Indicatori chiave dello sviluppo del campo. modalità ottimali di sviluppo e funzionamento dei pozzi

Lo sviluppo viene effettuato sulla base di un progetto operativo di prova, uno schema tecnologico per lo sviluppo industriale o pilota, un progetto di sviluppo. Nel progetto di sviluppo, sulla base dei dati di esplorazione e di produzione di prova, vengono determinate le condizioni in cui verrà utilizzato il campo: la sua struttura geologica, le proprietà del serbatoio delle rocce, le proprietà fisico-chimiche dei fluidi, la saturazione delle rocce con acqua, gas , petrolio, pressioni del giacimento, temperature, ecc. Sulla base di questi dati, con l'ausilio di calcoli idrodinamici, vengono stabiliti gli indicatori tecnici del funzionamento del giacimento per varie opzioni per il sistema di sviluppo, viene effettuata una valutazione economica delle opzioni e quella ottimale è selezionato.

I sistemi di sviluppo includono: selezione degli oggetti di sviluppo, sequenza di messa in sviluppo degli oggetti, tasso di perforazione dei depositi, metodi per influenzare le formazioni produttive al fine di massimizzare il recupero del petrolio; numero, rapporto, ubicazione e ordine di messa in servizio dei pozzi di produzione, iniezione, controllo e riserva; il loro modo di operare; metodi di regolazione dei processi di sviluppo; misure di protezione ambientale. Il sistema di sviluppo adottato per un particolare giacimento determina indicatori tecnici ed economici: portata, sua variazione nel tempo, fattore di recupero del petrolio, investimenti di capitale, costo di 1 tonnellata di petrolio, ecc. Un sistema razionale di sviluppo del giacimento petrolifero fornisce un dato livello di petrolio e gas associati con ottimi indicatori tecnici ed economici, efficace tutela dell'ambiente.

I principali parametri che caratterizzano il sistema di sviluppo: il rapporto tra l'area petrolifera del giacimento e il numero di tutti i pozzi di iniezione e produzione (densità della griglia del pozzo), il rapporto tra le riserve petrolifere recuperabili del giacimento e il numero di pozzi - riserve recuperabili per pozzo (efficienza del sistema di sviluppo), rapporto tra il numero di immissioni e il numero di pozzi produttori (intensità di sviluppo delle riserve); il rapporto tra il numero di pozzi di riserva perforati dopo che il giacimento è stato messo in sviluppo per recuperare più pienamente petrolio (affidabilità del sistema di sviluppo). Il sistema di sviluppo è inoltre caratterizzato da parametri geometrici: la distanza tra i pozzi e le file di pozzi, la larghezza della fascia tra i pozzi di iniezione (con sistemi di sviluppo block-row), ecc. (tre punti) ubicazione dei pozzi di produzione; con contorni mobili di olio, la posizione dei pozzi tiene conto della forma di questi contorni. I sistemi per lo sviluppo di giacimenti petroliferi senza stimolazione sono usati raramente, la maggior parte del campo è sviluppata con inondazioni. L'allagamento in-loop a fila di blocchi più utilizzato. Creano anche sistemi di allagamento areale con una distanza tra i pozzi di 400-800 m.

