Caracteristicile deplasării. Caracteristicile deplasării petrolului, esența lor și semnificația practică. Caracteristicile deplasării utilizate pentru a selecta ecuația curbei de margine pentru a evalua eficacitatea lunii
Metoda caracteristicilor deplasării Kambarova.
În construirea caracteristicilor deplasării utilizând indicatorii acumulați ai exploatării sitului, următorul algoritm este utilizat pentru a calcula opțiunea de bază (pe exemplul metodei Kambarova - producția de ulei acumulată Qn. - Inversarea mineritului acumulat al fluidului 1/ Cantitate).
Cu o valoare dată a coeficientului de corelare (de obicei), numărul de puncte este determinat m. În secțiunea rectilinie a dependenței de întrebare înainte de utilizarea inundațiilor non-staționare pe godeurile de apă (parcele). Coeficient de corelație r. Determinată de egalitate
https://pandia.ru/text/79/568/images/image003_58.gif "lățime \u003d" 135 "înălțime \u003d" 77 "\u003e, 
.
Numărul de puncte m.linia dreaptă este determinată din starea când. Pentru a determina coeficienții constanți darși b.zona rectilinie a caracteristicilor deplasării godeurilor (parcele) utilizează metoda celor mai mici pătrate:
https://pandia.ru/text/79/568/images/image007_35.gif "lățime \u003d" 280 "înălțime \u003d" 103 src \u003d "\u003e. (3)
Producția acumulată acumulată de opțiune de bază de petrol pentru o producție lichidă reală dată este determinată de formula
, (4)
Evaluarea eficacității rezultatelor impactului asupra straturilor de ulei-saturat.
Trebuie remarcat faptul că rezultatele impactului asupra rezervorului pot fi atât pozitive, cât și negative sau neutre. De exemplu, luați în considerare rezultatele utilizării fracturilor hidraulice la unul dintre depozite.
De obicei, ruptura hidraulică a rezervorului este considerată o metodă de intensificare a producției, precum și o metodă de angajare în dezvoltarea rezervelor de ulei ne-drenate. Prin urmare, la determinarea eficacității fracturii hidraulice, pot fi utilizate caracteristicile deplasării.
Principalul concept al eficacității eficienței tehnologiilor GPU este o comparație a vorbitorului indicatorilor de dezvoltare acumulați înainte și după aplicarea tehnologiei. Ca metode de cercetare, metodele de caracteristici de deplasare sunt utilizate pe baza analizei dependenței dinamice a indicatorilor acumulați. Pentru baza de bază, este luată caracteristica deplasării Kambarova. Toate caracteristicile utilizate ale deplasării funcționează cu indicatori acumulați ai dezvoltării obiectului "Well-Plast". Pentru a determina curba "de bază", caracteristicile deplasării (înainte de eveniment) au fost luate cu puncte de cel puțin șase luni înainte de începerea cererii. Pentru a elimina influența "factorului uman", linia dreaptă de bază a fost efectuată pe baza metodei celor mai mici pătrate.
Presupunem că utilizarea tehnologiei GPP este reușită ca o metodă de creștere a recuperării petroluluiÎn cazul în care curba caracteristicilor deplasării după începerea utilizării tehnologiei se abate de la bază dreaptă în sus în sus, ceea ce corespunde unei creșteri a producției de ulei la aceeași cantitate a lichidului produs (scăderea stării apei, îmbunătățirea stării de apă calitatea gestionării uleiului) (a se vedea figura 1).
Figura 1. Caracteristicile deplasării godeurilor Kambbarova № Homhхх. Punct PHP marcat direct marcat în coordonate. Roșu drept - de bază.
Utilizarea fracturii hidraulice va avea succes ca metodă de intensificare a rezervelor de ulei, dacă, după eveniment, caracteristica de deplasare este practic modificată pentru o perioadă suficientă de timp, în timp ce viteza de debit de ulei crește semnificativ (pasul de-a lungul "acumulat" Producția de ulei "crește axele). Aceasta înseamnă că, cu o creștere a ratelor de eșantionare a petrolului, proporția de ulei din fluxul de fluid este practic schimbată (Figura 2.).
Tehnologia aplicației este luată în considerare fără succesDacă, după efectuarea fracturii hidraulice, curba caracteristicilor de deplasare se abate de la curba de bază în jos, ceea ce corespunde unei scăderi a producției de ulei pe aceeași cantitate a fluidului produs (creșterea semnificativă a apei, reducând calitatea uleiului- Referință) (Figura 3).
Figura 2. Caracteristica deplasării Wells Kambarova №Iyy..gif "Width \u003d" 391 "Înălțime \u003d" 256 "\u003e
Figura 3. Caracteristicile deplasării Kambarovei Ei bine No.zzzz. Vertical punct PHP marcat direct în diferențierea coordonatelor "HREF \u003d" / Text / Categorie / DIFERECIYA / "Rel \u003d" Bookmark "\u003e Diferențial pentru diverse zone de depozite sunt limitate. Nu vă permite să setați distribuția rezervelor curente de ulei peste zona și volumul depozitelor din fabrică că este absolut necesar să se reglementeze procesul.
Caracteristicile deplasării petrolului se numesc dependențele grafice ale producției de petrol acumulate din valorile acumulate sau curente sau de producere a apei. Extrapolarea acestor dependențe față de viitor vă permite să calculați indicatorii tehnologici așteptați ai dezvoltării petrolului și a lichidului, eficiența tehnologică a diferitelor măsuri geologice și tehnice în puțuri, precum și rezervele de petrol recuperabile implicate în dezvoltare. Prin esența sa, caracteristicile deplasării sunt curbe de permeabilitate la fază pentru petrol și apă, construite pe comercial, adică date reale.
Avantajele metodei de previziune pe baza utilizării caracteristicilor deplasării sunt: \u200b\u200brestricționarea minimului de informații geologice și fizice inițiale pentru a selecta o metodă de prognoză; prelucrarea materialului real al funcționării depozitelor; contabilizarea integrală a caracteristicilor geologice și fizice și a unor caracteristici tehnologice ale dezvoltării; Simplitatea aplicării metodei prognozate. Rezervele de ulei recuperabile sunt determinate de caracteristicile deplasării direct , acestea. Fără importanța prealabilă a bilanțului de petrol și de design, definiția cărora în unele cazuri este dificilă.
În construirea caracteristicilor deplasării, indicatorii anuali și acumulați pentru producția de petrol și apă ar trebui să fie exprimate în unități de volum în condiții de rezervor, deoarece Caracteristicile de deplasare reflectă procesul de filtrare a amestecului de apă-silt în formare. Caracteristicile deplasării sunt numite dependențele statistice ale daisiei, respectiv producția de ulei, apă, lichid și tratarea apei pe o serie de date fixe t.Acestea sunt așa-numitele puncte integrate. Actual - 
(Pentru luna, trimestrul sau anul), productia de ulei, apa, lichide si produse impermeabile de godeuri sunt indicatori diferentiti. Valorile indicate de "Stele" sunt principalele, toate celelalte pot fi derivate din ele, adică. sunt derivați ai principală. Datele inițiale pentru construirea caracteristicilor deplasării sunt preluate din pașapoartele de dezvoltare a datelor (sau pașapoartele bine, dacă sunt construite caracteristicile de deplasare a forajului).
Există un număr mare de tipuri de caracteristici de deplasare. Acest lucru se datorează necesității de a obține caracteristicile unui tip liniar complet sau parțial, pentru a facilita procedura de extrapolare a acestora pentru o perioadă pe termen lung, deoarece tocmai metoda de extrapolare este determinată de indicatorii de dezvoltare prognozată. Abundența caracteristicilor de deplasare este explicată și prin faptul că fiecare dintre ele oferă rezultate diferite (în special, de exemplu, atunci când se calculează rezervele reziduale rezervate de ulei) și pentru a obține previziuni mai mult sau mai puțin fiabile, acestea trebuie să fie calculate de mai multe Caracteristici, apoi luați valori medii .. Următoarele caracteristici de deplasare au fost larg răspândite:
Kambarov Gs. - 
Piervertyan a.m. - 
Sazonov B.f. - 
Maksimov M.I. - 
Nazarov S.N. - 
Govorov a.m. - 
Kazahov a.a. .
- 
Sypachev n.v. - 
Huseynov GP. - 
Shafran V.M. - 
Kopytov a.v. - 
unde t este momentul de la dezvoltarea dezvoltării, ani, lună, zi;
Pădurea A., Garb F.A., Zimmerman E.h. - 
Movmya G.g. - 
Vashurkin A.i. - 
Controlul asupra dezvoltării actuale
Petroliere
În procesul de dezvoltare a presiunii rezervorului și cu aceasta, modificările totale ale producției de petrol. Sarcinile de monitorizare și de reglementare a dezvoltării câmpurilor petroliere sunt: \u200b\u200bimplementarea modurilor tehnologice aprobate ale puțurilor godeurilor (depresie, ulei și gaze petroliere, presiunea asupra sacrificării și a gurii puțului etc.); asigurând promovarea uniformă a circuitelor de alimentare cu apă; Justificarea metodelor de impact asupra rezervorului și a zonei de bază a puțurilor; foraj noi godeuri; transferul frontului agentului de injecție, organizarea fabricii focale și selective; Reglarea și schimbarea selecțiilor fluide în godeuri separate sau grupuri de puțuri, alte activități pentru a asigura cea mai completă reabilitare a rezervelor de petrol asupra zonei și a secțiunii depozitelor.
