Klíčové ukazatele rozvoje oboru. optimální režimy rozvoje a provozu studní

Vývoj probíhá na základě projektu zkušebního provozu, technologického schématu průmyslového nebo pilotního průmyslového vývoje nebo vývojového projektu. Ve vývojovém projektu jsou na základě dat z průzkumu a zkušebního provozu stanoveny podmínky, za kterých bude pole těženo: jeho geologická stavba, ložiskové vlastnosti hornin, fyzikální a chemické vlastnosti tekutin, nasycení hornin vodou, plynem, ropou , tlak v nádrži, teplota atd. Na základě těchto údajů se pomocí hydrodynamických výpočtů stanoví technické ukazatele provozu nádrže pro různé varianty vývojového systému, provede se ekonomické posouzení variant a vybere se optimální.

Vývojové systémy zahrnují: identifikaci rozvojových objektů, posloupnost zařazování objektů do vývoje, rychlost vrtání polí, způsoby ovlivňování produktivních formací s cílem maximalizovat těžbu ropy; počet, poměr, místo a pořadí zprovoznění těžebních, injekčních, kontrolních a rezervních vrtů; jejich provozní režim; metody regulace vývojových procesů; opatření na ochranu životního prostředí. Rozvojový systém přijatý pro konkrétní obor předurčuje technicko-ekonomické ukazatele - průtok, jeho změnu v čase, faktor výtěžnosti ropy, kapitálové investice, náklady na 1 tunu ropy atd. Racionální systém rozvoje ropných polí zajišťuje danou úroveň ropy a souvisejícího plynu s optimálními technickými a ekonomickými ukazateli, efektivní ochrana životního prostředí.

Hlavní parametry charakterizující vývojový systém: poměr ropné plochy pole k počtu všech injektážních a těžebních vrtů (hustota vrtné sítě), poměr vytěžitelných zásob ropy pole k počtu vrty - vytěžitelné zásoby na vrt (efektivita vývojového systému), poměr počtu injektážních vrtů k počtu těžebních vrtů (intenzita těžby zásob); poměr počtu rezervních vrtů vrtaných po uvedení pole do rozvoje za účelem plnější těžby ropy (spolehlivost vývojového systému). Vývojový systém je také charakterizován geometrickými parametry: vzdálenost mezi jamkami a řadami jamek, šířka pásu mezi injekčními jamkami (s blokově-řadovými vývojovými systémy) atd. Ve vývojovém systému bez ovlivnění formace s nízkou- pohyblivý obrys ložiska ropy, jednotné čtyřúhelníkové (čtyřbodové) nebo trojúhelníkové (tříbodové) umístění těžebních vrtů; s pohyblivými obrysy ložisek ropy zohledňuje umístění vrtů tvar těchto obrysů. Systémy pro rozvoj ropných polí bez ovlivnění nádrže se používají zřídka, většinou je pole vyvinuto se zaplavením. Nejpoužívanější je blokové zaplavování v okruhu. Vytvářejí se také plošné záplavové systémy se vzdáleností mezi studnami 400-800 m.

