Charakterystyka doboru metod wypierania oleju. Według charakterystyki przemieszczenia
Ostatnia wiadomość
Kot_86 35 6
13 grudnia
Cześć.
Jestem studentem. W celu ogólnego rozwoju i przygotowania się do projektu kursu chcę przewidzieć wyniki w danej dziedzinie na 5 lat. Obliczenia wykonuję w Excelu.
O ile rozumiem, można to zrobić (prognoza wydajności pola w krótkim okresie) za pomocą charakterystyki przemieszczenia.
Chcę, żebyś mi powiedział, czy myślę w dobrym kierunku.
Jaki jest sens pytania:
Znajdują się tu dane terenowe (dane rzeczywiste; wskaźniki od samego początku rozwoju (od 1976 r.); dane podawane są za każdy miesiąc do października 2013 r.), a mianowicie: wydobycie ropy naftowej, wydobycie wody, ucięcie wody, skumulowane wydobycie ropy, skumulowane wydobycie wody .
Weźmy jedną charakterystykę przemieszczenia (oczywiście w obliczeniach wezmę kilka), na przykład I.I. Zastępując nasze dane (w tym przypadku skumulowaną produkcję ropy i skumulowaną produkcję wody) w celu obliczenia logarytmów. Wykreślamy zależność ln(Qn(t)) od ln(Ql(t). Dodajemy do wykresu linię trendu (liniową) i równanie na linię trendu. Otrzymujemy równanie w stylu y=0,006*x+1,985 (na przykład) Oznacza to, że otrzymaliśmy współczynniki a i b.
1) Co jest potrzebne, aby uzyskać prognozę?
O ile rozumiem, trzeba od początku zrobić prognozę dla Ql: zbudować wykres Ql z t, dodać tę samą linię trendu, uzyskać równanie w postaci Ql=a+b*t. Zastępując niezbędne t - otrzymujemy wartość predykcyjną dla Qzh.
Następnie, gdy istnieje prognoza skumulowanej produkcji płynów i istnieje równanie ln(Qn(t))=a+b*ln(Ql(t)), łatwo otrzymujemy prognozę skumulowanej produkcji ropy.
Czy będzie to słuszna decyzja?
2) O liniach trendu. Bardziej słuszne byłoby zbudowanie linii trendu od samego początku rozwoju lub od pewnego momentu w czasie t, gdzie ta dokładność aproksymacji dla tej właśnie linii trendu będzie bliska 1 (w tym samym Excelu, po zbudowaniu wykresu, potrafi zbudować linię trendu, wyświetlić równanie tej linii i tutaj wyświetlić ten sam współczynnik aproksymacji R^2)?
W Internecie nie znalazłem żadnych przykładów/pomocy dydaktycznych do mojej pracy. Chcę tylko wiedzieć, czy postępuję właściwie.
P.S. Rozumiem, że na tym forum rozwiązywane są znacznie bardziej złożone zadania, niemniej jednak proszę o pomoc w tej sprawie. Byłbym bardzo wdzięczny za wszelkie wyjaśnienia/krytykę itp.
Uczestnicy
RomanK. 2161 11
Do pracy studenckiej polecam ustawienie stałego trybu Qzh dla prognozy. Zalecam nie stosować logarytmu kumulacyjnego, biorąc pod uwagę długą historię rozwoju skumulowanej produkcji obecnie, trudno będzie prześledzić dynamikę wydobycia ropy. I tutaj logarytm będzie dodatkowo rozmazany. Wyświetl i wybierz dowolną charakterystykę wyporu różnicowego, taką jak odcięcie wody ze skumulowanej produkcji oleju (niska lepkość oleju do 2 cP), logarytm odcięcia wody ze skumulowanej produkcji oleju przy średniej lepkości i odcięcie wody od logarytmu skumulowanej produkcji oleju dla wysokiej lepkości lub log WOR ze skumulowanego oleju produkcyjnego. Charakterystyki różnicowe wymagają obliczeń iteracyjnych, ponieważ tempo produkcji ropy zależy od ubytku wody, a odcięcie wody zależy od skumulowanej produkcji ropy. Ale Excel może z łatwością obsługiwać obliczenia iteracyjne. Następnie kontynuuj obliczenia aż do osiągnięcia 98% odcięcia wody. Weź pod uwagę gospodarkę i obronność.
Antalik 1514 13 Kot_86 35 6Bardzo wam wszystkim dziękuję. Nie sądziłem, że tak szybko mi odpowiedzą.
Dziś nie da się już usiąść do obliczeń. Na pewno spróbuję jutro.
Jeśli będę miał więcej pytań, skontaktuję się z Tobą.
Dzięki jeszcze raz
Witam ponownie.
Były pytania dotyczące Urzędu Naftowego. Ponieważ nigdy nie miałem okazji pracować w tym programie, otwierając załączony powyżej plik od razu pojawiło się pytanie o zapis.
Q liquid - dzienna produkcja płynów
Olej Q - dzienna produkcja oleju
Odcięcie wody w WCT
Q prod - roczna produkcja ropy
Cum Q - skumulowana produkcja ropy
RF - wybór zasobów wydobywalnych
STOIP – rezerwa wstępna wydobywalna
Czy wszystko dobrze zrozumiałem?
Dalej... Czy mógłbyś mi wyjaśnić te wykresy (ich istotę). Tylko nie do końca rozumiem po co one są.
Kolejna kwestia: przy wykorzystaniu charakterystyki przemieszczeń logiczne jest uwzględnienie nie całego okresu rozwoju od roku brodatego, ale pewnego okresu poprzedzającego rok prognozowany ze stosunkowo stabilnym systemem rozwoju (brak ponownego tworzenia się systemu zalewowego, brak aktywnego ponownego -wiercenie).
Kot_86 35 6Te. Postąpiłem słusznie, budując linię trendu, aby przewidzieć wskaźnik od określonego punktu w czasie t, i uzyskałem dokładność przybliżenia bliską 1.
Dzięki temu sprawa wydaje się mniej więcej jasna.
Teraz chcę zrozumieć Biuro Naftowe i dokonać prognozy zarówno na podstawie charakterystyki przemieszczenia różnicowego, jak i metodą, którą podał mi Antalik
Kot_86 - zgodnie z zapisem wszystko się zgadza.
RomanK pisze:
Charakterystyki różnicowe wymagają obliczeń iteracyjnych, ponieważ tempo produkcji ropy zależy od ubytku wody, a odcięcie wody zależy od skumulowanej produkcji ropy. Ale Excel może z łatwością obsługiwać obliczenia iteracyjne.
To właśnie zostało zrobione. Wykresy to po prostu zależności jednego wskaźnika od drugiego, podane w postaci tabeli wartości używanych do interpolacji. Po prostu wpisałem je z pamięci.
Przedstaw dane historyczne WCT vs RF na tym wykresie i nakreśl swój trend.
Z Qzh z WCT wydaje mi się, że byłem mądry, prawdopodobnie możesz pozostawić to na stałym poziomie w pierwszym przybliżeniu.
Kot_86 35 6Dziękuję bardzo. Wydaje się, że wszystko rozumie.
Aleksander 231 7należy również pamiętać, że w przypadku normalnych obliczeń okres prognozy nie powinien przekraczać połowy okresu historii rozwoju, który przyjąłeś jako podstawę prognozowania. to znaczy, jeśli weźmiesz ostatnie 10 lat historii, sporządź prognozę na 5 lat.
Boże 1183 13alex_stan pisze:
należy również pamiętać, że w przypadku normalnych obliczeń okres prognozy nie powinien przekraczać połowy okresu historii rozwoju, który przyjąłeś jako podstawę prognozowania. to znaczy, jeśli weźmiesz ostatnie 10 lat historii, sporządź prognozę na 5 lat.
Czasami nawet połowa może być za dużo. Ale to już subiektywny wybór, zależny od sytuacji.
Jeżeli prognoza jest interwałowa to przedział „od do” będzie się wydłużał w czasie, wówczas aby podjąć decyzję należy ustawić maksymalne dopuszczalne odchylenie w% od prognozy bazowej => otrzymamy limit predykcji w czasie.
Cóż, w przypadku braku innych, bardziej rozsądnych argumentów, wykonaj coś w rodzaju „ślepego testu”: wybierając spośród kilku cech, jak zalecono powyżej, aby dopasować je do trendu, wybierz „stosunkowo stabilny” odcinek, zaczynając od momentu t1, a kończąc z momentem t2, a następnie wykonaj test prognozy od t3 do t4 i wybierz charakterystykę, która lepiej pasuje do testowego okresu historii.
Kot_86 35 6Cześć. Właśnie dzisiaj wpadł mi w ręce komputer. Postanowiłem ponownie usiąść do obliczeń i… ponownie się rozłączyłem.
Znów pojawiło się kilka pytań:
1) Zaproponowano ustalenie dla prognozy reżimu stałego Ql. Te. stała produkcja płynu rocznie, czy dobrze zrozumiałem? Użyć tego dla wszystkich charakterystyk przemieszczenia?
2) Charakterystyka przemieszczenia różnicowego. Nigdzie nie mogłem znaleźć żadnej listy cech różnicujących. Czy mógłbyś mi pomóc?
P.S. Jeśli chodzi o Petrol Office: pobrany, zainstalowany. Kiedy próbowałem coś zmienić/obliczyć, Excel się zawiesił. Na tym na razie moja znajomość z tym dodatkiem dobiegła końca :)
Kot_86 pisze:
Cześć. Właśnie dzisiaj wpadł mi w ręce komputer. Postanowiłem ponownie usiąść do obliczeń i… ponownie się rozłączyłem. Ponownie pojawiło się kilka pytań: 1) Zaproponowano ustalenie dla prognozy reżimu stałego Ql. Te. stała produkcja płynu rocznie, czy dobrze zrozumiałem? Użyć tego dla wszystkich charakterystyk przemieszczenia? 2) Charakterystyka przemieszczenia różnicowego. Nigdzie nie mogłem znaleźć żadnej listy cech różnicujących. Czy mógłbyś mi pomóc? P.S. Jeśli chodzi o Petrol Office: pobrany, zainstalowany. Kiedy próbowałem coś zmienić/obliczyć, Excel się zawiesił. Na tym na razie moja znajomość z tym dodatkiem dobiegła końca :)
1) tak
2) w rzeczywistości każda cecha przemieszczenia w formie jawnej lub ukrytej może być przedstawiona w postaci całkowej lub różniczkowej. Ale w praktyce przy tworzeniu modeli do obliczeń preferowane są krzywe całkowe, ponieważ zmiany w systemie rozwoju mają na nie mniejszy wpływ.
Kot_86 35 6
I znowu pytania (dopiero się uczę, niewiele rozumiem (ale staram się poprawić), więc od razu przepraszam za może głupie pytania):
1) Powiedzmy, że Qzh przyjmuje się jako stałe przez rok. Istnieją jednak charakterystyki przemieszczenia, w których stosowane są albo 3 parametry jednocześnie (A.V. Davydov), albo Qzh w ogóle się nie pojawia (M.I. Maksimov). W obu przypadkach mogę prognozować skumulowaną produkcję płynu (ponieważ Ql na rok jest stały), ale nie mogę przewidzieć Qv i Ql. Qн zależy od Ql i Qv, a Qv zależy od odcięcia wody. Jak być?
2) Korzystając z kilku cech, uzyskano różne wskaźniki. Skończyło się na tym, że wziąłeś nad nimi średnią?
1) jeśli teoria jest krótka, to zgodnie z istniejącą klasyfikacją charakterystyki przemieszczenia dzielą się na krzywe nawadniania i zanurzenia. Liczne krzywe cięcia wody to zależności pomiędzy skumulowaną produkcją ropy, wody i/lub cieczy lub zależności pomiędzy skumulowaną produkcją a cięciem wody. Krzywe nawadniania charakteryzują proces nawadniania studni (powierzchni) w zależności od zgromadzonej produkcji płynu. Metody te nie mogą być stosowane podczas produkcji suchego oleju.
Krzywe spadku produkcji charakteryzują zależność bieżącego uzysku ropy od czynnika czasu oraz zależność pomiędzy bieżącym i skumulowanym uzyskiem ropy. Charakterystyki te mają również na celu ocenę skuteczności technologii ulepszonego odzyskiwania ropy naftowej i technologii stymulacji wydobycia ropy naftowej w pewnym okresie spadku wydobycia w czasie. Krzywe spadku charakteryzują zmianę produkcji ropy naftowej w czasie.
