Efektiviteti i sistemeve të zhvillimit të fushave të naftës me përmbytje të ujit përcaktohet kryesisht nga plotësia e përfshirjes së rezervave të naftës industriale në zhvillimin dhe natyra e prodhimit të tyre. Nga kjo varen si shkalla e prodhimit ashtu edhe plotësia e nxjerrjes së naftës nga nëntoka.

Në kushte përmbytjeje, kompletimi i prodhimit të formacioneve prodhuese varet kryesisht nga shkalla e mbulimit të objektit zhvillimor si në zonë ashtu edhe në seksion, e cila përcaktohet kryesisht nga natyra e lëvizjes së ujit të injektuar dhe ujit të formimit. Prandaj vëmendja kryesore në analizat gjeologjike dhe në terren duhet t'i kushtohet çështjeve të mbulimit të formacioneve nën ndikimin e ujit të injektuar dhe veçorive të lëvizjes së ujit nëpër formacione prodhuese.

Faktorët gjeologjikë dhe fizikë që ndikojnë në procesin e përmbytjes së ujit përfshijnë vetitë e filtrimit të formacioneve prodhuese, natyrën dhe shkallën e heterogjenitetit të tyre, vetitë e viskozitetit të formacioneve ngopëse dhe lëngjeve të injektuara në to, etj.

Faktorët kryesorë teknologjikë që ndikojnë në performancën e përmbytjes së ujit dhe rikuperimin e naftës përfshijnë: parametrat e modelit të pusit të prodhimit, dizajnin e sistemit të përmbytjes së ujit, ritmin e zhvillimit, teknologjinë e përzgjedhjes së lëngjeve dhe injektimit të ujit, kushtet për zhvillimin e formacioneve ngjitur, natyra e hapjes së formacioneve prodhuese në puse.

Përpunimi i të dhënave të vëzhgimit për përmbytjen e rezervuarit bën të mundur përcaktimin e pozicionit aktual të kontaktit naftë-ujë, konturet e jashtme dhe të brendshme të naftëmbajtësve për data të ndryshme zhvillimi, duke përfshirë datën e analizës së zhvillimit. Duke ditur pozicionin e OWC, është e mundur të përcaktohet pozicioni aktual i konturit mbajtës të vajit dhe vëllimi i pjesës së larë të formacionit.

Aktualisht, për shkak të zhvillimit të metodave për kontrollin e zhvillimit të fushave të naftës, idetë për natyrën e lëvizjes janë zgjeruar ndjeshëm. Ekzistojnë dy forma kryesore të lëvizjes: ngjitja vertikale dhe lotimi shtresë pas shtrese e depozitimit të naftës.

Si rezultat i veprimit të kombinuar të një numri të madh faktorësh, në procesin e lëvizjes nëpër formacion, ai lëviz në mënyrë të pabarabartë dhe zakonisht merr një formë gjeometrike shumë komplekse. Në një fushë me shumë shtresa, për shkak të ndryshimit të strukturës litologjike të objektit për nga trashësia, formohen disa fronte të pavarura zhvendosjeje me shpejtësi të ndryshme lëvizjeje.

(6.2)
Ku:

Duhet të theksohet se në këtë rast, ujitja e rezervuarit të naftës nga baza është gjithashtu një parakusht. Kështu, për fushat me shumë shtresa me shtresa qartësisht të izoluara të operuara nga një filtër i vetëm, metodat indirekte nuk janë të zbatueshme. Nëse ka të paktën një sasi të vogël kërkimesh gjeofizike mbi depozitimin për të kontrolluar lëvizjen gjatë zhvillimit, është e nevojshme të krahasohen të dhënat gjeofizike dhe të dhënat e llogaritura mbi metodat e propozuara të kontrollit indirekt. Metodat indirekte në shqyrtim zakonisht japin një trashësi të mbivlerësuar të prerjes së ujit të formacionit, prandaj, nëse është e mundur, këshillohet të bëhen korrigjime në të dhënat e llogaritura, të gjetura nga një krahasim i të dhënave gjeofizike dhe të llogaritura.

Metodat indirekte për përcaktimin e pozicionit aktual përdoren për të ndërtuar një kurbë ideale të ngritjes (a) ose një hartë të sipërfaqes (b). Të dyja metodat shërbejnë si bazë për ndërtimin e një harte të trashësisë së mbetur të ngopur me vaj në datën e analizës së zhvillimit.

Për të përpunuar të gjitha të dhënat e zhvendosjes gjatë procesit të zhvillimit dhe për të reduktuar të gjitha të dhënat në një moment në kohë, në shumë raste këshillohet të ndërtohet një kurbë ideale e zhvendosjes ose, me fjalë të tjera, një kurbë ideale e ngritjes.

Metodologjia për ndërtimin e hartave të ndikimit të injektimit për shtresat e një fushe me shumë shtresa është e njëjtë si për një fushë me një shtresë. Duhet të kihet parasysh se nëse në ndonjë seksion të një rezervuari me një shtresë nuk ka ndikim injektimi, atëherë gjatë minierave të mekanizuara rezervat e tij zhvillohen ende në modalitetin e varfërimit, dhe në një rezervuar me shumë shtresa, rezervat e të tilla një seksion zakonisht nuk zhvillohet.

Në praktikë, gjatë ndërtimit të hartave të ndikimit të injektimit brenda tre grupeve të identifikuara më parë, u dalluan tre shkallë ndikimi. Në grupin e parë (lidhja e drejtpërdrejtë midis zonave të injektimit dhe nxjerrjes), u dalluan zonat e prodhimit të rrjedhshëm, të prodhimit të mekanizuar dhe pa ndikim. Në grupin e dytë (nuk ka lidhje të drejtpërdrejtë midis zonave të injektimit dhe nxjerrjes), identifikohen zonat e ndikimit përmes bashkimit të formacioneve ngjitur dhe një zonë pa lidhje me injektimin. Në grupin e tretë ka një zonë depërtimi vetëm nga puset e injektimit dhe një zonë pa ndikim në rezervuarët me produktivitet të ulët. Të gjitha zonat e specifikuara përfshihen në.

Identifikimi i zonave të ndryshme që i nënshtrohen ndikimit të pabarabartë të injektimit bën të mundur diferencimin e rezervave të depozitave dhe përcaktimin e rezervave që janë të përfshira në mënyrë aktive në zhvillim dhe atyre që nuk mbulohen nga zhvillimi sipas sistemit ekzistues dhe i nënshtrohen shpimit, d.m.th. struktura e rezervave të naftës në datën e analizës së zhvillimit.

Përmirësimi i sistemeve të zhvillimit duhet të ndjekë rrugën e rritjes së mbulimit të ndikimit të formacioneve prodhuese, duke eliminuar zonat dhe seksionet e formacioneve që nuk janë ose janë të prekura dobët nga injektimi.

6.3. Analiza e dinamikës së raporteve të fshirjes aktuale, zhvendosjes dhe rikuperimit të naftës në zonën e ujitur të rezervuarit

Një nga detyrat më të rëndësishme që lind kur analizohet zhvillimi i fushave të naftës në një fazë të vonë është identifikimi i natyrës së shpërndarjes së rezervave të mbetura të bilancit të naftës brenda vëllimit fillestar që përmban naftë të depozitës.

Kjo është e nevojshme, para së gjithash, për një vlerësim të saktë të rezervave të mbetura të rikuperueshme të naftës duke përdorur metoda konvencionale të zhvillimit dhe metoda të njohura të intensifikimit të prodhimit të naftës.

Njohja e natyrës së shpërndarjes së rezervave të naftës së bilancit të mbetur është veçanërisht e rëndësishme për aplikimin efektiv të të ashtuquajturave metoda terciare të rikuperimit të zgjeruar të naftës (metodat fiziko-kimike, gazore, termike, mekanike -,).

Përcaktimi i rezervave të mbetura të naftës të vendosura në datën e analizës në vëllimin e ngopur me vaj mund të bëhet duke përdorur formulat e mëposhtme.

Shuma e vëllimeve të depozitës është e barabartë me vëllimin fillestar që përmban vaj të depozitës:

Bilanci i rezervave të naftës (përafërsisht) mund të shkruhet

(6.7)
Ku:

Vëllimi mund të përfaqësohet si i përbërë nga dy pjesë:

(6.8)
Ku:

Prandaj, dhe mund të përfaqësohet si shumë

Vëllimi i pjesës së ndërprerë të formacionit varet si nga struktura gjeologjike (prania e thjerrëzave dhe gjysmëthjerrëzave, zona pa rrugëdalje, shtresimi, gabimet, gërvishtjet, etj.), dhe nga sistemi i ndikimit në formacion dhe distanca midis puseve të prodhimit dhe injektimit. Ky vëllim për depozitat e shpuara përcaktohet nga hartat zonale të trashësisë së ngopur me vaj ose nga llogaritja e vëllimeve të paprodhuara përgjatë profileve. Nëse nuk ka të dhëna të tjera, atëherë zakonisht pranohet që vëllimi i pjesës së ndërprerë të formacionit, si dhe rezervat e bilancit në këtë vëllim, nuk ndryshojnë gjatë procesit të zhvillimit, sepse nuk ka asnjë ndikim në këtë vëllim dhe nuk nxirret vaj prej tij, d.m.th. , ku: është vëllimi fillestar i pjesës së ndërprerë të formacionit.

