Tempo výběru ze dna. Základní indikátory rozvoje. Fáze vývoje ropných polí

Technologie pro vývoj ropných polí jsou souborem metod používaných pro extrakci oleje z podloží. V tomto případě je koncept vývojového systému jako jeden z jeho definujících faktorů přítomnost nebo nedostatek dopadu na nádrž. Z tohoto faktoru závisí potřeba vrtání injekčních studen. Technologie vývoje vzniku není zahrnuta do definice rozvojového systému. Se stejnými systémy lze použít různé technologie rozvoje polí. Samozřejmě, že při navrhování vývoje pole je nutné zvážit, který systém je lepší než zvolená technologie a s jakým vývojovým systémem lze snadno získat specifikované ukazatele.

Vývoj každé ropné pole se vyznačuje určitými indikátory. Zvažte obecné ukazatele inherentní ve všech vývojových technologiích. Patří mezi ně následující.

Těžba oleje Q n je hlavní indikátor, celkem ve všech důlních jamkách vyvrtaných na objekt na jednotku času a průměrná denní doba Q Na jednom dobře. Povaha změny času těchto ukazatelů závisí nejen na vlastnostech tvorby a nasycených kapalin, ale také na technologických operacích prováděných v oboru v různých fázích vývoje.

Těžba kapalinq F - celková produkce oleje a vody za jednotku času. Z jamek v čistě ropné části vkladu na nějakou dobu bezvodého období provozu jamek je čistý olej těžený. Pro většinu vkladů se jejich produkty začínají být dříve nebo pozdě. Z tohoto okamžiku, výroba tekutiny přesahuje produkci oleje.

Výroba plynu Q. Tento ukazatel závisí na obsahu plynu v plastovém oleji, mobilitě vzhledem k mobilitě oleje v tvorbě, postojem tlaku nádrže na tlak nasycení, přítomnost plynu a rozvoj pole Systém. Výroba plynu se vyznačuje plynovým faktorem, tj Poměr objemu vyrobené z jamky za jednotku času plynu se dává standardním podmínkám, těžby pro stejnou jednotku degazivního času oleje. Průměrný plynový faktor jako indikátor technologického vývoje je stanoven s relativní produkcí plynu na současnou produkci oleje.

Při vývoji pole s udržováním zásobníku nádrže nad tlakem nasycení zůstává plynový faktor nezměněn, a proto povaha změny produkce plynu opakuje dynamiku produkce ropy. Pokud v procesu vývoje bude tlak nádrže nižší než tlak saturace, změní se faktor plynu následujícím způsobem. Během vývoje režimu rozpuštěného plynu se průměrný faktor plynu zpočátku zvyšuje, dosahuje maxima, a pak se snižuje a má tendenci na nulu při tvorbě tlaku rovný atmosférický. V tomto okamžiku přejde režim rozpuštěného plynu do gravitačního režimu.

Uvažované ukazatele odrážejí dynamické vlastnosti procesu extrakce oleje, vody a plynu. Pro charakterizaci vývojového procesu po celou dobu minulosti se používá integrální indikátor - akumulovaný kořist. Výroba akumulovaného oleje odráží množství oleje vyrobeného předmětem na určitou dobu od rozvoji vývoje, tj. Od začátku první těžby dobře.

Na rozdíl od dynamických ukazatelů se nahromaděná těžba může zvýšit. S poklesem současné výroby se míra zvyšování odpovídajícího akumulovaného indikátoru klesá. Pokud je současná výroba nulová, růst akumulovaného indikátoru se zastaví a zůstává konstantní.

Kromě zvažovaných absolutních ukazatelů vyjadřujících výrobu oleje, vody a plynu, použijte relativní, charakterizující proces extrakce zásobníků zásobníků v akciích zásob ropy.

Vývoj tempo Z (t)- Poměr roční produkce ropy na zpětně získatelné zásoby je vyjádřen jako procento.

Z (t) \u003d q h / n (1.12)

Tento ukazatel se v čase liší, což odráží dopad na proces rozvoj všech technologických operací prováděných na oboru, a to jak v období jeho vývoje, tak v procesu regulace.

Obrázek 1.7 ukazuje křivky charakterizující tempo vývoje v čase podél dvou polí s různými geologickými a fyzikálními vlastnostmi. Soudě podle výše uvedených závislostí se procesy vývoje těchto vkladů významně liší. Podle křivky 1 lze identifikovat čtyři vývojové období, které budou nazývány fáze.

První etapa(Oblast vkladu v provozu) Pokud dojde k intenzivnímu vrtání studních studní základního fondu, rozvojový tempo se neustále zvyšuje a dosáhne maximální hodnoty do konce období. Na jeho délce je obvykle bezvodý olej. Jeho trvání závisí na velikosti pole a tempu vrtacích studen, které tvoří hlavní fond.

Dosažení maximálního ročního výběru extrahovatelných zásob ropy se vždy shoduje s koncem vrtání jamek. Někdy to jde dopředu Probudit usazeniny.

1 - Vklad A; 2 - Záloha; I, II, III, IV - vývojové fáze

Obrázek 1.7 - Rozvrh vývoje tempo v čase

Druhá fáze (Stupeň zachování dosaženo maximální úroveň Produkce oleje) se vyznačuje více či méně stabilním výběrovou výběru ropy. Při navrhování vývoje pole je často maximální produkce ropy, rok, ve kterém by mělo být toto těžbě dosaženo, stejně jako trvání druhé etapy.

Hlavním úkolem tohoto kroku se provádí vrtacími studny rezervního fondu, regulujícími režimy dobře a zvládnutí úplného systému záplavy nebo jiného způsobu dopadu na nádrž. Některé jamky do konce jeviště přestane písmo, a jsou přeneseny do mechanizovaného způsobu provozu (pomocí čerpadel).

Třetí etapa (Stupeň pádové produkce oleje) se vyznačuje intenzivním poklesem tempa vývoje na pozadí progresivní zavlažování produktů jamek během vodního režimu a prudký nárůst plynu faktor plynu faktorem. Téměř všechny jamky jsou provozovány mechanickým způsobem. Významná část studny do konce této fáze je mimo provoz.

Čtvrtá etapa (Konečná fáze vývoje) se vyznačuje nízkým tempem vývoje. Existují vysoké vodotěsné výrobky a pomalé redukční produkce oleje.

První tři stupně, během kterých jsou odebrány od 70 do 95% vyhrazených rezerv ropy, tvoří hlavní vývojové období. Pro čtvrtého stupně se získají zbývající zásoby oleje. Je však právě v tomto období, který charakterizuje celkovou účinnost implementovaného rozvoje systému, určit konečnou hodnotu množství extrahovaného oleje, celkový termín pro vývoj oboru a vytváří hlavní objem přidružené vody.

Jak je vidět z obr. 1.10 (křivka 2), pro některé vklady je charakteristická, že po prvním stupni se vyskytuje fáze výskytu produkce ropy. Někdy se to děje v oblasti vkladu ve vývoji. Takový fenomén je charakteristický pro usazeniny s viskózními oleji nebo když do konce prvního stupně bylo dosaženo vysoké míry vývoje přibližně 12-20% ročně a více. Ze zkušenosti z vývoje vyplývá, že maximální míra rozvoje by neměla překročit 8 - 10% ročně a v průměru musí být v mezích 3 - 5% ročně.

Znovu všimneme, že popsaný obraz o změnách ropných výroby z oblasti v procesu jeho vývoje nastane přirozeně, když technologie rozvoje technologie a možná, vývojový systém zůstane v čase nezměněn. V souvislosti s vývojem metod pro zvýšení regenerace ropy zásobníků ve fázi vývoje pole, s největší pravděpodobností na třetí nebo čtvrtém, lze použít nová technologie Extrakce oleje z podloží, v důsledku které produkce oleje z pole bude znovu růst.

V praxi analyzování a navrhování vývoje ropných polí se indikátory také používají charakterizovat tempo výběru zásob ropy v čase: míra výběru bilančních rezervací a tempem výběru zbytkových zpětně získatelných rezerv. A-Priory.

(1.13)

kde - roční produkce ropy v oboru v závislosti na době vývoje; - Bilance zásob ropy.

Pokud (1.8) je tempem vývoje, spojení mezi a je vyjádřeno rovností:

(1.14)

kde je obnovování ropy do konce vývoje datu vkladu.

Tempo výběru reziduálních rezervací oleje:

, (1.15)

kde - Akumulovaná produkce oleje na vkladu v závislosti na době vývoje.

Výroba akumulovaného oleje:

(1.16)

kde - doba vývoje vkladu; - Aktuální čas.

