih polja u kasnoj fazi je identificirati prirodu raspodjele preostalih bilančnih rezervi nafte unutar početnog volumena ležišta koji sadrži naftu.
To je prije svega potrebno radi ispravne procjene preostalih nadoknadivih rezervi nafte primjenom konvencionalnih metoda razvoja i poznatih metoda intenziviranja proizvodnje nafte.
Poznavanje prirode raspodjele bilančnih rezidualnih rezervi nafte posebno je važno za učinkovitu primjenu tzv. tercijarnih metoda povećanja iscrpka nafte (fizikalno-kemijske, plinske, toplinske, mehaničke metode -,).
Određivanje rezidualnih rezervi nafte koje se nalaze na dan analize u volumenu zasićenom uljem može se izvršiti pomoću sljedećih formula.
Zbroj volumena ležišta jednak je početnom volumenu ležišta koje sadrži naftu:
Bilanca rezervi nafte (približno) može se napisati
(6.7)
Gdje:
Svezak se može prikazati kao da se sastoji od dva dijela:
(6.8)
Gdje:
Stoga se i može predstaviti kao zbroj
Volumen diskontinuiranog dijela formacije ovisi kako o geološkoj građi (prisutnost leća i poluleća, slijepih zona, slojevitosti, rasjedima, iskopinama itd.), tako i o sustavu utjecaja na formaciju i udaljenost između proizvodnih i utisnih bušotina. Ovaj volumen za izbušene naslage određuje se zonskim kartama debljina zasićenih naftom ili izračunavanjem neproizvedenih volumena duž profila. Ako nema drugih podataka, tada se obično prihvaća da se volumen diskontinuiranog dijela formacije, kao i bilančne rezerve u tom volumenu, ne mijenjaju tijekom procesa razvoja, jer nema utjecaja na ovaj volumen i iz njega se ne crpi nafta, tj. , gdje je: početni volumen diskontinuiranog dijela formacije.
Za neizbušena ležišta u početnoj fazi projektiranja utvrđuje se po analogiji sa sličnim ležištima ili u skladu s preporukama sadržanim u smjernicama za projektiranje razrade.
Glavna metoda za određivanje preostalih rezervi nafte je volumetrijska metoda. Međutim, u kasnoj fazi razvoja, uvjeti za njegovu uporabu postaju znatno kompliciraniji u usporedbi s početnim uvjetima zbog složene konfiguracije granice struje između i , odnosno poteškoća leži u određivanju trenutnog položaja fronte poplave. (struja ) i sadašnje naftonosne konture.
Kao što je poznato, kada je nafta istisnuta vodom, koeficijent iscrpka nafte se smatra umnoškom tri koeficijenta
(6.10)
Gdje:
Koeficijent istiskivanja shvaća se kao omjer volumena istisnute nafte nakon dugotrajnog, opetovanog ispiranja uzorka stijene i početnog volumena zasićenog naftom. Ovaj koeficijent se utvrđuje na temelju rezultata laboratorijskih istraživanja na uzorcima stijena i, u svojoj fizikalnoj biti, karakterizira maksimalni iscrpak nafte tijekom dugotrajnog ispiranja iz kontinuiranog dijela formacije.
(6.11)
Gdje:
Koeficijent pokrivenosti plavljenjem (često se naziva i koeficijent plavljenja) je omjer volumena ispranog dijela formacije i volumena formacije koju zauzima pokretna nafta, tj. kontinuirani volumen ležišta – . Ovaj koeficijent uglavnom ovisi o heterogenosti propusnosti formacije, omjeru viskoznosti nafte i vode i stupnju zatajenja vode u proizvodnim bušotinama kada se one zatvore. U nastavku pogledajte metode za određivanje koeficijenta pokrivenosti poplavama.
Koeficijent pokrivenosti istiskivanja - (koeficijent gubitka nafte zbog diskontinuiteta formacije) definiran je kao omjer volumena (rezervi) obuhvaćenog utjecajem prema cjelokupnom (početnom) volumenu (rezervama) formacije (ležišta).