Për depozitat e pashpuara në fazën fillestare të projektimit, përcaktohet me analogji me depozitat e ngjashme ose në përputhje me rekomandimet e përfshira në udhëzimet e projektimit të zhvillimit.

Metoda kryesore për përcaktimin e rezervave të mbetura të naftës është metoda vëllimore. Sidoqoftë, në fazën e vonshme të zhvillimit, kushtet për përdorimin e tij bëhen shumë më të ndërlikuara në krahasim me kushtet fillestare për shkak të konfigurimit kompleks të kufirit aktual midis dhe, domethënë, vështirësia qëndron në përcaktimin e pozicionit aktual të frontit të përmbytjeve ujore. (rryma ) dhe konturet aktuale të vajit.

Siç dihet, kur nafta zhvendoset nga uji, koeficienti i rikuperimit të naftës konsiderohet si produkt i tre koeficientëve.

(6.10)
Ku:

Koeficienti i zhvendosjes kuptohet si raporti i vëllimit të vajit të zhvendosur pas larjes së zgjatur dhe të përsëritur të një kampioni shkëmbi me vëllimin fillestar të ngopur me vaj. Ky koeficient përcaktohet në bazë të rezultateve të studimeve laboratorike mbi mostrat e shkëmbinjve dhe, në thelbin e tij fizik, karakterizon rikuperimin maksimal të vajit gjatë shpëlarjes afatgjatë nga një pjesë e vazhdueshme e formacionit.

(6.11)
Ku:

Koeficienti i mbulimit të përmbytjeve (shpesh i quajtur koeficienti i përmbytjes) është raporti i vëllimit të pjesës së larë të formacionit me vëllimin e formacionit të zënë nga vaji në lëvizje, d.m.th. vëllimi i rezervuarit të vazhdueshëm – . Ky koeficient varet kryesisht nga heterogjeniteti i përshkueshmërisë së formacionit, raporti i viskozitetit të naftës dhe ujit dhe shkalla e prerjes së ujit në puset e prodhimit kur ato mbyllen. Shihni më poshtë për metodat për përcaktimin e koeficientit të mbulimit të përmbytjeve.

Koeficienti i mbulimit të zhvendosjes - (koeficienti i humbjes së vajit për shkak të ndërprerjes së formimit) përcaktohet si raporti i vëllimit (rezervave) të mbuluara nga ndikimi me të gjithë vëllimin (rezervat) (fillestare) të formacionit (depozitimit).

Meqenëse një nga pjesët e dokumentit të projektit për zhvillimin e një fushe nafte dhe gaz-nafte është vërtetimi i rikuperimit përfundimtar të naftës të rezervuarëve, detyra e analizës së zhvillimit është të kontrollojë korrektësinë e koeficientëve të zgjedhur të përfshirë në rikuperimin e naftës. formula, përkatësisht koeficientët e zhvendosjes së naftës nga uji, nafta nga gazi, gazi nga nafta, gazi nga uji, koeficientët e mbulimit me zhvendosje dhe përmbytje. Është dhënë një sqarim i karakteristikave fizike dhe hidrodinamike të zhvendosjes së përcaktuar në kushte laboratorike. Më poshtë përshkruan se si të përcaktohet mbulimi aktual i përmbytjeve të ujit dhe faktorët e rikuperimit të naftës.

Mënyra e parë. Në fazën e fundit të zhvillimit të rezervuarit të naftës, është me rëndësi të madhe të identifikohen zonat që tashmë janë larë me ujë dhe zonat që janë ende të zëna nga nafta, si dhe vlerësimi i reduktimit të trashësisë efektive të ngopur me vaj në zonat e ngopura me vaj. si rezultat i lëvizjes gjatë zhvillimit. Për këtë qëllim, përdoret një hartë e trashësisë së mbetur efektive të ngopur me vaj, e ndërtuar në datën e analizës së zhvillimit, nga e cila përcaktohen rezervat e mbetura të naftës.

Rikuperimi i vajit në pjesën e ujitur të formacionit përcaktohet nga formula e mëposhtme

(6.13)
Ku:

Pjesa e ujitur e formacionit kuptohet si vëllimi (rezervat e naftës) që përmbahet midis pozicioneve fillestare dhe aktuale.

Nëse hartat e trashësisë së mbetur të ngopur me vaj janë ndërtuar për data të ndryshme të zhvillimit të rezervuarit të naftës me një interval prej, për shembull, dy deri në tre vjet, atëherë është e mundur të përcaktohen një sërë vlerash të rikuperimit të arritur të naftës në pjesën e ujitur. të formimit dhe marrjes së dinamikës së këtij treguesi gjatë zhvillimit të një rezervuari nafte. Kurbat e marra duke përdorur metodën e përshkruar karakterizojnë mirë efikasitetin e prodhimit të formacioneve prodhuese.

Mënyra e dytë Përcaktimi i rikuperimit të naftës në pjesën e ujitur të formacionit shoqërohet me procesin e përmbytjes në qark.

Me përmbytje brenda qarkut gjatë periudhës së prodhimit të naftës pa ujë, i gjithë uji i injektuar përdoret për të zhvendosur vajin, domethënë, çdo metër kub ujë i injektuar zhvendos saktësisht të njëjtën sasi vaji nga rezervuari. Pasi uji depërton në puset e prodhimit përmes shtresave më të depërtueshme, një pjesë e ujit të injektuar kalon nëpër shtresat e lara.

Nëse nga sasia totale e ujit të injektuar zbresim vëllimin e ujit të prodhuar së bashku me naftën nga puset e prodhimit të vendosura në zonën e përmbytjes së ujit, pra pranë puseve në qark, marrim sasinë e ujit që ka bërë punë të dobishme, duke zhvendosur një sasi të barabartë vaji

Bazuar në të dhënat për kohën e shfaqjes së ujit të freskët në puset e prodhimit më afër puseve të injektimit, është e mundur të përcaktohet afërsisht kufiri i frontit të ujitjes.

Siç është vërejtur tashmë, gjatë përmbytjeve brenda qarkut, zakonisht vërehet një ballë zhvendosjeje shumë kompakte, e cila, në një përafrim të parë, mund të konsiderohet vertikale. Nëse ka një "njollosje" të konsiderueshme të pjesës së përparme të zhvendosjes, atëherë këshillohet të përcaktohet trashësia e mbetur efektive e ngopur me vaj duke përdorur puse prodhimi që punojnë me ujë, në mënyrë të ngjashme me metodën e mëparshme.

Pas kësaj, ndërtohet një hartë e trashësisë efektive të zonës së ujitur të formacionit. Në zonën e ujitjes së plotë të puseve, trashësitë efektive të zonës së ujitur janë të barabarta me trashësitë fillestare efektive të ngopura me vaj. Në zonën e kufizuar nga fronti i ujitjes dhe linja e ujitjes së plotë të puseve, ndërtohen linja me trashësi të barabarta të rrymës efektive.

Duke matur vëllimin e pjesës së ujitur të formacionit, është e mundur të përcaktohet ekuilibri i rezervave të naftës në zonën e ujitur, të cilat uji i injektuar i lau dhe i zhvendosi në puset e prodhimit.

Duke ditur vëllimin e ujitur të formacionit dhe sasinë e vajit të zhvendosur nga formacioni i barabartë me vëllimin e injektimit efektiv, është e mundur të përcaktohet rikuperimi i arritur i vajit në pjesën e ujitur të formacionit.

(6.15)
Ku:

Kur përdorni këtë metodë, këshillohet të ndërtoni harta të trashësisë efektive të pjesës së ujitur të formacionit gjatë procesit të zhvillimit.

Mënyra e tretë në fakt, është një variant i metodës së parë të përcaktimit të efikasitetit të prodhimit të një formacioni prodhues. Këtu, si në metodën e dytë, është ndërtuar një hartë e trashësisë efektive të pjesës së ujitur të rezervuarit, por për të llogaritur rikuperimin e arritur të naftës dhe pjesën e ujitur të rezervuarit, përdoret sasia e naftës që nxirret nga rezervuari.

(6.16)
Ku:

Këtu është e dëshirueshme të merret dinamika e vlerave të koeficientit të rikuperimit të naftës në pjesën e ujitur të formacionit. Nëse trashësia e mbetur efektive e ngopur me vaj të formacionit nuk mund të përcaktohet për një arsye ose një tjetër, atëherë këshillohet të përcaktohet rikuperimi i naftës në zonën e përmbytur me ujë të formacionit, domethënë rezervat e bilancit në zonën midis fillestarit. pozicioni dhe kufiri i kushtëzuar ndërmjet puseve të përmbytur dhe pa ujë. Përndryshe, metoda për përcaktimin e rikuperimit të arritur të naftës mbetet e pandryshuar.