Insieme alla scelta del sistema di sviluppo, è di grande importanza la scelta di una tecnologia di sviluppo efficace. Sistema e tecnologia sono in linea di principio indipendenti; diverse tecnologie di sviluppo sono utilizzate nello stesso sistema. I principali indicatori tecnologici del processo di sviluppo: produzione attuale e cumulativa di petrolio, acqua, liquido; tasso di sviluppo, taglio dell'acqua di produzione del pozzo, pressione e temperatura del giacimento, nonché questi parametri nei punti caratteristici del giacimento e del pozzo (al fondo e alla testa del pozzo, ai limiti degli elementi, ecc.); GOR nei singoli pozzi e per il campo nel suo complesso. Questi indicatori cambiano nel tempo a seconda dei regimi del giacimento (la natura dell'aspetto delle forze in situ che spostano il petrolio verso il fondo del pozzo) e della tecnologia di sviluppo. Un indicatore importante dello sviluppo dei giacimenti petroliferi e dell'efficacia della tecnologia utilizzata è il valore attuale e finale del recupero del petrolio. Lo sviluppo a lungo termine dei giacimenti petroliferi nel regime elastico è possibile solo in alcuni casi, perché. Di solito, la pressione del giacimento diminuisce durante lo sviluppo e si verifica un regime di gas disciolto nel giacimento. Il fattore finale di recupero dell'olio durante lo sviluppo in questa modalità è piccolo, raggiunge raramente (con buona permeabilità del giacimento e bassa viscosità dell'olio) il valore di 0,30-0,35. Con l'uso della tecnologia allagamento, il fattore finale di recupero dell'olio aumenta a 0,55-0,6 (0,45-0,5 in media). Con viscosità dell'olio aumentata (20-50,10 -3 Pa.s) non supera 0,3-0,35 e con viscosità dell'olio superiore a 100,10 -3 Pa.s - 0,1. L'allagamento in queste condizioni diventa inefficace. Per aumentare il valore finale del fattore di recupero dell'olio, vengono utilizzate tecnologie basate su metodi fisico-chimici e termici per influenzare il giacimento (vedi Metodi di produzione termica). I metodi fisico-chimici utilizzano lo spostamento dell'olio da parte di solventi, gas ad alta pressione, tensioattivi, soluzioni di polimeri e polimeri micellari, soluzioni di acidi e alcali. L'uso di queste tecnologie consente di ridurre la tensione al contatto del "fluido spiazzante" o eliminarla (spostamento dell'olio da parte dei solventi), migliorare la bagnabilità delle rocce da parte del fluido spiazzante, addensare il fluido spiazzante e quindi ridurre il rapporto tra la viscosità dell'olio e la viscosità del fluido, rendendo il processo di spostamento dell'olio dalle formazioni più sostenibile ed efficiente. I metodi fisico-chimici di stimolazione del giacimento aumentano il recupero di petrolio del 3-5% (tensioattivi), del 10-15% (inondazioni polimeriche e micellari), del 15-20% (anidride carbonica). L'uso di metodi per spostare l'olio con solventi consente teoricamente di ottenere un recupero completo dell'olio. Tuttavia, il lavoro pilota ha rivelato una serie di difficoltà nell'attuazione pratica di questi metodi di recupero del petrolio: assorbimento di tensioattivi da parte del mezzo di giacimento, modifica della loro concentrazione, separazione di composizioni di sostanze (allagamento di polimeri micellari), estrazione di soli idrocarburi leggeri (anidride carbonica), riduzione dell'efficienza di spazzamento (solventi e gas ad alta pressione), ecc. La ricerca è inoltre in fase di sviluppo nel campo dei metodi termochimici di recupero dell'olio con l'effetto combinato del calore e dei reagenti chimici sul giacimento - alcalino termico, inondazioni di termopolimeri, l'uso di catalizzatori per reazioni in situ, ecc. Si stanno anche esplorando le possibilità di aumentare il recupero di petrolio dai giacimenti influenzandoli con metodi biochimici basati sull'introduzione di batteri nel giacimento di petrolio, come risultato del vitale attività di cui si formano sostanze che migliorano la fluidità e facilitano l'estrazione dell'olio.

Ci sono 4 periodi nello sviluppo dei giacimenti petroliferi: produzione di petrolio in aumento, costante, in forte calo e in lento calo (fase avanzata).