Současná regenerace oleje nebo koeficient rovnováhy rovnováhy je určen z výrazu:

(1.17)

Do konce vývoje vkladu, tj. Oilverter:

(1.18)

Ceny produktů - poměr průtoku vody na celkovou rychlost průtoku oleje a vody. Tento ukazatel se v čase liší od nuly na jeden:

(1.19)

Povaha změny ukazatele závisí na řadě faktorů. Jeden ze sítí je poměr viskozity oleje na viskozitu vody v podmínkách zásobníku μ 0:

μ 0 \u003d μ n / μ in (1,20)

kde μ n.a μ b. - Dynamická viskozita oleje a vody.

Při vývoji vkladů s vysoce viskózními oleji se voda může objevit v produktech některých jamek od začátku jejich provozu. Některé usazeniny s nízkotiskozitou oleje jsou vyvíjeny po dlouhou dobu s mírným vodotěsným. Hraniční hodnota mezi viskózním a nízkou viskovou olej se změní od 3 do 4.

O povaze záplavy jamek a zásobníku také ovlivňují nehomogenitu vrstvy vrstvy vrstvy (se zvýšením stupně heterogenity, anhydrous období provozu jamek se sníží) a poloha studny Interval perforace vzhledem k kontaktům dopadu vody.

Zkušenosti z vývoje ropných polí naznačují, že s mírně viskozitou ropy, vyšší regenerace oleje se dosahuje méně vodního stavu. V důsledku toho může zavlažování sloužit jako nepřímý ukazatel účinnosti vývoje pole. Pokud existuje intenzivnější ve srovnání s konstrukcí výroby, může sloužit jako indikátor, že vklad je pokryta procesem zaplavení v menší míře, než je plánováno.

Časové tekutiny - Poměr roční produkce tekutiny v podmínkách zásobníku na extrahované zásoby oleje je vyjádřen v% ročně.

Pokud je dynamika rozvojového tempa charakterizována stupněmi, pak se změna v tempu volby tekutiny v čase dochází následovně. Během první etapy, výběr tekutin ve většině vkladů téměř opakuje dynamiku tempa jejich vývoje. Ve druhé fázi, tempo výběru tekutiny v jednom usazeninách zůstává konstantní na úrovni maxima, podle ostatních - snižuje se a na třetí - zvyšuje se. Stejné trendy jsou ještě výraznější ve třetím a čtvrtém stupni. Změna tempa výběru tekutiny závisí na oběžném kole, což je průtok vody vstřikované do zásobníku, zásobníku zásobníku a tvorbě teploty.

Vodní stříbrný faktor - Poměr současných hodnot výroby vody v okamžiku, kdy se rozvoj pole měří v m 3 / t. Tento parametr ukazuje, kolik objemů vody byl vyroben na 1T získaném oleji, je nepřímý ukazatel účinnosti vývoje a ze třetí etapy vývoje se rychle zvyšuje. Tempo jeho zvýšení závisí na tempu výběru tekutin. Při vývoji vkladů nízkotlakých olejů, v konečném důsledku, poměr objemu vody vyrobené pro výrobu oleje dosáhne jednotek a pro viskózní oleje se zvyšuje na 5 - 8 m 3 / t a v některých případech dosáhne 20 m 3 / t.

Spotřeba injikovaných látek. Při provádění různých technologií pro účely vystavení nádrži se používají různá činidla, která zlepšují podmínky pro extrakci oleje z podloží. Čistí vodu nebo páry, uhlovodíkové plyny nebo vzduch, oxid uhličitý a další látky. Tempo injekce těchto látek a jejich celkový počet, stejně jako rychlost jejich extrakce na povrchu s produkty dobře - nejdůležitější technologické ukazatele procesu vývoje.

Tlak nádrže. V procesu vyvíjejícího se tlaku ve formaci obsažené v rozvojovém objektu se ve srovnání s počátečním předmětem změní. Kromě toho v různých oblastech této oblasti bude nerovnoměrné: v blízkosti výbojových studní s maxima, a blízko minimálního. Pro ovládání změny tlaku zásobníku se používá vážení vážené v oblasti nebo objemu vrstvy. Pro určení váženého průměru svých hodnot použijte karty ISOBAR postaveného v různých bodech v čase.

Důležité ukazatele Intenzity hydrodynamického účinku na nádržku - tlak na porážky injekce a důlní jamky. Rozdíl mezi těmito hodnotami určuje intenzitu toku tekutiny ve formaci.

Tlak na ústí extraktivních jamek je instalován a udržován na základě požadavků sběru a vtrhované přepravy produktů.

Plastové teplotyale. V procesu vývoje se tento parametr liší v důsledku škrtící klapky v dolní části zón zásobníku, vstřikování do zásobníku chladivy, vytváření pohybující se přední části spalování v něm.

Otázky pro sebeovládání:

1. Dejte definici pojmu "Vývoj ropných polí".

3. Dejte příklady hydrodynamických vztahů olejových polí s vodním vodním vodním systémem.

4. Jak je tlak v ropném vkladu distribuován v procesu jeho vývoje?

C a s t e m o r a z r a b o t k a Vklad, jak již bylo zmíněno dříve. Měla by být vyvolána kombinace propojených inženýrských řešení, která poskytují vysoké obnovení konečných olejů. Technologie rozvojových olejových polí je soubor metod používaných k extrakci oleje z hlubin. Technologie rozvržení není zahrnuta v definici vývojového systému. Se stejnými systémy lze použít různé technologie rozvoje polí.

Vývoj pole je charakterizován použitím různých kategorií studní a určitých ukazatelů vývoje.

Pro účely studny jsou rozděleny do následujících kategorií: vyhledávání, průzkum, provozní.

Vyhledávání Wells, malované pro hledání nových ložisek oleje a plynu.

Průzkum Wells; Burjyi na čtvercích s průmyslovým ropným a plynárenským průmyslem s cílem připravit počítání zásob ropy a plynu, shromažďování zdrojových údajů pro přípravu projektu (diagram) vývoje vkladů (vklady).

Provozní Wells jsou rozděleny na těžbu, injekce. Speciální a pomocný.

Hornictví(Olejové a plynové) jamky jsou navrženy tak, aby extraktovaly z usazenin olej, ropy a zemního plynu a souvisejících složek.

Kontrola: Wells. Navrženo tak, aby účinek na produktivní vrstvy vstřikováním v nich ve vodě, parním plynem a jiným pracovníkům pracovníků za účelem zajištění účinného rozvoje vkladů. Část injekčních jamek lze dočasně používat jako těžba.

Rezervovate wells. Předpokládá se, že se zapojuje do vývoje jednotlivých čoček, zón sekvenování v stojatých oblastech, které nejsou zapojeny do vývoje studních studní.

Speciální Wells jsou navrženy tak, aby prováděly různé druhy studií, aby se studoval parametry a stav rozvoje vkladů vkladů. Mezi nimi se rozlišují dvě podskupiny - odhadovaná a kontrola. První buryat vyhodnotit ochranu oleje a plynu vrstev. Druhý je rozdělen do piezometrického a pozorního. Piezometrické jamky jsou navrženy tak, aby sledovaly změnu tlaku zásobníku ve formaci. Pozorovací jamky pro pozorování změny v inc, gna, ropných a plynových plošinách.

Pomocný wells jsou rozděleny do příjmu vody a absorbování.

Přívod vody Navrženo pro přívod vody při vrtání a pro systémy pro udržení tlaku zásobníku.

Absorpce Navrženo pro stažení rybářských vod do absorpčních horizontů.

Kromě výše uvedených podniků produkujících ropy a plynu na rozvaze mohou být uvedeny dobře.

NA plátěnýexistují jamky, které nefungují na hřišti v důsledku nehody nebo nemožnosti jejich provozu v tomto období.

Nadace studny každého operačního objektu je ve stálém pohybu. Počet injekčních studní se zvyšuje s vývojem záplavového systému. Wells se mohou pohybovat z jedné skupiny do druhé.

P.osvědčenýa rozvoj:

D o b s a n e f t a - QN Základní indikátor, celkem ve všech důlních studních, nudných na objektu za jednotku času, a průměrná denní výroba Qns, která se vyskytuje na jedné dobře.

Těžba oleje, v naší zemi se měří v hmotnostních jednotkách - tun. V zahraničí v USA, Velká Británie, Kanada a jiní v sudech.

1 barel - 159 litrů.1M 3 - 6,29 barel.

Těžba kapalin-QZ celková produkce oleje a vody na jednotku času. Z jamek v čistě ropné části vkladu na nějakou dobu bezvodého období provozu jamek je čistý olej těžený. V určité fázi vývoje začíná voda jednat s olejem a plynem z formace.

Těžba kapalin je celková produkce oleje a vody

Q. J. = Q. H. + Q. V

Výroba plynu Q. . Výroba plynu. V procesu provozu se tzv. Assezidlový plyn těžne s olejem. Výroba plynu závisí na obsahu peněz v plastovém oleji a je charakterizován plynovým faktorem.

Faktor plynu je objem extrahovaného plynu, který se sníží na standardní podmínky přicházející na jedné tunu oleje.