Ka edhe metoda e katërt përcaktimi i rikuperimit të naftës në pjesën e ujitur të formacionit, bazuar në lartësinë mesatare të pozicionit aktual. Bazuar në të gjitha të dhënat e disponueshme, përcaktohet vlera mesatare aritmetike e shenjës absolute të asaj aktuale në datën e analizës. Në një grafik të para-ndërtuar të shpërndarjes së rezervave fillestare të bilancit sipas lartësisë së rezervuarit (), aplikohet një shenjë e vlerës mesatare aktuale dhe gjenden rezervat përkatëse të naftës të përmbytura me ujë. Metoda mund të përdoret për depozitat e përmbytura me ujë në fund.

6.4. Analiza e efikasitetit të zhvillimit të rezervuarit të naftës duke krahasuar karakteristikat e zhvendosjes

Karakteristika e zhvendosjes, e ndërtuar për depozitën në tërësi, shërben si një ilustrim i mirë i efikasitetit të zhvillimit të rezervuarit të naftës; ajo jo vetëm që tregon sasinë e rikuperimit të naftës të arritur nga formimi në çdo kohë, por gjithashtu tregon për shkak të konsumit të agjenti i punës (uji) për zhvendosjen, është marrë ky apo ai rikuperim vaji nga formacioni .

Aktualisht, në rajonin Ural-Volga dhe Siberinë Perëndimore ka një numër të madh të depozitave të naftës që janë në fazat e fundit apo edhe përfundimtare të zhvillimit, nga të cilat mund të ndërtohen karakteristikat përkatëse të zhvendosjes. Nga këto vendburime nafte, duhet të zgjidhen vendburimet analoge dhe të bëhet një krahasim i karakteristikave të zhvendosjes së vendburimit analog dhe fushës së analizuar për të përcaktuar se cila nga depozitat e krahasuara është zhvilluar në mënyrë më efikase dhe për të provuar të zbulohet. arsyet për këtë.

Kur zgjidhni një rezervuar analog vaji, duhet të udhëhiqet nga afërsia e parametrave të mëposhtëm të rezervuarit të naftës, të cilat kryesisht përcaktojnë rrjedhën e karakteristikave të zhvendosjes:

raportet e viskozitetit të naftës dhe ujit në kushtet e rezervuarit;

përshkueshmëria e formimit;

koeficienti i rërës;

ngopja fillestare e vajit të formacionit;

pesha e rezervave të naftës që ndodhen në zonën naftë-ujë.

Nëse e vizatojmë karakteristikën e zhvendosjes së rezervuarit të analizuar në koordinata gjysmë logaritmike në një shkallë mjaft të madhe, atëherë pjesa më e madhe e karakteristikës së zhvendosjes bëhet lineare dhe në shumicën e rasteve shfaq kthesa në drejtim të zvogëlimit ose, anasjelltas, rritjes së konsumit të ujit për procesi i zhvendosjes. Është e nevojshme të zbulohen arsyet që çojnë në thyerjet e vëzhguara, duke përcaktuar se çfarë ndryshimesh në sistemin e zhvillimit të depozitave, ose çfarë aktivitetesh gjeologjike dhe teknike janë kryer në vendburim. Natyra (drejtimi) i ndërprerjeve do të tregojë nëse këto masa çuan në një rritje të efikasitetit të zhvillimit të një depozite nafte ose, anasjelltas, në një ulje të efikasitetit të tij.

4.3 Sipas karakteristikave të zhvendosjes

Përdorimi i karakteristikave të zhvendosjes (DC) në zgjidhjen e problemeve të zhvillimit të depozitave të naftës u propozua për herë të parë nga D.A. Efros (1959) në formën e një varësie të rikuperimit të naftës së akumuluar nga rikuperimi i lëngut të akumuluar.

Përparësitë e metodës së parashikimit bazuar në përdorimin e karakteristikave të zhvendosjes së naftës nga uji janë:

Lehtësia e përdorimit të kësaj metode parashikimi;

Rezervat e rikuperueshme të naftës përcaktohen drejtpërdrejt nga karakteristikat e zhvendosjes, pa vlerën paraprake të rezervave të bilancit dhe faktorin e rikuperimit të naftës së projektuar, përcaktimi i të cilit në disa raste është i vështirë.

Thelbi i teknikës është si më poshtë.

Një metodë e përdorur gjerësisht për zgjidhjen e këtij problemi është metoda e katrorëve më të vegjël. Le të shqyrtojmë një rast specifik. Sistemi i ekuacioneve është dhënë:

Një sistem me dy ekuacione lineare me dy të panjohura a, b. Më pas, nga barazia e dytë, duke shprehur koeficientin b dhe duke e zëvendësuar me barazinë e parë, gjejmë koeficientin a. Vlerat aktuale të funksionit përcaktohen duke zëvendësuar në anën e majtë të ekuacioneve vlerën aktuale të prodhimit të akumuluar (V n, V in, V f).

Suksesi i përdorimit të karakteristikave të zhvendosjes në përcaktimin e efektit teknologjik të pompimit të biogazit dhe intensifikimit të rrjedhës së naftës përcaktohet kryesisht nga fakti se janë zgjedhur sistemet e koordinatave në të cilat të dhënat pak a shumë përshtaten mirë në një vijë të drejtë.

Kur përdorni karakteristikat e zhvendosjes, ekziston një probabilitet mjaft i lartë që nëse gjatë periudhës parahistorike pikat aktuale shtrihen mjaft afër në vijën e drejtë, atëherë gjatë periudhës së ekstrapolimit ato gjithashtu do të shtrihen në vijën e drejtë.

Karakteristikat e zhvendosjes të përdorura për të zgjedhur ekuacionin e kurbës së prerjes së ujit për vlerësimin e performancës EOR.

ku Qn, Qn, Qf – vlerat aktuale të prodhimit të akumuluar të vajit, ujit, lëngut; a, b – koeficientët konstant.

Për të përcaktuar prodhimin e naftës nëpërmjet përdorimit të GS sipas rezervuarëve kimikë, ndërtohen varësitë në koordinata. Pastaj përcaktohet prodhimi shtesë. Rezultatet e llogaritjeve të prodhimit të naftës dhe llogaritja e kthesave bazë u bënë duke përdorur një kompjuter (duke përdorur Microsoft Excel).

Le të hedhim një vështrim më të afërt në metodën e Maksimov duke përdorur shembullin e pusit nr

(4.3.9)

(4.3.10)

Kriteri i tyre:

(4.3.11)

Tabela 4.3.1 Rezultatet e llogaritjes së prodhimit të naftës për shkak të EOR (pusi nr. 1)

DATA	Prodhimi në muaj, t.		Prodhimi i akumuluar, d.m.th.
	Vaj	Uji	Vaj	E lëngshme
07.08	345	9265	345	9610
08.08	268	9245	613	19123
09.08	257	8600	870	27980
10.08	249	7669	1119	35898
11.08	276	10604	1395	46778
12.08	286	10887	1681	57951
01.09	323	7956	2004	66230
02.09	281	7688	2285	74199
03.09	321	8941	2606	83461
04.09	354	8583	2960	92398
05.09	363	8837	3323	101598
06.09	319	8487	3642	110404
07.09	371	8670	4013	119445
08.09	359	8569	4372	128373
09.09	336	8963	4708	137672
10.09	264	8863	4972	146799
11.09	255	10203	5227	157257
12.09	218	10463	5445	167938

Tabela 4.3.2 Lakoret bazë të llogaritura

datë	Abyzbaev	Govorov-Ryabinin	Davydov	Kambarov	Maksimov	Shpejt. Neftesod.	Sazonov
07.08	5,763	9,2281	1754,28	5859,24	-304,07	248,52	-302,29
08.08	6,430	9,8180	1887,40	4301,66	626,30	558,09	624,50
09.08	6,800	10,1774	1920,71	3803,58	1139,28	846,32	1137,13
10.08	7,042	10,4357	1918,01	3566,38	1474,17	1103,98	1472,77
11.08	7,298	10,6620	1964,75	3371,43	1831,93	1458,04	1829,34
12.08	7,506	10,8534	1992,95	3247,41	2121,00	1821,64	2117,83
01.09	7,636	11,0338	1949,64	3182,51	2298,78	2091,05	2297,69
02.09	7,746	11,1685	1931,03	3133,71	2450,78	2350,38	2450,72
03.09	7,860	11,3034	1916,19	3088,71	2608,31	2651,79	2609,15
04.09	7,959	11,4341	1888,10	3053,84	2743,94	2942,62	2746,17
05.09	8,051	11,5529	1864,83	3024,35	2870,61	3242,00	2874,02
06.09	8,132	11,6469	1855,12	3000,73	2981,96	3528,57	2985,97
07.09	8,208	11,7465	1834,03	2980,10	3086,93	3822,78	3091,99
08.09	8,278	11,8344	1818,10	2962,58	3183,19	4113,32	3189,08
09.09	8,346	11,9104	1813,24	2946,75	3277,01	4415,93	3283,27
10.09	8,408	11,9664	1824,59	2933,16	3363,76	4712,94	3369,73
11.09	8,475	12,0178	1846,44	2919,53	3457,15	5053,27	3462,42
12.09	8,539	12,0597	1874,69	2907,36	3546,63	5400,85	3550,93
Koefi. A	-3,13684	3,230525	-31628,6	2728,19	-12583,2	-64,2134	-12654,2
Koefi. B	0,970435	1,026355	34626	-30089419	1344,335	0,032542	1346,908
Kriteri i tyre	0,017256	0,007321	0,02051	0,014113	0,044377	0,010731	0,044397