Spolu s volbou vývojového systému je velmi důležitá volba efektivní vývojové technologie. Systém a technologie jsou v zásadě nezávislé; Pro stejný systém se používají různé vývojové technologie. Hlavní technologické ukazatele vývojového procesu: současná a akumulovaná produkce ropy, vody, kapalin; rychlost rozvoje, těžba vody ve studni, tlak a teplota v nádrži, jakož i tyto parametry v charakteristických bodech formace a studny (u dna a ústí vrtu, na hranicích prvků atd.); plynový faktor v jednotlivých vrtech a na poli jako celku. Tyto indikátory se v průběhu času mění v závislosti na režimech tvorby (povaha výskytu sil in-situ, které pohybují ropou na dno vrtů) a vývojové technologii. Důležitým ukazatelem rozvoje ropných polí a efektivity použité technologie je aktuální a konečná hodnota těžby ropy. Dlouhodobý rozvoj ropných polí za elastických podmínek je možný pouze v jednotlivých případech, protože Typicky tlak v zásobníku během vývoje klesá a v zásobníku se objevuje režim rozpuštěného plynu. Konečný faktor výtěžnosti oleje při vývoji v tomto režimu je malý, zřídka dosahuje (při dobré propustnosti formace a nízké viskozitě oleje) hodnoty 0,30-0,35. Při použití technologie zaplavování se konečný faktor výtěžnosti ropy zvyšuje na 0,55-0,6 (v průměru 0,45-0,5). Při zvýšené viskozitě oleje (20-50,10 -3 Pa.s) nepřesahuje 0,3-0,35 a při viskozitě oleje nad 100,10 -3 Pa.s - 0,1. Zavodnění se za těchto podmínek stává neúčinným. Pro zvýšení konečné hodnoty faktoru výtěžnosti ropy se používají technologie, které jsou založeny na fyzikálně-chemických a termických způsobech ovlivňování vzniku (viz Tepelné způsoby výroby). Fyzikálně-chemické metody využívají vytěsňování oleje rozpouštědly, vysokotlakým plynem, povrchově aktivními látkami, roztoky polymerů a micelárních polymerů, roztoky kyselin a zásad. Použití těchto technologií umožňuje snížit nebo eliminovat napětí na kontaktu vytěsňovací tekutiny (vytěsnění ropy rozpouštědly), zlepšit smáčivost hornin vytěsňovací tekutinou, zahustit vytěsňovací tekutinu a tím snížit poměr viskozita oleje na viskozitu kapaliny, díky čemuž je proces vytěsňování oleje z formací stabilnější a efektivnější. Fyzikálně-chemické metody ovlivnění tvorby zvyšují výtěžnost oleje o 3-5% (tenzidy), o 10-15% (polymerní a micelární záplavy), o 15-20% (oxid uhličitý). Použití metod vytěsňování oleje s rozpouštědly teoreticky umožňuje dosáhnout úplné regenerace oleje. Pilotní práce však odhalily řadu úskalí při praktickém zavádění těchto metod těžby ropy: sorpce povrchově aktivních látek prostředím nádrže, změny jejich koncentrace, separace složení látek (zaplavení micelárními polymery), extrakce pouze lehkých uhlovodíků (oxid uhličitý), snížení sweep faktoru (rozpouštědla) a vysokotlaký plyn) atd. Rozvíjí se také výzkum v oblasti termochemických metod těžby ropy za kombinovaného vlivu tepla a chemických činidel na vznik - termo -alkalické, termopolymerní zaplavení, použití in-situ reakčních katalyzátorů atd. Zkoumají se možnosti zvýšení výtěžnosti ropy z formací jejich ovlivněním biochemickými metodami., založené na zavlečení bakterií do ložiska ropy, jako výsledek z jejichž životně důležité činnosti se tvoří látky, které zlepšují tekutost a usnadňují těžbu ropy.

Ve vývoji ropných polí jsou 4 období: rostoucí, konstantní, prudce klesající a pomalu klesající produkce ropy (pozdní fáze).

Ve všech fázích rozvoje ropných polí probíhá kontrola, analýza a regulace procesu rozvoje bez změny systému rozvoje nebo s jeho částečnou změnou. Regulace procesu rozvoje ropných polí umožňuje zvýšit efektivitu vytěsňování ropy. Ovlivněním ložiska se zesilují nebo zeslabují filtrační proudy, mění se jejich směr, v důsledku čehož jsou dříve neodvodněné plochy pole vtahovány do zástavby a zvyšuje se rychlost těžby ropy, klesá produkce související vody a výsledná ropa faktor obnovy se zvyšuje. Způsoby regulace rozvoje ropných polí: zvýšení produktivity vrtů snížením tlaku ve dně (přechod na mechanizovaný způsob provozu, zavedení nuceného nebo optimálního provozního režimu pro vrty); odstavení studní s vysokou vodou; zvýšení výstupního tlaku; dodatečné těžební vrty (rezerva) nebo návrat vrtů z jiných horizontů; přenos čela vstřikování; využití ohniskového a selektivního zaplavování; provádění izolačních prací; vyrovnání přítokového profilu nebo injektivity vrtu; dopad na zónu blízko vrtu pro stimulaci přítoku (hydraulické štěpení, perforace hydropískováním, ošetření kyselinou); využití fyzikálních a chemických metod pro zvýšení výtěžnosti ropy (vstřikování kyseliny sírové, povrchově aktivních látek atd. do ložiska). Vývoj mělkých útvarů nasycených vysoce viskózním olejem se v některých případech provádí šachtovou metodou (viz).