Budući da je jedan od dijelova projektne dokumentacije za razradu naftnog i plinsko-naftnog polja obrazloženje konačnog iscrpka nafte u ležištima, zadatak analize razrade je provjeriti ispravnost odabranih koeficijenata uključenih u iscrpak nafte. formula, naime koeficijenti istiskivanja nafte vodom, nafte plinom, plina naftom, plina vodom, koeficijenti pokrivenosti istiskivanjem i naplavljivanjem. Dano je pojašnjenje fizikalnih i hidrodinamičkih karakteristika pomaka utvrđenih u laboratorijskim uvjetima. Slijedi opis kako odrediti trenutnu pokrivenost vodenim poplavama i faktore iscrpka nafte.
Prvi način. U kasnoj fazi razvoja naftnih ležišta od velike je važnosti identificirati područja koja su već isprana vodom i područja koja su još uvijek zauzeta naftom, kao i procijeniti smanjenje efektivnih debljina zasićenih naftom u područjima zasićenim naftom. kao rezultat kretanja tijekom razvoja. U tu svrhu koristi se karta rezidualnih efektivnih naftozasićenih debljina, konstruirana na dan analize razrade, iz koje se utvrđuju rezidualne rezerve nafte.
Iskorištenje nafte u navodnjenom dijelu formacije određeno je sljedećom formulom
(6.13)
Gdje:
Navodnjeni dio formacije shvaća se kao volumen (rezerve nafte) sadržan između početnog i trenutnog položaja.
Ako se karte rezidualnih debljina zasićenih naftom izgrade za različite datume razvoja naftnih ležišta s intervalom od npr. dvije do tri godine, tada je moguće odrediti niz vrijednosti postignutog iscrpka nafte u vodenom dijelu. formiranja i dobiti dinamiku ovog pokazatelja tijekom razvoja naftnog ležišta. Krivulje dobivene opisanom metodom dobro karakteriziraju učinkovitost proizvodnje proizvodnih formacija.
Drugi način Određivanje iscrpka nafte u navodnjenom dijelu formacije povezano je s procesom unutarkružnog naplavljivanja.
Kod unutarkružnog navodnjavanja tijekom razdoblja proizvodnje nafte bez vode, sva utisnuta voda koristi se za istiskivanje nafte, odnosno svaki kubni metar utisnute vode istiskuje točno istu količinu nafte iz ležišta. Nakon proboja vode u proizvodne bušotine kroz najpropusnije slojeve, dio utisnute vode prolazi kroz isprane slojeve.
Oduzmemo li od ukupne količine utisnute vode količinu vode proizvedenu zajedno s naftom iz proizvodnih bušotina smještenih u zoni plavljenja, odnosno u blizini unutarkružnih bušotina, dobivamo količinu vode koja je izvršila koristan rad, istiskujući jednaku količinu ulja
Na temelju podataka o vremenu pojave slatke vode u proizvodnim bušotinama najbližim utisnim bušotinama moguće je približno odrediti granicu fronte navodnjavanja.
Kao što je već navedeno, tijekom plavljenja unutar kruga, obično se opaža vrlo kompaktna fronta pomaka, koja se, u prvoj aproksimaciji, može smatrati okomitom. Ako postoji značajno "razmazivanje" fronte istiskivanja, tada je preporučljivo odrediti zaostalu efektivnu naftom zasićenu debljinu pomoću proizvodnih bušotina koje rade s vodom, slično prethodnoj metodi.
Nakon toga se konstruira karta efektivne debljine navodnjene zone formacije. U zoni potpunog navodnjavanja bušotina efektivne debljine navodnjene zone jednake su početnim efektivnim naftom zasićenim debljinama. U zoni ograničenoj frontom navodnjavanja i linijom potpunog navodnjavanja bunara izvode se linije jednakih strujno efektivnih debljina.
Mjerenjem volumena navodnjenog dijela formacije moguće je utvrditi bilančne rezerve nafte u navodnjenoj zoni koju je utisnuta voda isprala i istisnula u proizvodne bušotine.