Tabela 4.3.3

datë	formula e Kambarovit			Formula Govorov-Ryabinin			Formula Post. Neftesod.			Vlera mesatare
	ext. naftë, tonë	prodhim shtesë		ext. naftë, tonë	prodhim shtesë		ext. naftë, tonë	prodhim shtesë		prodhim shtesë
		në muaj	të akumuluara		në muaj	të akumuluara		në muaj	të akumuluara	në muaj	të akumuluara
07.09	2980,10	1032,9	1032,9	3675,87	337,12	337,12	3822,78	190,21	190,21	520,08	520,08
08.09	2962,58	1409,42	2442,32	3941,49	430,50	767,63	4113,32	258,67	448,89	699,53	1219,61
09.09	2946,75	1761,25	4203,57	4218,82	489,17	1256,8	4415,93	292,07	740,96	847,49	2067,11
10.09	2933,16	2038,84	6242,41	4492,58	479,41	1736,22	4712,94	259,05	1000,02	925,77	2992,88
11.09	2919,53	2307,47	8549,88	4807,2	419,79	2156,02	5053,27	173,73	1173,75	967,00	3959,88
12.09	2907,36	2537,64	11087,52	5129,26	315,73	2471,75	5400,85	44,14	1217,90	965,84	4925,72

Oriz. 4.3.1. Varësia e prodhimit të akumuluar të naftës nga prodhimi i lëngshëm i akumuluar (metoda Kambarov)

Oriz. 4.3.2. Varësia e prodhimit të akumuluar të naftës nga prodhimi i lëngshëm i akumuluar (metoda Govorov-Ryabinin)

Oriz. 4.3.3. Varësia e prodhimit kumulativ të naftës nga prodhimi i lëngshëm kumulativ (metoda e përmbajtjes së vazhdueshme të vajit)

Oriz. 4.3.4. Orari i llogaritjes për prodhimin shtesë të naftës për shkak të EOR (pusi nr. 1)

Të dhënat e llogaritjes për puset nr.2, nr.3 jepen në tabelat 4.3.4 – 4.3.9.

Tabela 4.3.4 Rezultatet e llogaritjes së prodhimit të naftës për shkak të pusit EOR nr. 2

DATA	Prodhimi në muaj, t.		Prodhimi i akumuluar, d.m.th.
	Vaj	Uji	Vaj	E lëngshme
02.08	358	1436	358	1794
03.08	409	1622	767	3825
04.08	395	1463	1162	5683
05.08	433	1385	1595	7501
06.08	385	1365	1980	9251
07.08	432	1557	2412	11240
08.08	435	1598	2847	13273
09.08	635	1077	3482	14985
10.08	590	1035	4072	16610
11.08	347	1385	4419	18342
12.08	352	1465	4771	20159
01.09	501	1135	5272	21795
02.09	461	1159	5733	23415
03.09	440	1335	6173	25190
04.09	413	1315	6586	26918
05.09	487	1254	7073	28659
6.09	429	1105	7502	30193
07.09	486	1123	7988	31802
08.09	545	1163	8533	33510
09.09	645	1569	9178	35724
10.09	359	948	9537	37031
11.09	469	1257	10006	38757

Tabela 4.3.5 Kurbat e llogaritura të bazës

datë	Abyzbaev	Govorov-Ryabinin	Davydov	Kambarov	Maksimov	Shpejt. Neftesod.	Sazonov
02.08	5,823793	7,340	492,605	11486,28	-1343,38	163,55	-1316,65
03.08	6,652752	8,016	603,0457	8042,717	642,4696	681,47	625,45
04.08	7,086245	8,385	1052,944	7048,254	1669,607	1155,28	1641,047
05.08	7,390142	8,666	1984,165	6552,063	2371,672	1618,88	2353,024
06.08	7,619737	8,857	2142,916	6258,648	2917,92	2065,14	2890,924
07.08	7,832965	9,032	2206,735	6036,096	3427,676	2572,35	3390,481
08.08	8,014996	9,179	2195,888	5877,55	3864,764	3090,78	3816,945
09.08	8,147826	9,358	4233,019	5777,405	4123,025	3527,35	4128,144
10.08	8,260552	9,497	5690,788	5701,446	4349,369	3941,73	4392,24
11.08	8,369153	9,569	5208,462	5635,303	4624,636	4383,40	4646,674
12.08	8,472574	9,637	4723,522	5578,13	4887,47	4846,75	4888,971
01.09	8,558009	9,726	5318,796	5534,808	5074,431	5263,94	5089,13
02.09	8,636509	9,800	5655,395	5497,875	5252,535	5677,05	5273,041
03.09	8,716514	9,866	5679,849	5462,862	5443,754	6129,69	5460,478
04.09	8,789158	9,923	5635,553	5433,212	5619,412	6570,34	5630,671
05.09	8,857778	9,987	5878,317	5406,955	5776,643	7014,31	5791,435
6.09	8,914869	10,039	6068,648	5386,329	5907,799	7405,49	5925,189
07.09	8,971715	10,094	6377,691	5366,833	6034,703	7815,79	6058,369
08.09	9,028994	10,153	6772,26	5348,186	6159,97	8251,34	6192,564
09.09	9,099044	10,218	7031,456	5326,668	6320,025	8815,93	6356,68
10.09	9,138387	10,252	7102,916	5315,174	6412,208	9149,22	6448,853
11.09	9,188266	10,294	7174,932	5301,182	6529,653	9589,36	6565,711
Koefi. A	-2,37941	2,125022	91740,72	5000,988	-20441,7	-293,927	-20535,3
Koefi. B	1,094898	0,886903	-113997	-11634616	2627,138	0,255007	2565,153
Kriteri i tyre	0,014237	0,010871	0,060408	0,016605	0,027179	0,028408	0,027169

Tabela 4.3.6

datë	formula e Kambarovit			Formula Govorov-Ryabinin			formula e Abyzbaev			Vlera mesatare
	ext. naftë, tonë	prodhim shtesë		ext. naftë, tonë	prodhim shtesë		ext. naftë, tonë	prodhim shtesë		prodhim shtesë
		në muaj	të akumuluara		në muaj	të akumuluara		në muaj	të akumuluara	në muaj	të akumuluara
06.09	5386,32	2115,67	2115,67	7425,67	76,32	76,32	7441,8	60,19	60,19	750,73	750,73
07.09	5366,83	2621,16	4736,83	7841,32	146,67	223,001	7877,09	110,90	171,09	959,58	1710,31
08.09	5348,18	3184,81	7921,65	8274,43	258,56	481,56	8341,46	191,53	362,63	1211,6	2921,95
09.09	5326,66	3851,33	11772,98	8862,80	315,19	796,76	8946,73	231,26	593,89	1465,9	4387,88
10.09	5315,17	4221,82	15994,81	9220,47	316,53	1113,29	9305,74	231,25	825,15	1589,8	5977,75
11.09	5301,18	4704,81	20699,62	9697,14	308,85	1422,15	9781,67	224,32	1049,47	1745,9	7723,75

Oriz. 4.3.5. Varësia e prodhimit të akumuluar të naftës nga prodhimi i lëngshëm i akumuluar (metoda Kambarov)

Oriz. 4.3.6. Varësia e prodhimit të akumuluar të naftës nga prodhimi i lëngshëm i akumuluar (metoda Govorov-Ryabinin)

Oriz. 4.3.7. Varësia e prodhimit të akumuluar të naftës nga prodhimi i lëngshëm i akumuluar (metoda Abyzbaev)

Oriz. 4.3.8. Orari i llogaritjes për prodhimin shtesë të naftës për shkak të EOR (pusi nr. 2)

Tabela 4.3.7 Rezultatet e llogaritjes së prodhimit të naftës për shkak të pusit EOR nr. 3

DATA	Prodhimi në muaj, t.		Prodhimi i akumuluar, d.m.th.
	Vaj	Uji	Vaj	E lëngshme
10.08	546	496	546	1042
11.08	600	561	1146	3245
12.08	727	1322	1873	7497
01.09	625	1006	2498	13380
02.09	625	977	3123	20865
03.09	718	1106	3841	30174
04.09	653	995	4494	41131
05.09	651	1065	5145	53804
06.09	609	1004	5754	68090
07.09	679	1146	6433	84201
08.09	613	1068	7046	101993
09.09	709	1063	7755	121557
10.09	670	1125	8425	142916
11.09	666	1048	9091	165989