\u003d m 3 / t

Průměrný faktor plynu je poměr současného produkce plynu na současnou produkci oleje.

Kumulované těžby Olej odráží množství oleje vyrobeného předmětem na určitou dobu od rozvoji vývoje těžby ropy

, (1.8)

kde - čas vývoje vkladů; - Čas.

Akumulované těžba se může zvýšit.

Kromě zvažovaných absolutních ukazatelů se také používají příbuzné, charakterizují proces extrakce výrobků tvorby ve frakcích zásob ropy.

Olejový olej

To je poměr množství oleje extrahovaného z nádrže do počátečních zásob v nádrži. Existují aktuální a konečná regenerace ropy.

Aktuální regenerace ropy vyjadřuje postoj akumulované produkce oleje během této doby fungování pole na geologické rezervy

Obnovení konečných olejů - Toto je poměr obnovitelných vkladů pro geologické

Závěrečná regenerace ropy charakterizuje konečnou kvalitu a efektivitu vývoje této oblasti.

Oilverter je vyjádřen v akciích jednotek.

Rozvojový tempo
- Poměr roční produkce ropy na zpětně získatelné zásoby je vyjádřen jako procento.

Tento ukazatel se v čase liší, což odráží dopad na proces rozvoj všech technologických operací prováděných na oboru, a to jak v období jeho vývoje, tak v procesu regulace.

Produkty firewater - Poměr průtoku vody na celkový průtok oleje a vody. Tento ukazatel se v čase liší od nuly na jeden:

. (1.21)

Charakter změny indikátoru závisí na řadě faktorů. Jeden z múbosti viskozity oleje na viskozitu vody v podmínkách zásobníku :

kde a - Dynamická viskozita oleje a vody.

Vodní stříbrný faktor - poměr současných hodnot produkce vody pro olej v okamžiku, kdy se měří rozvoj pole
. Tento parametr ukazuje, kolik objemů vody bylo produkováno 1 tunem výsledného oleje, je nepřímým ukazatelem účinnosti vývoje. Tempo jeho zvýšení závisí na tempu výběru tekutin. Při vývoji vkladů nízkotlakých olejů, v konečném důsledku, poměr objemu vody vyrobené pro výrobu oleje dosáhne jednotek a pro viskózní oleje se zvyšuje na 5 - 8 m 3 / t a v některých případech dosáhne 20 m 3 / t.

Spotřeba vypouštěných látek. Při provádění různých technologií pro účely vystavení nádrži se používají různá činidla, která zlepšují podmínky pro extrakci oleje z podloží. Čistí vodu nebo páry, uhlovodíkové plyny nebo vzduch, oxid uhličitý a další látky.

Tlakový tlak. V procesu vyvíjejícího se tlaku ve formaci obsažené v rozvojovém objektu se ve srovnání s počátečním předmětem změní. Kromě toho, v různých oblastech této oblasti bude nerovnoměrné: v blízkosti výbojových studní s maxima a blízko těžby - minimální. Pro ovládání změny tlaku zásobníku se používá vážení vážené v oblasti nebo objemu vrstvy. Důležité ukazatele intenzity hydrodynamických účinků na nádržku - tlak na porážky injekce a těžební jamky. Rozdíl mezi těmito hodnotami určuje intenzitu toku tekutiny ve formaci.

Tlak na ústí extraktivních jamek je instalován a udržován na základě požadavků sběru a vtrhované přepravy produktů.

Plastová teplota. V procesu vývoje se tento parametr liší v důsledku škrtící klapky v dolní části zón zásobníku, vstřikování do zásobníku chladivy, vytváření pohybující se přední části spalování v něm.

Je třeba poznamenat, že všechny indikátory inherentní v této technologii pro těžbu ropy a plynu z hlubin s tímto systémem vývoje pole jsou vzájemně propojeny. Změna některých ukazatelů může znamenat změnu ostatních. Pokud je zadán jeden z ukazatelů, musí být vypočítány jiní.

Vývojová technologie je soubor metod použitých pro extrakci oleje z podloží. Existuje mnoho technologicky vyvinutých ukazatelů, ale pro každého je běžné, zvažte je:

1. Těžba oleje z oblasti v procesu jeho vývoje, který je rozdělen do čtyř stupňů.

2. Vývoj olejového pole může být reprezentován ve formě poměru současné produkce oleje Q H (t) geologickými zásobami vkladu

Z (t q n (t)) \u003d q n (t) / g

3. Extrakce tekutiny z pole je celková produkce oleje a vody.

4. Olejterter - poměr množství oleje extrahovaného z nádrže k počátečním zásobám v tvorbě. Existují proud - poměr množství oleje extrahovaného z nádrže v okamžiku, kdy rozvoj tvorby do svých počátečních zásob. Konečná regenerace ropy je poměr množství oleje vyrobeného jeho počátečním zásobám, na konci vývoje tvorby.

5. Vyrobeno plyn z ropného pole v procesu jeho vývoje. Tento faktor se vyznačuje plynovým faktorem GF.

6. Chirurgie injikovaného do nádrží a jejich extrakce spolu s olejem a plynem (běžná voda, voda s přísadami chemických činidel, horká voda nebo páry, uhlovodíkové plyny, vzduch, oxid uhličitý atd.).

7. Distribuce ve formaci.

8. Stiskněte na ústa těžby

9. Distribuce jamek ve způsobu zvedání tekutiny z překážky na denním povrchu.

10. Uložení teploty.

Pět . Co se nazývá předmět vývoje. Jak je objekt vyvíjen. Co je funkce objektu. Je možné vyvinout různé objekty se stejnými studny pomocí technických prostředků.

Vývoj objektu - je uměle zdůrazněna uvnitř rozvinuté terénní geologické tvorby (nádrž, pole, struktura, sbírka zásobníků), která obsahuje průmyslové zásoby uhlovodíků, jejichž extrakce z hloubek se provádí pomocí určité skupiny jamek nebo jiných těžebních zařízení. Vývojáři, s využitím terminologie běžné v ropných dělníkech, obvykle věří, že každý objekt je vyvinut svými dobře. Je třeba zdůraznit, že samotná příroda nevytváří rozvojové objekty - vyznačují se lidmi, které rozvíjejí pole. Jeden, několik nebo všechny vrstvy vkladů mohou být zahrnuty do vývojového objektu.

Hlavní rysy vývojového objektu - přítomnost rezervy průmyslových olejů a specifická skupina studních v tomto zařízení, s jakou je vyvinuta. Zároveň je nemožné argumentovat opak, protože stejné studny mohou být vyvinuty různé předměty pomocí technických prostředků pro současně oddělenou operaci. Hlavní faktory jsou:

Geologické a fyzikální vlastnosti formace;

Obnovitelné zásoby ropy, milion tun.

Tloušťka, m.

Permeabilita, 10 ~ 3mkm2

Viskozita oleje - Z Kthi, .1U-3 P 3 PA-S

Vývojové objekty jsou někdy rozděleny do následujících typů: nezávislé, tj. Vyvinuté v této době, a vratné, tj. Ten, který bude vyvinut studny působícími v tomto období dalším předmětem.

6. Pojmenujte hlavní faktory ovlivňující alokaci rozvojových objektů. Jak bylo ovlivněno geologickými a fyzikálními vlastnostmi sběratelských plemen na výběr vývojových objektů.

Faktory ovlivňující alokaci rozvojových objektů

1. Geologické a fyzikální vlastnosti plemen sběrače ropy a plynu.

Rozdílně se liší v permeabilitě, obecné a účinné tloušťce, jakož i nehomogenity vrstev v mnoha případech, nevšímavě se rozvíjejícím jako jeden objekt, protože se mohou významně lišit v produktivitě, zásobníku, zásobníku v procesu jejich vývoje, a tím i metodami provozu Wells, zásob ropy. A změna vodotěsných výrobků. Pro různé oblasti v této oblasti mohou být různé jamky účinné, různé jamky jamek mohou být účinné, takže je nevhodné kombinovat takové vrstvy do jednoho objektu. Ve vysoce nehomogenních vertikálních útvarech, které mají oddělené nízko propustné visací zámky, které nemají rádi s vysokým sníhým, je obtížné zajistit přijatelné pokrytí horizontu dopadem vertikální v důsledku skutečnosti, že v aktivním rozvoji jsou zahrnuty pouze high-pixed propellar a s nízkým propustným hodnotitelstvím není vystaveno agentu nádrže (voda, plyn). Za účelem zvýšení pokrytí těchto vrstev se snaží jejich rozdělit na několik objektů.