Výpočet hlavní vývojové ukazatele v období stálé a klesající produkce v plynovém režimu a jednotného umístění vrtů.

Počáteční údaje:

Qzap = 2000 miliard m3; - počáteční zásoby plynu

rod = 0,56; - relativní hustota plynu

Pstart = 12 MPa; - počáteční tlak v zásobníku

Tm = 308 K; - teplota zásobníku

DP = 0,3 MPa; - maximální přípustný podtlak nádrže

Qrok = 33 miliard m3; - rychlost vývoje v období stálé výroby

A = 0,0012 MPa2*den/tis. m3

B = 0,00001 (Mpa*den/tis. m3)2 - koeficienty filtračního odporu přítoku plynu na dno studní

tpost = 8 let; - konstantní období Výroba

tpad = 12 let; - období poklesu produkce

Kr = 1,15; - koeficient rezervy studny

Ke = 0,9; - faktor služby

Algoritmus výpočtu:

Po dobu stálé výroby:

1) Od v období neustálá výroba Roční těžba plynu je známá, akumulovanou produkci určíme podle roku pomocí vzorce:

kde Qt je produkce plynu v aktuálním roce vývoje, miliarda m3;

2) Určete tlak v nádrži v aktuálním roce vývoje pomocí vzorce:

kde Pinit – počáteční tlak v zásobníku, MPa;

Zinit – počáteční koeficient superstlačitelnosti;

Qzap - počáteční zásoby plynu, mld. m3;

Qdobt - kumulovaná produkce za rok t;

Zt je koeficient superstlačitelnosti v roce t, určený podle vzorce:

kde Tmel - teplota zásobníku K;

Pt – tlak v nádrži v roce t;

– kritický tlak a teplota určené podle vzorců:

kde rot je relativní hustota plynu;

3) Tlak ve dně v každém roce vývoje určíme pomocí vzorce:

4) Průtok jednoho vrtu v aktuálním roce rozvoje určíme pomocí rovnice přítoku:

5) Určete počet vrtů potřebných k rozvoji ložiska v daném období neustálá výroba podle vzorce:

;

Fakulta rozvoje nalezišť ropy a zemního plynu (RGUNG)

Výpočet ukazatelů vývoje metodou běžného plánování těžby ropy a kapalin. Tato metodika je známá jako „Metodika Státního plánovacího výboru SSSR“. Používá se dodnes ve všech odděleních výroby ropy a plynu, v podnicích produkujících ropu, v organizacích palivového a energetického komplexu a plánovacích organizacích.

Počáteční údaje pro výpočet:

1. Počáteční bilanční zásoby ropy (NBR), t;

2. Počáteční vytěžitelné zásoby ropy (IRR), t;

3. Na začátku plánovaného roku:

Kumulativní produkce ropy (AQн), t;

Kumulativní produkce kapaliny (AQ kapalina), t;

Kumulativní vstřikování vody (?Q zak), m3;

Aktuální stav těžebních vrtů (N dní);

Aktuální zásoba injekčních jamek (N dní);

4. Dynamika vrtání studní podle roku pro plánované období (Nb):

Těžba (N d b);

Výboj (N n b).