Tabela 4.3.8 Lakoret bazë të llogaritura

datë	Abyzbaev	Govorov-Ryabinin	Davydov	Kambarov	Maksi-mov	Shpejt. Neftesod.	Sazonov
10.08	6,367073	6,173217	-145,871	7219,934	-4,74	1139,46	-0,21865
11.08	7,004604	7,096609	1902,251	4755,44	1213,02	1322,82	1310,575
12.08	7,474564	7,708453	2016,803	4094,31	2518,71	1676,722	2276,833
01.09	7,799656	8,067078	2893,663	3872,465	3086,34	2166,375	2945,236
02.09	8,049013	8,345191	3492,406	3771,047	3494,47	2789,366	3457,926
03.09	8,256051	8,602922	3871,876	3715,117	3858,18	3564,172	3883,606
04.09	8,429907	8,79847	4200,112	3681,722	4127,26	4476,144	4241,061
05.09	8,580643	8,966957	4434,762	3660,06	4372,76	5530,942	4550,981
06.09	8,712801	9,106285	4633,89	3645,31	4574,26	6719,993	4822,703
07.09	8,831991	9,24521	4775,162	3634,68	4777,11	8060,942	5067,763
08.09	8,939575	9,358569	4905,716	3626,843	4945,59	9541,804	5288,962
09.09	9,038058	9,47798	5017,643	3620,874	5097,41	11170,15	5491,447
10.09	9,128905	9,581185	5108,237	3616,224	5243,87	12947,9	5678,232
11.09	9,2129	9,67594	5193,64	3612,545	5369,26	14868,31	5850,929
Koefi. A	2,467206	-1,67636	6341,679	3589,756	-9994,16	1052,732	-8018,52
Koefi. B	0,561221	1,245447	-13629,1	-3782645	1609,489	0,083232	1153,895
Kriteri i tyre	0,007578	0,012871	0,049668	0,005903	1,522027	0,004238	26,16246

Tabela 4.3.9

datë	formula e Kambarovit			formula e Abyzbaev			Formula Post. Neftesod.			Vlera mesatare
	të akumuluara ext. naftë, tonë	prodhim shtesë		të akumuluara ext. naftë, tonë	prodhim shtesë		të akumuluara ext. naftë, tonë	prodhim shtesë		prodhim shtesë
		në muaj	të akumuluara		në muaj	të akumuluara		në muaj	të akumuluara	në muaj	të akumuluara
07.09	3645,31	2108,69	2108,69	6080,25	-326,25	-326,25	6719,99	-965,99	-965,99	272,15	272,15
08.09	3634,68	2798,32	4907,01	6849,91	-416,91	-743,16	8060,94	-1627,94	-2593,93	251,16	523,31
09.09	3626,84	3419,16	8326,17	7627,96	-581,96	-1325,12	9541,80	-2495,80	-5089,74	113,80	637,10
10.09	3620,87	4134,13	12460,29	8417,41	-662,41	-1987,53	11170,15	-3415,15	-8504,89	18,85	655,96
11.09	3616,22	4808,78	17269,07	9217,92	-792,92	-2780,45	12947,90	-4522,90	-13027,79	-169,02	486,94
12.09	3612,54	5478,46	22747,52	10025,63	-934,63	-3715,08	14868,31	-5777,31	-18805,11	-411,16	75,78

Oriz. 4.3.9. Varësia e prodhimit të akumuluar të naftës nga prodhimi i lëngshëm i akumuluar (metoda Kambarov)

Oriz. 4.3.10. Varësia e prodhimit të akumuluar të naftës nga prodhimi i lëngshëm i akumuluar (metoda Abyzbaev)

Oriz. 4.3.11. Varësia e prodhimit kumulativ të naftës nga prodhimi i lëngshëm kumulativ (metoda e përmbajtjes së vazhdueshme të vajit)

Oriz. 4.3.12. Orari i llogaritjes për prodhimin shtesë të naftës për shkak të EOR (pusi nr. 3)

5. LLOGARITJA E TREGUESVE TE ZHVILLIMIT TEKNOLOGJIK GJATË ZBATIMIT TË METODËS

Llogaritja e treguesve të zhvillimit duke përdorur metodën e planifikimit aktual të prodhimit të naftës dhe lëngjeve. Kjo metodologji njihet si "Metodologjia e Komitetit të Planifikimit Shtetëror të BRSS". Përdoret edhe sot e kësaj dite në të gjitha departamentet e prodhimit të naftës dhe gazit, në kompanitë prodhuese të naftës, në organizatat e kompleksit të karburantit dhe energjisë dhe organizatat e planifikimit.

Të dhënat fillestare për llogaritjen:

1. Rezervat fillestare të bilancit të naftës (NBR), t;

2. Rezervat fillestare të rikuperueshme të naftës (IRR), t;

3. Në fillim të vitit të planifikuar:

Prodhimi kumulativ i naftës (ΣQ n), t;

Prodhimi kumulativ i lëngjeve (Lëngu ΣQ), t;

Injeksion kumulativ i ujit (ΣQ zak), m 3;

Stoku aktual i puseve të prodhimit (N ditë);

Stoku aktual i puseve të injektimit (N ditë);

4. Dinamika e shpimit të pusit sipas vitit për periudhën e planifikuar (N b):

Minierat (N d b);

Shkarkimi (N n b).

Tabela 5.1 Të dhënat fillestare për zonën perëndimore Leninogorsk të fushës Romashkinskoye

viti	NBZ, mijëra tonë	NIZ, mijë ton	ΣQ n, mijë ton	ΣQ f, mijë tonë	ΣQ zak, mijë m 3
2009	138322	69990	54830	200323	236577	307	196	3	1

Llogaritja e treguesve të zhvillimit

1. Numri i ditëve të funksionimit të puseve të prodhimit në vit, të bartura nga viti paraardhës:

Korsia D =365×K (5.1)

Korsia D = 365×0,9 = 328,5

2. Numri i ditëve të funksionimit të puseve të reja të prodhimit:

3. Shkalla mesatare e rrjedhës së naftës në puset e reja të prodhimit:

q n e re =8 t/ditë

4. Shkalla e rënies së prodhimit të naftës në puset prodhuese:

5. Prodhimi vjetor i naftës nga puset e reja:

(5.1)

6. Prodhimi vjetor i naftës nga puset e transferuara:

7. Prodhimi total vjetor i naftës

(5.3)

8. Prodhimi vjetor i naftës nga puset e reja të një viti më parë, nëse do të kishin funksionuar pa rënie në këtë vit:

9. Prodhimi vjetor i naftës nga puset e transferuara të një viti më parë (nëse kanë punuar pa rënë):

10. Prodhimi i mundshëm i vlerësuar i naftës nga të gjitha puset e një viti më parë (nëse janë operuar pa rënë):

(5.5)

11. Prodhimi i planifikuar i naftës nga puset e vitit të kaluar:

12. Ulja e prodhimit të naftës nga puset e një viti më parë:

(5.6)

13. Ndryshimi në përqindje në prodhimin e naftës nga puset në vitin e kaluar:

(5.7)

14. Prodhimi mesatar i naftës për pus:

(5.8)

15. Norma mesatare e prodhimit të puseve të naftës të transferuara nga viti i kaluar:

(5.9)

16. Prodhimi kumulativ i naftës:

17. Faktori aktual i rikuperimit të naftës (ORF) është në përpjesëtim të zhdrejtë me rezervat e bilancit fillestar (IBR):

(5.11)

18. Përzgjedhja nga rezervat fillestare të rikuperueshme të NCD të miratuar, %:

(5.12)

19. Norma e përzgjedhjes nga rezervat fillestare të rikuperueshme (IRR), %:

(5.13)

20. Norma e përzgjedhjes nga rezervat aktuale të rikuperueshme, %:

(5.14)

21. Prerja mesatare e ujit të produkteve të prodhuara:

(5.15),

22. Prodhimi vjetor i lëngshëm:

23. Prodhimi i lëngjeve që nga fillimi i zhvillimit:

24. Injektimi vjetor i ujit:

(5.18)