2. Fyzikálně-chemické vlastnosti oleje a plynu.

Důležité při alokaci vývojových zařízení mají olejové vlastnosti. Vrstvy s významnou řadou viskozity oleje mohou být nevhodné kombinovat do jednoho objektu, protože mohou být vyvinuty za použití různých technologií extrakce oleje od podloží s různým umístěním a hustotou ok. Vytvořil jiný obsah parafínu, sulfidu vodíku, cenných uhlovodíkových komponent, průmyslová údržba jiných minerálů může také způsobit nemožnost společného vývoje nádrží jako jediného předmětu v důsledku potřeby používat v podstatě různé technologie pro extrakci oleje a jiných minerálů nádrže.

3. Fázový stav uhlovodíků a režim vrstev.

4. Podmínky pro řízení procesu vzniku ropných polí.

5. Technika a technologie využívání studní.

Může existovat četné technické a technologické důvody, které vedou k vhodnosti nebo nevhodnosti používání individuálních možností přidělení objektů. Pokud například z jamek provozuje nějaký druh zásobníku nebo skupiny vrstev přidělených do vývojových objektů, má být vybráno tak významné průtokové rychlosti, které budou limit pro moderní studny. Proto bude další konsolidace objektů nemožné pro technický důvod nemožné.

Závěrem by měl znovu zdůraznit, že vliv každého z uvedených faktorů na výběr rozvojových objektů by měl být nejprve podroben technologické a technické a ekonomické analýze a až poté, co může rozhodnout o přidělování rozvojových objektů.

7. Vliv fyzikálně-chemických vlastností oleje a plynu přidělit vývojové objekty. Proveditelnost kombinování do jednoho předmětu tvorby s významnou řadou viskozity oleje.

Důležité při alokaci vývojových zařízení mají olejové vlastnosti.

Vrstvy s významnou řadou viskozity oleje mohou být nevhodné kombinovat do jednoho objektu, protože mohou být vyvinuty za použití různých technologií extrakce oleje od podloží s různým umístěním a hustotou ok.

Vytvořil jiný obsah parafínu, sulfidu vodíku, cenných uhlovodíkových komponent, průmyslová údržba jiných minerálů může také způsobit nemožnost společného vývoje nádrží jako jediného předmětu v důsledku potřeby používat v podstatě různé technologie pro extrakci oleje a jiných minerálů nádrže.

Je nemožné kombinovat v jednom objektu čistě olejový zásobník a olejový zásobník s plynovým uzávěrem. Kombinace těchto vrstev do jednoho objektu je nevhodná, protože vývoj každého z nich vyžaduje různé umístění jamek a technologií pro extrakci oleje a plynu.

Nezávislé designové objekty mohou být vrstvy, které mají významnou tloušťku s výkonnými nepropustnými sekcemi. S malou tloušťkou vrstev a přítomností fúzních zón, komplikující oddělenou injekci vody v každém zásobníku a regulaci vývojových procesů, jsou vrstvy kombinovány do jediného provozního objektu. Když jsou rozvojové objekty přiděleny, měly by být zohledněny následující faktory:

1. Geologické a fyzikální vlastnosti plemen sběrače ropy a plynu. V jednom konstrukčním objektu je možné zahrnout nádrže, které mají podobné litologické charakteristiky a sběratelské vlastnosti skálů produktivních zásobníků, hodnoty počátečního tlaku zásobníku a shodují se z hlediska oblasti olejnatosti. Špatně odlišná propustnost, obecná a účinná tloušťka, stejně jako počáteční tlak zásobníku, vrstvy jsou nevhodné kombinovat do jednoho objektu. Vrstvy vysoce odlišné v oblasti a nehomogenitě vrstvy vrstvy, nevhodně kombinují vývoj v jednom objektu.

Vrstvy, které se liší významně liší v tlaku produktivity a zásobníku, se liší ve způsobech vývoje, rychlosti vývoje, rychlosti zásob ropy a změnou přívodu vodních produktů, takže zahrnutí z nich v jednom vývojovém objektu bude nevyhnutelně vést ke snížení V regeneraci ropy jako celku na objektu.

V procesu vyvíjení multidimenzionálních provozních zařízení olejových polí bylo pozorováno, že průměrný koeficient produktivity CPPS provozuje několik vrstev dohromady menší než množství CPS průměrné dobře-produktivity koeficienty provozující stejné vrstvy odděleně. Fyzická podstata tohoto fenoménu není dostatečně studována. Řada výzkumných pracovníků se domnívají, že snížení produktivity dochází v důsledku tekutých toků mezi tvorbou, jiní vysvětlují ztráty v důsledku hydraulických odporů ve vědě, někteří výzkumníci vysvětlují tento vzájemný vliv vykořisťovaných formací.

Pokud se do jednoho provozního objektu spojí velký počet zásobníků, maximální hodnota snížení koeficientu produktivity jamek během společného provozu vrstev ve srovnání se samostatným dosáhne 35-45%.

2. Fyzikálně-chemické vlastnosti oleje, vody a plynu. Katalogy obsahující olej s nerovnými vlastnostmi, například viskozitou, je nepraktické sloučit do jednoho vývoje, protože je nutné použít různé technologie pro jejich extrakci výrobků, které vyžadují jiný lokalizační systém a různou hustotu mřížky.

Fyzikálně-chemické vlastnosti vodních vod má významný význam při výběru objektů. Například vstřikování vody do zásobníku obsahující nádržku vody určité kompozice může způsobit chemické reakce v důsledku toho, jejichž podmínky filtrace kapalin jsou horší.

3. Fázový stav uhlovodíků a režimů vrstev. Například je nemožné kombinovat čistě olejový zásobník a nádrž olejovou nádržku s plynovým uzávěrem. Kombinace těchto vrstev do jednoho objektu je nevhodná, protože vývoj každého z nich vyžaduje různé umístění jamek a technologií pro extrakci oleje a plynu.

4. Schopnost ovládat vývojový proces (spousta vrstev kombinovat v jednom objektu nevhodně)

5. Vývoj technologií I. technika technologie Provoz wells (pokud jsou vrstvy ziskově vyvinuty samostatně, pak jsou nepraktické kombinovat je)

Proveditelnost kombinování vrstev do jednoho předmětu provozu, předem instalované podle převedených geologických prvků, je dále objasněna technologickou analýzou a proveditelností ekonomických výpočtů.

Jedním z nejnovějších úspěchů v technikové a výrobní technologii je technologie současně odděleného vykořisťování (rudy) formace. Použití takové technologie umožňuje kombinovat důstojnost nesouhlasu rozvojových objektů s výhodami společného provozu tvorby. S touto technologií může studna vyrábět olej ze dvou objektů zároveň, poskytovat každou z objektů optimální vliv na tento objekt. Ztráta extrahovatelných rezerv se tedy nevyskytuje a ziskovost procesu se zvyšuje snížením množství nezbytných jamek.

Současně je nejúspornější modifikace ODE nejekonomičtější, když se směs tekutin vyrobených ze dvou objektů vyskytuje v jedné hadičky v dobře. Tato modifikace však komplikuje proces řízení vývoje jednotlivých předmětů a navíc nepoužije se s významnými rozdíly ve fyzikálně-chemických vlastnostech zásobenkových tekutin. Dvoulůžkový design umožňuje používat jednu studnu pro plně oddělenou produkci uhlovodíků ze dvou objektů v různých NKTS. Také rozvíjet technologie ve stejné časově oddělené injekci.

8. Účinek na výběr objektů pro vývoj fázového stavu uhlovodíků a režim vrstvy. Jaké fázové státy mají ve formaci HC. Jméno Vrstvy Pracovní režimy.

Různé vrstvy, které se vyskytují relativně blízko sebe navzájem vertikální a mají podobné geologické a fyzikální vlastnosti, v některých případech se děje nevhodné se sjednotit v jednom objektu v důsledku různých fázových stavů zásobníku uhlovodíků a režimu vrstev. Pokud je-li v jedné vrstvě existuje významný plynový uzávěr, a druhý je vyvíjen s přirozeně elastickým režimem, pak jejich integrace do jednoho objektu může být nevhodná, protože budou vyžadovat různé umístění a počet jamek, stejně jako různé ropy a Technologie extrakce plynu.

Klasifikace vkladů podle fázového stavu

V počátečním stavu fáze a složení hlavních uhlovodíkových sloučenin v hlubinách usazenin se rozdělí do jednofázové a dvoufázové.

Jednofázové vklady zahrnují:

a) Olejové usazeniny určené pro kolektory obsahující olej nasycený v různých stupních plynu;

b) plynové nebo plynové usazeniny, určené pro kolektory, obsahující plyn nebo plyn s uhlovodíkovým kondenzátem.