Powszechnie znane metody wyznaczania charakterystyk przemieszczeń dzielą się na dwu i trzy parametryczne. Nazwa metody odpowiada liczbie nieznanych parametrów wymaganych do jej realizacji. Do implementacji metod dwuparametrowych wystarczy postać całkowa lub różniczkowa. Aby wdrożyć metody trójparametrowe, konieczne jest zbudowanie zarówno charakterystyki całkowej, jak i różniczkowej.
Myślę, że wszystko jest jasne.
2) weź ten, dla którego współczynnik. korelacje bliższe 1000.
Wygląda na to, że sytuacja znów się wyjaśniła.
Dziękuję bardzo!
Jutro znowu zacznę pracować.
Jeszcze jedno małe pytanie: gdzie mogę zobaczyć wszystkie znane charakterystyki przemieszczenia? zarówno całkowe, jak i różniczkowe.
P.S. W obliczeniach korzystałem z podręcznika metodologicznego Żdanowa. Cech jest wiele, ale oznaczenia użyte we wzorach nie są nigdzie podane.
P.S.S. Przeszukałem też to forum. Znalazłem jedynie link do RD w którym jest ich około 14.
I jeszcze jedno: liczyłem według 7 cech.
Ale chcę wziąć jeszcze kilka, na przykład Nazarov-Sipachev Qf/Qn=a+ b*Qv. Istnieje prognoza dla Qzh. Istnieją również współczynniki a i b. Teraz nie rozumiem, jak to połączyć i obliczyć Qn i Qv ...
To samo dotyczy charakterystyki przemieszczenia Francuskiego Instytutu Naftowego (Qv/Qн=a+b*Qн, gdzie prognoza Ql, jak się okazuje, nic nie daje), Goworowa-Riabinina itp.
I jeszcze pytanie: dlaczego w ogóle można ustawić stałą Ql dla prognozy do obliczeń? Te. Czy to tylko teoria? Czy jest ku temu jakieś uzasadnienie?
dlaczego tam jest. W przypadku zmechanizowanej produkcji ropy naftowej, na przykład za pomocą UCP. Każdy UCP ma swoją własną charakterystykę – nominalne natężenie przepływu lub wydajność (m3/dzień). stąd Qzh=stała
Kot_86 35 6Zupełnie o tym zapomniałem. Dziękuję!
Pozostaje zająć się cechami.
Pamiętam też, że jako student kursach liczyłem po znaku. vyt, prawda w MathCad. Tutaj jest haczyk: prognoza okazała się bardzo niedokładna ze względu na niespójne wskaźniki rozwoju. Okazało się, że wówczas według starego modelu geologicznego był to pojedynczy obiekt, a obecnie, według danych wiertniczych, model został udoskonalony i podzielony na 3 (!) Bloki. Tak to się dzieje.
Pełny chaos 875 12Kolejna mała wskazówka: cofnij się w czasie o kilka lat i policz cechy na koniec tego okresu. Tym samym, biorąc pod uwagę późniejszą historię, możesz sprawdzić poprawność swoich obliczeń.
Mamut 251 11Jeśli istnieje dobra historia rozwoju, radziłbym zastosować zależność między współczynnikiem woda-ropa a skumulowaną produkcją ropy. Otwórz Excela i
1. Zrób tabelę z kolumnami przedstawiającymi produkcję ropy i wody dla okresów (najlepiej według miesięcy).
2. Według wartości produkcji ropy i wody według miesięcy budowany jest wykres, którego oś pionowa ma skalę logarytmiczną. Na osi pionowej naniesiono wartości współczynnika wodno-olejowego, produkcji ropy i cieczy w danym okresie, a na osi poziomej wartości skumulowanej produkcji ropy.
3. Na wykresie krzywej współczynnika woda-olej wyznacza się stabilny, prosty odcinek, wzdłuż którego wyznacza się zależność współczynnika woda-olej od skumulowanej produkcji ropy (sam Excel znajduje wzór):
WOR =a*EXP(b*Npt)
Gdzie:
WOR - współczynnik woda-olej;
a,b - współczynniki zależności logarytmicznej;
Npt - skumulowana produkcja ropy w momencie wyznaczania współczynnika woda-olej.
4. Na podstawie zależności współczynnika wodno-olejowego od skumulowanego wydobycia ropy naftowej wyznacza się prognozę wydobycia ropy. Kiedy współczynnik woda-olej osiągnie wartość 50, co odpowiada 98% redukcji wody, skumulowana produkcja będzie odpowiadać zasobom możliwym do wydobycia. Rezerwy te powinny być zbliżone do zatwierdzonych zasobów wydobywalnych. Jeżeli znacznie odbiegają one od zatwierdzonych zasobów operatywnych, wówczas konieczne jest ich ponowne przeliczenie lub rewizja systemu zagospodarowania.
5. Następnie należy znaleźć logarytmiczną zależność pomiędzy wartością współczynnika wodno-ropnego a wartością zasobów wydobywalnych w linii prostej. Punkt początkowy tej linii będzie odpowiadał najnowszemu rzeczywistemu WOR i wydobyciu skumulowanemu, a punkt końcowy będzie odpowiadał WOR 50 i ostatecznym wydobywalnym zasobom ropy naftowej (podanym lub oszacowanym).
6. Na podstawie tej zależności wyznacza się współczynniki logarytmicznej zależności współczynnika woda-olej od skumulowanej produkcji ropy a i b oraz oblicza się prognozowane wartości współczynnika woda-olej:
WOR =a*EXP(b*Npt).
7. Znając prognozowane wartości współczynnika woda-olej, oblicza się podstawową produkcję ropy i wody w okresie prognozy.
8. W przypadku zmiany wydobycia płynów (wzrost w wyniku działań, spadek w wyniku zamknięcia zalanych odwiertów), prognozowane wydobycie ropy naftowej zostanie określone na podstawie prognozowanej wartości WOR.
Zaczerpnięto z magazynu „Biuletyn Komitetu Centralnego Republiki Kirgiskiej” nr 3 2013.
M = 1,0 (lekki olej) 
M = 10,0 (średnie lepkości) 
M = 100 (wysoka lepkość oleju) 
A oto przypadek mojego pola, na którym po 90% podlaniu następuje „gwałtowny spadek zapasów ropy” lub jak tam piszą analizatorzy. W tym przypadku dobra, niezawodna linia odcina od 20% do 80% wody, dalej nie ma sensu przedłużać. 
RomanK. pisze:
Często używam LN(WOR) firmy Qoil.
Chętnie przedstawię teoretyczne wytyczne dla różnych współczynników mobilności. Nie zalecałbym stosowania tej charakterystyki wyporności w przypadku olejów o niskiej lepkości. Nie polecam też używać go do określania zapasów przy 100% odcięciu wody.
Czy masz na myśli, że LN(WOR) firmy Qoil nie powinien być używany do określenia rezerw przy 100% odcięciu wody?)), więc rezerwy przy 100% odcięciu wody szczęśliwie idą w nieskończoność. Ludzie odcinają się na 50 (jak 98% odcięcia wody), ale to, że będzie prosto dokładnie do 98% odcięcia wody to akurat nic oczywistego... Ale ludzie uparcie przeceniają rezerwy)) W wartościach bezwzględnych to niezbyt dużo , ale jeśli porównać resztkowe rezerwy możliwe do odzyskania dla obniżki wody o 70-80 procent, wówczas błąd w pozostałych rezerwach możliwych do odzyskania może być 2 razy ...
RomanK. 2161 11Witaj przyjacielu! Mówiąc o wartości odcięcia 50, prawdopodobnie masz na myśli LN(49) = 3,892, na moich wykresach jest to pomarańczowa przerywana linia. Poniżej 100% naprawdę przeleciałem, jest 99,99%. Na ostatnim wykresie widać możliwy błąd.
Jeśli rozszerzyć się z 80% ubytku wody do pomarańczowej linii, będzie to około 14 tys. ton, chociaż w rzeczywistości będzie to nieco mniej niż 12 tys. ton. Częściej przecież charakter krzywej służy ocenie „zmian w rozwoju lub podjętych działaniach”.
Chcę zwrócić uwagę na ogon w górę (fikcyjne zmniejszenie rezerw) w przypadku lekkich olejów
Ciekawe wykresy.
Mamut pisze:
Dlaczego linia WOR wygina się w górę (redukując zapasy) przy dość niskim (70-80%) ubytku wody?
...
No cóż, rozszerzmy je przynajmniej do wartości WOR równej 20. Największe skumulowane wydobycie ropy będzie miało miejsce przy М=1. Najmniejszy przy M=100.
Na początku też nie zauważyłem, że to nie jest skala logarytmiczna, ale tak naprawdę logarytm wzięty z WNF)
RomanK. 2161 11miszgan 130 12Mamut pisze:
Ciekawe wykresy.
Dlaczego linia WOR wygina się w górę (redukując zapasy) przy dość niskim (70-80%) ubytku wody? Logika (powiedziałbym, że sztuka) jest inna – nie dajmy się zagiąć tej linii.
Wydaje mi się, że im lżejszy olej, tym bardziej mobilny, a zatem łatwiejszy do odzyskania, co pokazują również Twoje wykresy. Rozciągnijmy w myślach odcinek prosty na wszystkich trzech wykresach (M=1; M=10; M=100). No cóż, rozszerzmy je przynajmniej do wartości WOR równej 20. Największe skumulowane wydobycie ropy będzie miało miejsce przy М=1. Najmniejszy przy M=100.
Jeśli chodzi o rezerwy przy 100% odcięciu wody. Być może sensowne byłoby zamknięcie wszystkich wydobytych odwiertów i pozostawienie tylko tych wydobyć, które odpowiadają wartości bazowej WOR.
Kolejne pytanie jak to zrobić? Ale to temat na inną dyskusję.
Roma, mówiłem o czymś innym. Prognozowanie w linii prostej Ln(WOR) =a + b*Qn nie jest zbyt fizyczne, ponieważ przy 100% odcięciu wody Ln(WOR) dąży do nieskończoności, co w zasadzie prowadzi do niepewności co do zasobów wydobywalnych. Wprowadza się sztuczne ograniczenia na Ln (WOR), takie jak Ln (49), ale z reguły wszystko to prowadzi do zawyżenia rezerw, które pokazujesz (14 według prognozy wobec 12 według „faktu”) . A jeśli zastosujemy takie cechy, to z reguły jesteśmy na etapie przyzwoitego odcięcia wody. Na przykład, będąc w punkcie, w którym brakuje wody na poziomie 75% (Ln(WOR)=1,1, Qн=9 t.t) i mając resztkowe rezerwy możliwe do wydobycia (12-9=3 t.t), prognoza wykorzystująca zależność liniową pokaże resztkowe rezerwy 14-9=5 t.t. Taki głupi błąd...
Dima1234 253 12Używam logarytmu WOR ze zgromadzonego oleju i zgromadzonego oleju z nagromadzonej cieczy.
Jeśli Vn z Vzh można opisać logarytmem (okazuje się Sazonov), to obliczam NCD za pomocą wzoru. Jeżeli jest to niemożliwe - rozważam ręcznie w Excelu.
miszgan pisze:
Roma, mówiłem o czymś innym. Prognozowanie w linii prostej Ln(WOR) =a + b*Qn nie jest zbyt fizyczne, ponieważ przy 100% odcięciu wody Ln(WOR) dąży do nieskończoności, co w zasadzie prowadzi do niepewności co do zasobów wydobywalnych. Wprowadza się sztuczne ograniczenia na Ln (WOR), takie jak Ln (49), ale z reguły wszystko to prowadzi do zawyżenia rezerw, które pokazujesz (14 według prognozy wobec 12 według „faktu”) . A jeśli zastosujemy takie cechy, to z reguły jesteśmy na etapie przyzwoitego odcięcia wody. Na przykład, będąc w punkcie, w którym brakuje wody na poziomie 75% (Ln(WOR)=1,1, Qн=9 t.t) i mając resztkowe rezerwy możliwe do wydobycia (12-9=3 t.t), prognoza wykorzystująca zależność liniową pokaże resztkowe rezerwy 14-9=5 t.t. Taki głupi błąd...
Rozumiem. Rzeczywiście, jeśli ocenimy „rezerwy resztkowe” przy dużym odcięciu wody, ten przeklęty ogon może w niekontrolowany sposób zwiększyć rezerwy (wielokrotne, dlaczego nie?). Słuszna uwaga.
miszgan 130 12Mamut pisze:
W tym temacie mówimy o prognozowaniu wskaźników rozwoju. Moją główną ideą jest to, że proponuję przewidywać poziomy wydobycia ściśle według prognozowanej wartości WOR (przy danej wielkości wydobycia płynu), kierując się bezpośrednią ścieżką do zasobów wydobywalnych (nie oznacza to jednak, że nie ma innych metod).