25. Kompensimi vjetor për nxjerrjen e lëngjeve me injeksion:

26. Kompensimi i akumuluar për nxjerrjen e lëngjeve me injeksion:

27. Faktori ujë-vaj:

Dinamika e treguesve kryesorë të zhvillimit është paraqitur në tabelë. 5.2

Tabela 5.2 Dinamika e treguesve kryesorë të zhvillimit

vite	Prodhimi, milion ton		Prodhimi kumulativ, milion ton		NË, %	Ujë injektimi, milion m3		Shkalla mesatare e rrjedhjes së vajit, t/ditë	KIN	Shkalla e përzgjedhjes nga NCD-të	Norma e përzgjedhjes nga TIZ
	vaj	lëngjeve	vaj	lëngjeve		vit	S
2010	0,462	10,286	55,292	311,764	0,96	13,840	250,417	4,22	39,97	1,23	1,46
2011	0,472	10,936	55,764	323,206	0,96	13,843	264,261	4,27	40,32	1,18	1,41
2012	0,463	11,153	56,228	334,647	0,96	13,841	278,102	4,15	40,65	1,11	1,36
2013	0,481	12,047	56,709	346,089	0,96	13,845	291,947	4,26	41	1,06	1,30
2014	0,465	12,148	57,174	357,530	0,96	13,841	305,789	4,09	41,33	1,00	1,25
2015	0,494	13,498	57,668	368,972	0,96	13,848	319,637	4,3	41,69	0,94	1,20
2016	0,508	14,572	58,176	380,413	0,97	13,851	333,489	4,38	42,06	0,90	1,15
2017	0,514	15,497	58,690	391,855	0,97	13,853	347,342	4,39	42,43	0,84	1,09
2018	0,506	16,087	59,196	403,297	0,97	13,851	361,193	4,29	42,8	0,79	1,04
2019	0,509	17,056	59,705	414,738	0,97	13,851	375,045	4,27	43,16	0,73	0,97
2020	0,505	17,927	60,210	426,180	0,97	13,851	388,897	4,2	43,53	0,68	0,91
2021	0,513	19,329	60,723	437,621	0,97	13,853	402,750	4,23	43,9	0,63	0,85
2022	0,513	20,578	61,236	449,063	0,98	13,853	416,603	4,2	44,27	0,58	0,79
2023	0,497	21,243	61,733	460,504	0,98	13,849	430,452	4,03	44,63	0,54	0,74
2024	0,507	23,222	62,240	471,946	0,98	13,851	444,303	4,07	45	0,50	0,69

Dinamika e prodhimit vjetor të naftës dhe lëngjeve dhe injektimit vjetor të ujit janë paraqitur në Fig. 5.1.

Oriz. 5.1. Dinamika e prodhimit vjetor të naftës dhe lëngjeve, injektimi vjetor i ujit

Dinamika e prodhimit të akumuluar të vajit dhe lëngut dhe injektimit të ujit të akumuluar është paraqitur në Fig. 5.2.

Oriz. 5.2. Dinamika e prodhimit kumulativ të vajit, prodhimi i lëngshëm dhe injektimi kumulativ i ujit

Dinamika e faktorit të rikuperimit të naftës, shkalla e përzgjedhjes nga NCD dhe shkalla e përzgjedhjes nga sëmundjet industriale janë paraqitur në Fig. 5.3.

Oriz. 5.3 Dinamika e faktorit të rikuperimit të naftës, shkalla e përzgjedhjes nga sëmundjet infektive dhe shkalla e përzgjedhjes nga sëmundjet industriale

Analizat e mësipërme të efektivitetit të efekteve mikrobiologjike treguan efektivitetin shumë të ulët të kësaj metode.

Injektimi i surfaktantëve të tretshëm në ujë (surfaktant AF 9 -12) konsiderohet si një aplikim i teknologjisë për rritjen e aftësisë larëse të vajit të një agjenti zhvendosës në puset e zhvilluara në rezervuarë me përshkueshmëri të ulët gjatë përmbytjeve parësore.

Është më efikas të zhvillohen formacione të përmbytura duke përdorur surfaktantë të tretshëm në vaj (AF 9 -6).

Kur injektohen dispersione ujore të surfaktantëve jojonikë të tretshëm në vaj në formacion në pjesën e përparme të zhvendosjes, formohet një mikroemulsion me përmbajtje të ulët vaji, aftësi të mirë zhvendosëse të vajit dhe viskozitet afër viskozitetit të vajit, gjë që rrit koeficientin e zhvendosjes dhe mbulimin. të formimit nga përmbytjet e ujit.

Si shembulli më tipik i përdorimit të teknologjive për kufizimin e lëvizshmërisë së agjentit të injektuar në zona me ngopje të lartë me ujë, konsiderohet teknologjia që përdor sisteme të përbëra të bazuara në sistemet e polimerit të kapsuluar (CPS) dhe injektimi i materialit koloidal të shpërndarë (DCM).

LISTA E REFERENCAVE TË PËRDORUR

1. Zheltov Yu.P. Zhvillimi i fushave të naftës. - M.: Nedra, 1998.

2. Ibatullin R.R. Bazat teorike të proceseve të zhvillimit të fushës së naftës: Kursi i leksioneve. Pjesa 1. Sistemet dhe mënyrat e zhvillimit: Manual edukativ. - Almetyevsk: AGNI, 2007.

3. Ibatullin R.R. Bazat teorike të proceseve të zhvillimit të fushës së naftës: Kursi i leksioneve. Pjesa 2. Proceset e ndikimit në formacione (Teknologjitë dhe metodat e llogaritjes): Manual edukativo-metodologjik. – Almetyevsk: AGNI, 2008.

4. Ibatullin R.R., Garipova L.I. Mbledhja e problemeve mbi bazat teorike të zhvillimit të fushës së naftës. - Almetyevsk: AGNI, 2008.

5. Muslimov R.Kh. Metodat moderne të rritjes së rikuperimit të naftës: dizajni, optimizimi dhe vlerësimi i efikasitetit: Libër mësuesi. - Kazan: shtëpia botuese "Fen" e Akademisë së Shkencave të Republikës së Tatarstanit, 2005.

6. Rikuperimi i zgjeruar i naftës në fazën e fundit të zhvillimit të fushës (metoda, teori, praktikë) / R.R. Ibatullin, N.G. Ibragimov, Sh.F. Takhautdinov, R.S. Khisamov. – M.: Nedra – Qendra e Biznesit, 2004.

7. Rastorgueva L.G., Zakharova E.F. Udhëzues metodologjik për zhvillimin e një projekti diplome në përputhje me kërkesat e standardeve për hartimin e tekstit dhe pjesëve grafike. Almetyevsk 2007.

8. Lipaev A.A., Musin M.M., Yangurazova Z.A., Tukhvatullina G.Z. Metodologjia e llogaritjes së treguesve teknologjikë të zhvillimit të fushës së naftës: Teksti mësimor. – Almetyevsk, 2009 – 108 f.

Informacion në lidhje me veprën "Rritja e rikuperimit të naftës nga rezervuarët duke përdorur ndikimin mikrobiologjik në shembullin e zonës së Leninogorsk Perëndimor të fushës Romashkinskoye të NGDU Leninogorskneft"

Metoda e Kambarovit për karakteristikat e zhvendosjes.

Kur ndërtoni karakteristikat e zhvendosjes duke përdorur treguesit e akumuluar të funksionimit të vendit, algoritmi i mëposhtëm përdoret për të llogaritur rastin bazë (duke përdorur metodën Kambarov si shembull - prodhimi i akumuluar i naftës Qn- reciproke e prodhimit të lëngjeve të akumuluara 1/ Qzh).

Për një vlerë të caktuar të koeficientit të korrelacionit (zakonisht ) përcaktohet numri i pikëve m në seksionin e drejtë të marrëdhënies në shqyrtim përpara aplikimit të përmbytjeve jo të palëvizshme të ujit në puse (seksione) të përmbytura nga uji. Koeficienti i korrelacionit r përcaktohet nga barazia

https://pandia.ru/text/79/568/images/image003_58.gif" width="135" height="77">, .

Numri i pikëve m në një seksion të drejtë përcaktohet nga gjendja kur . Për të përcaktuar koeficientët konstant A Dhe b Për një seksion të drejtë të karakteristikave të zhvendosjes në puse (seksione), përdoret metoda e katrorëve më të vegjël:

https://pandia.ru/text/79/568/images/image007_35.gif" width="280" height="103 src=">. (3)

Prodhimi i vlerësuar kumulativ i vajit të kasës bazë për një prodhim të caktuar të lëngshëm aktual përcaktohet nga formula

, (4)

Vlerësimi i efektivitetit të rezultateve të ndikimit në formacionet e ngopura me vaj.

Duhet të theksohet se rezultatet e ndikimit në formacion mund të jenë ose pozitive, negative ose neutrale. Për shembull, le të shqyrtojmë rezultatet e përdorimit të thyerjes hidraulike në një nga fushat.

Në mënyrë tipike, thyerja hidraulike konsiderohet si një metodë e intensifikimit të prodhimit, si dhe një mënyrë për të përfshirë në zhvillim rezervat e naftës së padrenazhur. Prandaj, kur përcaktohet efektiviteti i thyerjes hidraulike, mund të përdoren karakteristikat e zhvendosjes.