Tabulka 5.1 Počáteční údaje pro oblast Západního Leninogorska v poli Romashkinskoye

	NBZ, tisíc tun	NIZ, tisíc tun	Qn, tisíc tun	Qf, tisíc tun	Q zak, tisíc m 3

Výpočet ukazatelů rozvoje

1. Počet dnů provozu těžebních vrtů za rok, převedených z předchozího roku:

Dper=365 kB (5,1)

D pruh = 3650,9 = 328,5

2. Počet dnů provozu nových těžebních vrtů:

3. Průměrný průtok ropy v nových těžebních vrtech:

q n nový = 8 t/den

4. Míra poklesu produkce ropy v těžebních vrtech:

5. Roční produkce ropy z nových vrtů:

6. Roční produkce ropy z převedených vrtů:

7. Celková roční produkce ropy

8. Roční těžba ropy z nových vrtů z předchozího roku, pokud v tomto roce fungovaly bez poklesu:

9. Roční produkce ropy z převedených vrtů v předchozím roce (pokud fungovaly bez pádu):

10. Možná odhadovaná těžba ropy ze všech vrtů předchozího roku (pokud byly provozovány bez pádu):

11. Plánovaná těžba ropy z vrtů předchozího roku:

12. Pokles těžby ropy z vrtů předchozího roku:

13. Procentuální změna těžby ropy z vrtů v předchozím roce:

14. Průměrná produkce ropy na vrt:

15. Průměrná míra těžby ropných vrtů převedených z předchozího roku:

16. Kumulativní produkce ropy:

17. Současný faktor obnovy ropy (ORF) je nepřímo úměrný počátečním bilančním rezervám (IBR):

18. Výběr ze schválených počátečních vytěžitelných zásob NCD, %:

19. Míra výběru z počátečních vytěžitelných rezerv (IRR), %:

20. Míra výběru z aktuálních vytěžitelných zásob, %:

21. Průměrná spotřeba vody vyrobených produktů:

22. Roční produkce kapalin:

23. Výroba kapalin od počátku vývoje:

24. Roční vstřikování vody:

25. Roční náhrada za extrakci tekutiny vstřikováním:

26. Akumulovaná kompenzace za extrakci tekutiny vstřikováním:

27. Faktor voda-olej:

Dynamiku hlavních vývojových ukazatelů ukazuje tabulka. 5.2

Tabulka 5.2 Dynamika klíčových ukazatelů vývoje

Produkce, miliony tun	Kumulativní produkce, miliony tun	Vstřikování vody, miliony m 3	Průměrný průtok oleje, t/den	Míra výběru z NCD	Míra výběru z TIZ
	kapaliny	kapaliny

Dynamiku roční produkce ropy a kapalin a roční vstřikování vody ukazuje Obr. 5.1.

Rýže. 5.1.

Dynamiku akumulované produkce ropy a kapalin a akumulovaného vstřikování vody ukazuje Obr. 5.2.

Rýže. 5.2.

Dynamiku faktoru obnovy ropy, míru selekce z NCD a rychlost selekce z průmyslových chorob ukazuje Obr. 5.3.

Rýže. 5.3. Dynamika faktoru obnovy ropy, míra selekce z NCD a míra selekce z průmyslových chorob

Mezi hlavní technologické ukazatele charakterizující proces rozvoje ropného pole (ložiska) patří: roční a kumulativní produkce ropy, kapalin, plynu; roční a kumulativní vstřikování činidla (vody); vodní řezání vyrobených produktů; výběr ropy z vytěžitelných zásob; zásoba těžebních a injekčních vrtů; míra odběru ropy; kompenzace odběru tekutiny vstřikováním vody; aktuální a konečný (návrhový) faktor výtěžnosti ropy; průtoky oleje a kapaliny z vrtů; injektivita studny; dynamika tlaku v nádrži, objemy vrtů, uvádění těžebních a injektážních vrtů do provozu, vyřazování vrtů atd.

Efektivitu vývojového procesu hodnotí také poměr podílu vytěžené ropy z počátečních vytěžitelných zásob a aktuálního úbytku vody, aktuální a akumulované bilance vstřikování vody a odběru tekutiny z ložiska, zmenšením ložiska. tlak (vzhledem k počáteční hodnotě) atd.

Uveďme metodiku výpočtu hlavních technologických ukazatelů procesu rozvoje ropného pole (ložiska).