Dvoufázové usazeniny zahrnují usazeniny určené pro sběratele zásobníků obsahujících olej s rozpuštěným plynem a plynovým plynem nad olejem (olejová vklad s plynovým uzávěrem nebo plynu s olejovým sprinklerem). V některých případech může bezplatné plynové usazeniny obsahovat uhlovodíkovou kondenzátu. Ve vztahu k objemu ropy nasycené části vkladu na objem všech vkladů ( v n \u003d v n / v H + VR) jsou dvoufázové usazeniny rozděleny do:

a) petrolej s uzávěrem kondenzátu plynu nebo plynu ( v H 0,75);

b) kondenzát plynu nebo plynu (0,50< V н  О,75);

c) kondenzátu oleje a plynu nebo oleje (0,25)< V н  0,50);

d) kondenzát plynu nebo plynu s ropnými pružinami ( v n  0,25).

V závislosti na tom, které zásoby převažují, je plynu nasycený nebo olej nasycená část považována za hlavní provozní předmět ve dvoufázových usazeninách.

Pod režimem tvorby se rozumí povaha projevu hnacích sil, které poskytují propagaci oleje ve tvorbě provozních jamek. Abychom věděli, že provozní režimy jsou nezbytné pro návrh racionálního systému pro rozvoj pole a efektivní využití energie zásobníku, aby se maximalizovala těžba oleje a plynu z podloží.

Rozlišit následující režimy:

1- vodotěsný,

2- elastické a elastické,

Režim 3-plynové ovládání nebo plynu,

4-plynový nebo rozpuštěný plynový režim,

5-gravitační,

6-smíšené.

1) Vodotěsný režim - režim, ve kterém se olej pohybuje v zásobníku do zásobníku pod tlakem okrajů (nebo plantární) vody. Zároveň je vklad naplněn vodou z povrchových zdrojů v množstvích rovná nebo mírně menších množství vybrané kapaliny a plynu z nádrže během jeho vývoje. Ukazatelem rozvojové účinnosti vkladu je koeficientityotdachi - poměr množství oleje extrahovaného z usazenin na obecné (rovnováhy) zásob v nádrži. Tato praxe byla zjištěna, že aktivní vodotěsný režim je nejúčinnější. V tomto případě je možné odstranit 50-70% a někdy více na celkovém množství oleje obsaženého v hlubinách před vývojem vkladu. Koeficient regenerace oleje během režimu vody může být v rozmezí 0,5-0,7 nebo více.

2) Elastický (výfukový) režim - provozní režim vkladu, ve kterém se plastová energie s poklesem tlaku v zásobníku projeví jako elastická expanze tvorby tekutiny a skály. Silné stránky pružnosti tekutiny a skály se mohou projevit v jakémkoliv způsobu provozu vkladu. Proto je pružný režim správnější považovat ne jako nezávislý, ale jako taková fáze režimu vody, když je hlavním zdrojem energetických usazenin, je-li pružnost tekutiny (olej, voda) a skála. Elastická expanze tvorby tekutiny a plemene, protože pokles tlaku by mělo dojít v jakémkoliv způsobu provozu vkladu. Pro aktivní režim vodního režimu a režimy plynu však tento proces hraje sekundární roli. Na rozdíl od vodotěsného režimu závisí tlak nádrže na proudu a na celkových výběrech tekutiny ze zásobníku během režimu prodloužení. Ve srovnání s režimem vody je režim zásobníku provozu tvorby méně účinný. Koeficient regenerace oleje (regenerace oleje) kolísá v rozmezí 0,5-0,6 a

Režim řízení plynu (nebo režim plynového uzávěru) je režimem provozu tvorby, když hlavní energie, podpora oleje, je tlak hlavy plynu. V tomto případě je olej přemístěn k dobře pod tlakem rozšiřujícího se plynu, který je ve volném stavu ve vysoké části tvorby. Na rozdíl od režimu vody (pokud je olej přemístěn vodou z nízkých částí usazenin) během režimu plynového tlaku, naopak, plynu vypouští olej od zvýšeného na nízké části usazenin. Vývojová účinnost vkladu v tomto případě závisí na poměru velikosti plynu a povaze struktury vkladu. Příznivé podmínky pro nejúčinnější projev takového režimu - vysoce propustnost kolektorů (zejména vertikálních, vhodných), velkých úhlů sklonu plastu a malou viskozitu oleje. Pokud jde o olej ze zásobníku a snižování tlaku zásobníku v oleji -Saturovaná zóna se rozšiřuje, a plynový olej v redukované části vrstvy na porážku jamek. Zároveň se plyn rozbije na wells, který se nachází v blízkosti plynové pěchoty. Výstup víčko plynu a plynu, stejně jako provoz jamek s vysokým průtokem, je nepřijatelný, protože plynové průlom vede k nekontrolované spotřebě energie plynu při snižování přílivu oleje. Proto je nutné provést trvalou kontrolu nad prací jamek umístěných v blízkosti plynového uzávěru, a v případě prudkého zvýšení plynu, vznikající z jamky s olejem, omezit jejich průtok nebo dokonce zastavit využívání jamek. Koeficient regenerace oleje pro usazeniny oleje s plynovým tlakem se liší v rozmezí 0,5-0,6. Pro zvýšení do zvýšené části usazenin (v plynovém uzávěru) se injikuje z povrchu plynu, což vám umožní udržovat a někdy obnovit energii plynu do usazenin.

Režim rozpuštěného plynu je provozní režim vkladu, ve kterém je olej zatlačen nádržkou do vypouštění jamek pod působením energie bublin expandujícího plynu během separace z oleje. V tomto režimu je hlavní hnací silou plyn rozpuštěný v oleji nebo se rozptýlenou ve vrstvě ve formě nejmenších bublin. Vzhledem k tomu, že je kapalina zvolena, tlak nádrže se sníží, plynové bubliny zvyšují objem a přesuňte se na nejnižší tlakové zóny, tj. Na jatky, fascinující s nimi a olejem. Změna rovnováhy ve formaci během tohoto režimu závisí na celkovém výběru oleje a plynu z tvorby. Indikátor účinnosti vývoje vkladů pod plynnými režimy je faktor plynu nebo objem plynu, ke kterému dochází na každé tunu oleje extrahovaného z tvorby. Koeficient regenerace oleje je 0,2-0,4.

Gravitační režim - provozní režim vkladu, ve kterém se pohyb oleje na nádržku na jatky dochází v důsledku gravitace samotného oleje. Gravitační režim se projevuje, když tlak v nádrži poklesl na minimum, neexistuje žádný tlak na obrys vody, plyn energie je zcela vyčerpána. Pokud má zároveň vklad strmé úhel pádu, pak budou tyto jamky, které odhalily zásobník v křídle, nízké zóny budou produktivní. Koeficient regenerace oleje v gravitačním režimu se obvykle pohybuje od 0,1-0,2.

Smíšený režim - provozní režim vkladu, když je znatelně současný působení dvou nebo více různých zdrojů energie.

9. Vysvětlete podmínky pro řízení vývoje ropných polí, v závislosti na počtu zásobníků a liplastů v jednom objektu. Stejně jako technicky je technologicky monitorován pohybem olejových úseků a činidlem vytlačováním.

Řízení procesu rozvoje rozvoje (vedení nádrže).

Vývoj a provoz se vztahuje na dobu od konce průzkumu, dokud není vklad odstraněn. Toto období je "životní cyklus" vkladu. Společnost zabývající se vývojem pole by měla aktivně spravovat tento proces, aby ji optimalizoval. Řízení procesu rozvojem v terénu je tedy základním kamenem, který zahrnuje vývoj a rozhodování týkající se celého komplexu práce na pracovním oboru. Hlavním úkolem managementu je maximalizovat ekonomickou efektivitu vývoje a provozu vkladu v celém svém životním cyklu. Pro dosažení nejlepších výsledků by mělo být provedeno řízení procesu vývoje s přihlédnutím k přijetí všech hlavních faktorů. Takový přístup zajistí optimální řešení a přizpůsobení procesu vývoje a výroby ve všech fázích provozu pole. Například místní úkol zvyšující se výroby z několika samostatných jamek by neměl být vložen do separace následků takového zvýšení integrálních ukazatelů těžby ropy v celém oboru. Jako další příklad je možné situaci přivést, když změny v daních nebo cenách ropy mohou provádět operaci některých jamek nerentabilní. Nicméně, navzdory tomu konečné rozhodnutí zastavit tyto jamky je náležitě odebráno pouze po stanovení účinku jejich zastavení o účinnosti těžby ropy v terénu jako celku. Definice optimální strategie rozvoje a provozu vyžaduje komplexní a průběžný výzkumný výzkum. Mezi tyto studie patří vytváření (objasnění) geologického modelu oblasti, studium studny a vlastností kolektoru a konečně výstavba rozvojových a výrobních systémů, které zajišťují největší investiční účinnost. Komplexní optimalizace rozvoje oboru vyžaduje vytvoření trvalého modelu vývoje, na jejichž základě by měla být geologická a inženýrská podpora prováděna celou oblastí výrobní činnosti.