Koncepti kryesor i studimit të efektivitetit të teknologjive të thyerjes hidraulike është krahasimi i dinamikës së treguesve të zhvillimit të puseve të grumbulluara para dhe pas aplikimit të teknologjisë. Si metoda kërkimore, përdoren metoda të karakteristikave të zhvendosjes, bazuar në analizën e varësive dinamike të treguesve të akumuluar. Karakteristika kryesore është zhvendosja e Kambarovit. Të gjitha karakteristikat e zhvendosjes së përdorur funksionojnë në treguesit e akumuluar të zhvillimit të objektit "pus-rezervuar". Për të përcaktuar kurbën karakteristike të zhvendosjes "bazë" (përpara ngjarjes), pikat u morën të paktën gjashtë muaj përpara fillimit të aplikimit të teknologjisë. Për të përjashtuar ndikimin e "faktorit njerëzor", vija bazë u tërhoq duke përdorur metodën e katrorëve më të vegjël.

Do të supozojmë se përdorimi i teknologjisë së thyerjes hidraulike është i suksesshëm si një metodë e përmirësuar e rikuperimit të naftës, nëse kurba karakteristike e zhvendosjes pas fillimit të aplikimit të teknologjisë devijon lart nga vija e drejtë bazë, e cila korrespondon me një rritje të prodhimit të naftës me të njëjtin vëllim të lëngut të prodhuar (reduktimi i ndërprerjes së ujit, përmirësimi i cilësisë së zhvendosjes së vajit) (shih Figurën 1).

Figura 1. Karakteristikat e zhvendosjes së pusit Kambarov Nr. ХХХХ. Vija vertikale shënon pikën e thyerjes hidraulike në koordinata. Vija e kuqe është vija bazë.

Përdorimi i thyerjes hidraulike do të konsiderohet i suksesshëm si një metodë për intensifikimin e prodhimit të rezervave të naftës nëse, pas ngjarjes, karakteristika e zhvendosjes praktikisht nuk ndryshon për një periudhë të mjaftueshme kohore, ndërsa normat e rrjedhës së naftës rriten ndjeshëm (hapi përgjatë rritet boshti i “prodhimit kumulativ të naftës”). Kjo do të thotë që me një rritje të shkallës së nxjerrjes së naftës, pjesa e naftës në rrjedhën e lëngut praktikisht nuk ndryshon (Figura 2.).

Konsiderohet aplikimi i teknologjisë e pasuksesshme nëse, pas thyerjes hidraulike, kurba karakteristike e zhvendosjes devijon poshtë nga kurba bazë, e cila korrespondon me një ulje të prodhimit të vajit me të njëjtin vëllim të lëngut të prodhuar (një rritje e konsiderueshme në ndërprerjen e ujit, një rënie në cilësinë e zhvendosjes së vajit) ( Figura 3).

Figura 2. Karakteristikat e zhvendosjes së pusit Kambarov Nr.YYYY..gif" width="391" height="256">

Figura 3. Karakteristikat e zhvendosjes së pusit Kambarov Nr ZZZZ. Vija vertikale shënon pikën e thyerjes hidraulike në koordinatat Diferencimi" href="/text/category/differentciya/" rel="bookmark">në mënyrë diferenciale për zona të ndryshme, depozitat janë të kufizuara. Nuk lejon vendosjen e shpërndarjes së rrymës rezervat e naftës sipas sipërfaqes dhe vëllimit të depozitave të përmbytura, të cilat janë absolutisht të nevojshme për të rregulluar procesin.

Për të përcaktuar efektivitetin teknologjik të një ngjarjeje, është e nevojshme të përcaktohen treguesit bazë të zhvillimit, domethënë se cilët do të ishin treguesit pa ndikim. Për ta bërë këtë, ne do të shqyrtojmë metoda të ndryshme për llogaritjen e treguesve teknologjikë për zhvillimin e opsionit bazë.

Këto metoda mund të ndahen në dy grupe.

Grupi i parë përfshin metoda të bazuara në përdorimin e modeleve matematikore me kuptim fizik të procesit të nxjerrjes së naftës nga formacionet heterogjene.

Grupi i dytë përfshin metodat e ekstrapolimit, duke përfshirë karakteristikat e zhvendosjes dhe modelet e simulimit të ndërtuara në bazë të rezultateve të analizës multivariate.

Karakteristikat e zhvendosjes nënkuptojnë varësi të ndryshme midis sasive të vëllimit të prodhuar të lëngut, vajit dhe ujit. Një grup karakteristikash vendos një marrëdhënie midis vlerave të grumbulluara të parametrave të specifikuar (karakteristikat integrale). Një grup tjetër varësish është ndërtuar në bazë të tërheqjeve aktuale të naftës, ujit dhe lëngjeve (diferenciale).

Deri më sot, autorë të ndryshëm kanë propozuar më shumë se 70 karakteristika të represionit. Grupi i parë përfshin varësitë midis tërheqjeve të akumuluara të naftës, ujit dhe lëngjeve ose marrëdhëniet midis tërheqjeve të akumuluara të prodhimit të puseve dhe ndërprerjes së tyre të ujit.

Grupi i dytë karakterizon ndryshimet në prodhimin e naftës me kalimin e kohës, dhe gjithashtu vendos një lidhje midis prodhimit aktual dhe të akumuluar të naftës (lakoret e rënies). Karakteristikat e zhvendosjes pasqyrojnë procesin aktual të prodhimit të rezervave të naftës dhe dinamikën e shoqëruar të prerjes së ujit të produktit gjatë zhvillimit të formacioneve heterogjene në regjimin e zhvendosjes së naftës nga uji. Gjithashtu na lejon të gjykojmë efikasitetin e prodhimit të rezervave të naftës gjatë përmbytjeve me ujë të vendeve të zhvillimit. Krahasimi i karakteristikave të zhvendosjes së objekteve të ndryshme në kohë pa dimensione ju lejon të krahasoni këto objekte dhe të identifikoni shkaqet dhe faktorët që ndikojnë në natyrën e prodhimit të rezervave të naftës.

Për të llogaritur efikasitetin teknologjik nga përdorimi i sistemit polimer-xhel Ritin, janë përdorur karakteristikat integrale të zhvendosjes:

• 1. -metoda e S.N.Nazarov dhe N.V.Sipachev
• 2. - Kambarova G.S.

• 3. - Pirverdyan A.M.
• 4. - Kazakova A.A.
• 5. - Maksimova M.I.

ku Qn, Ql janë prodhimi i akumuluar i vajit dhe lëngut, përkatësisht, A, B janë koeficientë të përcaktuar nga përpunimi statistikor i të dhënave aktuale.

Duke përdorur të dhënat aktuale mbi prodhimin e akumuluar të naftës dhe lëngjeve për periudhën e parashikimit, varësitë ndërtohen duke përdorur këto formula. Duke ekstrapoluar vijën e drejtë që rezulton në periudhën e parashikimit, mund të marrim tregues për zhvillimin e opsionit bazë. Më pas, duke i krahasuar me ato aktuale, përcaktohet ndryshimi në prodhimin e vajit të akumuluar dhe të lëngjeve.

Ne ndërtojmë një kurbë në koordinatat e duhura, në varësi të formulës. Për shembull, nëse sipas S.N. Nazarov dhe N.V. Sipachev, atëherë në koordinata raporti i prodhimit të lëngshëm të akumuluar ndaj prodhimit të akumuluar të naftës është prodhimi i ujit të akumuluar. Konstantet A dhe B llogariten automatikisht në MS Excel dhe shfaqen me ekuacionin e vijës së drejtë. Në mënyrë të ngjashme, marrim ekuacione për karakteristikat e tjera të zhvendosjes.

1. Metoda e Nazarov S.N. dhe Sipachev N.V.

A=2,1594, B=0,0035, R 2 =0,993

2. Metoda e Kambarov G.S.

A=285.1, B=-78195, R 2 =0.996

3. Metoda e Pirverdyan A.M.

A=334,4 B=-3929, R 2 =0,986

4. Metoda e Kazakov A.A.

A=1,7024 B=0,2094, R 2 =0,985

5. Metoda Maksimov M.I.

A=-67.933 B=97.461 R 2 =0.986

Duhet të theksohet veçanërisht se të gjitha karakteristikat e zhvendosjes janë marrë në mënyrë empirike bazuar në përgjithësimin e të dhënave në terren nga një numër i kufizuar fushash. Përvoja shumëvjeçare në përdorimin e ekuacioneve të propozuara tregon se çdo shtresë duhet të ketë karakteristikat e veta. Përveç kësaj, në përputhje me këtë teknikë, supozohet se një marrëdhënie lineare midis parametrave të ekuacioneve në shqyrtim ruhet gjatë gjithë kohës. Por ky kusht nuk plotësohet. Megjithë mangësitë e rëndësishme të kësaj metode për parashikimin e treguesve të zhvillimit teknologjik, aktualisht përdoret për të vlerësuar efektivitetin e stimulimit në formim më shpesh sesa metodat e tjera. Por duke qenë se ende nuk ka qenë e mundur të zhvillohen kritere objektive të përzgjedhjes, prandaj ata marrin 3-4 varësi nga e gjithë shumëllojshmëria e tyre dhe marrin vlerën mesatare të parashikimit për këto karakteristika, siç u bë në llogaritje. Prandaj ndryshime të tilla midis vlerave të parashikuara dhe aktuale

Pasi kemi kryer llogaritjet duke përdorur kurbat e zhvendosjes, kemi marrë një shtesë prej 4732 tonë naftë nga burimi nr. 303 gjatë 3 viteve; sipas metodës së Lysenko, rritja e prodhimit është 4,412 ton në vit. Masat për të rritur rikuperimin e naftës të kryera në fushën Mykhpayskoye gjatë kësaj kohe, që synojnë rrafshimin e pjesës së përparme të zhvendosjes së naftës nga uji, lejuan:

• - të zvogëlojë shkurtimin e ujit të produkteve në një mesatare prej 95.5%;
• - të zvogëlojë shkallën e rënies së prodhimit të naftës dhe ta stabilizojë atë;
• - të zvogëlojë pjesën e ujit në produktet e nxjerra;

Rritja e prodhimit të naftës;

Merrni edhe 114,612 ton naftë shtesë.