Poznavajući navodnjeni volumen formacije i količinu istisnute nafte iz formacije jednaku volumenu efektivnog utiskivanja, moguće je odrediti postignuti iscrpak nafte u navodnjenom dijelu formacije
(6.15)
Gdje:
Kada se koristi ova metoda, preporučljivo je izraditi karte efektivne debljine navodnjenog dijela formacije tijekom procesa razvoja.
Treći način zapravo, to je varijanta prve metode utvrđivanja učinkovitosti proizvodnje proizvodne formacije. Ovdje se, kao i u drugoj metodi, konstruira mapa efektivne debljine navodnjenog dijela ležišta, ali za izračun postignutog iscrpka nafte i navodnjenog dijela ležišta koristi se količina nafte izvađene iz ležišta.
(6.16)
Gdje:
Ovdje je poželjno dobiti dinamiku vrijednosti koeficijenta iscrpka nafte u navodnjenom dijelu formacije. Ako se preostala efektivna naftom zasićena debljina formacije ne može odrediti iz ovog ili onog razloga, tada je preporučljivo odrediti iscrpak nafte u zoni poplavljene vode formacije, odnosno bilančne rezerve u zoni između početni položaj i uvjetnu granicu između vodoplavnih i bezvodnih bunara. Inače, metoda za određivanje postignutog iscrpka nafte ostaje nepromijenjena.
Postoji također četvrta metoda određivanje iscrpka nafte u navodnjenom dijelu formacije, na temelju prosječne nadmorske visine trenutnog položaja. Na temelju svih dostupnih podataka utvrđuje se aritmetička srednja vrijednost apsolutne ocjene tekućeg na dan analize. Na unaprijed konstruiranom grafu raspodjele početnih bilančnih rezervi po visini ležišta () stavlja se oznaka trenutne prosječne vrijednosti i pronalaze se odgovarajuće poplavljene rezerve nafte. Metoda se može koristiti za naslage preplavljene pridnenom vodom.
6.4. Analiza učinkovitosti razrade naftnih ležišta usporedbom istisninskih karakteristika
Karakteristika pomaka, izgrađena za ležište kao cjelinu, služi kao dobra ilustracija učinkovitosti razvoja naftnih ležišta; ona ne samo da pokazuje količinu iscrpka nafte postignutu iz formacije u bilo kojem trenutku, već također pokazuje zbog potrošnje radni agens (voda) za istiskivanje, dobiva se ovo ili ono izvlačenje nafte iz formacije.
Trenutačno u regiji Ural-Volga i Zapadnom Sibiru postoji veliki broj nalazišta nafte koja su u kasnim ili čak završnim fazama razvoja, iz kojih se mogu konstruirati odgovarajuće karakteristike istiskivanja. Od ovih naftnih ležišta treba odabrati analogna ležišta, te izvršiti usporedbu karakteristika istiskivanja analognog ležišta i analiziranog polja kako bi se utvrdilo koje se od uspoređivanih ležišta učinkovitije razrađuje i pokušalo saznati razloge za to.
Pri izboru analognog naftnog ležišta treba se rukovoditi blizinom sljedećih parametara naftnog ležišta, koji uvelike određuju tijek istisninskih karakteristika:
omjeri viskoznosti nafte i vode u ležišnim uvjetima;
propusnost formacije;
koeficijent pjeskovitosti;
početna zasićenost formacije uljem;
udio rezervi nafte koje se nalaze u zoni nafta-voda.
Ako karakteristiku pomaka analiziranog ležišta nacrtamo u polulogaritamskim koordinatama u dovoljno velikom mjerilu, tada većina karakteristike pomaka postaje linearna, au većini slučajeva pokazuje pregibe u smjeru smanjenja ili, obrnuto, povećanja potrošnje vode za proces istiskivanja. Potrebno je utvrditi razloge koji su doveli do uočenih lomova, utvrditi koje su promjene u sustavu razrade ležišta, odnosno koje su geološke i tehničke radnje provedene na ležištu. Priroda (smjer) prekida pokazat će jesu li te mjere dovele do povećanja učinkovitosti razvoja naftnog ležišta ili, obrnuto, do smanjenja njegove učinkovitosti.