RomanK. pisze:
Mamut pisze:
Ciekawe wykresy.
Dlaczego linia WOR wygina się w górę (redukując zapasy) przy dość niskim (70-80%) ubytku wody? Logika (powiedziałbym, że sztuka) jest inna – nie dajmy się zagiąć tej linii.
Wydaje mi się, że im lżejszy olej, tym bardziej mobilny, a zatem łatwiejszy do odzyskania, co pokazują również Twoje wykresy. Rozciągnijmy w myślach odcinek prosty na wszystkich trzech wykresach (M=1; M=10; M=100). No cóż, rozszerzmy je przynajmniej do wartości WOR równej 20. Największe skumulowane wydobycie ropy będzie miało miejsce przy М=1. Najmniejszy przy M=100.
Jeśli chodzi o rezerwy przy 100% odcięciu wody. Być może sensowne byłoby zamknięcie wszystkich wydobytych odwiertów i pozostawienie tylko tych wydobyć, które odpowiadają wartości bazowej WOR.
W tym temacie mówimy o prognozowaniu wskaźników rozwoju. Moją główną ideą jest to, że proponuję przewidywać poziomy wydobycia ściśle według prognozowanej wartości WOR (przy danej wielkości wydobycia płynu), kierując się bezpośrednią ścieżką do zasobów wydobywalnych (nie oznacza to jednak, że nie ma innych metod). Kolejne pytanie jak to zrobić? Ale to temat na inną dyskusję.Trochę Was rozczaruję, zapasy na wszystkich wykresach są takie same = 12 tys. ton, nie dosięgłem wszystkich opcji do 99% odcięcia wody, ale dam radę (zilustrowałem coś innego, a dla ilustracji jest to pełny obraz). Zatem niezależnie od tego, jak go rozciągniemy, wydobycie więcej niż 12 tysięcy ton jest fizycznie niemożliwe. Jak światło dzienne – bez oleju. Dlatego nie warto czegoś przedłużać i wymyślać zapasów, których nie ma. Mishgen ma rację, wszystkie te wykresy będą asymptotycznie zbliżać się do liczby 12, ale nigdy jej nie przekroczą.
Dlaczego LN(WNF) nie jest linią? Dlaczego to musi być linia? Pokazałem krzywe syntetyczne, z których jasno wynika, które przedziały można uznać za liniowe, a które nie.
Podstawowe wartości WNF próbowałeś już opisać – naprawdę bardzo trudno zrozumieć, co masz na myśli.
I Twoja propozycja przewidywania wskaźników rozwoju i pytanie, jak to zrobić.
Cóż, jakby za oknem 2014 roku wszystko zostało już przed nami wynalezione. Właściwie moje ilustracje są echem już wdrożonego, sprawdzonego i pomyślnie zapomnianego prognozowania analitycznego.
Mówimy o różnych warzywach. Dziękuję Miszgen. Twoje zdanie „Często używam LN (WOR) firmy Qoil” nie ma nic wspólnego z cechą, o której mówię. Spróbuj zrobić wykres ze skalą logarytmiczną na osi pionowej i skalą normalną na osi poziomej. Na osi pionowej narysuj wartości WOR (a nie logarytm WOR), a na osi poziomej skumulowaną produkcję ropy. Otrzymasz coś strasznego lub w miarę prostą linię (w zależności od jakości przychodzących informacji). Znajdź stabilny obszar na tej linii i wzór tej linii. Wszystko to jednak napisałem powyżej.Jak wstawić wykres?
RomanK. 2161 11
Mishgen, możesz od razu zobaczyć doświadczoną osobę. Całkowicie się z Tobą zgadzam.
Pokazane przeze mnie ilustracje przedstawiają charakterystykę przemieszczeń pojedynczego, zamkniętego elementu (obszaru rozwojowego). W rzeczywistości końcowa charakterystyka przemieszczenia jest sumą charakterystyk przemieszczenia, jeśli na przykład rozłożymy końcowy HB, możemy zobaczyć komponenty na części składowe.
Przykładowo, analizując wiercenia w poszczególnych latach, otrzymana charakterystyka przemieszczeń w skali logarytmicznej była liniowa, co doprowadziło do wniosku, że wiercenia nie zwiększyły zasobów wydobywalnych. Dalej, dzieląc wiercenia na lata, tj. Po przeprowadzeniu rozkładu wyraźnie widać, że linia logarytmu jest konsekwencją wprowadzenia nowych rezerw. W roku zakończenia wierceń linia przestała istnieć, co interpretuje się jako „wszystko zniknęło”.
Chociaż tak nie jest.
miszgan pisze:
Mamut pisze:
W tym temacie mówimy o prognozowaniu wskaźników rozwoju. Moją główną ideą jest to, że proponuję przewidywać poziomy wydobycia ściśle według prognozowanej wartości WOR (przy danej wielkości wydobycia płynu), kierując się bezpośrednią ścieżką do zasobów wydobywalnych (nie oznacza to jednak, że nie ma innych metod).Uparcie twierdzisz, że tam powinna być kreska... Co więcej, przynajmniej do Ln(49). No cóż, w takim razie przewidzenie kwestii technologii...
Zajmując się prognozowaniem produkcji, widziałem także wiele pól o liniowym zachowaniu Ln(WOR) od Qn. I to wcale nie stoi w sprzeczności z faktem, że rzeczywista charakterystyka jest wygięta w górę. Można to bardzo łatwo wyjaśnić. W uproszczeniu, całkowita produkcja składa się z produkcji z „odwiertów podstawowych” (bez interwencji w odwiertach), której łączna charakterystyka zachowuje się zgodnie z opisem Romana + produkcja z ingerencji w odwierty (głównie odnosi się do interwencji w odwiertach ze wzrostem rezerw), która stale nie nie pozwalaj, aby ta cecha wygięła się w górę, zachowując swoją „prostość”.
Wydaje się więc, że pole będzie nadal podążać tą linią prostą. Jest to jednak błędne, ponieważ w pewnym momencie działania geologiczne i techniczne zakończą się wzrostem zasobów, a charakterystyka nadal będzie się wyginać w górę. Dlatego prognozę należy prowadzić oddzielnie dla wydobycia od bazy + i oddzielnie dla wydobycia od środków geologiczno-technicznych. A samo nałożenie linii prostej na charakterystykę przemieszczenia przypomina loterię
GTM nie ma z tym nic wspólnego. Znając podstawowy WOR, można łatwo określić produkcję oleju przy danej objętości cieczy. GTM to dodatkowa porcja płynu (i nie jest faktem, że pieniądze wydane na GTM poszły na korzyść). RomanK. 2161 11
Mamut pisze:
„Często używam LN (VNF) firmy Qoil” nie ma nic wspólnego z cechą, o której mówię. Spróbuj zrobić wykres ze skalą logarytmiczną na osi pionowej i skalą normalną na osi poziomej. Na osi pionowej narysuj wartości WOR (a nie logarytm WOR), a na osi poziomej skumulowaną produkcję ropy.
W którym roku i na jakiej uczelni skończyłeś studia?
Mamut 251 11 Cóż, być może, przerwamy. Bardzo piękna grafika, nie można się sprzeczać. Nie rozumiem tego, nawet jeśli obcięcie wody osiągnie 95%. Zgadzamy się z takim specjalistą, że gdy odcięcie wody osiągnie 70%, zamykamy pole.
RomanK. 2161 11Dlaczego jesteś sam i dlaczego zamykamy lokatę?
Nikt tak nie powiedział, to twoja fantazja.
Zrozumiałem Mamuta w ten sposób (zdjęcie). 
Moim zdaniem sensowne jest wykorzystanie takiego XB do operacyjnego zarządzania rozwojem. Proste i jasne.
Kurcze, jak wrzucić zdjęcia?
RomanK. 2161 11WymA1234 pisze:
Moim zdaniem sensowne jest wykorzystanie takiego XB do operacyjnego zarządzania rozwojem. Proste i jasne.
Właściwie to tak się to robi już od stulecia :)
I jeszcze jedna uwaga, zastosowanie charakterystyk przemieszczenia zakłada kompensację 100%. Wielu o tym zapomniało. Można np. przestać pompować wodę i zacząć zmniejszać ubytki wody – spowoduje to fikcyjny wzrost zapasów, natomiast ropa będzie pobierana z rezerwy elastycznej. W tym właśnie tkwi sekret skuteczności cyklicznego zalewania wodą, gdy przy całej efektywności długoterminowe trendy mogą wykazywać zerowy efekt.
Żartujesz czy mówisz poważnie? budowanie WNF w skali Log lub budowanie Ln(WNF) w skali liniowej to to samo, w zależności od tego, co jest dla Ciebie wygodniejsze…
Mamut pisze:
GTM to dodatkowa porcja płynu (i nie jest faktem, że pieniądze wydane na GTM poszły na korzyść)
szanując Twój wiek i doświadczenie, pozwolę sobie skomentować, że środki geologiczne i techniczne we współczesnym świecie przemysłu naftowego to nie tylko opisane przez Ciebie środki stymulujące. To, co zostało wspomniane powyżej, dotyczyło działań geologicznych i technicznych zwiększających zasoby. Czyli głównie wiercenie i sidetracking. Po prostu prostują charakterystykę. Gdy tylko przestaniemy zwiększać rezerwy (oddawać do użytku studnie z mniejszym poborem wody), będziemy musieli zapomnieć o liniowości. Nie wiem, jak jeszcze jaśniej przekazać tę prostą myśl.
Oto co mówisz.
Posiadamy złoże, produkcja w dynamice składa się z 1) wydobycia bazowego wraz z interwencjami odwiertowymi w celu stymulacji + 2) wydobycia z uruchomienia nowych odwiertów i sidetrackingu (interwencje odwiertu wraz ze wzrostem zasobów). Po wykreśleniu na tej podstawie CW widzisz przekrój liniowy i voila, przewidujesz produkcję przed nim dla dowolnego poboru płynu. Powiedzmy. Ale czy zauważyłeś, że nazywasz tę ofiarę PODSTAWĄ?! Te. Czy uważa Pan, że jest to trend podstawowy i interwencje w zakresie odwiertów i sidetrackingu jedynie dodadzą rezerw powyżej tego trendu? Jeśli tak to przykro mi, nie jadę z Tobą :) AlNikS 872 11
RomanK. pisze:
Przykładowo, analizując wiercenia w poszczególnych latach, otrzymana charakterystyka przemieszczeń w skali logarytmicznej była liniowa, co doprowadziło do wniosku, że wiercenia nie zwiększyły zasobów wydobywalnych. Dalej, dzieląc wiercenia na lata, tj. Po przeprowadzeniu rozkładu wyraźnie widać, że linia logarytmu jest konsekwencją wprowadzenia nowych rezerw. W roku zakończenia wierceń linia przestała istnieć, co interpretuje się jako „wszystko zniknęło”.
Szczerze mówiąc, moim zdaniem analizowanie WIERCENIA na podstawie charakterystyki wypornościowej to jakiś nonsens… Chyba, że zamierzasz zagospodarować złoże, wiercąc równomiernie N odwiertów rocznie przez cały okres zagospodarowania.
Mamut 251 11Był nieuważny i dał powód do napawania się mądrymi ludźmi. Sam jest sobie winien.
DimA1234, Masz całkowitą rację. Jedynie sformułowanie „Wszystko w porządku, wchodzimy do NOR z mniejszymi przerwami w dostawie wody” zamieniłbym na sformułowanie „Wszystko w porządku, angażujemy nierozliczone rezerwy w rozwój i zwiększanie wydobycia ropy naftowej (OR)”. Inaczej mówiąc, zapasy były zaniżone.
Nie dociera do RomanK i miszganu. Jednakże Roman K. wypowiada sprytne zdanie: „Właściwie używano go w ten sposób od stulecia”. Może na Zachodzie tak, nadal nie wszędzie to stosujemy.
Wykres zaprezentowany przez RomanK należy podzielić na dwie części – historię i prognozę.