Čím větší je tvorba a meče začleněny do jednoho objektu, skutečnost technicky a je technologicky obtížnější sledovat pohyb separací oleje a přiřazovacím činidlem (vodní oběžné kolo a plynárenství) v oddělených formacích a mečích, to je obtížnější provádět samostatné účinky na jezdce a extrahuje ropu a plyn z nich. Je těžší měnit míry rozvojových zásobníků a provizí. Zhoršení podmínek pro správu vkladů vede ke snížení regenerace ropy.

Ropná pole jsou vrstvy a zonal-non-domácí mnohostranné vývojové objekty, které jsou charakterizovány komplexní geologickou strukturou. V tomto ohledu je nesmírně důležité organizovat účinnou kontrolu nad výrobou zásob ropy, která zahrnuje kontrolu nad propagací injikované vody podél rozvodné oblasti kolektorů, pro poskytování ICP, stupeň oleje pro olej Z nádrží, technický stav jamek a teplotního režimu vkladu. Řešení těchto úkolů se provádí prováděním komplexu průmyslových hydrodynamických studií (PGI), laboratorních měření (LE) a terénních geofyzikálních studií (GIS).

Geologické a komerční metody

Geologické a komerční studie se provádějí za účelem kontroly průtoku, injekvivitivitivy jamek, vodotěsnosti výrobků, změna kompozice oleje, přidružené vodě, injikované tekutiny. Tyto práce se provádějí na komerčních podmínkách pracovníků v ropných polích, laboratoře workshopů výzkumných a průmyslových prací NGDU.

Následující práce se provádějí při extrakčních studních:

Měření průtoku tekutiny a plynu;

Vzorkování a definice výrobků;

Výběr hloubky a povrchových vzorků oleje a vody pro chemickou analýzu;

Měření pufru a zlověstného tlaku.

Výběr hloubky a povrchových vzorků oleje, jakož i výběr plynu na laboratorní chemickou analýzu se provádí každoročně na speciálních jamkách, jehož číslo je 10% operačního fondu. Analýza těchto dat umožňuje sledovat charakter změny parametrů plastového oleje během procesu vývoje. Výběr vzorků vody přicházejícím spolu s vyráběnou olejem, se provádí v celém nadaci nábřeží jednou za čtvrtletí. Získaná data se používají k stanovení důvodů z důvodů jamek v procesu geologické analýzy rybolovu.

V NGDU jsou pravidelně analýzy přidružené vody, chemické analýzy testů odběru vzorků oleje, plynu a hloubky. Pro vzorkování se používají vzorkovače hloubky. Vypouštění jamek se provádí na injekčních jamkách. V dílnách PPD se teplota provádí a definují EFC injikovanou vodou.

Hydrodynamické metody

Důležité informace o stavu vkladů lze získat během hydrodynamických studií. Hydrodynamické studie zahrnují komplex prací na kontrole energetického stavu děrovaných zásobníků, pro změnu hydrodynamických parametrů při změně provozu jamek (hydrowancer, propustnost, koeficient produktivity). Definice koeficientu produktivity musí být prováděna v extrakčních a výtlačných studních na indikátoru křivkách nebo tlakových křivkách, jednou za dva roky, studium v \u200b\u200bhlubinných debiterech a průtokoměrech - jednou ročně. Podle měření zásobníku je tlak zdolaku čtvrtletní mapa ISOBAR. Měření tlaku dna na staré studny nadaci jsou provedena jednou v polovině, v novém - jednou za čtvrtinu. Za účelem stanovení hydraulické a piezogonduction se provádějí zaměnitelné studie s použitím tlakových vln.

Následující typy práce se konají:

V době těžby

Studie s stálým filtračním režimem a stanovením hydraulikace, piezokonduction, koeficient produktivity;

Opatření RPL (NST), Rzab (Ndin);

Legitometrie, hydrogenská;

Definice TPL;

Vyjmutí grafů indikátorů;

O injekčních studních -

Studie při instalaci a odinstalaci filtračního režimu;

Stanovení křivky poklesu tlaku;

Opatření RPL, RBF, TPL;

Spotřební zboží.

V piezometrických studních

Měření ZPL (NST);

Vzorkovací kapalina;

Termometrie.

V kontrolních jamkách (neforované) -

Termometrie;

Stanovení ropoviny ropy geofyzikálními metodami.

Poslat svou dobrou práci ve znalostní bázi je jednoduchá. Použijte níže uvedený formulář

Studenti, absolventi studenti, mladí vědci, kteří používají znalostní základnu ve studiu a práce, budou vám velmi vděční.

Publikováno na http://www.allbest.ru/

Federální agentura pro vzdělávání

Stát Vzdělávací instituce vyššího odborného vzdělávání

Permian. Státní technická univerzita

oddělení Vývoj ropných a plynových polí

Test

Disciplína: "Vývoj ropných a plynových polí"

Možnost číslo 27.

"Hlavní ukazatele vývoje ropného pole"

Úvod

1. Geologická část. Obecné informace o poloze; stratigrafie; tektonika; litologie; potenciál oleje a plynu; struktura a vlastnosti kolektoru produktivních zásobníků; Vlastnosti zásobníků kapalin (olej, plyn, voda); Energetické vlastnosti vkladů; Informace o zásobách ropy a plynu.

2. Technická a technologická část. Obecné charakteristiky dokumentu projektu. Analýza stavu vývoje na základě porovnání skutečných a konstrukčních ukazatelů vývoje. Výpočet perspektivního plánu pro produkci ropy na příštích pěti letech.

Výpočet ukazatelů olejových a plynových polí

Vyhodnocení koeficientu těžby oleje pomocí multidimenzionálních metod regresní analýzy (závislosti v omlouvání) pro terrigenní sběratele během režimu vodního vody:

KIN \u003d 0,195-0.0078μO + 0,082? GK + 0.00146to + 0.0039H + 0,180KP - 0,054 nvnz + 0,275sn - 0.00086s.

KIN \u003d 0,195-0.0078 * 1 + 0,082 * LG0,124 + 0,00146 * 24 + 0,0039 * 11.3 + 0,180 * 0,88-0,054 * 0,88-0,054 * 0,88-0,054 x 0,9 + 0,275 * 0,81-0, 00086 * 25 \u003d 0,503

Zde je relativní viskozita - Poměr viskozity oleje na viskozitu posuvného činidla (voda).

K. - Průměrná propustnost tvorby v ICM2,

nA - Počáteční teplota zásobníku v C,

h. - Průměrný účinný olej nasycená tloušťka formace v m,

Kp. - Koeficient písku v jednotných akcií

Nvnz. - Poměr rovnovážných zásob oleje ve vodním oběžném kole do rovnováhy rezervy celého vkladu v akciích jednotky, \\ t

Sn. - Počáteční nasycení oleje tvorby v frakcích jednotky,

S. - Hustota jamek jamek je vyjádřena přes postoj celkové plochy vkladu na počet všech jamek pro provoz wells, ha / SE.

1. Charakteristika hlavních ukazatelů vývoje ropného pole

zemní plynový plyn

Hlavními technologickými ukazateli charakterizující proces vývoje oleje (vklady) zahrnují: roční a akumulovaný olej, kapalina, plyn; Roční a akumulovaná injekce činidla (voda); Záplavy vyrobených výrobků; Výběr ropy z obnovitelných rezerv; Fond důlních a výbojů; Tempo odběru vzorků oleje; kompenzace výběru kapaliny vstřikování vody; Koeficient sektoru ropy; Debet jamek pro olej a tekutinu; Drilting wells; Tlakový tlak atd.

Podle metody Lysenko V.D. Jsou určeny následující ukazatele a jsou redukovány na tabulku č. 1:

1. Výroční produkce ropy (Qt) a 2. Počet důlních studen (NT) těžby a injekce:

kde t je sekvenční číslo odhadovaného roku (t \u003d 1, 2, 3, 4, 5); Q0 - Produkce ropy za rok předcházející vypořádání, v našem příkladu po dobu 10 let; E \u003d 2,718 - základ přírodních logaritmů; QoS - Zbytkové zpětně získatelné zásoby oleje na začátku výpočtu (rozdíl mezi počátečními odnímatelnými rezervy a akumulovanou produkcí oleje na začátku odhadovaného roku, v našem příkladu po dobu 10 let).

n0 - počet jamek na začátku odhadovaného roku; Průměrný životnost studny; Při absenci skutečných dat na t, je možné přijmout normativní termín odpisu studny (15 let).

3. Roční tempo výběru ropy T - poměr roční produkce ropy (QT) na počáteční extrahované zásoby oleje (QIS):

t spodní \u003d qt / q

4. Roční tempo odběru vzorků oleje proti reziduálnímu (proudovým) extrahovaným zásobám - poměr roční produkce ropy (QT) do reziduálních rezerv (QoS):

t iz \u003d qt / qo

5. Produkce oleje od začátku vývoje (akumulovaný výběr oleje (QNAK):

Množství výročního výběru ropy pro běžný rok.