1Daje se usporedba izračuna učinkovitosti korištenja obrade klorovodičnom kiselinom na temelju karakteristika istiskivanja i stvarnih podataka o bušotinama polja Tashly-Kul. Razmatraju se sljedeće karakteristike pomaka: Sazonov, Maksimov, Davydov, Pirverdyan, Kambarov, Nazarov. Pomoću jednadžbi ovisnosti konstruiraju se grafikoni i izvode regresijske jednadžbe. Zamjenom vrijednosti trenutne proizvodnje tekućine u dobivene jednadžbe dobivamo moguću proizvodnju nafte bez upotrebe obrade. Oduzimajući izračunate podatke od stvarnih podataka, dobivamo dodatnu proizvodnju nafte kao rezultat korištenja obrade klorovodičnom kiselinom. Uspoređujući rezultate proračuna učinkovitosti primjene utjecaja, provedenog prema stvarnim podacima i prema karakteristikama pomaka, nalazimo značajne razlike. Zaključujemo da su rezultati izračunati iz karakteristika istiskivanja objektivniji, budući da uzimaju u obzir stvarnu vodljivost i radne uvjete koji odgovaraju zadanoj količini protoka fluida.
tretman klorovodičnom kiselinom (HAT)
karakteristike pomaka
trenutni protok
dodatnu proizvodnju
zona formiranja dna bušotine (BZZ)
dobro
1. Bocharov V.A. Razrada naftnih ležišta u uvjetima početnog gradijenta tlaka. – M.: VNIIOENG, 2000. – 252 str.
2. Kulbak S. Teorija sadržaja informacija i statistika. – M.: Nauka, 1967. – 408 str.
3. Mirzajanzade A.Kh., Stepanova G.S. Matematička teorija pokusa u proizvodnji nafte i plina. – M.: Nedra, 1977. – 229 str.
4. Mirzajanzade A.Kh., Khasanov M.Zh., Bakhtizin R.N. Studije o modeliranju složenih sustava u proizvodnji nafte i plina. – Ufa: Gilem, 1999. – 464 str.
5. Umetbaev V.G., Merzlyakov V.F., Voločkov N.S. Remont bunara. Izolacijski radovi. – Ufa: RIC ANK “Bashneft”, 2000. – 424 str.
6. Fattakhov I.G. Integracija diferencijalnih problema intenzifikacije proizvodnje nafte s primijenjenim programiranjem // Novosti visokih učilišta. Nafta i plin. – 2012. – Broj 5. – Str. 115–119.
7. Fattakhov I.G., Kuleshova L.S., Musin A.A. Metoda obrade rezultata eksperimentalnih istraživanja na primjeru izlaganja polimernoj kiselini na zoni ležišta proizvodnih bušotina pomoću posebnog softvera // Automatizacija, telemehanizacija i komunikacije u naftnoj industriji. – 2009. – br. 3. – str. 26–28.
8. Shvetsov I.A., Manyrin V.N. Fizikalno-kemijske metode za povećanje iscrpka nafte // Analiza i dizajn. – Samara, 2000. – 336 str.
9. Fattakhov I.G. itd. Potvrda o državnoj registraciji računalnog programa br. 2012611957. “Istraživanje”. 2012.
Problem stvaranja pouzdane i dovoljno pouzdane metodologije za prognoziranje pokazatelja razvoja aktualan je i najvažniji, unatoč dugotrajnom i mukotrpnom radu mnogih naftnih znanstvenika i gotovo svih granskih i specijaliziranih instituta naftne industrije.
U ovom trenutku postoje dva bitno različita pristupa koji se mogu koristiti za predviđanje tehnoloških pokazatelja razvoja naftnih polja.
Prvi se temelji na karakteristikama istiskivanja nafte vodom. U ovom slučaju koriste se pokazatelji povijesti razvoja naftnih ležišta.
Drugi pristup provodi se korištenjem hidrodinamičkih matematičkih modela procesa istiskivanja nafte vodom iz heterogene formacije.