Pentru redistribuirea presiunii în formare, cele mai pur și simplu observate pe cărțile Isobar, întocmite pe date diferite. Presiunea rezervorului în anumite puțuri este determinată de aranjamentul și distribuția dezbaterilor asupra puțurilor. Pentru a obține o carte mai completă, ISOBAR dintr-un număr mare de puțuri bine operate este aleasă de un grup de puțuri de sprijin, în care, prin urmare, o dată un sfert de presiune de măsurare, rezultatele măsurătorilor sunt utilizate pentru a compila o hartă. În plus, se disting puțuri speciale - piezometrică. Acestea sunt de obicei puțuri din partea divergentă a rezervorului sau a unui capac de gaz, precum și din puțurile de ulei laminate. Presiunea medie asupra rezervorului poate fi definită ca o zonă medie medie-gradatic sau ponderată în conformitate cu măsurătorile godeurilor individuale. Piezometric Wells vă permit să clarificați nu numai harta ISOBAR, ci și să obțineți date pentru judecată cu privire la unele dintre proprietățile formării în zona de aliniere.
Controlul asupra schimbării debitului de ulei, a conținutului fluidului și a apei în produse este principala sarcină și se desfășoară încă de la începutul dezvoltării industriei petroliere. Observarea schimbării factorului de gaz este importantă, în special atunci când se dezvoltă depozitele de petrol și gaze și depozitele de petrol, operate în condițiile regimului de gaz dizolvat. Concluzia corectă privind starea de dezvoltare a depozitelor este de neconceput fără studii sistematice ale godeurilor asupra fluxului de fluid în condiții de selecții stabilite și nedestenate (metoda de recuperare a presiunii).
Pentru controlul mai precis al injectării apei, trebuie să cunoașteți numărul de lichid selectat și injectat în fiecare strat. În puțurile extractive, cantitatea de lichid produs poate fi instalată utilizând un dispozitiv special - un decizant profund. În puțurile de descărcare, cantitatea de apă absorbită de fiecare plasture este determinată de debitul adânc. Mai târziu, profilele de răsturnare sau întoarceri sunt făcute în funcție de puțurile de injectare și miniere. Pentru a clarifica locația exactă a straturilor de absorbție, poate fi utilizată metoda izotopilor. În această metodă, metoda de apă este pompată în puț, în care se adaugă izotopul radioactiv. Apoi, cu ajutorul proiectelor radio, localizarea rezervoarelor, care absorbi izotopii radioactivi sunt determinați.
14.11.2016
O sursă: Revista proneft
Principala sarcină strategică care se confruntă în prezent cu companii petroliere este de a spori eficiența afacerii în condițiile epuizării rezervelor în regiunile miniere tradiționale. În acest sens, nu este suficient să răspundem unui eveniment deja întâmpinat care a cauzat scăderea producției de petrol. Este necesar să se introducă o abordare proactivă care să asigure tranziția de la diagnosticarea cauzelor pierderilor de producție a petrolului la managementul analizei și eliminării.
Pentru a prezice indicatorii operaționali, puteți utiliza diverse modele:
Statistic (curbe ARP și Fetkovici, regresie liniară multidimensională, metode spectrale și de undă etc.);
Fenomenologică (CRM, M-Arx etc.);
Fizic și matematic.
Soluția acestei probleme în contextul unui singur element al dezvoltării sau sectorului rezervorului cu un set de puțuri este dedicată unui număr mare de publicații. În funcție de condițiile preliminare și de condițiile inițiale, autorii lor consideră un model sau să efectueze o analiză comparativă a mai multor modele. În ciuda analizei detaliate a algoritmilor și a prezenței în majoritatea cazurilor, o descriere suficient de detaliată a domeniului aplicării lor, în aproape toate lucrările, cu excepția, nu există rezultate ale cercetării, permițând evaluarea capacității predictive a modelelor bazate pe comercializare date.
Pe baza generalizării rezultatelor cercetării și a propriului său experiență, autorii acestei lucrări au concluzionat că alegerea optimă a speciei și dimensiunii modelului sunt determinate de următoarele criterii cheie: prezența fazelor de apă mobilă și gaze, complicatoare factorilor geologici , sensibilitate la exhaustivitatea și calitatea datelor sursă, capacitatea de a automatiza calculele. Ghidat de criteriile și structura specificată a bazei de resurse a Gazprom Neft în cadrul activelor curente, un model de echilibru al materialului diferențial a fost ales ca o prioritate.
Articolul discută setul de instrumente de bază al analizelor de bloc și factor, algoritmul și conținutul metodologic al abordării proactive sunt date, pe baza cărora a fost elaborat un instrument pentru a îmbunătăți eficiența gestionării miniere de bază.
Blocuri de bază și instrumente de testare a factorilor
Scopul analizei blocului este reglementarea sistemică a dezvoltării domeniului de măsuri geologice și tehnice (GTM), care vizează rezolvarea următoarelor sarcini principale:
Reducerea ratei de producție de ulei de bază din cauza unei compensații insuficiente pentru selecțiile de injectare;
Realizarea și întreținerea presiunii rezervorului (PPD);
O creștere a ritmului selecției rezervelor recuperabile reziduale;
Realizarea coeficientului maxim de recuperare a uleiului (Kin) cu un factor minim de lovire a apei acumulate;
Reducerea injecției non-producție.
Pentru a efectua analiza blocului, este necesar să se separe obiectul de dezvoltare a elementelor din sectoarele din fabrică, de preferință închise hidrodinamic, specificate pentru a simplifica analiza procesului de inundații. Diagrama schematică a monitorizării eficacității inundațiilor cu ajutorul analizei blocului este prezentată în fig. unu.
Evaluarea cantitativă a influenței diferiților indicatori tehnologici ai sistemelor de operare bine pentru producția reală (de-a lungul puțului, celulele inundațiilor sau, în general, de rezervor), precum și identificarea și distribuirea motivelor pentru realizarea indicatorilor planificați sunt efectuate prin analiza factorilor.
Smochin. 1. Schema simplificată de analiză a blocului
Conținutul metodologic al analizei blocului proactiv (PBA)
Efectuarea unui instrument de analiză a blocului Proactiv a permis contabilizarea parametrilor geologici și fizici ai depozitelor și dinamicii indicatorilor de dezvoltare a câmpului prin adaptarea modelelor de echilibru material și caracteristicile deplasării. Ca rezultat, după rafinarea cardinală a algoritmilor, secvența de rezolvare a problemei este după cum urmează.
1. Adaptarea parametrilor PVT. Adaptarea se efectuează prin selectarea automată a densității relative a gazului dizolvat (de regulă, parametrul definit cu cea mai mare incertitudine), care asigură executarea a două condiții: coeficienții volumetrici de ulei și apă, precum și compresibilitatea Uleiul și apa, conform corelațiilor PVT sunt egale cu valoarea specificată (cu condițiile termobare inițiale). Tipul corelațiilor PVT este selectat pe baza conținutului inițial al gazului.
2. Determinarea timpului de întârziere a reacției godeurilor (producția lichidă) pentru a schimba injecția. Când este prevăzută cursul debitului fluidului, se ia în considerare timpul de întârziere a reacției, care depinde de piezocheviația formării și de distanța medie în elementul de inundare dintre exploatarea minieră și godeurile evacuate. Timpul de întârziere a reacției este determinat în două etape: o aproximare analitică și clarificarea analizei de corelare a indicatorilor de funcționare totali.
3. Adaptarea modelului balanței materiale. În modelul echilibrului material, presiunea rezervorului pe fiecare etapă cronologică este calculată prin ecuația echilibrului material
unde n p este producția de ulei acumulată, M 3; B O I, B W este coeficientul actual al uleiului și al apei, respectiv M3 / M 3; N - Rezerve de echilibrare a uleiului, M 3; B O I-1-prezent coeficientul de ulei la etapa anterioară, M 3 / M 3;
Δp - Schimbarea presiunii rezervorului asupra MPA anterioare; C E este compresibilitatea efectivă a sistemului, MPA -1; W E - fluxul de apă din cauza conturului, M 3; W in, w p - acumulat în funcție de producția de descărcare și de apă, M 3.
În același timp, la fiecare etapă, ecuațiile de filtrare sunt rezolvate, sunt clarificate dependențele PVT, saturația curentului de ulei, volumul spațiului porilor și un set de parametri secundari, de asemenea, dependent de presiunea rezervorului. Prin urmare, convergența este realizată prin rezolvarea iterativă a sistemului de ecuații.
Pentru a adapta modelul de echilibru material, una dintre metodele de optimizare necondiționată a funcției reale a mai multor variabile fără utilizarea gradientelor funcției țintă este aplicată. Combinarea modelului și a datelor reale se realizează prin modificarea coeficientului de injectare eficientă și a volumului de apă de apă datorită conturului, luând în considerare presiunea medie a rezervorului curent în element.
Funcționalitatea reziduală se calculează prin formula
În cazul în care Q L F, Q L M este, respectiv, extracția reală și modelă a fluidului din celulă, m 3 / lună.
Pentru validarea algoritmilor dezvoltați, s-au efectuat o serie de calcule pe elementele de dezvoltare acoperite de studii hidrodinamice repetitive a puțurilor (GDIS). Rezultatele unei analize retrospective conform uneia dintre secțiunile depozitului Schinginsky sunt prezentate în fig. 2.
Smochin. 2. Comparația valorilor previzionate (model) și a valorilor reale (conform GDIS) ale rezervorului PLL (A) și o presiune de presiune de bază (B)
Eroarea relativă de determinare a presiunii rezervorului în prognoza a 11 luni nu depășește 15% în acest caz și 17% în medie prin eșantion.
4. Adaptarea modelului caracteristic al deplasării prin date reale. Caracteristica de modelare a deplasării descrie procesul de deplasare a uleiului într-o formare neomogenă stratificată și este funcția coeficientului de deplasare, a coeficientului de variație, a raportului de mobilitate, a apei curente și a apei inițiale.