6. Výběr oleje z počátečních zpětných rezervací - poměr akumulovaného výběru oleje (Qnak) K (Q NI):

CQ \u003d QNAK / Q

7. Vratný koeficient oleje (příbuzní) nebo regenerace oleje - poměr akumulovaného výběru oleje (QNAK) do počátečního geologického nebo rovnováhy (QBL):

Kin \u003d qnak / qbal

8. Těžba kapalin pro rok (Množství). Roční výroba tekutin pro dlouhodobou období může být přijata na úrovni, která byla skutečně dosažena po dobu 10. ročníku.

9. Dvojitá kapalina od počátku vývoje (množství) - množství ročních výběru tekutiny pro běžný rok.

10. Průměrné roční vodotěsné produkty (W) je poměr roční produkce vody (QW) na roční výrobu tekutin (množství):

11. Injekce vody pro rok (Quac) po dlouhou dobu je prováděna v objemech, které zajišťují akumulovanou kompenzaci výběru tekutin pro 15 vývoje v množství 110-120%.

12. Injekce vody od začátku vývoje QC je množství ročního stahování vody pro běžný rok.

13. Kompenzace výběru tekutin čerpáním vody pro rok (proud) - rating roční injekce vody (QC) na roční produkci tekutiny (množství):

Kg \u003d Quack / Quick

14. Kompenzace pro výběr vstřikování vody z počátku vývoje (akumulovaná kompenzace) - poměr akumulované vstřikování vody (QC) na akumulovaný výběr tekutin (množství):

Knak \u003d QC / QUICK

15. Výroba plynu souvisejícího s ropou pro rok je určen vynásobením ročního produkce ropy (Qt) na faktor plynu:

qgaz \u003d qt.gf.

16. Těžba plynu souvisejícího s ropou od počátku vývoje - množství výběru plynu.

17. Průměrný roční průtokový průtok na ropu je poměr roční produkce ropy (QG) na průměrný roční počet těžebních studní (NDB) a počet dní v roce (TG), s přihlédnutím k Provozní koeficient důlních studní (CE):

qskv.d. \u003d Qd / ndb tg ce.d,

kde Ke.d se rovná přístupu dnů (den), který pracoval všemi těžebními studny během kalendářního roku na počet těchto studní a počet kalendářních dnů (den) ročně.

18. Průměrný roční průtok jednotné výroby dobře v tekutině je poměr roční produkce (množství) na průměrný roční počet těžebních studní (NDB) a počet dní v roce (TG), s přihlédnutím k Provozní koeficient extrakčních studní (CE):

19. Průměrná roční bohatost jedné injekce je poměr roční injekce vody (quack) na průměrný roční počet injekčních jamek (nNA) a počet dní v roce (TG), s přihlédnutím k operačnímu koeficientu injekčních studen (CE.N):

qsv.n. \u003d QC / NNA TG KE.N,

kde Kee. Se rovná přístupu dnů, které vynaložené všemi výbojovými studními v průběhu kalendářního roku k počtu těchto studní a počet kalendářních dnů ročně.

20. Tlak nádrže pro 20. ročník vývoje má tendenci snížit, pokud je kumulovaná kompenzace nižší než 120%; Pokud se kumulovaná kompenzace v rozmezí od 120 do 150%, je tlak nádrže blízko nebo rovna počátečnímu; Pokud je akumulovaná kompenzace vyšší než 150%, pak se tlak nádrže má tendenci zvýšit a může být vyšší než počáteční.

Plán vývoje vkladů je prezentován na histogramu.

Výpočet akcií zemního plynu podle vzorce a výpočtu zpětně získatelných zásob s grafickou metodou

Způsob Extrapolace grafu Q ZAP \u003d F (PSR (T)) do osy abscisy určuje zpětné zásoby plynu nebo pomocí poměru:

kde Q zap. - počáteční extrahovatelné zásoby plynu, miliony m3;

Qdob (t) - Výroba plynu od počátku vývoje po určitou dobu (například po dobu 5 let) je uvedena v dodatku 4, M3;

Pnach. - Tlak v počátečních ložiscích, MPA;

PSR (t) - Vážený průměrný tlak na vklad na dobu extrakce objemu plynu (například po dobu 5 let), PSR (t) \u003d 0,9 rnach., MPA;

nC a CP (t) - Změny odchylky vlastností reálného plynu podle zákona Mariott Boyle z vlastností ideálních plynů (respektive pro tlak PNAC a PSR (T)). Tento pozměňovací návrh je stejný

Koeficient supercondity plynu je určen experimentálními křivkami hnědého Katz. Pro zjednodušení výpočtů je obvykle akceptován Znach \u003d 0,65, ZR (T) \u003d 0,66, jejichž hodnota odpovídá tlaku PSR (t); Pro výpočet akceptujeme KGO \u003d 0,8.

Název indikátoru	Označení	Hodnota	Jednotky
Primární zásobník tlaku
Výběr plynu po dobu 5 let	W.Qgaza.
Přijatý součinitel plynu
Odstraněny zásoby gáz	PROTI. Extrahovaný plyn
Zůstatkové rezervace Gazy	Q.míč gaza.
Průměrný roční tempo výběru plynu	Tgaz.
Trvání vývoje

Závěry založené na výpočtech.

Maximum Roční produkce ropy bylo dosaženo již desátého vývoje a je rovna 402 tisíc tun. Akumulovaná produkce oleje za poslední odhadovaný rok vývoje je 3013,4 tisíc tun, což je 31,63% počátečních zpětně získatelných rezerv; KIN za poslední odhadovaný rok - 0,14 dolarů. Jednotky; Maximální roční tempo odběru vzorků oleje z počátečních zpětných rezerv je 4,219%, poslední odhadovaný rok je 0,38%; Výroba výroby - 92%; Roční vstřikování vody - 550 tisíc m3; Kompenzace kapaliny vstřikování vody je proudová a akumulovaná, jsou 123.18 a 121,75%; Mid-tekuté výrobní kotouče na oleji a kapalině jsou stejné, respektive - 16,4 a 26,2 tun / den; Průměrná bohatost jedné injekce dobře - 111,67 m3 / den; Současný tlak zásobníku je 20 MPa, který je pod počátečním 4,4 MPa. Zohlednění předmětu je ve čtvrté fázi vývoje.

Vyvážení (geologické) zásoby plynů se rovnají 23123,1 milionu M3, extrahovaných zásob plynu 18498,487 milionu m3. Průměrná roční míra výběru plynu je 2,23%. Doba trvání rozvoje vkladů plynu je 44 let.

Publikováno na allbest.ru.

...

Podobné dokumenty

Geologická struktura ropného pole. Hloubka výskytu, básla a geologické a fyzikální vlastnosti zásobníku 1bs9. Studium dynamiky svazků a objemu výroby oleje. Analýza rozvojových ukazatelů a energetického stavu tvorby.

vyšetření, přidané 11/27/2013

Geologické a fyzikální vlastnosti vkladu Wahskoye. Vlastnosti a složení oleje, plynu a vody. Analýza dynamiky výroby, struktura vrtů a ukazatele jejich provozu. Výpočet hospodářské efektivity technologické varianty vývoje.

diplomová práce, přidána 05/21/2015

Obecný popis a geologické a fyzikální vlastnosti vkladu, analýzy a fází jeho vývoje, použité technologie výroby ropy a zařízení. Aktivity pro intenzifikaci tohoto procesu a hodnocení jeho praktické účinnosti.

diplomová práce, přidaná 11.06.2014

Fyzikálně-chemické vlastnosti oleje a plynu. Otevření a příprava hřídele pole. Vlastnosti vývoje tepelného metody olejové pole. Vrcholky. Návrh a výběr instalace ventilátoru hlavního větrání.

diplomová práce, přidána 06/10/2014

Charakteristika geologické struktury ropného pole. Kolektivní vlastnosti produktivních zásobníků a jejich nehomogenity. Fyzikálně-chemické vlastnosti zásobníků kapalin, oleje, plynu a vody. Základy vyvíjející s nízkými produktivních jílových kolektorů.

praktická zpráva přidaná 30.09.2014

Vyšetřování sběrného a separačního systému před a po rekonstrukci pole. Metody produkce oleje a provozní podmínky olejového pole. Hydraulický výpočet potrubí. Určení nákladů na generální opravu ropných studní.

kurz, Přidáno 04/03/2015

Základní pojmy rozvoje ropných a plynových oborů. Analýza metod dopadu na olejový zásobník na středním poli Mid-Assekinsky. Doporučení pro zvýšení koeficientu těžby ropy a volba optimálního způsobu výroby.

práce kurzu, přidáno 03/21/2012

Geologické a fyzikální vlastnosti ropného pole. Hlavní parametry formace. Fyzikálně-chemické vlastnosti zásobníků kapalin. Charakteristika studní a proudových průtoků. Výpočet technologických ukazatelů vývoje. Analýza vývoje zásobníků.

kurz, přidáno 07/27/2015

Geologické a fyzikální vlastnosti Kravtsovskyho vkladu. Analýza současného stavu a účinnosti aplikované rozvojové technologie. Výběr a odůvodnění způsobu mechanizované těžby. Základní požadavky na intravenózní vybavení.

diplomová práce, přidána 04/18/2015

Analýza současného a vydávání doporučení pro regulaci procesu vzniku vrstvy olejového pole. Geologická a rybolovná charakteristika stavu vkladu, olejového a plynového lektvaru obzorů. Výpočet ekonomické efektivnosti vývoje zásobníku.