Karakteristike istiskivanja također omogućuju praćenje rezultata geoloških i tehničkih mjera koje se provode za povećanje iscrpka nafte.
Izračunat ćemo učinkovitost korištenja obrade klorovodičnom kiselinom (HAT) u uvjetima karbonatnih ležišta polja Tashly-Kul na temelju stvarnih podataka i karakteristika pomaka.
U tablici Na slici 1 prikazani su pokazatelji rada bušotina br. 1573, 1817, 1747, 1347, 1306, 1310, 1348, 1353 prije MOT-a.
Prema izvješću NGDU „Tuymazaneft“ za prosinac 2012. godine o provedbi geološko-tehničkih mjera, jasno je da je nakon izvršenog MOT-a na predmetnim bušotinama došlo do značajnog povećanja proizvodnje nafte (Tablica 2).
Izračunajmo stvarni porast proizvodnje nafte po bušotinama (tablica 3):
∆Qn = Qn (poslije) - Qn (prije).
stol 1
Pokazatelji razvoja prije utjecaja
|
Broj bunara |
|||
tablica 2
Pokazatelji razvoja nakon utjecaja
Izračunat ćemo tehnološku učinkovitost korištenja obrade klorovodičnom kiselinom (HAT) u bušotinama na temelju karakteristika istiskivanja. U ovom radu ćemo razmotriti mogućnost korištenja sljedećih karakteristika pomaka:
1. Sazonova Qn = A + B∙lnQl.
2. Maksimova Qn = A + B∙lnQv.
3. Davidov Qn = A + V∙(Qv/Ql).
4. Pirverdjan
5. Kambarova Qn = A + B/Ql.
6. Nazarova Ql/Qn = A + B∙Qv,
gdje je Qn trenutna proizvodnja nafte u bušotini; Qv - trenutna proizvodnja vode u bušotini; Ql - trenutna proizvodnja fluida u bušotini; A, B - koeficijenti modela, koji se određuju metodom najmanjih kvadrata.
Da bismo to učinili, izgradimo grafikone ovisnosti Qn (lnQl) (Sl. 1), Qn (lnQv) (Sl. 2), Qn (Qv/Ql) (Sl. 3), Qn (Sl. 4), Qn (Slika 5) , Ql/Qn (Qv) (Slika 6).
Zamjenom stvarnih vrijednosti trenutne proizvodnje fluida nakon MCO-a, utvrđuju se tri vrijednosti moguće trenutne proizvodnje nafte koje bi se mogle dobiti da nije bilo utjecaja na formaciju. Oduzimanjem ovih procijenjenih tekućih vrijednosti proizvodnje od stvarne proizvodnje na isti datum, utvrđuju se tri vrijednosti za moguću dodatnu proizvodnju nafte kao rezultat MCO (tablica 4).
Riža. 1. Karakteristike pomaka Sazonovljevom metodom
Riža. 2. Karakteristike pomaka metodom Maximova
Riža. 3. Karakteristike pomaka metodom Davydova
Riža. 4. Karakteristike pomaka Pirverdyan metodom
Riža. 5. Karakteristike pomaka Kambarovljevom metodom
Riža. 6. Karakteristike pomaka Nazarovljevom metodom
Tablica 4
Rezultati primjene standardne devijacije na temelju karakteristika pomaka
|
Broj bunara |
Zapravo, t/dan |
Prema Sazonovu |
Prema Maksimovu |
Prema Davidovu |
Prema Pirverdyanu |
Prema Kambarovu |
Prema Nazarovu |
||||||
|
Qn izračunato, t/dan |
∆Qn, t/dan |
Qn izračunato, t/dan |
∆Qn, t/dan |
Qn izračunato, t/dan |
∆Qn, t/dan |
Qn izračunato, t/dan |
∆Qn, t/dan |
Qn izračunato, t/dan |
∆Qn, t/dan |
Qn izračunato, t/dan |
∆Qn, t/dan |
||
Vidimo da se rezultat izračuna učinkovitosti primjene utjecaja, provedenog prema stvarnim podacima, razlikuje od rezultata izračunatog prema karakteristikama pomaka. Potonji je objektivniji, budući da uzima u obzir stvarnu količinu vode i radne uvjete koji odgovaraju zadanoj količini protoka tekućine.