În procesul de adaptare minimizează funcționalitatea reziduală
În cazul în care K L F, K L M este Kin real și, respectiv, modelul.
Un exemplu de adaptare Caracteristica deplasării este prezentată în fig. 3.
5. Analiza retrospectivă a caracteristica deplasării. Această analiză este necesară pentru studierea naturii creșterii apei: diagnosticul descoperirii apei injectate în funcție de fisurile provocate de om, formarea de conuri de apă, problemele tehnice în puțuri și o evaluare cantitativă a pierderilor de producție a petrolului datorită creșterii creșterii în udarea unui ritm de conducere.
În timpul analizei, producția de petrol este prevăzută pentru o anumită perioadă cu producție lichidă fixă \u200b\u200bși injecție. Abaterea valorilor reale asupra caracterizării deplasării din previziune permite identificarea unei creșteri anormale a apei și să ia măsuri pentru a elimina cauzele sale.
6. Indicatori de dezvoltare prognoza. Prognoza datelor indicatorilor se efectuează la o fixare (pentru ultima lună) prin descărcare, luând în considerare timpul de întârziere a reacției de producție la schimbarea descărcării.
Prognoza extragerii presiunii fluidelor și a rezervorului se efectuează prin rezolvarea în comun a ecuațiilor balanței materiale și filtrarea în modul staționar, luând în considerare dependențele PVT.
Modificarea mobilității în procesul de dezvoltare este luată în considerare cu rafinamentul vâscozității efective în fiecare etapă de timp. Prognoza producției de udare și ulei se efectuează în funcție de prognoza caracteristică a deplasării. Parametrul cheie determinat de modelul de deplasare este, de asemenea, valoarea rezervelor de ulei extrase (la 98 și 100% apă de apă).
Smochin. 3. Modelul (1) și real (2) caracteristicile deplasării
Datorită consultărilor cu specialiștii de profil, o funcționalitate opțională este extinsă semnificativ: modelarea scenariilor (traducerea puțurilor pentru descărcare), separarea pierderilor de producție a uleiului pe godeuri (cu moduri de filtrare instalate și neinstalate), godeuri de rezervă cu GTM și altele.
7. Calcularea injecției și despăgubirii țintă. Nivelul țintă al injectării și al compensației actuale este determinat din starea de prevenire în cursul pierderilor ulterioare de funcționare a producției de petrol datorită reducerii presiunii rezervorului.
Cu unspropensing, amploarea creșterii necesare a injecției zilnice medii este calculată de un element. Operarea acestui sens, puteți decide rapid metoda de expunere: de exemplu, controlul puțurilor de injecție.
La nivelul actual de injectare decât ținta și formarea estimată curentă, depășind inițială, celula este emisă o recomandare privind necesitatea de a reduce puțurile de injectare pentru a preveni "pomparea" secției de depozit.
8. Analiză detaliată a factorilor. Pierderile producției de petrol sunt calculate de următorii factori:
Presiunea rezervorului calculată pe modelul echilibrului material;
Presiune inferioară;
Coeficientul de productivitate;
Udare (naturală și avansată);
Coeficientul de funcționare;
Fundația medie de bine curentă.
Pierderile de ulei ΔQ H datorită scăderii extracției de fluid sunt împărțite în pierderi ale raportului de productivitate, a rezervorului și a presiunii de jos în conformitate cu următoarele formule:
unde KR - coeficientul de productivitate; W - impermeabil; Indicii 1 și 2 corespund T1 și T2 timp.
Pierderea producției de petrol datorită creșterii impermeabilei este împărțită în pierderi pe resturile naturale și progresul unui ritm de lider calculat în funcție de rezultatele analizei retrospective.
În pașii 1, 3 și 4, este posibil să automatizați pe deplin secvența de operații.
Un exemplu de diagnosticare a pierderilor miniere de ulei datorită scăderii presiunii rezervorului este prezentată în fig. 4. Rezultatele calculelor indică o compensație insuficientă pentru selecții prin descărcare, în ciuda compensației curente semnificative: 142% la nivelul țintă de 158%. Injecția neproductivă se datorează probabil localizării regionale a celulei și erorilor de calculare a coeficienților de participare în dezvoltare, deoarece presiunea medie a rezervorului calculată în element este în concordanță cu rezultatele GDIS în trei puțuri miniere.
Smochin. 4. Dinamica presiunii rezervorului în funcție de rezultatele PBA pentru elementul inundațiilor unuia dintre obiectele operaționale ale Gazpromneft-Hantos LLC
În ciuda creșterii producției de fluid și a uleiului în ultimele 8 luni datorită GTM pentru a reduce presiunea de jos în puțurile miniere, rezultatele calculelor indică scăderea reală a presiunii rezervorului (cu 0,66 MPa în 8 luni) și menține un negativ Tendința la prognoză (cu 0, 32 MPa timp de 3 luni). Conform rezultatelor PBA, se oferă recomandări pentru a crește injecția la nivelul țintă. Un exemplu de diagnosticare a pierderilor de producție a petrolului datorită udării avansate a produselor cu două granulare este prezentată în fig. cinci.
Smochin. 5. Caracteristica deplasării în funcție de rezultatele PBA pentru elementul inundațiilor unuia dintre obiectele operaționale ale Gazpromneft-Hantos LLC
Conform rezultatelor retrospectivei PBA, este dezvăluită natura negativă a schimbării de udare. Diagnosticarea operațională și efectuarea măsurilor de egalizare a profilurilor grupurilor de pickup din Grupul de godeuri au permis reducerea ratei de creștere a udării, ceea ce a făcut posibilă prevenirea majorității pierderilor de petrol.
Concluzii
1. Metodologia dezvoltată a prognozei dinamicii indicatorilor de dezvoltare vă permite să treceți de la o analiză reactivă la compania proactivă pentru majoritatea activelor actuale ale companiei.
2. Algoritmii implementați contribuie la soluționarea unui număr de cele mai importante sarcini pentru gestionarea mineritului de bază: reducerea pierderii producției de petrol datorită reducerii presiunii rezervorului, diagnosticarea creșterii impermeabilizării cu ritm avansat și creșterea eficienței energetice prin reducerea injecției non-producție .
3. Introducerea PBA în modul de testare la facilitățile de la Gazpromneft-Hantos LLC în 2015 a făcut posibilă creșterea considerabilă a eficienței și eficienței programelor de formare pentru fondul de bază al puțurilor. Principalul volum al recomandărilor se referă la măsurile de egalizare a profilurilor de preluare și de gestionare a fabricii, inclusiv transferurile de puțuri miniere pentru injectare.
4. Rezultatele exploatării de testare indică perspectivele de îmbunătățire a instrumentului dezvoltat pentru a îmbunătăți eficiența gestionării mineritului de bază la nivelul software-ului și introducerea ulterioară în funcționarea industrială în unitatea de explorare și producție.
Bibliografie
1. Ojo K.p., Tiab D., Osisanya S.O Tehnica de ecuații și soluții de echilibrare a materialelor dinamice care utilizează date de producție și PVT // Societatea Petroleum din Canada. - 2006. - 1 martie - DOI: 10.2118 / 06-03-03.
2. Rezapor A., \u200b\u200bOrtega A., Ershaghi I. Reservoir Identificarea sistemului de identificare și validarea modelului cu fluctuațiile de injecție / rata de producție // Societatea Inginerilor Petrolului. - 2015. - 27 aprilie - DOI: 10.2118 / 174052-MS.
3. Ling K., He J. Bazele teoretice ale curbelor de declin empirice ARPS // Societatea de ingineri de petrol.
- 2012. - 1 ianuarie - DOI: 10.2118 / 161767-MS.
4. Declinați analiza curbei utilizând curbele de tip - analiza datelor de producție a petrolului folosind timpul de echilibru material: aplicarea la cazuri de câmp / l.e. Double, P.K. Pande, T.J. McCollum, T.A. Blasingame // Societatea Inginerilor Petrolici. - 1994. - 1. - DOI: 10.2118 / 28688-MS.
5. Izgec O., Sayarpour M., Shook G.m. Optimizarea eficienței volumetrice a volumului în waterflood-uri prin integrarea raționalizării, designul experimentelor și curbele de hidrocarburi // Societatea Inginerilor Petrolului. - 2010. - 1. - DOI: 10.2118 / 132609-MS.
6. Grinestaff G.h. Alocarea modelului Waterflood: Cuantificarea injectorului la relația producătorului cu simularea rațională // Societatea de Ingineri Petrol. - 1999. - 1. DOI: 10.2118 / 54616-MS.
7. Thiele, M.R., Batycky R.P., Fenwick D.h. Simplificarea simulării pentru fluxurile de lucru moderne de inginerie. Societatea Inginerilor Petrolului. - 2010. - 1. - DOI: 10.2118 / 118608-JPT.
8. Cao F., Luo H., Lacul L.W. Dezvoltarea unui model de rezistență la capacitate în două faze cu două faze (CRM) // Societatea Inginerilor Petrolului. -2014. - 12 aprilie. DOI: 10.2118 / 169485-MS.
9. Streamlinează calculul țintă injecției în condiții complexe de teren / A. Gladkov, D. Kondakov, R. GAREV // Societatea Inginerilor Petrolului. - 2013. - 15 octombrie - DOI: 10.2118 / 166874-MS.