RomanK, pokaż na wykresie wzór na zależność WOR od skumulowanej produkcji ropy naftowej dla prostego odcinka historii. Korzystając z tego wzoru, znajdź wartość WOR dla następnego, po rzeczywistym okresie, dla dowolnej (rzeczywistej) objętości cieczy. Wartość ta będzie wartością bazową WNF. Innymi słowy, określ, który z dwóch odwiertów wymaga naprawy, ten, który po remoncie będzie produkował 300 m3 wody i 20 ton ropy, czy ten, który po remoncie będzie produkował 80 m3 wody i 10 ton ton ropy. Jeszcze nie wiem. Ponieważ nie znam wartości bazowej WNF. Znając bazową wartość WOR, naprawisz odwiert, którego wartość WOR jest bliższa bazowej wartości WOR.
Mishgan, wcale nie mówię o łupach podstawowych. Mówię o wartości bazowej WNF. Wspomniałeś słowo „intensyfikacja”. Co to jest intensyfikacja? Nie myśl, że nie wiem. Chcę wiedzieć, czy o tym wiesz, czy nie? Jaka jest różnica między intensyfikacją a optymalizacją? Szczur Pustkowi pisze:
Szczerze mówiąc, moim zdaniem analizowanie WIERCENIA na podstawie charakterystyki wypornościowej to jakiś nonsens… Chyba, że zamierzasz zagospodarować złoże, wiercąc równomiernie N odwiertów rocznie przez cały okres zagospodarowania.
Szczury, co właściwie jest szalone? Zadaniem oddania do użytku nowych odwiertów jest zwiększenie potencjalnych zasobów, które chcemy nazwać współczynnikiem wydobycia ropy. Przykładowo, jako wirtualny właściciel ciekawe byłoby dla mnie zobaczyć, jak wielokrotne zwiększenie funduszu wpłynęło na rezerwy – czy był znaczny wzrost, czy jak lampy w jednym wiadrze, bez podwyżki. Babcie mierzą na lata, więc logiczne jest trzymanie studni przez lata. Jeśli policzymy ósemkę – moment wydobycia z nowych odwiertów, to łatwo będzie utrzymać nowe odwierty i dalej przez lata. Można nawet zauważyć, jak nowe odwierty, takie jak Kopciuszki, w nocy z 31 grudnia na 1 stycznia tracą „osiągnięty i przekroczony poziom wydobycia ropy”, za który naliczono już premię.
Mishgan, odpowiedzialnie oświadczam również, że żadne środki geologiczne i techniczne nie zwiększają rezerw. Zapasy węglowodorów stworzyła nasza matka Ziemia i bardzo jej za to dziękujemy. A ludzie liczą rezerwy, następnie przeliczają i zwiększają rezerwy, a następnie ponownie przeliczają i ponownie zwiększają rezerwy. Dzieje się tak również na odwrót. To zależy od tego, kto studiuje. A studnie, w których wykonuje się te lub te środki geologiczne i techniczne, wydobywają te rezerwy. A każda studnia (GTM) ma swój potencjał, ponad który nie jest w stanie dać. Po obliczeniu zasobów i ocenie współczynnika wydobycia ropy naftowej ludzie umieszczają (projektują) odwierty na złożach, wiercą je i uruchamiają. Niektóre studzienki wprowadza się w celu poboru płynu, inne w celu kompensacji poboru płynu.
I tak, jeśli obliczenia zasobów i współczynników wydobycia ropy zostaną poprawnie obliczone, system zagospodarowania zostanie poprawnie skompilowany, odwierty (i złoże jako całość) będą eksploatowane na wszystkich etapach zagospodarowania zgodnie z ich potencjałem i zachowaniem równowagi materiałowej, wówczas ostatecznie wszystkie obliczone zasoby wydobywalne zostaną wybrane ze złoża, gdy ubytek wody osiągnie 98% lub wartość WOR = 50. Rozwój w tym przypadku będzie wynikał z bezpośredniego związku pomiędzy WOR a produkcją skumulowaną, której współrzędne ostatniego punktu będą miały wartości 50:LOW.
Z reguły tak się nie dzieje. Dzieje się tak, gdy odwierty albo nie pobierają, albo odzyskują zasoby (nie mylić z potencjałem odwiertu). W przypadku, gdy odwierty nie wytwarzają wystarczających zasobów, linia prosta jest bardziej pionowa i konieczne jest prowadzenie prac optymalizujących zagospodarowanie, tj. skieruj linię wykresu do punktu końcowego na współrzędnych 50: DÓŁ. Jeśli odwierty odtwarzają zasoby, linia prosta jest bardziej pozioma. Oznacza to, że ze studni wydobędzie się więcej, niż zakłada projekt. Dochodzimy do wniosku, że zasoby szacuje się na niedoszacowane, a kompetentna rozbudowa odwiertów (wraz z różnymi interwencjami w odwiertach) doprowadziła do wzrostu wydobycia ropy. Dzieje się tak również wtedy, gdy rozwój przebiega w linii prostej ze współrzędnymi ostatniego punktu 50: DÓŁ, jednak okres rozwoju jest bardzo długi. Przy zastosowaniu pewnych środków geologicznych i technicznych okres zabudowy można skrócić, pozostając na tej linii. Takie działania geologiczne i techniczne doprowadzą do intensyfikacji rozwoju. Aby określić, w którym z trzech przypadków zbiornik będzie zlokalizowany w okresie prognozy, konieczna jest znajomość bazowej wartości WOR.
RomanK, aby zauważyć, jak nowe studnie, niczym kopciuszki, w nocy z 31 grudnia na 1 stycznia tracą „osiągnięty i przekroczony poziom wydobycia ropy”, za który naliczono już premię (swoją drogą nie tylko nowe te), trzeba prowadzić codzienne podsumowanie produkcji, dostaw i obecności ropy w parku oraz zatłaczania wody handlowej, a nie oddawać wszystkiego na łaskę przygotowujących. I pomylić to podsumowanie z miesięcznym raportem geologicznym.
4.3 Charakterystyka przemieszczenia
Wykorzystanie charakterystyk wypornościowych (CV) do rozwiązywania problemów zagospodarowania złóż ropy naftowej zostało po raz pierwszy zaproponowane przez D.A. Efrosa (1959) w postaci zależności skumulowanego uzysku ropy od skumulowanego uzysku płynów.
Zaletami metody prognozowania opartej na wykorzystaniu charakterystyki wypierania oleju przez wodę są:
Łatwość stosowania tej metody prognozowania;
Zasoby wydobywalne ropy naftowej wyznaczane są bezpośrednio na podstawie charakterystyki wyporności, bez wstępnej wartości zasobów bilansowych i projektowego współczynnika uzysku ropy, którego określenie w niektórych przypadkach jest trudne.
Istota tej techniki jest następująca.
Szeroko stosowaną metodą rozwiązania tego problemu jest metoda najmniejszych kwadratów. Rozważmy konkretny przypadek. Dany jest układ równań:
Układ dwóch równań liniowych z dwiema niewiadomymi a, b. Ponadto z drugiej równości, wyrażającej współczynnik b i podstawiając do pierwszej równości, znajdujemy współczynnik a. Rzeczywiste wartości funkcji wyznacza się poprzez podstawienie rzeczywistej wartości skumulowanej produkcji produktów (V n, V c, V l) do lewej strony równań.
Sukces wykorzystania charakterystyk przemieszczeniowych do określenia efektu technologicznego BGS i intensyfikacji dopływu oleju wynika przede wszystkim z faktu, że dobiera się takie układy współrzędnych, w których dane mniej więcej dobrze układają się na linii prostej.
Korzystając z charakterystyki przemieszczeń, istnieje dość duże prawdopodobieństwo, że jeśli w okresie prehistorycznym punkty rzeczywiste leżą wystarczająco blisko linii prostej, to w okresie ekstrapolacji również będą leżeć na linii prostej.
Charakterystyki przemieszczenia stosowane do wyboru równania krzywej nawadniania do oceny efektywności EOR.
gdzie Q n, Q n, Q l - rzeczywiste wartości skumulowanej produkcji ropy, wody, cieczy; a, b są stałymi współczynnikami.
Aby określić wydobycie ropy naftowej przy użyciu HW zgodnie z CW, zależności wykreślono we współrzędnych. Następnie określana jest dodatkowa produkcja. Wyniki obliczeń wydobycia ropy naftowej oraz obliczenia krzywych bazowych wykonano komputerowo (z wykorzystaniem programu Microsoft Excel).
Rozważmy bardziej szczegółowo metodę Maksimowa na przykładzie studni nr 1
(4.3.9)
(4.3.10)
Kryterium Theila:
(4.3.11)
Tabela 4.3.1 Wyniki obliczeń wydobycia ropy naftowej w wyniku EOR (odwiert nr 1)
| DATA | Produkcja miesięcznie, t. | Produkcja skumulowana, | ||
| Olej | Woda | Olej | Płyn | |
| 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 |
Tabela 4.3.2 Obliczone krzywe bazowe
| data | Abyzbaev | Goworow-Riabinin | Dawidow | Kambarow | Maksimow | Szybko. Nieftesod. | Sazonow |
| 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 |
| Współczynnik. A | -3,13684 | 3,230525 | -31628,6 | 2728,19 | -12583,2 | -64,2134 | -12654,2 |
| Współczynnik. B | 0,970435 | 1,026355 | 34626 | -30089419 | 1344,335 | 0,032542 | 1346,908 |
| Kryterium Theila | 0,017256 | 0,007321 | 0,02051 | 0,014113 | 0,044377 | 0,010731 | 0,044397 |
Tabela 4.3.3
| data | Wzór Kambarowa | Wzór Goworowa-Riabinina | Post z formułą. Nieftesod. | Średnia wartość | |||||||
| wew. olej, t | dodatkowa produkcja | wew. olej, t | dodatkowa produkcja | wew. olej, t | dodatkowa produkcja | dodatkowa produkcja | |||||
| na miesiąc | zgromadzone | na miesiąc | zgromadzone | na miesiąc | akumulacyjny | na miesiąc | akumulacyjny | ||||
| 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 |
Ryż. 4.3.1. Zależność skumulowanej produkcji ropy od skumulowanej produkcji cieczy (metoda Kambarowa)
Ryż. 4.3.2. Zależność skumulowanej produkcji ropy od skumulowanej produkcji płynu (metoda Goworowa-Riabinina)
Ryż. 4.3.3. Zależność skumulowanej produkcji oleju od skumulowanej produkcji płynu (metoda stałej zawartości oleju)
Ryż. 4.3.4. Harmonogram kalkulacji dodatkowego wydobycia ropy naftowej w związku z EOR (odwiert nr 1)
Dane obliczeniowe dla studni nr 2, nr 3 podano w tabelach 4.3.4 - 4.3.9.