Stoga su karakteristike istiskivanja nafte vodom jedan od alata za proračun učinkovitosti razvoja rezervi. Osim toga, karakteristike su primjenjive i pouzdane za analizu i prognozu procesa proizvodnje nafte kako u određenoj fazi razvoja tako i za budućnost, budući da se temelje na stvarnim pokazateljima razvoja ležišta i uzimaju u obzir geološke i fizičke karakteristike ležišta i fluida koji ga zasićuju, kao i karakteristike rada bušotina, sustava i gustoće njihovog postavljanja.
Recenzenti:Khuzina L.B., doktor tehničkih znanosti, izvanredni profesor, profesor, voditelj. Odjel za "Bušenje naftnih i plinskih bušotina", Državna proračunska obrazovna ustanova visokog stručnog obrazovanja "Almetyevsk State Petroleum Institute", Almetyevsk;
Yagubov E.Z., doktor tehničkih znanosti, profesor, prorektor za nastavu, Državno tehničko sveučilište Ukhta, Ukhta.
Rad je zaprimljen u urednici 19.12.2014.
Bibliografska poveznica
Fattakhov I.G., Novoselova D.V. PRORAČUN UČINKOVITOSTI PRIMJENE TRETMANA HOLARNOM KISELINOM PO KARAKTERISTIKAMA ISTISANJA // Fundamentalna istraživanja. – 2014. – br. 12-6. – str. 1186-1190;URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=36298 (datum pristupa: 05.01.2020.). Predstavljamo vam časopise izdavačke kuće "Akademija prirodnih znanosti"
ANOTACIJA
U članku se razmatraju pitanja predviđanja pokazatelja razvoja na temelju karakteristika istiskivanja nafte vodom primjenom metoda materijalne bilance. Metoda materijalne bilance omogućuje vam rješavanje niza razvojnih problema, uključujući predviđanje tehnoloških pokazatelja. Za predviđanje pokazatelja razvoja naftnog ležišta metodom materijalne bilance potrebni su sljedeći podaci: početni i prosječni tlak u ležištu, volumeni akumulirane i utisnute tekućine, volumeni vode koja prodire u ležište, volumetrijski koeficijenti nafte, plina i vode, fazne propusnosti, dinamičke viskoznosti nafte i plina. Točnost pokazatelja izračunatih metodom materijalne bilance ovisi o odabiru izvornih podataka, njihovoj korisnosti i nekim pretpostavkama na kojima se temelje računske jednadžbe. Također je moguće predvidjeti trenutnu zasićenost naftom ovisno o trenutnom iscrpku nafte i karakteristikama nafte, plina i vode, a za režim tlaka vode predviđa se trenutna prosječna zasićenost naftom za ležište određivanjem volumena prodorne vode rezervoar.
Na temelju jednadžbi protoka nafte i plina u ležištu određuje se relativna propusnost.
SAŽETAK
U članku se razmatraju pitanja predviđanja pokazatelja razvoja za karakteristike zamjene nafte vodom uz korištenje metoda materijalne bilance. Metoda materijalne bilance omogućuje rješavanje niza problema razvoja uključujući predviđanje tehnoloških pokazatelja. Za prognozu pokazatelja razvoja ležišta nafte metodom materijalne bilance potrebni su sljedeći podaci: početni i prosječni tlakovi u ležištu, količine nakupljene i pumpane tekućine, količine vode koja interferira u sloju, volumenski koeficijenti nafte, propusnost plinske i vodene faze, dinamička viskoznost nafte i plina. Točnost pokazatelja izračunatih metodom materijalne bilance ovisi o izboru osnovnih podataka, njihovoj punoj vrijednosti i prihvaćenim nekim pretpostavkama koje su osnova za jednadžbe poravnanja.
Također je moguće predvidjeti trenutnu zasićenost naftom ovisno o trenutnim karakteristikama nafte i nafte, plina i vode, a za vodno pogonsko ležište predviđa se trenutna prosječna zasićenost naftom određivanjem količine prodorne vode u ležište.