10. Un model autoregresiv multivariat pentru caracterizarea reapensațiilor producător-producător în apa de apă de la injectare / k.-h. Lee, A. Ortega, N. Jafroodi, I. Ershaghi // Societatea Inginerilor Petrolici. - 2010. - 1. - DOI: 10.2118 / 132625-MS
11. El-Khatib N.a. Performanța apei în cazul rezervoarelor stratificate de comunicare înclinate // Societatea Inginerilor Petrolici. - 2010. - 1. - DOI: 10.2118 / 126344-MS
12. Galeev D., Dadalko R., Potapov A. Criteriile și tehnicile de ajustare a apei pentru Brownfield (rusă) // Societatea Inginerilor Petrolici. - 2014. - 14 octombrie - DOI: 10.2118 / 171150-ru
13. Cao F., Luo H., Lacul L.W. Dezvoltarea unui model de rezistență la capacitate în două faze cu două faze (CRM) // Societatea Inginerilor Petrolului. - 2014. - 12 aprilie - DOI: 10.2118 / 169485-MS
Autori Articole: A.N. Sitnikov, A.A. Pustovski, A.Yu. Sheremeyev, A.S. Margarit, A.V. Akhmetov (Centrul științific și tehnic Gazprom Neft (Gazpromneft LLC NTC)), D.Yu. Kolupaev, d.a. Ishuk, Ma. Shakirov (Gazpromneft-Hantos LLC)
Ultimul mesaj
Kot_86 35 6.
Dec 13.
Buna ziua.
Sunt student. Pentru dezvoltarea și pregătirea generală pentru termenul de proiect, vreau să prezic ratele de depozit timp de 5 ani. Calculele fac din Excel.
În ceea ce am înțeles, acest lucru (prognoza indicatorilor de depozit pe termen scurt) este posibilă efectuarea utilizării caracteristicilor deplasării.
Vreau să-mi spui, în direcția cea bună cred.
Care este esența întrebării:
Există un câmp de depozit (datele sunt reale; indicatori de la începutul dezvoltării (din 1976); datele sunt date pentru fiecare lună până în octombrie 2013), și anume: producția de ulei, producția de apă, udarea, producția de ulei acumulată, apa acumulată producție.
Luați o caracteristică a deplasării (în timpul calculelor, desigur, voi lua mai multe), de exemplu, i.ABIZBAYEV LN (QH (T)) \u003d A + B * LN (QU). Înlocuim datele noastre (în acest caz, producția de petrol acumulată și producția de apă acumulată) pentru calcularea logaritmilor. Construim un grafic al dependenței LN (QH (T)) de la LN (QH). Adăugați o linie de tendință la graficul (liniar) și ecuația pentru linia de trend. Obținem ecuația formei y \u003d 0,006 * x + 1.985 (de exemplu). Acele. Coeficienții A și B am primit.
1) ceea ce este necesar pentru a obține o prognoză?
În ceea ce am înțeles, este necesar să se facă o prognoză de la început pentru cantitate: construiți o cantitate de diagramă de la t, adăugați aceeași linie de tendință, obțineți ecuația cantității de formă \u003d a + b * t. Înlocuind t - obținem o valoare proiectată pentru cantitate.
Apoi, atunci când există o prognoză pentru exploatarea acumulată a fluidului și există o ecuație LN (QN (T)) \u003d A + B * LN (cantitate) obțin cu ușurință o prognoză pentru producția acumulată de ulei.
Va fi decizia corectă?
2) despre liniile de tendință. Acesta va fi mai corect pentru a construi o linie de trend de la începutul dezvoltării sau de la un anumit moment în timp, în cazul în care acest lucru pentru această linie de tendință este acuratețea aproximării va fi aproape de 1 (în același Excel Excel , Construirea unui program, puteți construi o linie de trend, afișați ecuația acestei linii și aici, dar pentru a afișa coeficientul de aproximare R ^ 2)?
Nu am găsit exemple / manuale metodologice pentru munca mea pe Internet. Vreau doar să înțeleg dacă fac bine.
P.S. Înțeleg că există sarcini mult mai complexe în acest forum, dar totuși cer să ajute această chestiune. Voi fi destul de recunoscător pentru orice clarificare / critică etc.
participanți
Romank. 2161 11.
Pentru munca studenților, vă recomand să stabiliți regimul unei cantități permanente la prognoză. Vă recomandăm logaritmul de la acumularea de a nu utiliza, având în vedere o lungă istorie de dezvoltare în producția acumulată a momentului prezent, va fi dificil să se urmărească dinamica producției de petrol. Și aici există, de asemenea, un logaritm în plus. Consultați și alegeți orice caracteristică diferențială a deplasării, de exemplu, impermeabilizarea producției de ulei (vâscozitate scăzută a uleiului de până la 2 SP), logaritmul de impermeabilizare a producției de ulei acumulate la vâscozitatea medie și impermeabilizarea de la logaritmul acumulat Producția de ulei pentru vâscozitate ridicată sau logaritmul terenului de apă din uleiul de producție acumulat. Caracteristicile diferențiale necesită calculul iterativ, deoarece Debitul de ulei depinde de udare și de impermeabilizarea producției de ulei acumulate. Dar Excel se confruntă cu ușurință cu calcule iterative. Apoi continuați calculul pentru a ajunge la 98% din udare. Luați în considerare economia și protecția.
Antik 1514 13 Kot_86 35 6Mulțumesc tuturor imense. Nu am crezut că vor răspunde atât de repede.
Astăzi nu mai există posibilitatea de a sta pentru calcule. Mâine voi încerca cu siguranță.
Dacă aveți întrebări, mă voi întoarce la tine.
Multumesc din nou
Buna din nou.
Au existat întrebări despre biroul de petrol. Deoarece nu a reușit niciodată să lucreze într-un anumit program, când deschideți fișierul atașat mai sus, întrebarea a apărut imediat despre denumiri.
Q LIMED - miniere zilnică de lichid
Q il - minerit zilnic de ulei
Wcting Wct
Q Prod - Mining de petrol pentru anul
Cum Q - Mineritul de ulei acumulat
RF-eliminați stocul recuperabil
Stoip-rezerve rezervate
Am înțeles totul corect?
Apoi ... Mi-ai explicat aceste grafice (esența lor). Până acum nu înțeleg exact ce sunt.
Un alt punct, atunci când se utilizează caracteristicile deplasării, este logic să nu luați întreaga perioadă de dezvoltare din anul barbă și o anumită perioadă care precedă prognoza cu un sistem relativ stabil de dezvoltare (fără reformă a sistemului fabricii, acolo nu este detergent activ).
Kot_86 35 6.Acestea. Am făcut ceea ce trebuie să construiesc o linie de trend pentru a prezice un indicator dintr-un anumit moment T și a primit o precizie de aproximare aproape de 1.
Se pare că este mai puțin clar cu asta.
Acum vreau să mă ocup de Oficiul Petrol și să fac o prognoză pentru ambele diop. Caracteristicile de deplasare și cu ajutorul metodei pe care mi-a dat-o Antik
Kot_86 - Totul este adevărat pentru notație.
Romank. Scrie:
Caracteristicile diferențiale necesită calculul iterativ, deoarece Debitul de ulei depinde de udare și de impermeabilizarea producției de ulei acumulate. Dar Excel se confruntă cu ușurință cu calcule iterative.
Asta a fost făcut. Graficele sunt doar o dependență de un indicator de la celălalt specificat ca tabelul de valori care sunt utilizate pentru interpolare. Tocmai am condus-o "prin memorie".
Introduceți datele dvs. istorice WCT vs RF pe acest program - și cheltuielile dvs. de tendință.
Din cantitatea de la WCC, cred că am namudril, este probabil în prima aproximare pentru a lăsa constant.
Kot_86 35 6.Mulțumesc foarte mult. Se pare că înțelege totul.
Aleksander 231 7.Încă mai trebuie să vă amintiți că pentru un calcul normal, perioada de prognoză nu ar trebui să depășească jumătate din perioada istoricului de dezvoltare, pe care ați luat-o ca bază pentru prognoză. De exemplu, dacă luați ultimii 10 ani de istorie, faceți prognoza timp de 5 ani.
GOSH 1183 13.alex_stan. Scrie:
Încă mai trebuie să vă amintiți că pentru un calcul normal, perioada de prognoză nu ar trebui să depășească jumătate din perioada istoricului de dezvoltare, pe care ați luat-o ca bază pentru prognoză. De exemplu, dacă luați ultimii 10 ani de istorie, faceți prognoza timp de 5 ani.
Uneori, jumătate - poate fi prea mult. Dar aceasta este deja o alegere subiectivă în ceea ce privește situația.
Dacă prognoza este interval, atunci în timp, intervalul "de la" se va extinde, atunci, pentru a lua o decizie, trebuie să vă stabiliți la deviația maximă admisă în% din prognoza de bază \u003d\u003e obținem limita de prognoză în timp .
Ei bine, în absența altor argumente mai rezonante pentru a face ceva de genul "test orb": alegerea de la mai multe caracteristici, așa cum sfătuiește mai sus, pentru a se potrivi tendinței de a lua o secțiune "relativ stabilă", pornind de la momentul T1 și terminând cu Momentul T2, apoi faceți perspectivele de testare de la T3 la T4 și luați caracteristica că va fi mai bine să coborâți cu o perioadă de testare a istoriei.
Kot_86 35 6.Buna ziua. Doar astăzi au venit mâinile la computer. Am decis să iau din nou calculele și ... din nou atârnat.
Din nou câteva întrebări din nou:
1) sa propus stabilirea regimului unei cantități permanente pe prognoză. Acestea. Fluid minier permanent pe an, am înțeles corect? Utilizați acest lucru pentru toate caracteristicile deplasării?
2) caracteristicile diferențiale ale deplasării. Nicăieri nu am putea găsi o listă de difuzoare. Caracteristici. Ai putea sa ma ajuti?