1. Roční produkce ropy ( qt, t/rok) - těžba ropy ze všech těžebních vrtů za jeden rok. Těžba ropy pro budoucí období je stanovena pomocí různých metod a počítačových programů. Při vývoji ložisek v konečných fázích (s klesající těžbou ropy) se roční těžba ropy ( q t,) , počet horníků 2 - ( n tд ) a injekční jamky 3 - ( n tн ) lze určit pomocí vzorců [9]:

2. (3.11)

2. (3.12)

Kde t – pořadové číslo účetního roku ( t =1, 2, 3, 4, 5); q 0 – amplituda produkce ropy po dobu 10 let; E =2,718 – základna přirozených logaritmů; Q ost – zbytkové vytěžitelné zásoby ropy; n 0d A n 0н - počet vrtů na začátku účetního období, těžba a injektáž; T- průměrná životnost studny, roky; při absenci skutečných údajů lze standardní dobu odpisování studny (20 let) považovat za T.

4. Roční míra těžby ropy t dno – poměr roční produkce ( q t ) k počátečním vytěžitelným rezervám ( Q dole ), %:

t dole = q t / Q dole (3.13)

5. Roční míra těžby ropy t oiz , % - zbytkových (běžných) vytěžitelných zásob - poměr roční produkce ( q t ) na zbytkové vytěžitelné rezervy ( Q oiz ) - zbytkové vytěžitelné zásoby ropy na začátku výpočtu (rozdíl mezi počátečními vytěžitelnými zásobami a akumulovanou těžbou ropy na začátku roku výpočtu:

t oiz = q t / Q oiz (3.14)

6. Těžba ropy od počátku vývoje (kumulativní těžba ropy) Q nak - součet ročních odběrů ropy na konci roku v tisících tun:

Q nak = q t1 + q t2 + q t3 + …… + q tn-1 + q tn, (3.15)

7. Výběr ropy z počátečních vytěžitelných zásob S Q – poměr akumulované produkce ropy k počátečním vytěžitelným zásobám), %:

S Q = Q nahoře / Q dole (3.16)

8. Faktor regenerace ropy ( PŘÍBUZNÍ ) nebo faktor výtěžnosti ropy - poměr akumulované výtěžnosti ropy k počátečním geologickým nebo bilančním zásobám ropy, zlomky jednotek:

KIN = Q nak / Q míč (3.17)

9. Extrakce kapalin od počátku vývoje Q – součet ročních odběrů tekutin ( q ) pro běžný rok, tisíce tun:

Q l = q l1 + q l2 + q l3 +……..+q ln-1 + q ln (3.18)

10. Průměrný roční výpadek vody - podíl vody na produkci studní W , – poměr roční produkce vody ( q v ) na roční produkci kapalin ( q ), %:

W = q v / q f (3.19)

11. Vstřikování vody od počátku vývoje - součet ročních hodnot vstřikování vody ( q pořadí ) na konci vykazovaného roku v tisících m 3:

Q řád = q řád1 + q řád2 + q řád3 +……….+ q řád n-1 + q řád n (3.20)

12. Kompenzace za odběr kapaliny vstřikem vody za rok (aktuální) – poměr ročního vstřiku vody k roční produkci kapaliny, %:

Kg = q řád / qf (3.21)

13. Kompenzace odběru tekutiny vstřikem vody od počátku vývoje (kumulativní kompenzace) – poměr akumulovaného vstřiku vody k akumulovanému odběru kapaliny, %:

K nak = Q zak / Q w (3.22)

14. Produkce souvisejícího ropného plynu za rok se určí vynásobením roční produkce ropy faktorem plynu ( G f ), miliony m 3:

q plyn = q t . G f (3.23)

15. Těžba souvisejícího ropného plynu od počátku rozvoje - součet ročních odběrů plynu, mil. m 3:

Plyn Q = q plyn1 + q plyn2 + q plyn3 +……….+ q plyn n-1 + q plyn n (3.24)

16. Průměrná roční míra těžby ropy jednoho těžebního vrtu je poměr roční těžby ropy k průměrnému ročnímu počtu těžebních vrtů ( další ) a počet dní v roce ( T g ), s přihlédnutím k provozní rychlosti těžebních vrtů, ( K e.d. ), t/den:

q dobře = q t / n ext T g K e.d, (3.25)

Kde K e.d. se rovná poměru součtu dnů (dnů) odpracovaných všemi těžebními vrty během kalendářního roku k počtu těchto vrtů a počtu kalendářních dnů (dnů) v roce, přičemž se bere rovno 0,98.