Na temelju jednadžbi protoka ležišta nafte i plina određena je relativna propusnost.
Možemo pretpostaviti da ova metoda daje pouzdanije rezultate, zadržavajući nepromijenjen postojeći sustav i prirodnim smanjenjem trenutnog odabira tekućine u razvoju u kasnijoj fazi.
Metoda materijalne bilance omogućuje vam rješavanje niza razvojnih problema, uključujući predviđanje tehnoloških pokazatelja.
Za predviđanje pokazatelja razvoja naftnih ležišta metodom materijalne bilance potrebni su sljedeći podaci:
- početni i prosječni tlak u ležištu;
- količine akumulirane i pumpane tekućine;
- količine vode koja ulazi u formaciju;
- volumetrijski koeficijenti nafte, plina i vode;
- fazne propusnosti;
- dinamičke viskoznosti nafte i plina.
Ova metoda omogućuje predviđanje trenutnog iscrpka nafte iz podataka s polja.
/Sapashov.files/image002.png){kind=small}
, (1)
gdje je: – akumulirani volumen nafte izvađen iz ležišta;
– početni volumen nafte u ležištu;
– odnosno volumetrijski koeficijenti ulja pri tlaku i p 0;
– volumetrijski koeficijent plina pri str;
– volumene otopljenog plina po jedinici volumena nafte pri početnom, trenutnom tlaku u ležištu i na površini.
Također je moguće predvidjeti trenutnu zasićenost naftom ovisno o trenutnom iscrpku nafte i karakteristikama nafte, plina i vode, a za režim tlaka vode predviđa se trenutna prosječna zasićenost naftom za ležište određivanjem volumena prodorne vode rezervoar.
Na temelju jednadžbi protoka nafte i plina u ležištu određena je relativna propusnost
/Sapashov.files/image009.png){kind=small}
, (2)
gdje su: – fazne propusnosti za naftu i plin;
– ukupni faktor plinsko ulje;
– odnosno dinamička viskoznost nafte i plina.
Točnost pokazatelja izračunatih metodom materijalne bilance ovisi o odabiru izvornih podataka, njihovoj korisnosti i nekim pretpostavkama na kojima se temelje računske jednadžbe.
Ako proračuni pomoću metode materijalne bilance koriste karakteristike ležišnih ulja dobivenih tijekom otplinjavanja u bombi, koje se oštro razlikuju od pojava koje se događaju u ležištu, tada predviđanje prosječnog tlaka u ležištu dovodi do značajnih izobličenja rezultata.
U nizu slučajeva, predviđanje pokazatelja razvoja naftnih polja tijekom plavljenja u pukotinskim i pukotinsko-poroznim ležištima provodi se samo na temelju rješavanja jednadžbe materijalne bilance.
Ovisnost između ukupne proizvodnje nafte i ukupne proizvodnje tekućine shvaćena je kao karakteristika istiskivanja, ali se kasnije pod karakteristikama istiskivanja počela shvaćati ovisnost ukupne proizvodnje nafte o ukupnoj proizvodnji vode, kao i ovisnost različitih omjera između ukupnih količina ulja, vode i tekućine.
Osim toga, karakteristike istiskivanja počele su uključivati ovisnost između sadržaja nafte ili vode u protoku i ukupnih povlačenja nafte, vode i tekućine.
Pri predviđanju pokazatelja razvoja dugotrajno eksploatisanog polja, kada su poznati značajni stvarni podaci o vađenju nafte i vode, proračun se može provesti korištenjem karakteristika pomaka.
Da biste to učinili, prvo interpolirajte stvarne krivulje kao što su vodnost - akumulirana proizvodnja nafte, vodenost - akumulirani volumen utisnute vode, trenutni iscrpak nafte - akumulirani volumen utisnute vode, a zatim ekstrapolirajte dobivene ovisnosti kako biste dobili prognozne pokazatelje.