In tutte le fasi dello sviluppo dei giacimenti petroliferi, il controllo, l'analisi e la regolamentazione del processo di sviluppo vengono effettuati senza modificare il sistema di sviluppo o con la sua modifica parziale. La regolamentazione del processo di sviluppo dei giacimenti petroliferi può migliorare l'efficienza dello spostamento del petrolio. Influenzando il giacimento, aumentano o indeboliscono i flussi di filtrazione, cambiano la loro direzione, a seguito della quale vengono coinvolte nello sviluppo sezioni del campo precedentemente non drenate e vi è un aumento del tasso di recupero dell'olio, una diminuzione del produzione di acqua associata e un aumento del fattore ultimo di recupero dell'olio. Metodi per regolare lo sviluppo dei giacimenti petroliferi: aumentare la produttività dei pozzi riducendo la pressione di fondo pozzo (passaggio a un metodo di funzionamento meccanizzato, stabilendo una modalità di funzionamento del pozzo forzata o ottimale); chiusura di pozzi ad alta irrigazione; aumento della pressione di mandata; ulteriori pozzi di produzione (riserva) o rientro di pozzi da altri orizzonti; spostamento del fronte di iniezione; utilizzo di inondazioni focali e selettive; esecuzione di lavori di isolamento; allineamento del profilo di afflusso o iniettività del pozzo; impatto sulla zona di fondo pozzo per stimolare l'afflusso (frattura idraulica, sabbiatura idraulica, trattamento acido); applicazione di metodi fisici e chimici per il recupero potenziato del petrolio (iniezione di acido solforico, tensioattivi, ecc. nel giacimento). Lo sviluppo di formazioni poco profonde sature di olio ad alta viscosità viene in alcuni casi effettuato con il metodo della miniera (vedi).

Calcolo indicatori chiave di sviluppo durante i periodi di produzione costante e in calo in condizioni di gas e spaziatura uniforme dei pozzi.

Dati iniziali:

Qzap = 2000 miliardi di m3; - riserve iniziali di gas

marciume = 0,56; - densità relativa del gas

Pini = 12 MPa; - pressione iniziale del giacimento

Tfusione = 308 K; - temperatura del serbatoio

DP = 0,3MPa; - prelievo massimo consentito dal serbatoio

Qanno = 33 miliardi di m3; - tasso di sviluppo durante il periodo di produzione costante

À = 0,0012 MPa2*giorno/mille m3

B = 0,00001 (MPa*giorno/mille m3)2 - coefficienti di resistenza alla filtrazione dell'afflusso di gas a fondo pozzo

tpost = 8 anni; - periodo di costante preda

tfall = 12 anni; - periodo di calo della produzione

Kr = 1,15; - buon rapporto di riserva

Ke = 0,9; - fattore operativo

Algoritmo di calcolo:

Per il periodo di produzione costante:

1) Dal momento che nel periodo produzione permanente l'estrazione annuale di gas è nota, determiniamo la produzione cumulativa per anni utilizzando la formula:

dove Qt è la produzione di gas nell'anno di sviluppo in corso, miliardi di m3;

2) Determinare la pressione del giacimento nell'anno di sviluppo in corso mediante la formula:

dove Pini – pressione iniziale del giacimento, MPa;

Zini è il coefficiente iniziale di supercomprimibilità;

Qzap - riserve iniziali di gas, miliardi di m3;

Qadd - produzione cumulativa per anno t;

Zt è il fattore di supercomprimibilità nell'anno t, determinato dalla formula:

dove Tm è la temperatura del serbatoio K;

Pt è la pressione di giacimento nell'anno t;

sono la pressione critica e la temperatura, rispettivamente, determinate dalle formule:

dove rot è la densità relativa del gas;

3) Determinare la pressione di fondo pozzo in ogni anno di sviluppo utilizzando la formula:

4) Determinare la portata di un pozzo nell'anno di sviluppo in corso secondo l'equazione di afflusso:

5) Determinare il numero di pozzi necessari per sviluppare il giacimento durante il periodo produzione permanente secondo la formula:

;

Facoltà di sviluppo dei giacimenti di petrolio e gas (RGUNG)

Calcolo degli indicatori di sviluppo secondo il metodo dell'attuale pianificazione della produzione di petrolio e liquidi. Questa tecnica è nota come "Metodologia del Comitato di pianificazione statale dell'URSS". È ancora utilizzato in tutti i reparti di produzione di petrolio e gas, nelle aziende produttrici di petrolio, nelle organizzazioni del complesso dei combustibili e dell'energia e nelle organizzazioni di pianificazione.