Tabela 4.3.4 Wyniki obliczeń wydobycia ropy naftowej z odwiertu EOR nr 2
| DATA | Produkcja miesięcznie, t. | Produkcja skumulowana, | ||
| Olej | Woda | Olej | Płyn | |
| 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 |
Tabela 4.3.5 Obliczone krzywe bazowe
| data | Abyzbaev | Goworow-Riabinin | Dawidow | Kambarow | Maksimow | Szybko. Nieftesod. | Sazonow |
| 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 |
| Współczynnik. A | -2,37941 | 2,125022 | 91740,72 | 5000,988 | -20441,7 | -293,927 | -20535,3 |
| Współczynnik. B | 1,094898 | 0,886903 | -113997 | -11634616 | 2627,138 | 0,255007 | 2565,153 |
| Kryterium Theila | 0,014237 | 0,010871 | 0,060408 | 0,016605 | 0,027179 | 0,028408 | 0,027169 |
Tabela 4.3.6
| data | Wzór Kambarowa | Wzór Goworowa-Riabinina | Wzór Abyzbaeva | Średnia wartość | |||||||
| wew. olej, t | dodatkowa produkcja | wew. olej, t | dodatkowa produkcja | wew. olej, t | dodatkowa produkcja | dodatkowa produkcja | |||||
| na miesiąc | zgromadzone | na miesiąc | zgromadzone | na miesiąc | zgromadzone | na miesiąc | zgromadzone | ||||
| 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 |
Ryż. 4.3.5. Zależność skumulowanej produkcji ropy od skumulowanej produkcji cieczy (metoda Kambarowa)
Ryż. 4.3.6. Zależność skumulowanej produkcji ropy od skumulowanej produkcji płynu (metoda Goworowa-Riabinina)
Ryż. 4.3.7. Zależność skumulowanej produkcji ropy od skumulowanej produkcji płynu (metoda Abyzbaeva)
Ryż. 4.3.8. Harmonogram kalkulacji dodatkowego wydobycia ropy naftowej w związku z EOR (odwiert nr 2)
Tabela 4.3.7 Wyniki obliczeń wydobycia ropy naftowej z odwiertu EOR nr 3
| DATA | Produkcja miesięcznie, t. | Produkcja skumulowana, | ||
| Olej | Woda | Olej | Płyn | |
| 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 |
Tabela 4.3.8 Obliczone krzywe bazowe
| data | Abyzbaev | Goworow-Riabinin | Dawidow | Kambarow | Maxi-mov | Szybko. Nieftesod. | Sazonow |
| 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 |
| Współczynnik. A | 2,467206 | -1,67636 | 6341,679 | 3589,756 | -9994,16 | 1052,732 | -8018,52 |
| Współczynnik. B | 0,561221 | 1,245447 | -13629,1 | -3782645 | 1609,489 | 0,083232 | 1153,895 |
| Kryterium Theila | 0,007578 | 0,012871 | 0,049668 | 0,005903 | 1,522027 | 0,004238 | 26,16246 |
Tabela 4.3.9
| data | Wzór Kambarowa | Wzór Abyzbaeva | Post z formułą. Nieftesod. | Średnia wartość | |||||||
| zgromadzone wew. olej, t | dodatkowa produkcja | zgromadzone wew. olej, t | dodatkowa produkcja | zgromadzone wew. olej, t | dodatkowa produkcja | dodatkowa produkcja | |||||
| na miesiąc | zgromadzone | na miesiąc | zgromadzone | na miesiąc | zgromadzone | na miesiąc | zgromadzone | ||||
| 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 |
Ryż. 4.3.9. Zależność skumulowanej produkcji ropy od skumulowanej produkcji płynu (metoda Kambarowa)
Ryż. 4.3.10. Zależność skumulowanej produkcji ropy od skumulowanej produkcji płynu (metoda Abyzbaeva)
Ryż. 4.3.11. Zależność skumulowanej produkcji oleju od skumulowanej produkcji płynu (metoda stałej zawartości oleju)
Ryż. 4.3.12. Harmonogram kalkulacji dodatkowego wydobycia ropy naftowej w związku z EOR (odwiert nr 3)
5. OBLICZANIE TECHNOLOGICZNYCH WSKAŹNIKÓW ROZWOJU PRZY STOSOWANIU METOD
Obliczanie wskaźników rozwoju zgodnie z metodą bieżącego planowania wydobycia ropy i cieczy. Technika ta znana jest jako „Metodologia Państwowego Komitetu Planowania ZSRR”. Jest nadal używany we wszystkich wydziałach wydobycia ropy i gazu, w firmach produkujących ropę naftową, w organizacjach kompleksu paliwowo-energetycznego oraz w organizacjach planistycznych.
Wstępne dane do obliczeń:
1. Początkowe rezerwy bilansowe ropy naftowej (NBZ), t;
2. Wstępne zasoby wydobywalne ropy naftowej (NIR), t;
3. Na początku planowanego roku:
Skumulowana produkcja ropy naftowej (ΣQ n), t;
Skumulowana produkcja płynu (ΣQ l), t;
Skumulowany wtrysk wody (ΣQ zak), m 3 ;
Zapas operacyjny studni produkcyjnych (N d dni);
Stan operacyjny studni zatłaczających (N dni);
4. Dynamika wierceń otworów w latach dla planowanego okresu (Nb):
Górnictwo (N d b);
Wtrysk (N n b).
Tabela 5.1 Wstępne dane dla obszaru Zapadno-Leninogorskaya złoża Romashkinskoye
| Rok | NBZ, tysiąc ton | NCD, tysiąc ton | ΣQ n, tysiąc ton | ΣQ w, tysiąc ton | ΣQ zamówienie, tys. m 3 | ||||
| 2009 | 138322 | 69990 | 54830 | 200323 | 236577 | 307 | 196 | 3 | 1 |
Obliczanie wskaźników rozwoju
1. Liczba dni pracy odwiertów wydobywczych w roku przeniesiona z roku poprzedniego:
Pas D \u003d 365 × K (5,1)
Pas D \u003d 365 × 0,9 \u003d 328,5
2. Liczba dni pracy nowych odwiertów produkcyjnych:
3. Średni poziom wydobycia ropy w nowych odwiertach produkcyjnych:
q n nowy = 8 t/dzień
4. Współczynnik spadku wydobycia ropy naftowej w odwiertach eksploatacyjnych:
5. Roczne wydobycie ropy z nowych odwiertów:
(5.1)
6. Roczne wydobycie ropy naftowej z odwiertów przekazanych:
7. Całkowita roczna produkcja ropy
(5.3)
8. Roczne wydobycie ropy z nowych odwiertów z roku poprzedniego, jeżeli w tym roku pracowały bez spadków:
9. Roczne wydobycie ropy z przeniesionych odwiertów z roku poprzedniego (o ile pracowały bez spadków):
10. Możliwe szacunkowe wydobycie ropy ze wszystkich odwiertów z poprzedniego roku (o ile będą działać bez spadków):
(5.5)
11. Planowane wydobycie ropy naftowej z odwiertów z roku poprzedniego:
12. Zmniejszenie wydobycia ropy naftowej z odwiertów roku poprzedniego:
(5.6)
13. Procent zmiany wydobycia ropy z odwiertów roku poprzedniego:
(5.7)
14. Średnia wydajność jednego odwiertu ropy naftowej:
(5.8)
15. Średni poziom wydobycia odwiertów ropy przeniesionej z roku poprzedniego:
(5.9)
16. Skumulowana produkcja ropy:
17. Bieżący współczynnik odzysku ropy naftowej (ORF) jest odwrotnie proporcjonalny do początkowych rezerw bilansowych (NBZ):
(5.11)
18. Wycofanie się z zatwierdzonych początkowych rezerw odzyskiwalnych NCD, %:
(5.12)
19. Stopa odzysku z początkowych rezerw wydobywalnych (NIR), %:
(5.13)
20. Stopa odzysku z bieżących zasobów wydobywalnych, %:
(5.14)
21. Średni ubytek wody w produkowanych produktach:
(5.15), 
22. Roczna produkcja cieczy:
23. Produkcja cieczy od początku rozwoju:
24. Coroczny zastrzyk wody:
(5.18)
25. Roczna rekompensata za pobranie cieczy poprzez wstrzyknięcie:
26. Sumaryczna kompensacja poboru cieczy przez wtrysk:
27. Stosunek wody do oleju:
Dynamikę głównych wskaźników rozwoju przedstawia tabela. 5.2
Tabela 5.2 Dynamika głównych wskaźników rozwoju
| lata | Produkcja, milion ton | Produkcja skumulowana, miliony ton | W, % | Wtrysk wody, mln m 3 | Średnia wielkość wydobycia ropy naftowej, t/dzień | CIN | Wskaźnik selekcji z NIH | Szybkość selekcji z TIZ | |||
| olej | płyny | olej | płyny | rok | 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 |
Dynamikę rocznej produkcji oleju, cieczy, rocznego zatłaczania wody przedstawiono na ryc. 5.1.
Ryż. 5.1. Dynamika rocznej produkcji oleju, cieczy, rocznego zatłaczania wody
Dynamikę skumulowanego wydobycia ropy i cieczy oraz skumulowanego zatłaczania wody przedstawiono na rys. 2. 5.2.
Ryż. 5.2. Dynamika skumulowanego wydobycia ropy i cieczy oraz skumulowanego zatłaczania wody
Dynamikę CIN, szybkość selekcji z NCD i szybkość selekcji z TIZ pokazano na ryc. 5.3.
Ryż. 5.3 Dynamika CIN, współczynnik selekcji z NCD i szybkość selekcji z TIZ
Powyższe analizy skuteczności efektów mikrobiologicznych wykazały bardzo niską skuteczność tej metody.
Jako zastosowanie technologii zwiększania zdolności oczyszczania oleju przez środek wypierający w odwiertach powstałych w zbiornikach o niskiej przepuszczalności podczas zalewu pierwotnego rozważa się zatłaczanie rozpuszczalnych w wodzie środków powierzchniowo czynnych (surfaktanty AF 9 -12).
Zagospodarowanie formacji zalewowych skuteczniej odbywa się przy użyciu surfaktantów rozpuszczalnych w olejach (AF 9 -6).
Podczas wtryskiwania do zbiornika wodnych dyspersji niejonowych środków powierzchniowo czynnych rozpuszczalnych w oleju, na czole wyporu tworzy się kula mikroemulsyjna o niskiej zawartości oleju, dobrej zdolności wypierania oleju i lepkości zbliżonej do lepkości oleju, co zwiększa wydajność wypierania i zbiornik pokrycie przez zalanie wodą.
Za najbardziej typowy przykład zastosowania technologii ograniczania mobilności wstrzykiwanego środka w strefach dużego nasycenia wodą uważa się technologię wykorzystującą układy kompozytowe oparte na układach polimerowych kapsułkowanych (CPS) i wtryskiwaniu zdyspergowanego materiału koloidalnego (DCM). .
WYKAZ WYKORZYSTANEJ LITERATURY
1. Żełtow Yu.P. Zagospodarowanie pól naftowych. - M.: Nedra, 1998.
2. Ibatullina R.R. Teoretyczne podstawy procesów zagospodarowania pól naftowych: kurs wykładów. Część 1. Systemy i sposoby rozwoju: Podręcznik edukacyjno-metodyczny. - Almetyjewsk: AGNI, 2007.
3. Ibatullina R.R. Teoretyczne podstawy procesów zagospodarowania pól naftowych: kurs wykładów. Część 2. Procesy oddziaływania na formacje (Technologie i metody obliczeń): Podręcznik edukacyjno-metodyczny. - Almietiewsk: AGNI, 2008.
4. Ibatullin R.R., Garipova L.I. Zbiór zagadnień dotyczących teoretycznych podstaw zagospodarowania złóż ropy naftowej. - Almietiewsk: AGNI, 2008.
5. Muslimov R.Kh. Nowoczesne metody zwiększania odzysku ropy naftowej: projektowanie, optymalizacja i ocena wydajności: podręcznik. - Kazań: Wydawnictwo „Feng” Akademii Nauk Republiki Tatarstanu, 2005.
6. Zwiększone wydobycie ropy naftowej w późnym etapie zagospodarowania złoża (metody, teoria, praktyka) /R.R. Ibatullin, N.G. Ibragimov, Sh.F. Takhautdinov, R.S. Chisamov. - M.: Nedra - Centrum Biznesowe, 2004.
7. Rastorgueva L.G., Zakharova E.F. Przewodnik metodologiczny dotyczący opracowania projektu dyplomowego zgodnie z wymogami standardów dotyczących projektowania części tekstowej i graficznej, Almetyevsk 2007.
8. Lipaev A.A., Musin M.M., Yangurazova Z.A., Tukhvatullina G.Z. Metodologia obliczania wskaźników technologicznych zagospodarowania pól naftowych: Podręcznik. - Almetyevsk, 2009 - 108 s.
Informacje o pracy „Zwiększone wydobycie ropy naftowej za pomocą oddziaływania mikrobiologicznego na przykładzie obszaru Zapadno-Leninogorska pola Romashkinskoye NGDU „Leninogorsknieft””
Skuteczność systemów zagospodarowania pól naftowych w przypadku powodzi zależy w dużej mierze od kompletności zaangażowania w zagospodarowanie komercyjnych złóż ropy naftowej i charakteru ich wydobycia. Od tego zależy zarówno szybkość produkcji, jak i kompletność ekstrakcji oleju z jelit.
W warunkach powodziowych kompletność zagospodarowania formacji produkcyjnych zależy przede wszystkim od stopnia pokrycia obiektu zabudowy zarówno pod względem powierzchni, jak i przekroju, co w dużej mierze zależy od charakteru ruchu wód zatłaczanych i złożowych. Dlatego też główną uwagę w analizach geologiczno-terenowych należy poświęcić zagadnieniom pokrycia formacji działaniem zatłaczanej wody oraz cechom ruchu wody przez formacje produkcyjne.
Do czynników geologicznych i fizycznych wpływających na proces zalewania wodą należą właściwości filtracyjne formacji produkcyjnych, charakter i stopień ich niejednorodności, właściwości lepkościowe formacji nasycających i wstrzykiwanych do nich płynów itp.
Głównymi czynnikami technologicznymi wpływającymi na zalewanie i wydobywanie ropy naftowej są: parametry sieci odwiertów produkcyjnych, układ systemu zalewowego, tempo rozwoju, technologia wydobywania i zatłaczania wody, warunki zagospodarowania sąsiednich złóż, charakter otwierania się złóż produkcyjnych w odwiertach.