Većina jednadžbi korištenih za obradu krivulja pomaka dobivena je empirijski kao rezultat analize terenskih podataka (metode Kambarova, Nazarova, Kopytova i dr.). Neki od modela dobiveni su kao rezultat teorijskog proučavanja procesa istiskivanja nafte vodom u nekim pojednostavljenim formulacijama.
Analiza pokazuje da se karakteristike pomaka uglavnom mogu podijeliti u dvije skupine:
- integralne karakteristike pomaka;
- diferencijalne karakteristike pomaka.
U prvu skupinu spadaju sve ovisnosti u čijim se formulama pojavljuju ukupna povlačenja ulja, vode i tekućine.
Drugi sadrži sve ovisnosti, čije formule uključuju sadržaj ulja ili vode i ukupna povlačenja ulja, vode i tekućine.
Kao alternativa tradicionalnim metodama karakteristika istiskivanja, mogu se razmotriti jednadžbe razvoja koje se koriste u analitičkoj metodologiji za izračunavanje tehnoloških pokazatelja razvoja ležišta u režimu pritiska vode, koja se koristi u nafti TatNIPI.
Ova metodologija pretpostavlja da se dinamika trenutne proizvodnje nafte i procijenjene proizvodnje tekućine pod stalnim uvjetima razvoja pokorava eksponencijalnom zakonu. U ovom slučaju, ekstrakcija tekućine će se smanjiti kako se vodene bušotine isključe, što je tipično za kasnu fazu razvoja. Osim toga, ova metodologija uzima u obzir vremenski promjenjive uvjete razvoja.
TatNIPI naftna metoda temelji se na sljedeće dvije razvojne ovisnosti:
/Sapashov.files/image014.png)
(3)
gdje su: – trenutne brzine protoka nafte i vode;
– početni amplitudni protok svih izbušenih i puštenih u rad bušotina;
– akumulirano povlačenje nafte i tekućine;
– prema tome, potencijalne nadoknadive rezerve nafte i tekućine s neograničenim razdobljem razvoja, – faktor konverzije.
Da bi se mogle koristiti jednadžbe (3), potrebno je aproksimirati promatrane stvarne ovisnosti specifičnih vrijednosti tekućih ekstrakcija nafte i vode komadno-linearnim funkcijama, odražavajući utjecaj poduzetih tehnoloških mjera na predviđeni konačni pokazatelji razvoja u dinamici.
Zatim, odredivši glavne parametre objekta koji se razvija /Sapashov.files/image020.png){kind=small}
Na temelju ravnih dijelova krivulja transformiranih stvarnih ovisnosti izračunava se parametar filtracije.
Dakle, pomoću predloženih jednadžbi razvoja, prilagođenih povijesti rada objekta, moguće je predvidjeti trenutne i konačne pokazatelje razvoja.
Treba napomenuti da je navedenu metodu potrebno dodatno poboljšati, budući da primijenjene jednadžbe razvoja ne pokrivaju cijelo vrijeme rada postrojenja.
Bibliografija:
1. Procjena učinkovitosti pogonskih postrojenja u kasnijoj fazi korištenjem metoda karakteristika pomaka. / R.G. Khamzin, R.T. Fazljev. – TatNIPI ulje, Interval, br. 9 (44), 2002.
2. Referentni priručnik za projektiranje razvoja i rada naftnih polja. Dizajn razvoja, proizvodnja nafte / Sh.K. Gimatutdinov, I.T. Miščenko, A.I. Petrov i drugi - M.: Nedra, 1983, 463 str., sv. I, 455 str., sv. II.
Reference:
1. Khamzin R.G., Fazlyev R.T. Procjena učinkovitosti proizvodnih pogona u kasnijoj fazi tehnikama pomaka karakteristika. TatNIPIneft, Interval Publ., br. 9 (44), 2002. (na ruskom).
2. Gimatutdinov Sh.K., Mishchenko I.T., Petrov A.I. Referentni priručnik za projektiranje, razvoj i eksploataciju naftnih polja. Razvoj dizajna, proizvodnja ulja. Moskva, Nedra Publ., 1983, 463 str., sv. I, 455 str., sv. II. (Na ruskom).
Učitavam...