Dati iniziali per il calcolo:

1. Riserve petrolifere di bilancio iniziale (NBZ), t;

2. Riserve iniziali di petrolio recuperabili (NIR), t;

3. All'inizio dell'anno previsto:

Produzione cumulativa di petrolio (?Q n), t;

Produzione cumulativa di fluidi (?Q l), t;

Iniezione d'acqua cumulativa (?Qzak), m 3 ;

Lo stock operativo dei pozzi in produzione (N d giorni);

Stock operativo dei pozzi di iniezione (N giorni);

4. Dinamiche di perforazione per anni per il periodo pianificato (Nb):

Estrazione mineraria (Ndb);

Iniezione (N n b).

Tabella 5.1 Dati iniziali per l'area Zapadno-Leninogorskaya del campo Romashkinskoye

	NBZ, mille tonnellate	NCD, mille tonnellate	Q n, mille tonnellate	Q beh, mille tonnellate	Ordine Q, mille m 3

Calcolo degli indicatori di sviluppo

1. Numero di giorni di funzionamento dei pozzi di produzione in un anno, trasferiti dall'anno precedente:

Rper=365K (5.1)

Corsia D \u003d 3650,9 \u003d 328,5

2. Numero di giorni di funzionamento dei nuovi pozzi di produzione:

3. Tasso medio di produzione di petrolio dei nuovi pozzi di produzione:

q n nuovo = 8 t/giorno

4. Il coefficiente di declino della produzione di petrolio dei pozzi di produzione:

5. Produzione annua di petrolio da nuovi pozzi:

6. Produzione annua di petrolio dai pozzi trasferiti:

7. Totale della produzione annua di petrolio

8. Produzione annua di petrolio da nuovi pozzi dell'anno precedente, se hanno funzionato senza diminuire in quest'anno:

9. Produzione annuale di petrolio dai pozzi trasferiti dell'anno precedente (se hanno funzionato senza cadere):

10. Possibile produzione di petrolio stimata da tutti i pozzi dell'anno precedente (se funzionano senza cadere):

11. Produzione di petrolio pianificata dai pozzi dell'anno precedente:

12. Diminuzione della produzione di petrolio dai pozzi dell'anno precedente:

13. Percentuale di variazione della produzione di petrolio da pozzi dell'anno precedente:

14. Tasso di produzione medio di un pozzo per il petrolio:

15. Produttività media dei pozzi per olio trasferito dall'anno precedente:

16. Produzione cumulativa di petrolio:

17. L'attuale fattore di recupero del petrolio (ORF) è inversamente proporzionale alle riserve del saldo iniziale (NBZ):

18. Prelievo da riserve NCD recuperabili iniziali approvate, %:

19. Tasso di recupero dalle riserve iniziali recuperabili (NIR), %:

20. Tasso di recupero da riserve recuperabili correnti, %:

21. Taglio idrico medio dei prodotti fabbricati:

22. Produzione liquida annua:

23. Produzione di liquidi dall'inizio dello sviluppo:

24. Iniezione annuale di acqua:

25. Compenso annuo per prelievo di liquidi mediante iniezione:

26. Indennizzo cumulativo del prelievo di liquidi per iniezione:

27. Rapporto acqua-olio:

La dinamica dei principali indicatori di sviluppo è riportata in Tabella. 5.2

Tabella 5.2 Dinamica dei principali indicatori di sviluppo

Produzione, milioni di tonnellate	Produzione cumulativa, milioni di tonnellate	Iniezione d'acqua, milioni di m 3	Tasso medio di produzione di petrolio, t/giorno	Tasso di selezione da NIH	Il tasso di selezione da TIZ
	liquidi	liquidi

La dinamica della produzione annuale di olio, liquido, iniezione annuale di acqua è mostrata in fig. 5.1.