P.S. În ceea ce privește biroul petrolier: am descărcat, instalat. Când încercați să schimbați / calculați Excel a zburat. În acest sens, până acum, cunoștința mea cu acest plus sa încheiat :)
Kot_86. Scrie:
Buna ziua. Doar astăzi au venit mâinile la computer. Am decis să iau din nou calculele și ... din nou atârnat. Din nou, au existat mai multe întrebări: 1) sa propus stabilirea regimului unei cantități permanente la prognoză. Acestea. Fluid minier permanent pe an, am înțeles corect? Utilizați acest lucru pentru toate caracteristicile deplasării? 2) caracteristicile diferențiale ale deplasării. Nicăieri nu am putea găsi o listă de difuzoare. Caracteristici. Ai putea sa ma ajuti? P.S. În ceea ce privește biroul petrolier: am descărcat, instalat. Când încercați să schimbați / calculați Excel a zburat. În acest sens, până acum, cunoștința mea cu acest plus sa încheiat :)
1) Da.
2) De fapt, orice caracteristică a deplasării într-o formă clară sau implicită poate fi reprezentată într-o formă integrală sau diferențială. Și, în practică, la crearea de modele pentru calcule, se acordă mai multă preferință a curbei integrale, deoarece acestea sunt mai puțin afectate de modificările sistemului de dezvoltare.
Kot_86 35 6.
Și din nou întrebările (în continuare încă învață, nu înțeleg prea mult (dar încerc să corectez), așa că imediat îmi cer scuze pentru, poate întrebări stupide):
1) Să presupunem o cantitate pentru anul în care am luat constant. Dar există caracteristici ale deplasării unde se utilizează fie simultan 3 parametri (A.V. Dvidov), fie nu pare liniștit (M.I. Maximov). În ambele cazuri, se poate face prognoza pentru producția acumulată de lichid (deoarece cantitatea pe an este o constantă), dar nu pot prezice QV și QN. QN depinde de cantitate și cantitate și de cantitate. Cum să fii?
2) Utilizarea mai multor caracteristici au primit indicatori diferiți. În cele din urmă, luați media pentru ei?
1) Dacă teoria pe scurt, consultați clasificarea existentă, caracteristica deplasării este împărțită în curbe de inundații și căderi. Numeroase curbe de inundații sunt dependențele dintre uleiul acumulat, apa, apa și (sau) sau relația dintre sebările acumulate și impermeabilizarea produselor. Curbele de inundare caracterizează procesul de inundare a apei (complot) în funcție de producția de fluid acumulată. Aceste metode nu pot fi utilizate în timpul producției de ulei anhidru.
Defecțiunea Curbele de producție Caracterizează dependențele de prelevare a uleiului curent din factorul de timp, precum și relația dintre selecția de ulei curentă și acumulată. Aceste caracteristici sunt, de asemenea, destinate evaluării eficacității tehnologiei creșterii recuperării de petrol a rezervoarelor și intensificării tehnologiei a producției de petrol pentru o anumită perioadă de extracție în timp. Curbele de toamnă caracterizează schimbarea producției de petrol în timp.
Metodele bine cunoscute de caracteristici de deplasare sunt împărțite în două și trei parametrice. Numele metodei corespunde numărului de parametri necunoscuți necesari pentru implementarea acestuia. Pentru a implementa metode cu două parametri, este, de asemenea, o formă suficient de integrală sau diferențială. Pentru a pune în aplicare trei metode parametrice, sunt necesare construcții și caracteristici integrale și diferențiale.
În opinia mea, totul este clar.
2) Tom pe care KDUF. Coroactivul mai aproape de 1.000.
Se pare că este situația din nou clarificată.
Mulțumesc foarte mult!
Mâine voi trimite să lucrez din nou.
O altă mică întrebare: Unde pot vedea toate caracteristicile bine cunoscute ale deplasării? Atât integrale cât și diferențiale.
P.S. Când a fost calculată, a fost utilizat manualul metodologic al lui Zhdanov. Există o mulțime de caracteristici, dar nicăieri nu li se administrează denumirile utilizate în formule.
P.S.S. Căutam pe acest forum. Am găsit doar o referire la RD în care sunt de aproximativ 14 ani.
Și totuși: numărate pe 7 caracteristici.
Dar vreau să iau mai multe, să spunem, Nazarov-Sipachev Quiz / qh \u003d A + B * QB. Există o prognoză pentru cantitate. Coeficienții A și B sunt, de asemenea, acolo. Cum să-l conectați și să luați în considerare QN și nu înțeleg ...
Același lucru cu caracteristicile deplasării Institutului de Ulei Francez (QN \u003d A + B * QN în cazul în care prognoza este cantitatea, se dovedește, nu dă nimic), gorovo-ryabinin etc.
Și o altă întrebare: De ce se poate stabili o cantitate permanentă pentru calcule? Acestea. Este doar posibil să presupunem teoretic? Nici o fundamentare pentru asta?
de ce, există. În cazul producției mecanizate de petrol, de exemplu, cu ajutorul ECN. Fiecare ECN are caracteristica proprie - un debit nominal sau o productivitate (M3 / zi). De aici și cantitate \u003d const
Kot_86 35 6.Despre acest lucru și ați uitat deloc. Mulțumesc!
Rămâne cu caracteristicile de a face față.
Îmi amintesc în student, am considerat, de asemenea, Kursach pentru Har. Out, deși în Mathcad. Există un snag acolo: prognoza nu a fost foarte precisă, din cauza unor indicatori de dezvoltare consecventă. Sa dovedit că, în acel moment, în conformitate cu vechiul model geologic, a fost un singur obiect, iar acum, potrivit datelor de foraj, modelul a fost clarificat și a rupt pe 3 (!) Block. Așa că se întâmplă.
Fullchos 875 12.Un mic sfat mai mic: Rotiți înapoi de mai mulți ani și la sfârșitul acestei perioade, luați în considerare caracteristicile. Astfel, luând în considerare istoricul ulterior, puteți verifica corectitudinea calculelor dvs.
Mammoth 251 11.Dacă există o bună istorie de dezvoltare, aș sfătui să folosească dependența dintre factorul de impact al apei și producția acumulată de ulei. Deschide Excel și.
1. Faceți o masă cu coloane de producție de petrol și apă pentru perioade (de preferință pe lună).
2. În funcție de valorile producției de petrol și apă pe lună, este construită un program, axa verticală are o scară logaritmică. Valorile factorului de tratare a apei, producția de ulei și lichid pentru perioada și pe axa orizontală a producției de ulei acumulate pe axa orizontală sunt amânate pe axa verticală.
3. În graficul curbei de apă al factorului de tratare a apei este determinat de starea, linia dreaptă a cărei dependența de suspensie a apei din producția de ulei acumulată este determinată (Excel însăși găsește formula):
Wor \u003d a * exp (B * NPT)
Unde:
Factor de apă Worder;
A, B - coeficienții dependenței logaritmice;
Producția de ulei acumulată de NPT la momentul determinării factorului de tratare a apei.
4. În funcție de factorul de impact al apei și de producția de ulei acumulată, se determină producția de ulei de previziune. La atingerea factorului suspendat de apă, valoarea a 50 de ani, care corespunde la 98% din accidente vasculare cerebrale, producția acumulată va corespunde rezervelor recuperabile. Aceste stocuri trebuie să fie aproape de rezervele aprobate. Dacă diferă foarte mult cu rezervele aprobate, atunci trebuie să recalculați rezervele sau să revizuiți sistemul de dezvoltare.
5. Apoi, este necesar să găsiți o dependență logaritmică între valorile terminalului de apă și valoarea rezervelor recuperabile într-o linie dreaptă. Coordonatele punctului inițial al acestei linii vor corespunde celor mai recente valori reale ale factorului de impact al apei și a producției acumulate, iar coordonatele punctului final vor corespunde valorilor factorului 50 impermeabil și rezervate finale Rezervele de petrol (aprobate sau evaluative).
6. În conformitate cu această dependență, coeficienții dependenței logaritmice a factorului de impact al apei asupra producției acumulate de ulei A și B sunt determinate și se calculează valorile previzionate ale factorului de impact al apei:
Wor \u003d a * exp (B * NPT).
7. Cunoașterea valorilor predictive ale factorului impermeabil, se calculează mineritul de bază al uleiului și apei perioadei de prognoză.
8. Când se modifică un lichid (o creștere a măsurilor, o scădere a opririi godeurilor de apă), producția de ulei de prognoză va fi determinată de valoarea prognozată a VNF.
El a luat din revista "Buletinul CCR" nr. 3 2013.
M \u003d 1,0 (ulei ușor) 
M \u003d 10,0 (vâscozitate medie) 
M \u003d 100 (vâscozitate ridicată a uleiului) 
Și aici este cazul câmpului meu, în care după 90% din margine are loc o "declin ascuțit în rezervele de ulei" sau cum sunt scrise analizoare acolo. În acest caz, o linie bună și fiabilă de la 20% la 80% din udare, atunci nu are sens să se extindă. 
Romank. Scrie:
Adesea folosesc LN (VNF) de la QNEFTTY.
Mă bucur să prezint linii teoretice pentru diferite rapoarte de mobilitate. Nu aș recomanda utilizarea acestei deplasări caracteristice pentru uleiul scăzut vâscos. De asemenea, nu recomand să folosiți pentru a determina rezervele la marginea de 100%.
Vrei să spui că pe ln (VNF) de la QNFTI nu ar trebui să determine stocurile la 100% din impermeabilizare?)) Deci, stocurile la 100% din impermeabilitate intră în infinit. Poporul a tăiat 50 (de tip 98% din udare), dar faptul că va fi direct de până la 98% din impermeabilitate, nu este evidentă doar ... dar oamenii depășind în mod persistent)) în absolut indiferent de cum mult, dar dacă comparați rezervele reziduale rezervate pentru impermeabilitatea de interes în 70-80, atunci eroarea din eliminarea reziduală poate fi de 2 ori ...