Vývoj se provádí na základě návrhu zkušební operace, technologického schématu průmyslového nebo pilotního průmyslového rozvoje, vývojového projektu. Při návrhu vývoje na základě této inteligence a zkušební operace, podmínky, za kterých bude provozní operace provozována: jeho geologická struktura, vlastnosti kolektoru hornin, fyzikálně-chemické vlastnosti tekutin, saturace skalní vody , plyn, olej, zásobník, teplota atd. Vzhledem k těmto údajům, s pomocí hydrodynamických výpočtů, technické ukazatele provozu vkladu na různé varianty rozvojového systému, vytvářejí ekonomický odhad možností a zvolte optimální.

Rozvojové systémy poskytují: přidělení vývojových objektů, posloupnost vstupů objektů až po vývoj, tempo rozvíjejících se vkladů, způsobů dopadu na produktivní vrstvy, aby se maximalizovala těžba oleje; číslo, poměr, umístění a uvedení do provozu těžby, injekční, kontrolní a rezervní jamky; jejich pracovní režim; Metody regulačních vývojových procesů; Opatření na ochranu životního prostředí. Rozvojový systém přijatý pro konkrétní vklad předurčuje technické a ekonomické ukazatele - průtok, změna času, koeficient obnovy ropy, kapitálové investice, náklady na 1 tuny ropy a další. Systém pro rozvoj ropy poskytuje danou úroveň ropy a souvisejícího plynu s optimálními technickými a ekonomickými ukazateli, účinnou ochranou životního prostředí.

Hlavními parametry charakterizujícím vývojový systém: poměr oblasti obsahu oleje k počtu všech výbojů a těžebních jamek (hustota mřížky), poměr extrahovaných zásob ropných usazenin na počet jamek - zpětně získatelné zásoby na jamku ( účinnost systému rozvoje), poměr počtu injekčních čísel jamek (intenzita zásob); Poměr počtu rezervních jamek vyvrtaných po vstupu do pole rozvíjet, aby se více kompletní těžba ropy (spolehlivost rozvojového systému). Vývojový systém je také charakterizován geometrickými parametry: vzdálenost mezi jamkami a řadami jamek, šířky pásma mezi injekčními jamkami (s blokovými systémy blokových řádků) atd. V rozvojovém systému bez dopadu na nádrž v nízké úrovni -FAT obrys neboles, rovnoměrně čtyřnásobný (čtyřbodový) nebo trojúhelníkový (tříbodový) umístění těžebních jamek; S mobilními obrysy hnízdy, umístění studní zohledňuje formu těchto obrysů. Systémy pro vývoj ropných polí bez dopadu na zásobníku se zřídka používají, vklad je vyvinut s rychlostí. Nejrozšířenější blok-row-silniční záplavy. Vytvořte oblast záplavových systémů se vzdáleností mezi jamkami 400-800 m.

Spolu s výběrem vývojového systému je velmi důležitá volba efektivního vývoje. Systém a technologie jsou v zásadě nezávislé; Se stejným systémem platí různé vývojové technologie. Hlavními technologickými ukazateli procesu vývoje: proudový a akumulovaný olej, voda, voda, kapalina; Tempo vývoje, vodotěsné produkty jamek, tlaku a teploty nádrže, jakož i tyto parametry v charakteristických bodech zásobníku a dobře (na dně a wellness studny, na hranicích prvků atd.); Plynový faktor v samostatných jamkách a v oboru jako celku. Tyto ukazatele se mění v závislosti na vrstvách (povaha vzhledu intra-mosazných sil pohybujících se olejem na porážky jamek) a rozvojové technologie. Důležitým ukazatelem vývoje ropných polí a účinnost použité technologie je aktuální a konečná hodnota regenerace oleje. Dlouhý vývoj ropných polí s elastickým režimem je možný pouze v některých případech, protože Typicky, zásobník v rozvojovém procesu spadá a rozpuštěný plyn vzniká v nádrži. Závěrečný koeficient regenerace ropy ve vývoji v tomto režimu je malý, zřídka dosahuje (s dobrou propustností tvorby a nízkou viskozitu oleje) 0,30-0,35. Pomocí technologie výsadby se konečný koeficient regenerace oleje zvyšuje na 0,55-0,6 (v průměru 0,45-0,5). Se zvýšenou viskozitou oleje (20-50,10 -3 Pa), nepřesahuje 0,3-0,35, a když je viskozita oleje nad 100,10 -3 Pa - 0,1. Továrna za těchto podmínek se stává neúčinným. Pro zvýšení konečné velikosti koeficientu regenerace oleje, technologie se používají na základě fyzikálně-chemických a tepelných způsobů nárazu na nádrž (viz metody tepelné výroby). Ve fyzikálních a chemických metodách se olej používá s rozpouštědly, vysokotlakým plynem, povrchově aktivními látkami, polymerními a micelárními polymerními roztoky, roztoky kyseliny a alkálií. Použití těchto technologií umožňuje snížit napětí na kontakt "kapalina pro přemístění oleje" nebo jej eliminovat (přemístění oleje rozpouštědly), zlepšuje smáčivost hornin s posuvnou kapalinou, zahušťování kapaliny posunutí a tím snížit poměr Viskozita oleje na viskozitu tekutiny, takže způsob vysídlení oleje z vrstev je stabilnější a účinnější. Fyzikálně-chemické způsoby vystavení zásobníku zvyšují regeneraci oleje o 3-5% (povrchově aktivní látky) o 10-15% (polymerní a micelární záplavy), 15-20% (oxid uhličitý). Použití metod přemístění oleje Rozpouštědly teoreticky umožňuje dosáhnout kompletního regenerace oleje. Experimentální práce však odhalila řadu obtížných praktických provádění těchto metod extrakce oleje: sorpce povrchově účinných látek kolektoru média, změna jejich koncentrace, separace kompozic látek (micellar-polymerní továrna), extrakce Pouze plicní uhlovodíky (oxid uhličitý), snižující poměr pokrytí (rozpouštědla a vysokotlaký plyn) a další studie v oblasti termochemických způsobů metod extrakce oleje, se také vyvíjí s kloubním nárazem na teplotní a chemické činidla - termoscomet, termopolymer továrna, použití katalyzátorů pro intra-mosazné reakce atd. Možnosti zvyšování regenerace ropy vrstev tím, že je ovlivňují biochemickými metodami založenými na zavádění bakterií v zásobníku ropy, v důsledku životně důležité aktivity, z nichž jsou látky vytvoření tekutosti a usnadnění těžby oleje.

Ve vývoji ropných polí se rozlišují 4 období: zvýšení, konstantní, ostře padající a pomalu padající produkce oleje (pozdní fázi).

Ve všech fázích vývoje ropných polí, monitoru, analýzy a regulace procesu vývoje bez změny vývoje nebo dílčí změny. Regulace procesu rozvojových olejových polí umožňuje zvýšit účinnost posunutí ropy. Použití vkladu, vyztuzování nebo relaxačního filtračního proudu, mění jejich směr, v důsledku nichž se podílejí na vývoji dříve neodtržených oblastí pole a dochází ke zvýšení tempa odběru oleje, čímž se snižuje výrobu asociovaná voda a zvýšení konečného koeficientu obnovy oleje. Metody regulace vývoje ropných polí: zvýšení dobře produktivity v důsledku snížení spodního tlaku (přenos do mechanizovaného způsobu provozu, zřízení nuceného nebo optimálního režimu dobře); zakázání studní s vysokou šířkou; zvyšování tlaku výboje; další extrakční studny (zálohování) nebo vrácení vrácení jamek z jiných horizontů; Přenos dopředu vstřikování; použití fokální a volební továrny; provádění izolačních prací; vyrovnání profilu přílivu nebo vybavení studny; Náraz na zónu dno pro intenzifikaci přílivu (hydrotrifice zásobníku, perforace hydropaster, léčbu kyselinou); Použití fyzikálně-chemických metod pro zvýšení regenerace oleje zásobníků (injekce do zásobníku kyseliny sírové, povrchově aktivních látek atd.). Vývoj mělkých vazebných zásobníků nasycených s vysokým viskózním olejem, v některých případech prováděných metodou těžby (viz).