Riso. 5.1.

La dinamica della produzione cumulativa di olio e liquido e dell'iniezione cumulativa di acqua è mostrata in fig. 5.2.

Riso. 5.2.

La dinamica di CIN, il tasso di selezione da NCD e il tasso di selezione da TIZ sono mostrati in Fig. 5.3.

Riso. 5.3. Dinamica del CIN, tasso di prelievo da NCD e tasso di prelievo da TID

I principali indicatori tecnologici che caratterizzano il processo di sviluppo di un giacimento petrolifero (deposito) includono: produzione annuale e cumulativa di petrolio, liquido, gas; iniezione annuale e cumulativa dell'agente (acqua); taglio acqua di prodotti prodotti; estrazione di petrolio da riserve recuperabili; stock di pozzi di produzione e di iniezione; tassi di recupero del petrolio; compensazione del prelievo di liquido mediante iniezione di acqua; fattore di recupero olio attuale e finale (progettazione); portate del pozzo per olio e liquido; bene iniettività; dinamica della pressione di formazione, volumi di perforazione, messa in servizio dei pozzi di produzione e di iniezione, dismissione dei pozzi, ecc.

L'efficienza del processo di sviluppo è valutata anche dal rapporto tra la quota di petrolio recuperato dalle sue riserve iniziali recuperabili e l'acqua corrente tagliata, dal bilancio attuale e accumulato di immissione di acqua e prelievo di fluido dal giacimento, dalla diminuzione della capacità di giacimento pressione (in relazione al valore iniziale), ecc.

Presentiamo un metodo per calcolare i principali indicatori tecnologici del processo di sviluppo di un giacimento petrolifero (deposito).

1. Produzione annua di petrolio ( q t , t/anno) - produzione di petrolio da tutti i pozzi in produzione in un anno. La produzione di petrolio per il periodo prospettico è determinata utilizzando vari metodi e programmi per computer. Quando si sviluppano depositi nelle fasi finali (con il calo della produzione di petrolio), la produzione annuale di petrolio ( q t ,) , numero di minatori 2 - ( n td ) e pozzi di iniezione 3 - ( n tn ) può essere determinato dalle formule [9]:

2. (3.11)

2. (3.12)

Dove T – numero ordinale dell'anno contabile ( T =1, 2, 3, 4, 5); q0 – ampiezza produzione di petrolio per 10 anni; e \u003d 2.718 - la base dei logaritmi naturali; Q resto – residue riserve petrolifere recuperabili; n0d E n 0 n - il numero di pozzi all'inizio dell'esercizio, rispettivamente di produzione e di immissione; T- vita media in pozzo, anni; in assenza di dati effettivi, T può essere assunto come periodo standard di ammortamento del pozzo (20 anni).

4. Tasso annuo di recupero del petrolio t fondo è il rapporto tra la produzione annua ( q t ) alle riserve iniziali recuperabili ( Q in basso ), %:

t fondo = q t / Q fondo (3.13)

5. Tasso annuo di recupero del petrolio t oz , % - delle restanti riserve recuperabili (correnti) - il rapporto tra la produzione annua ( q t ) alle rimanenti riserve recuperabili ( Q oz ) - riserve di petrolio recuperabili residue all'inizio del calcolo (la differenza tra le riserve recuperabili iniziali e la produzione di petrolio cumulativa all'inizio dell'anno di calcolo:

t oz = q t / Q oz (3.14)

6. Produzione di petrolio dall'inizio dello sviluppo (recupero cumulativo di petrolio) Qnak - la somma dei prelievi annuali di olio alla fine dell'anno, migliaia di tonnellate:

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

7. Recupero di petrolio dalle riserve iniziali recuperabili Con Q – rapporto tra il recupero cumulativo di petrolio e le riserve recuperabili iniziali), %:

C Q = Q in alto / Q in basso (3.16)

8. Fattore di recupero dell'olio ( CIN ) o coefficiente di recupero del petrolio - il rapporto tra il recupero cumulativo di petrolio e le riserve di petrolio geologiche o di bilancio iniziali, frazioni di unità:

CIN \u003d Q acc / Q palla (3.17)

9. Produzione liquida dall'inizio dello sviluppo D w è la somma dei prelievi liquidi annuali ( Q ) per l'anno in corso, migliaia di tonnellate:

Q Well = q Zh1 + q Zh2 + q Zh3 +……..+q Zhn-1 + q Zhn (3.18)

10. Taglio medio annuo dell'acqua - la quota di acqua nella produzione di pozzi W , è il rapporto tra la produzione annua di acqua ( q ) alla produzione annua di fluidi ( Q ), %:

W = q dentro / q f (3.19)

11. Iniezione di acqua dall'inizio dello sviluppo - la somma dei valori annuali di iniezione di acqua ( q ordine ) alla fine dell'anno di riferimento, migliaia di m 3:

Q ordine = q ordine1 + q ordine2 + q ordine3 +……….+ q ordine n-1 + q ordine n (3.20)

12. Compensazione del prelievo di liquidi mediante iniezione di acqua per l'anno (corrente) - il rapporto tra l'iniezione annuale di acqua e la produzione annuale di liquidi,%:

K g \u003d q ordine / q bene (3.21)

13. Compensazione del prelievo di liquidi mediante iniezione di acqua dall'inizio dello sviluppo (compensazione cumulativa) - il rapporto tra iniezione di acqua cumulativa e prelievo di liquidi cumulativo,%:

K nak \u003d Q ordine / Q bene (3.22)

14. La produzione di gas associato al petrolio per l'anno è determinata moltiplicando la produzione annua di petrolio per il fattore gas ( G f ), milioni di m3:

q gas = q t . G f (3.23)

15. Produzione di gas di petrolio associato dall'inizio dello sviluppo - la somma dei prelievi annuali di gas, milioni di m 3:

Q gas = q gas1 + q gas2 + q gas3 +……….+ q gas n-1 + q gas n (3.24)

16. Portata media annua di un pozzo di produzione di petrolio - il rapporto tra la produzione annua di petrolio e il numero medio annuo di pozzi di produzione ( Prossimo ) e il numero di giorni in un anno ( T g ), tenendo conto del fattore di funzionamento del pozzo di produzione, ( K ed ), t/giorno:

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

Dove K ed è pari al rapporto tra la somma dei giorni (giorni) lavorati da tutti i pozzi di produzione durante un anno solare e il numero di questi pozzi e il numero di giorni (giorni) solari in un anno, e che è assunto pari a 0,98.

17. La portata media annua di un pozzo di produzione in termini di liquido è il rapporto tra la produzione annua di liquido e il numero medio annuo di pozzi di produzione e il numero di giorni in un anno, tenendo conto del fattore di funzionamento del pozzo di produzione, t/giorno:

q bene \u003d q w / n ext T g K e.d, (3.26)

18. L'iniettività media annua di un pozzo di iniezione è il rapporto tra l'iniezione annuale di acqua e il numero medio annuo di pozzi di iniezione ( n nudo ) e il numero di giorni in un anno, tenendo conto del coefficiente di funzionamento dei pozzi di iniezione ( K e.n ), m 3 / giorno:

q pozzi \u003d q ordine / n nag T g K e.n, (3.27)

Dove K e.n è pari al rapporto tra la somma dei giorni lavorati da tutti i pozzi di iniezione in un anno solare e il numero di questi pozzi e il numero di giorni solari in un anno.