Przetwarzanie danych obserwacyjnych dotyczących zalewu zbiornika umożliwia ustalenie aktualnego położenia styku ropa-woda, zewnętrznych i wewnętrznych konturów roponośnych w różnych terminach rozwoju, w tym w dacie analizy rozwoju. Znając położenie WOC, można ustalić aktualne położenie konturu roponośnego i objętość umytej części zbiornika.
Obecnie, w związku z rozwojem metod monitorowania zagospodarowania pól naftowych, znacznie rozszerzyły się koncepcje dotyczące natury ruchu. Istnieją dwie główne formy ruchu: wznoszenie się w pionie i nawadnianie złoża ropy warstwa po warstwie.
W wyniku wspólnego działania dużej liczby czynników w procesie przemieszczania się przez zbiornik, przemieszcza się on nierównomiernie i zwykle przybiera bardzo złożony kształt geometryczny. W polu wielowarstwowym, ze względu na różnicę w strukturze litologicznej obiektu pod względem grubości, tworzy się kilka niezależnych frontów przemieszczeń z różnymi prędkościami.
(6.2)
Gdzie:
Należy zaznaczyć, że w tym przypadku warunkiem koniecznym jest również nawodnienie złoża oleju od dołu. Zatem w przypadku złóż wielowarstwowych z wyraźnie wyodrębnionymi zbiornikami, obsługiwanymi przez jeden filtr, metody pośrednie nie mają zastosowania. Jeżeli w trakcie inwestycji istnieje przynajmniej niewielka liczba badań geofizycznych do kontroli ruchu, konieczne jest porównanie danych geofizycznych i danych obliczeniowych z proponowanych metod kontroli pośredniej. Rozważane metody pośrednie dają z reguły zawyżoną miąższość zbiornika, dlatego też, jeśli to możliwe, pożądane jest dokonanie poprawek do obliczonych danych, które wynikają z porównania danych geofizycznych i obliczonych.
Pośrednie metody określania aktualnej pozycji służą do skonstruowania idealnej krzywej siły nośnej (a) lub mapy powierzchni (b). Obie metody stanowią podstawę do skonstruowania mapy pozostałej miąższości płatu ropy naftowej na dzień analizy zagospodarowania.
Aby przetworzyć wszystkie dane dotyczące ruchu podczas procesu projektowania i ograniczyć wszystkie dane do jednego punktu w czasie, w wielu przypadkach wskazane jest zbudowanie idealnej krzywej przemieszczenia lub, innymi słowy, idealnej krzywej siły nośnej.
Metodologia konstruowania map efektów wtrysku dla warstw pola wielowarstwowego jest taka sama jak dla pola jednowarstwowego. Należy pamiętać, że jeśli w którymkolwiek odcinku zbiornika jednowarstwowego nie ma efektu zatłaczania, to podczas sztucznego podnoszenia jego zasoby są nadal rozwijane w trybie wyczerpania, a zasoby takiego odcinka zwykle nie są zagospodarowywane w trybie wielowarstwowym -zbiornik warstwowy.
W praktyce konstruując mapy wpływu zastrzyków w obrębie trzech zidentyfikowanych wcześniej grup wyróżniono trzy stopnie oddziaływania. W pierwszej grupie (bezpośrednie połączenie stref zatłaczania i odbioru) wyróżniono strefy płynnej produkcji, sztucznego dźwigu i braku oddziaływania. W drugiej grupie (brak bezpośredniego połączenia stref zatłaczania i wycofywania) identyfikuje się strefy oddziaływania poprzez zbieg sąsiadujących ze sobą warstw oraz strefę braku połączenia z zatłaczaniem. W trzeciej grupie – strefa otwarcia jedynie przez odwierty zatłaczające oraz strefa braku wpływu na złoża niskoprodukcyjne. Wszystkie te strefy wchodzą w skład .
Identyfikacja różnych stref podlegających nierównomiernemu wpływowi zatłaczania pozwala na zróżnicowanie zasobów złożowych i określenie zasobów aktywnie zaangażowanych w zagospodarowanie, a nieobjętych zagospodarowaniem w ramach istniejącego systemu i podlegających odwiertom, czyli wyznaczeniu struktura zasobów ropy naftowej na dzień analizy rozwoju.
Doskonalenie systemów zagospodarowania powinno podążać ścieżką zwiększania zasięgu oddziaływania formacji produkcyjnych, eliminując strefy i odcinki formacji, na które nie ma wpływu lub jest słabo dotknięty zatłaczaniem.
6.3. Analiza dynamiki współczynników przemiatania prądu, wyporności i odzysku oleju w strefie zalanej formacji
Jednym z najważniejszych zadań, jakie pojawia się przy analizie zagospodarowania złóż ropy naftowej na późnym etapie, jest określenie charakteru rozmieszczenia pozostałych bilansowych zasobów ropy w początkowej objętości złoża zawierającej ropę.
Jest to konieczne przede wszystkim dla prawidłowej oceny pozostałych zasobów wydobywalnych ropy naftowej konwencjonalnymi metodami zagospodarowania oraz znanymi metodami intensyfikacji wydobycia ropy.
Znajomość charakteru rozkładu pozostałych bilansowych zasobów ropy naftowej jest szczególnie ważna dla efektywnego wykorzystania tzw. Trzeciorzędowych metod zwiększonego wydobycia ropy (metody fizykochemiczne, gazowe, termiczne, mechaniczne -,).
Wyznaczenie pozostałych zasobów ropy naftowej znajdujących się na dzień analizy w objętości nasyconej ropą można przeprowadzić za pomocą poniższych wzorów.
Suma objętości złoża i jest równa początkowej objętości złoża zawierającej ropę:
Bilans zasobów ropy naftowej (w przybliżeniu) można zapisać
(6.7)
Gdzie:
Objętość można przedstawić jako składającą się z dwóch części:
(6.8)
Gdzie:
Dlatego i można przedstawić jako sumę
Objętość nieciągłej części formacji zależy zarówno od budowy geologicznej (obecność soczewek i półsoczewek, ślepych zaułków, nawarstwianie się, uskoki, pinchouts itp.), jak i od systemu stymulacji formacji oraz odległości między wydobyciem i studnie wtryskowe. Objętość złóż wierconych określa się na podstawie map strefowych miąższości nasyconych ropą lub obliczając niewydobyte objętości według profili. Jeżeli nie ma innych danych, to zazwyczaj przyjmuje się, że objętość nieciągłej części złoża, jak również rezerwy bilansowe w tej objętości, nie ulegają zmianie w procesie zagospodarowania, gdyż nie ma wpływu na tę objętość i nie jest z niej wydobywana ropa, tj. , gdzie: - objętość początkowa nieciągłej części formacji.
Dla złóż niewierconych na wstępnym etapie projektowania określa się to analogicznie do złóż podobnych lub zgodnie z zaleceniami zawartymi w podręcznikach projektowania zagospodarowania.
Główną metodą określania pozostałych zasobów ropy jest metoda wolumetryczna. Jednak na późnym etapie rozwoju warunki jego stosowania stają się znacznie bardziej skomplikowane w porównaniu z warunkami początkowymi ze względu na złożoną konfigurację aktualnej granicy między i , czyli trudność polega na ustaleniu aktualnego położenia frontu zalewowego (prąd ) i aktualne kontury oleiste.
Jak wiadomo, przy wypieraniu oleju przez wodę współczynnik odzysku oleju jest iloczynem trzech współczynników
(6.10)
Gdzie:
Sprawność wypierania rozumiana jest jako stosunek objętości ropy wypartej po długim, wielokrotnym płukaniu próbki skały do objętości początkowej nasycenia ropą. Współczynnik ten wyznaczany jest na podstawie wyników badań laboratoryjnych próbek skał i ze swej natury fizycznej charakteryzuje maksymalny uzysk ropy naftowej podczas długotrwałego płukania z ciągłej części złoża.
(6.11)
Gdzie:
Współczynnik zalewu (często nazywany współczynnikiem zalewu) to stosunek objętości umytej części zbiornika do objętości zbiornika zajmowanego przez ropę ruchomą, tj. ciągła objętość zbiornika - . Współczynnik ten zależy głównie od niejednorodności przepuszczalności złoża, stosunku lepkości ropy i wody, stopnia ubytku wody w studniach produkcyjnych po ich wyłączeniu. Poniżej przedstawiono metody określania wydajności zamiatania.
Współczynnik przemiatania - (współczynnik utraty oleju w wyniku nieciągłości formacji) definiuje się jako stosunek objętości (rezerw) objętych uderzeniem do całkowitej (początkowej) objętości (rezerw) złoża (złoża).
Ponieważ jedną z części dokumentu projektowego zagospodarowania złoża naftowego i gazowo-naftowego jest uzasadnienie ostatecznego wydobycia ropy ze złóż, zadaniem analizy zagospodarowania jest weryfikacja poprawności wybranych współczynników zawartych w formuła odzysku ropy naftowej, a mianowicie wyporność olej-woda, ropa-gaz, gaz-olej, gaz-woda, współczynniki wypierania i pokrycie powodziowe. Udoskonalenie fizyko-hydrodynamicznych charakterystyk przemieszczenia, określonych w warunkach laboratoryjnych, podano w. Metodę określania współczynników przemiatania i odzyskiwania prądu opisano poniżej.
Pierwszy sposób. W późnej fazie zagospodarowania złóż ropy naftowej istotna jest identyfikacja obszarów już przepłukanych wodą oraz obszarów nadal zajętych przez ropę, a także ocena zmniejszenia efektywnej miąższości płatu ropopochodnego na obszarach nasyconych ropą na skutek ruchu w trakcie zagospodarowania . W tym celu wykorzystuje się mapę resztkowych efektywnych grubości nasyconych ropą, zbudowaną na dzień analizy rozwoju, która służy do określenia pozostałych zasobów ropy.
Odzysk oleju w nawodnionej części zbiornika określa się według następującego wzoru
(6.13)
Gdzie:
Przez nawodnioną część formacji rozumie się objętość (zasoby ropy) zawartą pomiędzy pozycją początkową a pozycją bieżącą.
Jeżeli mapy miąższości resztkowych nasyconych ropą zostaną zbudowane dla różnych dat zagospodarowania złoża ropy naftowej w odstępie np. dwóch do trzech lat, wówczas możliwe będzie określenie szeregu wartości osiągniętego wydobycia ropy w nawodnioną część zbiornika i uzyskać dynamikę tego wskaźnika w procesie zagospodarowania złoża ropy. Krzywe otrzymane opisaną metodą dobrze charakteryzują efektywność eksploatacji złóż.
Drugi sposób określenie wydobycia ropy naftowej w nawodnionej części zbiornika związane jest z procesem zalewu wewnątrzpętlowego.
Podczas zalewania obiegu w trakcie produkcji suchej ropy cała wtłaczana woda jest wykorzystywana do wypierania ropy, co oznacza, że każdy metr sześcienny wtłaczanej wody wypiera dokładnie taką samą ilość ropy ze złoża. Po przedostaniu się wody do studni produkcyjnych wzdłuż najbardziej przepuszczalnych międzywarstw, część zatłaczanej wody przechodzi przez wypłukane międzywarstwy.
Jeśli od całkowitej ilości zatłoczonej wody odejmiemy objętość wytworzonej wody wraz z ropą ze studni produkcyjnych znajdujących się w strefie pojenia, czyli w pobliżu studni, otrzymamy ilość wody, która wykonała użyteczną pracę, wypierając tę samą ilość z oleju
Na podstawie danych dotyczących czasu pojawienia się wody słodkiej w studniach produkcyjnych położonych najbliżej studni zatłaczających można w przybliżeniu wyznaczyć granicę frontu podlewania.
Jak już wspomniano, w przypadku zalewu w pętli zwykle obserwuje się bardzo zwarty front przemieszczenia, który w pierwszym przybliżeniu można uznać za pionowy. W przypadku znacznego „rozmazania” frontu przemieszczenia pożądane jest określenie, analogicznie jak w poprzedniej metodzie, pozostałych efektywnych miąższości nasyconych ropą z odwiertów eksploatacyjnych zasilanych wodą.
Następnie budowana jest mapa efektywnych miąższości zalanej strefy formacji. W strefie całkowitego nawodnienia studni efektywne grubości strefy nawodnionej są równe początkowym efektywnym grubościom nasyconym olejem. W strefie ograniczonej frontem nawadniania i linią pełnego nawodnienia studni budowane są linie o jednakowych grubościach efektywnych prądu.