Romank. 2161 11.Salut prietene! Sub limita 50, probabil că aveți în minte LN (49) \u003d 3.892, pe diagramele mele este o linie portocalie, punctată. Sub 100% am zburat cu adevărat, există 99,99%. Eroarea probabilă este vizibilă în ultima diagramă.
Dacă vă extindeți 80% din impermeabil la o linie portocalie - aceasta este de aproximativ 14 mii tone, deși într-adevăr va fi un pic mai puțin de 12 mii tone. Mai des, deoarece caracterul curbei este judecat despre "schimbări în dezvoltare sau evenimente".
Vreau să menționez "coada" (rezervele de reducere fictive) pentru uleiul ușor
Grafică interesantă.
Mamut Scrie:
De ce se îndoaie linia VNF (reducerea rezervelor) cu un accident vascular cerebral destul de ridicat (70-80%)?
...
Le vom extinde, bine, cel puțin la valoarea VNF egală cu 20. Cea mai mare producție acumulată de petrol va fi la m \u003d 1. Cel mai mic la m \u003d 100.
de asemenea, nu am observat că aceasta nu este o scară logar, ci un logaritm cu adevărat luat de la VNF)
Romank. 2161 11.MISHGAN 130 12.Mamut Scrie:
Grafică interesantă.
De ce se îndoaie linia VNF (reducerea rezervelor) cu un accident vascular cerebral destul de ridicat (70-80%)? Logica (aș spune arta) în altul - nu lăsați curba acestei linii.
Mi se pare că cu cât este mai ușor uleiul, cu atât mai mult mai mobil și, prin urmare, mai recuperabil, după cum este evidențiat de grafica dvs. Să prelungească mental linia dreaptă în toate cele trei diagrame (m \u003d 1; m \u003d 10; m \u003d 100). Le vom extinde, bine, cel puțin la valoarea VNF egală cu 20. Cea mai mare producție acumulată de petrol va fi la m \u003d 1. Cel mai mic la m \u003d 100.
În ceea ce privește rezervele la 100% din margine. Poate are sens să opriți toate godeurile dezvoltate și să lăsați numai acele produse care corespund valorii de bază a VNF.
O altă întrebare este cum să o faci? Dar acesta este subiectul unei alte conversații.
Roma, am vorbit puțin despre altul. Prognozarea într-o linie dreaptă LN (VNF) \u003d A + B * QH nu este foarte fizic, deoarece la 100% din suprafața impermeabilă LN (VNF) se grăbește în infinit, ceea ce duce la incertitudine în rezervele extrase în principiu. Restricțiile artificiale privind LN (VNF), cum ar fi LN (49), sunt introduse, de regulă, totul duce la supraestimarea rezervelor pe care le arătați (14 în funcție de prognoza față de 12 prin "fapt"). Și dacă vom folosi astfel de caracteristici, atunci, de regulă, suntem într-o etapă cu un impermeabil decent. De exemplu, fiind într-un punct cu o impermeabilizare de 75% (LN (VNF) \u003d 1,1, QH \u003d 9 TT) și având rezerve reziduale pentru rezerve (12-9 \u003d 3T), prognoza pentru dependența liniară va afișa rezerve reziduale 14- 9 \u003d 5 tt Nefigova o astfel de eroare ...
DIMA1234 253 12.Utilizați logaritmul VNF din uleiul acumulat și uleiul acumulat din lichidul acumulat.
Dacă VN de la VZ poate fi descris logaritmul (Sazons), atunci iau în considerare fundul conform formulei. Dacă nu puteți - consider că mâinile mele în Excel.
mishgan. Scrie:
Roma, am vorbit puțin despre altul. Prognozarea într-o linie dreaptă LN (VNF) \u003d A + B * QH nu este foarte fizic, deoarece la 100% din suprafața impermeabilă LN (VNF) se grăbește în infinit, ceea ce duce la incertitudine în rezervele extrase în principiu. Restricțiile artificiale privind LN (VNF), cum ar fi LN (49), sunt introduse, de regulă, totul duce la supraestimarea rezervelor pe care le arătați (14 în funcție de prognoza față de 12 prin "fapt"). Și dacă vom folosi astfel de caracteristici, atunci, de regulă, suntem într-o etapă cu un impermeabil decent. De exemplu, fiind într-un punct cu o impermeabilizare de 75% (LN (VNF) \u003d 1,1, QH \u003d 9 TT) și având rezerve reziduale pentru rezerve (12-9 \u003d 3T), prognoza pentru dependența liniară va afișa rezerve reziduale 14- 9 \u003d 5 tt Nefigova o astfel de eroare ...
Am inteles. Într-adevăr, dacă evaluați "rezervele reziduale" la udare ridicată, această coadă blestemată poate fi necontrolată (mai multă vopsea, de ce nu?) Creșteți stocurile. O remarcă bună.
MISHGAN 130 12.Mamut Scrie:
În acest subiect, vorbim despre prognoza indicatorilor de dezvoltare. Gândul meu principal este că propun să prezicăm nivelurile de producție strict în funcție de valoarea prognozată a VNF (cu un volum diferit de producție de fluid), după o modalitate directă spre rezervele recuperabile (dar acest lucru nu înseamnă că nu există alții tehnicile).
Romank. Scrie:
Mamut Scrie:
Grafică interesantă.
De ce se îndoaie linia VNF (reducerea rezervelor) cu un accident vascular cerebral destul de ridicat (70-80%)? Logica (aș spune arta) în altul - nu lăsați curba acestei linii.
Mi se pare că cu cât este mai ușor uleiul, cu atât mai mult mai mobil și, prin urmare, mai recuperabil, după cum este evidențiat de grafica dvs. Să prelungească mental linia dreaptă în toate cele trei diagrame (m \u003d 1; m \u003d 10; m \u003d 100). Le vom extinde, bine, cel puțin la valoarea VNF egală cu 20. Cea mai mare producție acumulată de petrol va fi la m \u003d 1. Cel mai mic la m \u003d 100.
În ceea ce privește rezervele la 100% din margine. Poate are sens să opriți toate godeurile dezvoltate și să lăsați numai acele produse care corespund valorii de bază a VNF.
În acest subiect, vorbim despre prognoza indicatorilor de dezvoltare. Gândul meu principal este că propun să prezicăm nivelurile de producție strict în funcție de valoarea prognozată a VNF (cu un volum diferit de producție de fluid), după o modalitate directă spre rezervele recuperabile (dar acest lucru nu înseamnă că nu există alții tehnicile). O altă întrebare este cum să o faci? Dar acesta este subiectul unei alte conversații.Vă voi dezamăgi puțin, stocurile în toate diagramele sunt aceleași \u003d 12 mii de tone, nu toate opțiunile pe care le-am atins până la 99% din udare, dar pot să fac (am ilustrat câteva mai multe și pentru o extensie Aceasta este o imagine completă). Deci, cum să nu se extindă, mai mult de 12 mii de tone pot fi produse fizic. La fel ca o zi - fără ulei. Prin urmare, ceva de extindere și inventare a rezervelor nu merită. Mishgenul spune adevărat, toate aceste grafice vor fi aduse asimptotic în figura 12, dar nu o traversează niciodată.
De ce LN (VNF) nu este o linie? De ce ar trebui să aibă o linie? Am arătat curbe sintetice din care este văzută clar care intervale pot fi luate liniare și care nu sunt.
Despre valorile de bază ale VNF ați încercat deja să descrieți - într-adevăr înțelege că este foarte dificil ce vrei să spui.
Și oferta dvs. de a prezice indicatorii de dezvoltare și problema modului de a face acest lucru.
Ei bine, ca și cum în afara ferestrei 2014, totul este deja inventat în fața noastră. De fapt, ilustrațiile și ecourile mele deja implementate, tangibile și au uitat cu succes prognoza analitică.
Vorbim despre legume diferite. Mulțumesc lui Mishgen. Fraza ta "de multe ori folosesc adesea ln (vnf) de la qnefti" nici o legătură cu caracteristica despre care nu am. Încercați să faceți un grafic, axa verticală va avea o scală logaritmică și o scară normală orizontală. Pentru axa verticală, aplicați valorile VNF (nu logaritmul de la VNF) și valoarea producției de petrol acumulate pe axa orizontală. Veți obține o linie teribilă sau destul dreaptă (în funcție de calitatea informațiilor primite). Găsiți o zonă stabilă pe această linie și formula acestei linii. Cu toate acestea, toate acestea am scris mai sus. Cum să introduceți un program?
Romank. 2161 11.
Mishgen arată imediat o persoană cu experiență. Sunt total de acord cu tine.
Ilustrațiile pentru mine arată caracteristica deplasării pentru unul, element închis (site-ul de dezvoltare). În realitate, caracteristica totală a deplasării este suma caracteristicilor deplasării, cu excepția cazului în care componentele pot fi văzute pe componente.
De exemplu, am analizat forarea de-a lungul anilor, iar caracteristica totală a deplasării în Logmalabee a fost liniară, ceea ce a condus la rezultatul că forarea nu a crescut rezervele recuperabile. Apoi, împărțirea găurilor după anul, adică După ce a ținut o descompunere în mod clar, se pare că linia din logaritm este o consecință de a intra în stocuri noi. În anul finalizării forajului, linia a încetat să existe, care este interpretată ca fiind "totul pierdută".