19. La pressione del serbatoio per il 20° anno di sviluppo tende a diminuire se la compensazione accumulata K nak meno del 120%, cioè R pl t ≤ R pl n ≥; se la compensazione accumulata è compresa tra 120 e 150%, allora la pressione di giacimento è prossima o uguale a quella iniziale R pl t = R pl n ; se la compensazione accumulata è superiore al 150%, allora la pressione di giacimento tende ad aumentare e può essere superiore a quella iniziale R pl t ≥ R pl n .

La tecnologia di sviluppo del giacimento petrolifero è un insieme di metodi utilizzati per estrarre petrolio dal sottosuolo.

Lo sviluppo di ogni giacimento petrolifero è caratterizzato da alcuni indicatori tecnologici:

Estrazione di olio e liquido. Tipica visione delle dinamiche produttive. Il processo di sviluppo dei giacimenti petroliferi può essere suddiviso in 4 fasi:

La fase 1 è un periodo di aumento della produzione di petrolio nel processo di perforazione di un giacimento, sviluppo di un giacimento, messa in funzione di pozzi e strutture del campo.

Fase 2 - caratterizzata da una produzione massima stabile di olio. Fu durante questo periodo che il livello di produzione di petrolio e il tasso di estrazione dal NCD caratterizzano lo sviluppo del giacimento.

Fase 3 - caratterizzata da un forte calo della produzione di petrolio e da un significativo aumento del taglio dell'acqua nella produzione dei pozzi. Questa fase è spesso indicata come l'ultima fase dello sviluppo.

4a fase - chiamata anche la fase finale dello sviluppo del giacimento petrolifero. È caratterizzato da un declino relativamente lento e graduale della produzione di petrolio, un'elevata riduzione dell'acqua nella produzione di pozzi.

Durante lo sviluppo di un giacimento petrolifero, insieme a petrolio e gas, l'acqua viene estratta dal giacimento. La produzione di fluidi è la produzione totale di olio e acqua.

La produzione di liquidi è sempre maggiore della produzione di petrolio. Nella 3a e 4a fase di sviluppo, la produzione di fluidi è molte volte superiore alla produzione di petrolio.

Nel nostro paese, la produzione di petrolio e liquidi è misurata in unità di peso - tonnellate. Estero - alla rinfusa - m 3. Negli Stati Uniti, in Gran Bretagna e in Canada e in numerosi altri paesi - in barili. 1 barile = 159 litri.

qn in 1 m 3 \u003d 6,29 barili

Il taglio dell'acqua del prodotto prodotto è misurato in%.

Fattore WORW = qw

accumulato VNF = S qv

Bene fondi. I pozzi sono la componente principale del sistema di sviluppo del giacimento petrolifero, da essi vengono estratti petrolio e componenti associati, servono per ottenere tutte le informazioni sul giacimento, per controllare il processo di sviluppo. I pozzi in base al loro scopo sono suddivisi nei seguenti gruppi principali: produzione, iniezione, speciale e ausiliario.

I pozzi di produzione costituiscono la maggior parte dello stock di pozzi. Progettato per l'estrazione di petrolio, gas e componenti associati.

I pozzi di iniezione sono progettati per iniettare vari agenti (acqua, gas, vapore) nel giacimento al fine di garantire l'efficiente sviluppo dei giacimenti petroliferi.

I pozzi speciali sono progettati per condurre vari tipi di ricerca al fine di studiare i parametri e lo stato di sviluppo dei depositi. Tra questi, ci sono due sottogruppi: valutazione e controllo. Le prime esercitazioni per valutare la saturazione a olio e gas dei giacimenti. Queste ultime si suddividono in piezometriche e osservative.

I pozzi ausiliari sono suddivisi in pozzi di presa d'acqua e pozzi di assorbimento. Il pozzo di ogni impianto di produzione è in costante movimento. Il numero totale di pozzi di produzione sta cambiando: nelle fasi I, II - cresce, nelle fasi III - IU - diminuisce.

Il numero di pozzi di iniezione aumenta con lo sviluppo del sistema di allagamento. Wells può passare da un gruppo all'altro.