17. Průměrná roční míra těžby kapaliny jednoho těžebního vrtu je poměr roční těžby kapaliny k průměrnému ročnímu počtu těžebních vrtů a počtu dní v roce s přihlédnutím k míře provozu těžebního vrtu, t/den:

q dobře = q w / n ext T g K e.d, (3.26)

18. Průměrná roční vydatnost jednoho injektážního vrtu - poměr roční injektáže vody k průměrnému ročnímu počtu injektážních vrtů ( n nahá ) a počet dní v roce s přihlédnutím k provozní rychlosti injektážních vrtů ( K.E.N. ), m 3 /den:

q dobře = q zak / n nag T g K e.n, (3.27)

Kde K.E.N. se rovná poměru součtu dnů odpracovaných všemi injekčními vrty během kalendářního roku k počtu těchto vrtů a počtu kalendářních dnů v roce.

19. Tlak v nádrži za 20. rok vývoje má tendenci klesat, pokud akumulovaná kompenzace K nak méně než 120 %, tzn. R pl t ≤ R pl n ≥; pokud je akumulovaná kompenzace v rozsahu od 120 do 150 %, pak je tlak v zásobníku blízký nebo roven počátečnímu R pl t = R pl n ; pokud je akumulovaná kompenzace více než 150 %, pak má tlak v zásobníku tendenci se zvyšovat a může být vyšší než počáteční R pl t ≥ R pl n .

Technologie rozvoje ropných polí je soubor metod používaných k těžbě ropy z podloží.

Rozvoj každého ropného pole je charakterizován určitými technologickými ukazateli:

Výroba ropy a kapalin. Charakteristický pohled na dynamiku výroby. Proces rozvoje ropných polí lze rozdělit do 4 fází:

1. etapa je obdobím zvyšování těžby ropy v procesu těžby ložiska, rozvoje pole, uvádění vrtů a polních struktur do provozu.

Stupeň 2 - charakterizovaný stabilní maximální produkcí oleje. Právě v tomto období úroveň těžby ropy a míra stažení z nepřenosných onemocnění charakterizuje rozvoj pole.

Fáze 3 – charakterizovaná prudkým poklesem těžby ropy a výrazným zvýšením snížení vody v těžbě vrtů. Tato fáze se často nazývá pozdní fáze vývoje.

4. etapa – nazývaná také konečná etapa rozvoje ropných polí. Vyznačuje se relativně pomalým, pozvolným poklesem těžby ropy a vysokým omezením těžby vody ve vrtech.

Při rozvíjení ropného pole se z ložiska získává voda spolu s ropou a plynem. Kapalná výroba je kombinovaná výroba ropy a vody.

Produkce kapalin je vždy větší než produkce ropy. Ve 3. a 4. fázi vývoje je produkce kapaliny několikanásobně vyšší než produkce ropy.

U nás se produkce ropy a kapalin měří v hmotnostních jednotkách – tunách. V zahraničí - v objemu - m 3. V USA, Velké Británii a Kanadě a řadě dalších zemí - v sudech. 1 barel = 159 litrů.

qn v 1 m 3 = 6,29 barel

Vodní řez vyrobených produktů se měří v %.

Faktor olej-voda VNF = qв

nahromaděné VNF = S qv

Dobře zásoba. Vrty jsou hlavní součástí systému rozvoje ropných polí, těží se z nich ropa a související komponenty, slouží k získání všech informací o ložisku a ke kontrole procesu rozvoje. Vrty podle účelu se dělí do těchto hlavních skupin: výrobní, injekční, speciální a pomocné.

Těžební vrty tvoří největší část zásob vrtů. Určeno pro výrobu ropy, plynu a souvisejících komponentů.

Injekční vrty jsou určeny k vstřikování různých činidel (voda, plyn, pára) do ložiska s cílem zajistit efektivní rozvoj ropných ložisek.