Deși nu este.
mishgan. Scrie:
Mamut Scrie:
În acest subiect, vorbim despre prognoza indicatorilor de dezvoltare. Gândul meu principal este că propun să prezicăm nivelurile de producție strict în funcție de valoarea prognozată a VNF (cu un volum diferit de producție de fluid), după o modalitate directă spre rezervele recuperabile (dar acest lucru nu înseamnă că nu există alții tehnicile).Pretindeți încăpățânat că ar trebui să existe o linie ... și, cel puțin la LN (49). Ei bine, în continuare să prezică cazul tehnicii ...
La prezicerea producției, am văzut, de asemenea, multe depozite cu comportament liniar LN (VNF) de la QN. Și acest lucru nu este deloc contrar faptul că caracteristica reală se îndoaie. Este foarte ușor de explicat. Simplificat, exploatarea totală este formată din producția "puțurilor de bază" (fără GTM), caracteristica totală a cărei caracteristici se comportă așa cum este descris de Roman + Mining de la GTM (în principal datorită GTM cu o creștere a stocurilor), ceea ce nu permite constant Această caracteristică de a se ridica, t. sprijină ei "drept".
De aici se pare că depozitul va continua să urmeze această linie dreaptă. Dar acest lucru este eronat datorită faptului că, la un moment dat, se va încheia cu GTM cu o creștere a rezervelor și caracteristica se va întoarce în sus. Prin urmare, prognoza trebuie efectuată separat pentru mineritul de la bază + și separat pentru mineritul de la GTM. Și pur și simplu impune direct caracteristica deplasării Aceasta este o loterie
GTM nu se întâmplă aici. Cunoașterea VNF de bază poate determina cu ușurință producția de petrol la un anumit volum fluid. GTM este un volum suplimentar de lichid (și nu faptul că banii cheltuiți pe GTM au mers în favoarea). Romank. 2161 11.
Mamut Scrie:
"Adesea folosesc LN (VNF) de la QNEFTTY." Nu este nimic de-a face cu caracteristica despre care nu am. Încercați să faceți un grafic, axa verticală va avea o scală logaritmică și o scară normală orizontală. Pentru axa verticală, aplicați valorile VNF (nu logaritmul de la VNF) și valoarea producției de petrol acumulate pe axa orizontală.
Spune-mi ce an și la ce universitate ați terminat?
Mammoth 251 11. Ei bine, în acest sens, poate și întrerup. Grafică foarte frumoasă, nu veți argumenta. Nu reușesc, chiar și atunci când aspectul este de 95% atingând. Sunt de acord cu aceste specialități că atunci când este atinsă marginea, 70% închide câmpul.
Romank. 2161 11.De ce ești singur pentru tine și de ce închideți câmpul?
Nimeni nu a spus asta, aceasta este fantezia ta.
Am înțeles mamutul ca acesta (imagine). 
În opinia mea, este inteligentă - utilizați un astfel de electron pentru managementul dezvoltării operaționale. Doar și de înțeles.
La naiba, cum să inserați fotografii?
Romank. 2161 11.DIMA1234. Scrie:
În opinia mea, este inteligentă - utilizați un astfel de electron pentru managementul dezvoltării operaționale. Doar și de înțeles.
De fapt, este deja ca un secol și folosit :)
Și mai există o notă, utilizarea caracteristicilor deplasării implică o compensație de 100%. Acest lucru este foarte uitat cu succes. De exemplu, puteți opri pomparea apei și puteți începe să reduceți impermeabilitatea - va provoca o creștere fictivă a stocurilor, în timp ce uleiul va fi selectat din cauza stocului elastic. Acest lucru se află secretul eficacității inundațiilor ciclice, când cu toate eficiențele, tendințele pe termen lung pot prezenta efectul zero.
Glumești sau serios? Clădirea VNF în scară de jurnal sau sau construcția într-o valoare Ln liniară (VNF) este aceeași cu cea mai convenabilă ...
Mamut Scrie:
GTM este un volum suplimentar de lichid (și nu faptul că banii cheltuiți pe GTM au intrat în favoarea)
Respectând vârsta și experiența dvs., permiteți-mi să comentez că GTM în petrolul modern al pieței petroliere nu numai activitățile de intensificare pe care le descrieți. Ceea ce a fost relatat mai sus, sa referit la GTM, care sunt stocuri în creștere. Adică în principal foraj și zbs. Ei ascund caracteristica. De îndată ce ne oprim în creștere stocurile (introducerea puțurilor cu udare mai scăzută) despre liniaritatea va trebui să uite. Nu știu cât mai clare să transmită acest gând simplu.
Dar ceea ce spui.
Avem un depozit, producția dinamică constă din 1) miniere de bază împreună cu GTM pe intensificarea + 2) de la intrarea în godeuri noi și zB (GTM cu creșterea stocurilor). Prin construirea pe el, vedeți secțiunea liniară și, Voila, prezice-o miniere pe ea pentru orice selecție de fluide dată. Presupune. Dar observați că această pradă vă numiți de bază?! Acestea. Credeți că această tendință este de bază, iar astfel de GTM, cum ar fi forarea și ZBS, va adăuga doar stocuri peste această tendință? Dacă da, atunci îmi pare rău, nu sunt pe drum cu tine :) Alniks 872 11
Romank. Scrie:
De exemplu, am analizat forarea de-a lungul anilor, iar caracteristica totală a deplasării în Logmalabee a fost liniară, ceea ce a condus la rezultatul că forarea nu a crescut rezervele recuperabile. Apoi, împărțirea găurilor după anul, adică După ce a ținut o descompunere în mod clar, se pare că linia din logaritm este o consecință de a intra în stocuri noi. În anul finalizării forajului, linia a încetat să existe, care este interpretată ca fiind "totul pierdută".
Pentru a fi sincer, în opinia mea, este necesar să analizăm forarea cu ajutorul caracteristicilor deplasării - acest lucru este un nonsens ... cu excepția cazului în care veți dezvolta un câmp, spargerea uniformă a gelurilor N pe an pe tot parcursul dezvoltării perioadă.
Mammoth 251 11.A fost inadecvată și a dat motive să privească inteligența. Este vinovat.
DIMA1234, sunteți absolut corect. Doar fraza "Totul este bine, mergem în partea de jos cu o apă mai mică" aș înlocui expresia "totul este bine, implicând rezerve neînsoțite și creșterea recuperării uleiului (partea de jos)". Cu alte cuvinte, stocurile au fost subevaluate.
La Romank și Mishgan nu ajunge. Cu toate acestea, Romank. Pronunță fraza inteligentă "De fapt, este deja ca un secol și folosit". Poate în Occident, da, încă nu mai facem peste tot pe care se aplică.
Programul Romank prezentat ar trebui să fie rupt în două părți - istorie și prognoză.
Romank, arată pe graficul formulei de dependență dintre VNF și producția de petrol acumulată în zona rectilinie a istoriei. Pentru această formulă, găsiți valoarea VNF la următoarea, după perioada reală, la orice volum (real) al fluidului. Această valoare va fi valoarea de bază a VNF. Cu alte cuvinte, determinați care bine din două este necesar să se repare, cel care după reparație va da 300 m3 de apă și 20 de tone de ulei, sau cel care după reparație va da 80 m3 de apă și 10 tone de ulei. Nu știu încă. Pentru că nu cunosc valoarea de bază a VNF. Când știți valoarea de bază a VNF, veți repara godeaua, valoarea VNF care este mai aproape de valoarea de bază a VNF.
Mishgan, nu vorbesc deloc despre pradă de bază. Vorbesc despre valoarea de bază a VNF. Ați numit cuvântul "intensificare". Ce este intensificarea? Nu credeți că nu știu. Vreau să știu, știi asta sau nu? Care este diferența de optimizare? Șobolan de șobolani. Scrie:
Pentru a fi sincer, în opinia mea, este necesar să analizăm forarea cu ajutorul caracteristicilor deplasării - acest lucru este un nonsens ... cu excepția cazului în care veți dezvolta un câmp, spargerea uniformă a gelurilor N pe an pe tot parcursul dezvoltării perioadă.
Șobolani, ce anume este Bradovo? Sarcina de a intra în noile godeuri este o creștere a stocurilor potențiale, doriți să numiți CINE. De exemplu, eu, de exemplu, ca proprietar al virtuale, ar fi interesant să vedem cum o creștere multiplă a fondurilor a influențat stocurile - dacă există o creștere semnificativă sau ca o tubulă într-o singură găleată, fără creștere. Grandmele sunt măsurate de ani de zile, deci este logică și sondele de ani de zile pentru a conduce. Dacă ați considerat opt \u200b\u200b- un minier de la Goods Nou, deci este doar să conduceți puțuri noi și apoi pe an. Puteți observa chiar cât de puțuri noi ca Cinderella în noaptea de 31 decembrie, pe 1 ianuarie, își pierd "rata dobândită și depășită de petrol", pentru care un bonus este deja acumulat.
Mishgan, declară, de asemenea, în mod responsabil că nici un GTM nu crește stocurile. Stocurile de hidrocarburi au fost făcute de mama noastră Pământ și vă mulțumesc foarte mult pentru asta. Și oamenii consideră că rezervele, apoi recalculați și fac o creștere a stocurilor, apoi recalculați și reproduce stocurile. Se întâmplă dimpotrivă. Depinde de cine a studiat. Și godeurile în care aceste rezerve sunt făcute în cele sau în alte GTMS. Și fiecare godeu (GTM) are propriul său potențial, ceea ce nu mai este posibil. Oameni, calcularea stocurilor și evaluarea puțurilor din Kin (Design) pentru depozite, Buryat și le-au pus în funcțiune. Unele puțuri sunt introduse pentru a selecta lichidul, altele pentru a compensa selecția de fluid.