Mierząc objętość nawodnionej części złoża, można określić bilansowe zasoby ropy naftowej w strefie nawodnionej, które zatłaczana woda wymyła i wyparła do odwiertów produkcyjnych.
Znając objętość nawodnionego złoża oraz ilość oleju wypartego ze złoża, równą objętości skutecznego zatłaczania, można określić uzyskany uzysk oleju w nawodnionej części złoża
(6.15)
Gdzie:
Przy stosowaniu tej metody wskazane jest wykonanie map efektywnej miąższości nawodnionej części zbiornika w procesie zagospodarowania.
Trzeci sposób w rzeczywistości jest to wariant pierwszej metody określania efektywności wytwarzania formacji produkcyjnej. Tutaj, podobnie jak w metodzie drugiej, budowana jest mapa efektywnych miąższości nawodnionej części złoża, jednak do obliczenia osiągniętego uzysku ropy i nawodnionej części złoża wykorzystuje się ilość ropy wydobytej ze złoża
(6.16)
Gdzie:
W tym przypadku pożądane jest uzyskanie dynamiki wartości współczynnika odzysku oleju w nawodnionej części zbiornika. Jeżeli z jakiegoś powodu nie można określić resztkowej efektywnej miąższości złoża nasyconej ropą, wówczas wskazane jest określenie uzysku ropy w strefie nawodnionej złoża, czyli rezerw bilansowych w strefie pomiędzy pozycją wyjściową oraz warunkowa granica między studniami nawodnionymi i bezwodnymi. W przeciwnym razie metoda określania osiągniętego uzysku ropy naftowej pozostaje niezmieniona.
Jest również czwarty sposób określenie uzysku oleju w nawodnionej części zbiornika na podstawie średniego znaku aktualnego położenia. Na podstawie wszystkich dostępnych danych wyznacza się średnią arytmetyczną wartości bezwzględnej prądu z dnia analizy. Na wcześniej skonstruowanym wykresie rozkładu początkowych rezerw bilansowych według wysokości złoża (), średnia wartość aktualnej wartości jest zaznaczona i znajdują się odpowiednie zalane rezerwy ropy. Metodę można zastosować w przypadku osadów zalanych wodą denną.
6.4. Analiza efektywności zagospodarowania złoża ropy naftowej poprzez porównanie charakterystyk wypornościowych
Charakterystyka wypornościowa, zbudowana jako całość dla złoża, dobrze ilustruje efektywność zagospodarowania złoża ropy naftowej, nie tylko pokazuje wielkość osiągniętego w dowolnym momencie wydobycia ropy, ale także pokazuje, jakim kosztem uzyskano czynnik roboczy (wodę) do wypierania tego lub innego odzysku ropy ze złoża.
Obecnie na Uralu-Wołdze i w zachodniej Syberii znajduje się duża liczba złóż ropy naftowej, które znajdują się w późnej lub wręcz końcowej fazie rozwoju, z których można zbudować odpowiednie charakterystyki wyporności. Spośród tych złóż ropy należy wybrać złoża analogowe i porównać charakterystykę wypornościową złoża analogowego ze złożem analizowanym, aby określić, który z porównywanych złóż jest bardziej efektywnie zagospodarowany i spróbować znaleźć przyczyny takiego stanu rzeczy.
Przy wyborze analogicznego złoża ropy należy kierować się bliskością następujących parametrów złóż ropy, które w dużej mierze determinują przebieg charakterystyki wypornościowej:
stosunek lepkości oleju i wody w warunkach złożowych;
przepuszczalność zbiornika;
stosunek netto do brutto;
początkowe nasycenie formacji ropą;
udział zasobów ropy naftowej zlokalizowanych w strefie roponośno-wodnej.
Jeżeli na odpowiednio dużą skalę nakreślimy charakterystykę przemieszczeń analizowanego zbiornika we współrzędnych półlogarytmicznych, to większość charakterystyki przemieszczeń stanie się liniowa i w większości przypadków utrwalą się na niej przerwy w kierunku zmniejszania się lub odwrotnie zwiększania zużycie wody w procesie wypierania. Należy poznać przyczyny zaobserwowanych pęknięć, ustalić, jakie zmiany w systemie zagospodarowania złoża, jakie działania geologiczno-techniczne prowadzono na złożu. Charakter (kierunek) przerw wskaże, czy działania te doprowadziły do zwiększenia efektywności zagospodarowania złoża ropy naftowej, czy odwrotnie, do zmniejszenia jego efektywności.
1Dokonano porównania obliczeń efektywności zastosowania oczyszczania kwasem solnym według charakterystyki wypornościowej oraz według rzeczywistych danych dotyczących odwiertów złoża Tashly-Kul. Uwzględniono następujące charakterystyki przemieszczenia: Sazonov, Maksimov, Davydov, Pirverdyan, Kambarov, Nazarov. Na podstawie równań zależności buduje się wykresy i wyprowadza równania regresji. Podstawiając wartości bieżącej produkcji płynu do otrzymanych równań, otrzymujemy możliwą produkcję oleju bez stosowania obróbki. Odejmując dane obliczone od danych rzeczywistych, otrzymujemy dodatkową produkcję oleju w wyniku zastosowania obróbki kwasem solnym. Porównując wyniki obliczeń efektywności zastosowania uderzenia, przeprowadzonych według danych rzeczywistych i charakterystyki przemieszczenia, stwierdzamy istotne różnice. Dochodzimy do wniosku, że wyniki obliczone na podstawie charakterystyki wyporności są bardziej obiektywne, ponieważ uwzględniają rzeczywisty odpływ wody i warunki pracy odpowiadające danej wielkości natężenia przepływu cieczy.
obróbka kwasem solnym (HCO)
charakterystyka przemieszczenia
aktualne natężenie przepływu
dodatkowy łup
strefa formowania odwiertu (BFZ)
Dobrze
1. Bocharov V.A. Zagospodarowanie złóż ropy naftowej w warunkach manifestacji początkowego gradientu ciśnienia. – M.: VNIIOENG, 2000. – 252 s.
2. Kulbak S. Teoria informatywności i statystyki. – M.: Nauka, 1967. – 408 s.
3. Mirzajanzade A.Kh., Stepanova G.S. Matematyczna teoria eksperymentu w wydobyciu ropy i gazu. – M.: Nedra, 1977. – 229 s.
4. Mirzajanzade A.Kh., Khasanov M.Zh., Bakhtizin R.N. Etiudy dotyczące modelowania złożonych systemów w wydobyciu ropy i gazu. - Ufa: Gilem, 1999. - 464 s.
5. Umetbaev V.G., Merzlyakov V.F., Volochkov N.S. Remonty kapitalne studni. Prace izolacyjne. - Ufa: RIC ANK „Bashnieft”, 2000. - 424 s.
6. Fattakhov I.G. Integracja zróżnicowanych problemów intensyfikacji wydobycia ropy naftowej z programowaniem stosowanym // Izwiestia wyższych instytucji edukacyjnych. Olej i gaz. - 2012. - nr 5. - s. 115–119.
7. Fattakhov I.G., Kuleshova L.S., Musin A.A. Metoda przetwarzania wyników badań doświadczalnych na przykładzie oddziaływania kwasu polimerowego na strefę denną odwiertów produkcyjnych z wykorzystaniem specjalnego oprogramowania // Automatyka, telemechanizacja i komunikacja w przemyśle naftowym. - 2009. - nr 3. - s. 26–28.
8. Shvetsov I.A., Manyrin V.N. Fizykochemiczne metody zwiększania odzysku ropy naftowej // Analiza i projektowanie. - Samara, 2000. - 336 s.
9. Fattakhov I.G. i inne.Świadectwo rejestracji państwowej programu komputerowego nr 2012611957. „Badania”. 2012.
Problem stworzenia rzetelnej i wystarczająco wiarygodnej metodologii prognozowania wskaźników rozwoju jest aktualny i najważniejszy, pomimo długiej i żmudnej pracy wielu naukowców naftowych oraz niemal wszystkich instytutów branżowych i specjalistycznych przemysłu naftowego.
Obecnie istnieją dwa zasadniczo różne podejścia, które można zastosować do przewidywania technologicznych wskaźników zagospodarowania złóż ropy.
Pierwsza opiera się na charakterystyce wypierania oleju przez wodę. W tym przypadku stosuje się wskaźniki historii rozwoju złóż ropy naftowej.
Drugie podejście realizowane jest za pomocą hydrodynamicznych modeli matematycznych procesu wypierania ropy naftowej przez wodę ze złoża heterogenicznego.
Charakterystyka wypornościowa umożliwia także obserwację wyników działań geologiczno-technicznych prowadzonych w celu zwiększenia wydobycia ropy.
Obliczmy efektywność stosowania oczyszczania kwasem solnym (HAT) w warunkach złóż węglanowych złoża Tashly-Kul na podstawie rzeczywistych danych i charakterystyki wypornościowej.
W tabeli. Rycina 1 przedstawia wydajność odwiertów nr 1573, 1817, 1747, 1347, 1306, 1310, 1348, 1353 przed obróbką kwasem.
Jak wynika z raportu NGDU „Tuimazaneft” z grudnia 2012 roku z wykonania działań geologiczno-technicznych, widać, że po kwasowaniu w rozpatrywanych odwiertach nastąpił znaczny wzrost wydobycia ropy naftowej (tab. 2).
Obliczmy rzeczywisty wzrost wydobycia ropy naftowej w odwiertach (tabela 3):
∆Qн = Qн (po) - Qн (przed).
Tabela 1
Wskaźniki rozwoju przed wpływem
|
Cóż, numer |
|||
Tabela 2
Wskaźniki rozwoju po oddziaływaniu
Obliczmy efektywność technologiczną stosowania oczyszczania kwasem solnym (HAT) w odwiertach na podstawie charakterystyki wypornościowej. W artykule rozważamy możliwość wykorzystania następujących charakterystyk przemieszczenia:
1. Sazonova Qn = A + B∙lnQzh.
2. Maksimow 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,
gdzie Qn to bieżąca produkcja ropy w odwiercie; Qv - bieżąca produkcja wody w studni; Qzh - bieżąca produkcja płynu w odwiercie; A, B – współczynniki modelu wyznaczane metodą najmniejszych kwadratów.
W tym celu wykreślamy zależności Ql (lnQl) (rys. 1), Ql (lnQv) (rys. 2), Ql (Qv/Ql) (rys. 3), Ql (rys. 4), Ql (ryc. 5), Ql/Qn (Qv) (ryc. 6).
Zastępując rzeczywiste wartości bieżącej produkcji płynu po obróbce kwasem, wyznacza się trzy wartości możliwej bieżącej produkcji oleju, jakie można by uzyskać, gdyby nie przeprowadzono stymulacji. Odejmując obliczone wartości bieżącej produkcji od rzeczywistej produkcji w tym samym dniu, wyznacza się trzy wartości możliwej dodatkowej produkcji oleju w wyniku obróbki kwasem (Tabela 4).
Ryż. 1. Charakterystyka przemieszczeń metodą Sazonova
Ryż. 2. Charakterystyka przemieszczeń według metody Maksimowa
Ryż. 3. Charakterystyka przemieszczeń metodą Davydova
Ryż. 4. Charakterystyka przemieszczeń metodą Pirverdyana
Ryż. 5. Charakterystyka przemieszczeń według metody Kambarowa
Ryż. 6. Charakterystyka przemieszczeń według metody Nazarowa
Tabela 4
Wyniki zastosowania odchylenia standardowego zgodnie z charakterystyką przemieszczenia
|
Cóż, numer |
Qn fakt, t/dzień |
Według Sazonova |
Zdaniem Maksimowa |
Według Davydova |
Zdaniem Pirverdyana |
Zdaniem Kambarowa |
Zdaniem Nazarowa |
||||||
|
Qn oblicz, t/dzień |
∆Qн, t/dzień |
Qn oblicz, t/dzień |
∆Qн, t/dzień |
Qn oblicz, t/dzień |
∆Qн, t/dzień |
Qn oblicz, t/dzień |
∆Qн, t/dzień |
Qn oblicz, t/dzień |
∆Qн, t/dzień |
Qn oblicz, t/dzień |
∆Qн, t/dzień |
||
Widzimy, że wynik obliczeń efektywności zastosowania oddziaływania, przeprowadzonych na podstawie rzeczywistych danych, różni się od wyniku obliczonego na podstawie charakterystyk przemieszczenia. To drugie jest bardziej obiektywne, ponieważ uwzględnia rzeczywisty odpływ wody i warunki pracy odpowiadające danej wielkości natężenia przepływu cieczy.