Speciální vrty jsou určeny k provádění různých typů výzkumu za účelem studia parametrů a stavu vývoje ložisek. Mezi nimi jsou dvě podskupiny – hodnocení a kontrola. První z nich jsou vyvrtány, aby bylo možné posoudit nasycení formací ropou a plynem. Ty se dělí na piezometrické a pozorovací.

Pomocné studny se dělí na studny odběrové a absorpční. Zásoba studní každého výrobního zařízení je v neustálém pohybu. Celkový počet těžebních vrtů se mění: ve stupních I, - II - se zvyšuje, ve stupních III - - IU - klesá.

Počet injektážních vrtů se zvyšuje s rozvojem systému vodních povodní. Wells se může přesouvat z jedné skupiny do druhé.

3. Rychlost rozvoje ropných polí. Rychlost rozvoje Z (t), měnící se v čase t, se rovná poměru současné produkce ropy Qн (t) k vytěžitelným zásobám pole.
Z(t) = Qn Q extrakt.

Ze vzorce je zřejmé, že změna tempa vývoje v čase je podobná změně těžby ropy.

Pro charakterizaci vývojového systému se často používá koncept maximální rychlosti vývoje Zmax.

Zmax = Qn max. 100%

Qn max - obvykle produkce ropy ve druhém vývojovém období.

Rychlost odběru tekutiny se stanoví podobně

Vývojové tempo je měřítkem aktivity vývojového systému.

Výtěžnost ropy je poměr množství ropy vytěžené z ložiska k jejím počátečním zásobám v ložisku.

Qbal - geologické nebo bilanční zásoby ropy. Probíhá aktuální a konečná těžba ropy. Aktuální těžba ropy je chápána jako poměr množství ropy vytěžené z ložiska v okamžiku rozvoje ložiska k jeho počátečním zásobám. Konečná těžba ropy je poměr množství ropy vyrobené na konci vývoje k počátečním zásobám.

Výtěžnost oleje = faktor výtěžnosti oleje, faktor výtěžnosti oleje.

Těžba ropy je určena nejen pro jeden útvar nebo objekt, ale také pro pole jako celek, pro skupinu polí a dokonce i pro oblast a zemi těžící ropu.

Konečná těžba ropy je dána nejen možnostmi technologie rozvoje ropných polí, ale také ekonomickými podmínkami.

Výroba plynu. Závisí na obsahu plynu v ložiskovém oleji a je charakterizován faktorem plynu.

Plynový faktor je poměr objemu vyrobeného plynu, redukovaného na standardní podmínky, k produkci odplyněného oleje za jednotku času. Měří se v m 3 /t a v m 3 /m 3. V režimu tlaku vody je faktor plynu konstantní

GF = Qgm3/t

Spotřeba injektážních prostředků do ložiska a jejich těžba spolu s ropou a plynem. Při provádění různých technologických procesů těžby ropy a plynu z podloží se do formace čerpá voda, voda s chemickými přísadami. činidel, plynu a dalších látek. Spotřebu těchto látek lze využít v procesu rozvoje terénu.

Rozložení tlaku v nádrži. Během rozvoje ropných polí se tlak v nádrži neustále mění. V určitých oblastech formace to bude jiné. V oblasti vstřikovacích vrtů bude zvýšený tlak a v oblasti těžebních vrtů tlak snížen. Pro posouzení se používá průměrný nebo plošně vážený tlak. Jako vývojové indikátory se používají tlaky v charakteristických bodech souvrství - u dna injektážních vrtů - Pn, u dna těžebních - Ps.

Je také důležité určit tlakové rozdíly mezi dnem vstřikovacích a těžebních vrtů, jako rozdíl Рн-Рс.

Tlak v ústí těžebních vrtů. Je stanovena na základě požadavků na zajištění sběru a přepravy ropy, plynu a vody z ústí vrtů do zařízení na ropných polích.

Teplota nádrže. To je přirozený faktor. Může se změnit v důsledku vstřikování velkých objemů studené vody do formace nebo naopak chladicích kapalin páry a horké vody.

Všechny indikátory vlastní této technologii těžby ropy z podloží jsou propojeny, změna některých vývojových indikátorů s sebou nese změnu jiných.