Karakteristikat e zhvendosjes së vajit janë varësitë grafike të prodhimit të akumuluar të naftës nga vlerat e akumuluara ose aktuale të prodhimit të lëngshëm ose të ujit bazuar në të dhënat aktuale. Ekstrapolimi i këtyre varësive në të ardhmen bën të mundur llogaritjen e treguesve të pritshëm të zhvillimit teknologjik për nxjerrjen e naftës dhe lëngjeve, efiçencën teknologjike të masave të ndryshme gjeologjike dhe teknike në puse, si dhe rezervat e rikuperueshme të naftës të përfshira në zhvillim. Në thelb, karakteristikat e zhvendosjes janë kurba të përshkueshmërisë fazore për vajin dhe ujin, të ndërtuara sipas të dhënave në terren, domethënë të dhënave aktuale.

Përparësitë e metodës së parashikimit bazuar në përdorimin e karakteristikave të zhvendosjes janë: kufizimi në një minimum të informacionit fillestar gjeologjik dhe fizik për zgjedhjen e metodës së parashikimit; përpunimi i materialit aktual nga shfrytëzimi i depozitave; llogaritja integrale e karakteristikave gjeologjike dhe fizike dhe disa veçorive teknologjike të zhvillimit; lehtësia e përdorimit të kësaj metode të parashikimit. Rezervat e rikuperueshme të naftës përcaktohen drejtpërdrejt nga karakteristikat e zhvendosjes , ato. pa një vlerë paraprake të rezervave të naftës të bilancit dhe faktorit të rikuperimit të naftës së projektuar, përcaktimi i të cilit në disa raste është i vështirë.

Gjatë ndërtimit të karakteristikave të zhvendosjes, treguesit vjetorë dhe kumulativë për prodhimin e naftës dhe ujit duhet të shprehen në njësi vëllimore në kushtet e rezervuarit, sepse Karakteristikat e zhvendosjes pasqyrojnë procesin e filtrimit të përzierjes vaj-ujë në rezervuar. Karakteristikat e zhvendosjes janë varësitë statistikore midis vlerave aktuale të grumbulluara që nga fillimi i zhvillimit, përkatësisht prodhimit të naftës, ujit, lëngut dhe faktorit ujë-vaj për një numër datash fikse. t Këta janë të ashtuquajturit tregues integral. aktuale -
(për një muaj, një çerek ose një vit), përkatësisht, prodhimi i naftës, ujit, lëngjeve dhe prerjes së ujit të puseve janë tregues diferencial. Sasitë e shënuara me yll janë bazë; të gjitha të tjerat mund të rrjedhin prej tyre, d.m.th. janë derivate të atyre kryesore. Të dhënat fillestare për ndërtimin e karakteristikave të zhvendosjes merren nga pasaportat e zhvillimit të objektit (ose pasaportat e pusit, nëse vizatohen karakteristikat e zhvendosjes së pusit).

Ka shumë lloje të karakteristikave të zhvendosjes. Kjo është për shkak të nevojës për të marrë karakteristika të një forme plotësisht ose pjesërisht lineare për të lehtësuar procedurën e ekstrapolimit të tyre për periudhën e ardhshme, pasi është metoda e ekstrapolimit që përcakton treguesit e zhvillimit të parashikimit. Bollëku i karakteristikave të zhvendosjes shpjegohet gjithashtu me faktin se secila prej tyre jep rezultate të ndryshme (në veçanti, për shembull, kur llogariten rezervat e mbetura të naftës të rikuperueshme) dhe për të marrë parashikime pak a shumë të besueshme, ato duhet të llogariten sipas disa karakteristikat dhe më pas marrin vlerat mesatare Më së shumti Karakteristikat e mëposhtme të zhvendosjes përdoren gjerësisht:

Kambarov G.S. -

Pirverdyan A.M. -

Sazonov B.F. -

Maksimov M.I. -

Nazarov S.N. -

Govorov A.M. -

Kazakov A.A . -

Sypachev N.V. -

Guseinov G.P. -

Shafran V.M. -

Kopytov A.V. -

ku t është koha që nga fillimi i zhvillimit, vite, muaj, ditë;

Forest A., Garb F.A., Zimmerman E.H. -

Movmyga G.G. -

Vashurkin A.I. -

Monitorimi i zhvillimit të vazhdueshëm

Fushat e naftës

Gjatë zhvillimit, presioni i rezervuarit dhe bashkë me të edhe prodhimi total i naftës ndryshon. Objektivat e monitorimit dhe rregullimit të zhvillimit të vendburimeve të naftës janë: zbatimi i mënyrave të miratuara teknologjike të funksionimit të puseve (depresioni, nxjerrja e naftës dhe gazit të naftës, presioni në fund dhe në krye të pusit, etj.); sigurimi i avancimit uniform të kontureve të rrjedhës së ujit; justifikimi i metodave për ndikimin e formimit dhe zonës së vrimës së puseve; shpimi i puseve të reja; transferimi i frontit të injektimit të agjentit, organizimi i përmbytjeve fokale dhe selektive; rregullimin dhe ndryshimin e tërheqjeve të lëngjeve për puse individuale ose grupe pusesh, masa të tjera për të siguruar prodhimin sa më të plotë të rezervave të naftës sipas zonës dhe seksionit të vendburimit.

Rishpërndarja e presionit në rezervuar vërehet më lehtë duke përdorur hartat izobare të përpiluara për data të ndryshme. Presioni i rezervuarit në puset individuale përcaktohet nga rregullimi i tyre dhe shpërndarja e normave të rrjedhës midis puseve. Për të marrë një hartë më të plotë izobare, një grup pusesh referencë zgjidhet nga një numër i madh pusesh funksionues, në të cilët presioni i formimit matet domosdoshmërisht një herë në tremujor dhe rezultatet e matjes përdoren për të përpiluar një hartë. Përveç kësaj, ka puse të veçanta - piezometrike. Zakonisht këto janë puse kërkimore që kanë hyrë në pjesën akuiferore (ujore) të formacionit ose në kapakun e gazit, si dhe puse nafte që janë mbytur me ujë. Presioni mesatar i rezervuarit mund të përcaktohet si mesatarja aritmetike ose mesatare e ponderuar sipas zonës bazuar në të dhënat e matjes nga puse individuale. Puset piezometrike bëjnë të mundur sqarimin jo vetëm të hartës izobare, por edhe marrjen e të dhënave për gjykimin e disa vetive të formacionit në zonën kufitare.

Kontrolli mbi ndryshimet në vaj, normat e rrjedhjes së lëngjeve dhe përmbajtjen e ujit në produkte është detyra kryesore dhe është kryer që nga fillimi i zhvillimit të industrisë së naftës. Monitorimi i ndryshimeve në faktorin e gazit është gjithashtu i rëndësishëm, veçanërisht kur zhvillohen depozitat e naftës dhe gazit dhe depozitat e naftës që funksionojnë në kushte të gazit të tretur. Një konkluzion i saktë për gjendjen e zhvillimit të depozitave është i paimagjinueshëm pa studime sistematike të puseve për hyrje të lëngjeve në kushte të gjendjes së qëndrueshme dhe prodhimit të paqëndrueshëm (metoda e rikuperimit të presionit).

Për të rregulluar më saktë injektimin e ujit, është e nevojshme të dihet sasia e lëngut të tërhequr dhe të injektuar në secilën shtresë veç e veç. Në puset e prodhimit, sasia e lëngut të prodhuar mund të përcaktohet duke përdorur një pajisje të veçantë - një matës të rrjedhës së thellë. Në puset e injektimit, sasia e ujit të përthithur nga secila shtresë përcaktohet nga matësat e rrjedhës së thellë. Më vonë, profilet e injektimit ose rikuperimit përpilohen përkatësisht për puset e injektimit dhe prodhimit. Për të përcaktuar vendndodhjen e saktë të shtresave absorbuese, mund të përdoret metoda e izotopit. Me këtë metodë, një pjesë e ujit pompohet në pus, të cilit i shtohet një izotop radioaktiv. Më pas, duke përdorur radiologging, përcaktohet vendndodhja e shtresave që thithin izotopet radioaktive.