Zatem charakterystyka wypierania ropy przez wodę jest jednym z narzędzi obliczania efektywności zagospodarowania złóż. Ponadto charakterystyki mają zastosowanie i są wiarygodne do analizy i prognozy procesu wydobycia ropy naftowej zarówno na danym etapie rozwoju, jak i w przyszłości, ponieważ opierają się na rzeczywistych wskaźnikach zagospodarowania złóż i uwzględniają charakterystykę geologiczno-fizyczną złóż. zbiornik i płyny go nasycające, a także cechy działania studni, system i gęstość ich umieszczenia.
Recenzenci:Khuzina L.B., doktor nauk technicznych, profesor nadzwyczajny, profesor, kierownik. Zakład „Wiercenie odwiertów naftowych i gazowych”, GBOU VPO „Państwowy Instytut Naftowy w Almetyevsku”, Almetyevsk;
Yagubov E.Z., doktor nauk technicznych, profesor, prorektor ds. nauki, Państwowy Uniwersytet Techniczny w Uchcie, Uchta.
Pracę wpłynęło do redakcji 19 grudnia 2014 roku.
Link bibliograficzny
Fattakhov I.G., Novoselova D.V. OBLICZANIE SKUTECZNOŚCI ZASTOSOWANIA OBRÓBKI KWASEM SOLNYM WEDŁUG CHARAKTERYSTYKI WYPORANIA // Badania podstawowe. - 2014. - nr 12-6. - S. 1186-1190;URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=36298 (data dostępu: 01.05.2020). Zwracamy uwagę na czasopisma wydawane przez wydawnictwo „Akademia Historii Naturalnej”
ADNOTACJA
W artykule podjęto problematykę prognozowania wskaźników rozwoju na podstawie charakterystyki wypierania ropy naftowej przez wodę z wykorzystaniem metod bilansu materiałowego. Metoda bilansu materiałowego pozwala na rozwiązanie szeregu problemów rozwojowych, w tym na prognozowanie wskaźników technologicznych. Do przewidywania rozwoju złoża ropy naftowej metodą bilansu materiałowego wymagane są następujące dane: początkowe i średnie ciśnienie złożowe, objętości zgromadzonego i zatłoczonego płynu, objętości wody napływającej do złoża, współczynniki objętościowe ropy, gazu i wody, przepuszczalność faz , lepkości dynamiczne ropy i gazu. Dokładność wskaźników obliczonych metodą bilansu materiałowego zależy od doboru danych wyjściowych, ich przydatności oraz od pewnych założeń, na których opierają się równania obliczeniowe. Możliwe jest także przewidzenie aktualnego nasycenia ropą naftową w zależności od aktualnego uzysku ropy oraz charakterystyki ropy, gazu i wody, a dla trybu napędu wodnego przewidywane jest aktualne średnie nasycenie ropą dla złoża poprzez określenie objętości napływającej wody zbiornik.
Na podstawie równań przepływu ropy i gazu w złożu wyznacz przepuszczalność względną.
ABSTRAKCYJNY
W artykule rozpatrzono zagadnienia prognozy wskaźników rozwoju charakterystyki zastąpienia ropy naftowej wodą z wykorzystaniem metod bilansu materiałowego. Metoda bilansu materiałowego pozwala rozwiązać szereg problemów rozwojowych, w tym prognozować wskaźniki technologiczne. Do prognozowania wskaźników zagospodarowania złoża ropy metodą bilansu materiałowego niezbędne są następujące dane: początkowe i średnie ciśnienie złożowe, objętości zgromadzonej i przepompowanej cieczy, objętości wody ingerującej w warstwę, współczynniki objętościowe ropy, przepuszczalność fazy gazowej i wodnej, lepkość dynamiczna ropy i gazu. Dokładność wskaźników obliczonych metodą bilansu materiałowego zależy od doboru danych podstawowych, ich pełnej wartości oraz od przyjętych założeń, na których opierają się równania rozliczeniowe.
Możliwe jest również przewidzenie aktualnego nasycenia ropą naftową w zależności od aktualnej charakterystyki ropy i ropy, gazu i wody, a dla zbiornika wodnego na podstawie aktualnego średniego nasycenia ropą prognozuje się poprzez określenie wielkości inwazyjnego zbiornika wodnego.
Na podstawie równań przepływu złoża ropy i gazu wyznaczana jest przepuszczalność względna.
Można założyć, że metoda ta daje bardziej wiarygodne wyniki, przy zachowaniu niezmienionego istniejącego systemu i rozwoju naturalnego zmniejszania bieżącego doboru cieczy na późniejszym etapie.
Metoda bilansu materiałowego pozwala na rozwiązanie szeregu problemów rozwojowych, w tym na prognozowanie wskaźników technologicznych.
Aby przewidzieć zachowanie się złóż ropy naftowej przy użyciu metody bilansu materiałowego, wymagane są następujące dane:
- początkowe i średnie ciśnienie złożowe;
- objętości zgromadzonej i przepompowanej cieczy;
- ilości wody napływające do formacji;
- współczynniki objętościowe ropy, gazu i wody;
- przepuszczalność faz;
- lepkości dynamiczne ropy i gazu.
Metoda ta umożliwia przewidywanie aktualnego uzysku ropy na podstawie danych terenowych.
/Sapashov.files/image002.png){kind=small}
, (1)
gdzie: - skumulowana objętość ropy wydobytej ze złoża;
jest początkową objętością oleju w zbiorniku;
są odpowiednio współczynnikami objętościowymi oleju pod ciśnieniem i p0;
jest współczynnikiem objętościowym gazu w P;
- odpowiednio objętości rozpuszczonego gazu na jednostkę objętości ropy przy początkowym, aktualnym ciśnieniu złożowym i na powierzchni.
Możliwe jest także przewidzenie aktualnego nasycenia ropą naftową w zależności od aktualnego uzysku ropy oraz charakterystyki ropy, gazu i wody, a dla trybu napędu wodnego przewidywane jest aktualne średnie nasycenie ropą dla złoża poprzez określenie objętości napływającej wody zbiornik.
Na podstawie równań przepływu ropy i gazu w złożu wyznacz przepuszczalność względną
/Sapashov.files/image009.png){kind=small}
, (2)
gdzie: - odpowiednio, przepuszczalność fazowa dla ropy i gazu;
– całkowity współczynnik oleju napędowego;
są odpowiednio lepkościami dynamicznymi ropy i gazu.
Dokładność wskaźników obliczonych metodą bilansu materiałowego zależy od doboru danych wyjściowych, ich przydatności oraz od pewnych założeń, na których opierają się równania obliczeniowe.
Jeżeli w obliczeniach metodą bilansu materiałowego uwzględni się charakterystykę olejów złożowych uzyskanych w procesie odgazowania w bombie, która znacznie różni się od zjawisk zachodzących w złożu, to przewidywanie średniego ciśnienia złożowego prowadzi do znacznych zniekształceń wyniki.
W wielu przypadkach prognozowanie wskaźników zagospodarowania złóż ropy naftowej podczas zalewania spękanych i spękanych złóż porowatych odbywa się wyłącznie na podstawie rozwiązania równania bilansu materiałowego.
Zależność pomiędzy całkowitą produkcją ropy i całkowitą produkcją cieczy rozumiana jest jako charakterystyka wyporności, ale później charakterystykę wyporności zaczęto rozumieć jako zależność całkowitego wydobycia ropy od całkowitej produkcji wody, a także zależność różnych stosunków pomiędzy całkowitą ilością oleju, wody i cieczy.
Dodatkowo zaczęto przypisywać charakterystykę wypornościową zależność pomiędzy zawartością oleju lub wody w przepływie a całkowitym poborem oleju, wody i cieczy.
Przy prognozowaniu wskaźników zagospodarowania długoterminowo eksploatowanego złoża, gdy znane są istotne rzeczywiste dane dotyczące wydobycia ropy i wody, obliczenia można przeprowadzić wykorzystując charakterystyki wyporności.
W tym celu należy najpierw interpolować rzeczywiste krzywe takie jak ubytek wody – skumulowana produkcja oleju, ubytek wody – skumulowana objętość zatłoczonej wody, bieżący uzysk oleju – skumulowana objętość zatłoczonej wody, a następnie ekstrapolować uzyskane zależności w celu uzyskania wskaźników predykcyjnych.
Większość równań służących do przetwarzania krzywych przemieszczeń otrzymano empirycznie w wyniku analizy danych terenowych (metody Kambarowa, Nazarowa, Kopytowa i in.). Część modeli otrzymano w wyniku teoretycznych badań procesu wypierania oleju przez wodę w niektórych uproszczonych recepturach.
Z analizy wynika, że charakterystyki przemieszczeń można zasadniczo podzielić na dwie grupy:
- integralna charakterystyka przemieszczenia;
- charakterystyki przemieszczenia różnicowego.
Do pierwszej grupy zaliczają się wszystkie zależności, we wzorach których występują całkowite ekstrakcje oleju, wody i cieczy.
Do drugiego zaliczają się wszystkie zależności, których wzory uwzględniają zawartość oleju lub wody oraz sumę pobrań oleju, wody i cieczy.
Jako alternatywę dla tradycyjnych metod wyznaczania charakterystyk wypornościowych można rozważyć równania rozwoju stosowane w analitycznej metodzie obliczania technologicznych wskaźników zagospodarowania złóż w trybie napędzanym wodą, stosowanej w oleju TatNIPI.
W metodzie tej zakłada się, że dynamika bieżącego wydobycia ropy naftowej oraz szacowana wydobycie cieczy w stałych warunkach rozwoju są zgodne z prawem wykładniczym. W takim przypadku produkcja płynu zmniejszy się w miarę zamykania nawodnionych studni, co jest typowe dla późnego etapu rozwoju. Dodatkowo technika ta uwzględnia zmienne w czasie warunki rozwoju.
Metoda olejowa TatNIPI opiera się na dwóch następujących zależnościach rozwojowych:
/Sapashov.files/image014.png)
(3)
gdzie: - odpowiednio aktualne natężenia przepływu oleju i wody;
– początkowa amplituda natężenia przepływu wszystkich odwierconych i oddanych do eksploatacji studni;
- odpowiednio skumulowany pobór ropy i cieczy;
- odpowiednio potencjalne zasoby wydobywalne ropy naftowej i cieczy przy nieograniczonym okresie zagospodarowania, - współczynnik konwersji.
Aby móc skorzystać z równań (3), należy przybliżyć zaobserwowane rzeczywiste zależności konkretnych wartości bieżących poborów ropy i wody odcinkowo funkcjami liniowymi, odzwierciedlającymi wpływ podjętych działań technologicznych na przewidywaną końcowe wskaźniki rozwoju w dynamice.
Ponadto po ustaleniu głównych parametrów opracowanego obiektu /Sapashov.files/image020.png){kind=small}
na prostych odcinkach krzywych przekształconych zależności rzeczywistych obliczany jest parametr filtracji.
Zatem za pomocą zaproponowanych równań rozwoju, dostosowanych do historii eksploatacji obiektu, można przewidzieć bieżące i końcowe wskaźniki rozwoju.
Należy zaznaczyć, że przedstawiona metoda wymaga dalszego udoskonalenia, gdyż zastosowane równania rozwoju nie obejmują całego okresu eksploatacji obiektu.
Bibliografia:
1. Ocena efektywności obiektów produkcyjnych na późnym etapie metodami charakterystyk przemieszczeniowych. / R.G. Khamzin, R.T. Fazliew. - Olej TatNIPI, Interwał, nr 9 (44), 2002.
2. Przewodnik informacyjny dotyczący projektowania zagospodarowania i eksploatacji pól naftowych. Projekt rozwoju, wydobycie ropy / Sh.K. Gimatutdinov, I.T. Miszczenko, A.I. Petrov i inni - M.: Nedra, 1983, 463 s., t. I, 455 s., t. II.
Bibliografia:
1. Khamzin R.G., Fazlyev R.T. Ocena efektywności obiektów produkcyjnych na późniejszym etapie za pomocą technik charakterystyki wypornościowej. TatNIPIneft, Wydawnictwo Interval, nr. 9 (44), 2002. (w języku rosyjskim).
2. Gimatutdinov Sh.K., Mishchenko I.T., Petrov A.I. Podręcznik referencyjny dotyczący projektowania, rozwoju i eksploatacji pól naftowych. Opracowanie projektu, produkcja ropy. Moskwa, Nedra Publi., 1983, 463 s., t. I, 455 s., tom. II. (Po rosyjsku).
Ładowanie...