3. Il tasso di sviluppo dei giacimenti petroliferi. Il tasso di sviluppo Z (t), che varia nel tempo t, è pari al rapporto tra la produzione attuale di petrolio Qн (t) e le riserve recuperabili del giacimento.
Z(t) = Qí Q estratto.

Si può vedere dalla formula che la variazione del tasso di sviluppo nel tempo avviene in modo simile alla variazione della produzione di petrolio.

Per caratterizzare il sistema di sviluppo viene spesso utilizzato il concetto di tasso di sviluppo massimo Zmax.

Zmax = Qn max. 100%

Qn max - di solito produzione di petrolio nell'II periodo di sviluppo.

Allo stesso modo, viene determinato il tasso di prelievo di liquidi

Il tasso di sviluppo è una misura dell'attività del sistema di sviluppo.

Recupero di petrolio: il rapporto tra la quantità di petrolio estratto dal giacimento e le sue riserve iniziali nel giacimento.

Qbal - riserve di petrolio geologiche o di equilibrio. Distinguere tra recupero attuale e finale dell'olio. L'attuale recupero di petrolio è inteso come il rapporto tra la quantità di petrolio estratto dal giacimento al momento dello sviluppo del giacimento e le sue riserve iniziali. Recupero finale del petrolio - il rapporto tra la quantità di petrolio prodotta alla fine dello sviluppo e le riserve iniziali.

Recupero dell'olio = fattore di recupero dell'olio, fattore di recupero dell'olio.

Il recupero del petrolio è determinato non solo per un giacimento, oggetto, ma anche per il campo nel suo insieme, per un gruppo di campi e persino per la regione produttrice di petrolio e il paese.

Il recupero finale del petrolio è determinato non solo dalle possibilità della tecnologia di sviluppo dei giacimenti petroliferi, ma anche dalle condizioni economiche.

Produzione di gas. Dipende dal contenuto di gas nell'olio del giacimento ed è caratterizzato dal fattore gas.

GOR - il rapporto tra il volume di gas prodotto, ridotto a condizioni standard, e la produzione di olio degasato per unità di tempo. Si misura in m 3 / te in m 3 / m 3. Nella modalità ad acqua il valore del fattore gas è costante

GF \u003d Qg m 3 / t

Consumo di agenti di iniezione nel giacimento e loro estrazione insieme a petrolio e gas. Durante l'implementazione di vari processi tecnologici per l'estrazione di petrolio e gas dalle viscere, l'acqua viene pompata nel serbatoio, acqua con additivi chimici. reagenti, gas e altre sostanze. Il consumo di queste sostanze può essere utilizzato nel processo di sviluppo sul campo.

La distribuzione della pressione nel giacimento. Durante lo sviluppo dei giacimenti petroliferi, la pressione nel giacimento cambia costantemente. In alcune aree del serbatoio sarà diverso. Nell'area dei pozzi di iniezione ci sarà un aumento della pressione, nell'area dei pozzi di produzione - ridotta. La pressione media ponderata in base all'area viene utilizzata per la valutazione. Come indicatori di sviluppo, le pressioni vengono utilizzate nei punti caratteristici della formazione - sul fondo dei pozzi di iniezione - Рн, sul fondo dei pozzi di produzione - Рс.

È anche importante determinare le perdite di carico tra i pozzi di iniezione e di produzione, come la differenza tra Рн-Рс.

Pressione alla bocca dei pozzi produttori. È stabilito in base ai requisiti per garantire la raccolta e il trasporto di petrolio, gas e acqua dalla testa del pozzo alle installazioni del giacimento petrolifero.

Temperatura del serbatoio. Questo è un fattore naturale. Può cambiare a causa dell'iniezione di grandi volumi di acqua fredda nella formazione o viceversa portatori di calore di vapore, acqua calda.

Tutti gli indicatori inerenti a questa tecnologia di estrazione dell'olio dalle viscere sono interconnessi, un cambiamento in alcuni indicatori di sviluppo comporta un cambiamento in altri.