Astfel, dacă numărarea stocurilor și a rudelor este calculată corect, sistemul de dezvoltare este compilat corect, puțurile (și depozitele în ansamblu) în toate etapele de dezvoltare sunt operate în conformitate cu potențialul și întreținerea echilibrului material, apoi în cele din urmă Din depozit vor fi selectate toate rezervele recuperabile calculate. Când a ajuns la o udare de 98% sau valoarea VNF \u003d 50. Dezvoltarea în acest caz va urma direct între VNF și producția acumulată, coordonatele ultimului punct al cărui punct va fi de 50: fund.
Acest lucru, de regulă, nu se întâmplă. Se întâmplă atunci când există sau nu înainte de a selecta sau rambursa stocurile (nu pentru a fi confundate cu potențialul puțului). Atunci când godeurile nu sunt luate pentru a selecta rezervele, grafica directă sunt mai verticale și este necesar să se efectueze lucrări la optimizarea dezvoltării, adică. Grafică directă la punctul final cu coordonatele 50: partea de jos. Dacă godeurile sunt rambursate stocuri, atunci grafica directă sunt mai orizontale. Aceasta înseamnă că godeurile vor fi eliminate mai mult decât furnizate de proiect. Concluzionăm că rezervele sunt calculate prin subevaluate, iar dezvoltarea competentă a puțurilor (cu tot felul de GTM) a condus la o creștere a recuperării petrolului. Se întâmplă în modul în care dezvoltarea merge într-o linie dreaptă în care coordonatele ultimului punct 50: partea de jos, dar perioada de dezvoltare este foarte lungă. Dezvoltarea dezvoltării GTM definite poate fi redusă prin răsturnarea acestei linii. Astfel de GTM va duce la intensificarea dezvoltării. Pentru a determina în ce trei cazuri vor fi depuse în perioada de prognoză, trebuie să cunoașteți valoarea de bază a VNF.
Romank pentru a observa cât de puțuri noi ca Cinderella în noaptea de 31 decembrie, pe 1 ianuarie, își pierd "rata dobândită și prelungită a petrolului", pentru care premiul este deja acumulat (apropo, nu numai unul nou) , este necesar să se facă un rezumat al producției, livrarea și prezența uleiului în parc și injectarea apei potrivite și nu pentru a da totul preparatelor. Și acest rezumat pentru a trage în jos cu raportarea geologică lunară.
O comparație a calculării eficacității utilizării tratamentului cu acid sărată în funcție de caracteristicile deplasării și în conformitate cu datele reale de pe godeurile depozitului Tashli-Kulian. Următoarele caracteristici ale deplasării sunt luate în considerare: Sazonov, Maksimova, Davydova, Pierversman, Kambarova, Nazarova. Conform ecuațiilor de dependență, graficele sunt construite și sunt derivate ecuațiile de regresie. Înlocuirea valorilor producției curente de fluid în ecuațiile obținute obținem posibilă producție de ulei fără utilizarea procesării. Datele calculate de la realitate, obținem o producție suplimentară de ulei ca rezultat al utilizării tratamentului cu acid clorhidric. Comparând rezultatele calculării eficacității utilizării efectelor efectuate în funcție de datele reale și în funcție de caracteristicile deplasării, găsim diferențe semnificative. Concluzionăm că rezultatele calculate în funcție de caracteristicile deplasării sunt mai obiective, deoarece acestea iau în considerare condițiile reale de apă și de funcționare corespunzătoare cantității de debit de fluid.
tratamentul acidului saltic (Skate)
caracteristicile deplasării
debitul curent
extracție suplimentară
zona de plastic tamponată (PZP)
bine
1. Bocharov V.A. Dezvoltarea rezervoarelor de petrol în condițiile de manifestare a gradientului de presiune inițială. - M.: VNIIEEG, 2000. - 252 p.
2. Kulbak S. Teoria informativității și a statisticilor. - M.: ȘTIINȚIE, 1967. - 408 p.
3. MIRZJANZADE A.H., Stepanova G.S. Teoria matematică a experimentului în producția de petrol și gaze. - M.: Nedra, 1977. - 229 p.
4. MIRZJANZADE A.H., Khasanov M.ZH., Bakhtizin R.N. Etudes despre modelarea sistemelor complexe în produsele de petrol și gaze. - UFA: GILE, 1999. - 464 p.
5. Umembaev V.G., Merzlyakov V.F., Volochkov N.S. Revizia de puțuri. Munca izolatoare. - UFA: RIC ANK BASHNET, 2000. - 424 p.
6. Fattahov i.g. Integrarea problemelor diferențiale intensifică producția de petrol cu \u200b\u200bprogramare aplicată // Știri ale instituțiilor de învățământ superior. Ulei si gaz. - 2012. - № 5. - P. 115-119.
7. Fattakhov i.g., Kulesshova L.S., Musin A.a. Metoda de prelucrare a rezultatelor studiilor experimentale privind exemplul unui polimer de impact acid asupra puțurilor operaționale PPP utilizând software special // automatizare, telemechanizare și comunicare în industria petrolieră. - 2009. - № 3. - P. 26-28.
8. Shvetsov I.A., Maninin V.N. Metode fizico-chimice pentru creșterea renovării petrolului // Analiza și designul. - Samara, 2000. - 336 p.
9. Fattakhov i.g. și alții. Certificat de înregistrare de stat a unui program de calculator nr. 2012611957. "Excelență". 2012.
Problema creării unei metodologii fiabile și suficient de fiabile pentru prognoza indicatorilor de dezvoltare este relevantă și cea mai importantă, în ciuda muncii lungi și dureroase a multor oameni de știință de petrol și aproape toate instituțiile sectoriale și specializate din industria petrolieră.
În prezent există două abordări fundamentale diferite din care puteți prezice indicatorii tehnologici ai dezvoltării câmpurilor petroliere.
Primul se bazează pe caracterizarea deplasării petrolului cu apă. În același timp, sunt utilizate indicatori ai istoriei dezvoltării depozitelor de petrol.
A doua abordare se desfășoară cu ajutorul modelelor matematice hidrodinamice ale procesului de deplasare a uleiului cu apă dintr-o formare neomogenă.
Caracteristicile deplasării fac posibilă respectarea rezultatelor măsurilor geologice și tehnice produse pentru a crește recuperarea petrolului.
Vom calcula eficacitatea utilizării tratamentului cu acid sărată (SKO) în condiții de colectoare de carbonat din depozitul Tashli-Kul pe datele reale și în funcție de caracteristicile deplasării.
În fila. 1 prezintă indicatorii de lucru nr. 1573, 1817, 1747, 1347, 1306, 1310, 1348, 1353 la vas.
Potrivit raportului NGDU "Tuimazanft" pentru luna decembrie 2012, se vede că, după evaluarea godeurilor avute în vedere, a existat o creștere semnificativă a debitului de petrol (Tabelul 2).
Calculați creșterea reală a producției de petrol pe godeuri (Tabelul 3):
ΔQH \u003d qh (după) - qn (sus).
tabelul 1
Indicatori de dezvoltare înainte de expunere
|
Cameră bine |
|||
masa 2
Indicatori de dezvoltare după expunere
Vom calcula eficiența tehnologică a utilizării tratamentului cu acid sărată (Ske) pe godeuri în funcție de caracteristicile deplasării. În această lucrare, luați în considerare posibilitatea aplicării următoarelor caracteristici ale deplasării:
1. Sazonov QN \u003d A + B ∙ Lnqg.
2. MAXIMOVA QH \u003d A + B ∙ LNQV.
3. Davydov QH \u003d A + B ∙ (QB / QU).
4. Piervertyana.
5. KAMBAROVA QH \u003d A + IN / Q.
6. Nazarova Cantitate / Qh \u003d A + în ∙ QV,
unde QN este producția de petrol actuală în puț; QB este producția de rapel curent în puț; Cantitate - producția curentă a fluidului în puț; A, B - coeficienții modelului B, care sunt determinați folosind metoda celor mai mici pătrate.
Pentru a face acest lucru, construim grafice ale dependenței QN (LNQG), Q N (LNQV) (fig.2), Q N (QB / QU) (fig.3), Q N (figura 4 ), QN (fig.5), q / q n (QB) (fig.6).
Înlocuirea valorilor reale ale extracției curente de fluid după aproximare, se determină cele trei valori ale producției de ulei de curent posibile, care ar putea fi obținute dacă nu exista efect asupra rezervorului. A supraviețuit acestor valori calculate ale producției curente din producția reală la aceeași dată, trei valori ale posibilelor producție suplimentară de ulei sunt determinate ca urmare a vitezei (Tabelul 4).
Smochin. 1. Caracteristicile deplasării prin metoda lui Sazonov
Smochin. 2. Caracteristicile deplasării conform metodei Maximov
Smochin. 3. Caracteristicile deplasării în conformitate cu metoda lui Davydov
Smochin. 4. Caracteristicile deplasării conform metodei perledian
Smochin. 5. Caracteristicile deplasării conform metodei Kambarova
Smochin. 6. Caracteristica deplasării de către Nazarova
Tabelul 4.
Rezultatele aplicării SCO în funcție de caracteristicile deplasării
|
Cameră bine |
Qn fapt, t / sut |
De Sazonov. |
La Maksimov. |
De Davydov. |
De Pierversman |
De Kambarov. |
În Nazarov |
||||||
|
Calculele q, t / zi |
Δqn, t / zi |
Calculele q, t / zi |
Δqn, t / zi |
Calculele q, t / zi |
Δqn, t / zi |
Calculele q, t / zi |
Δqn, t / zi |
Calculele q, t / zi |
Δqn, t / zi |
Calculele q, t / zi |
Δqn, t / zi |
||
Vedem că rezultatul calculării eficacității utilizării expunerii, efectuate de datele reale, diferă de rezultatul calculat în funcție de caracteristicile deplasării. Acesta din urmă este mai obiectiv, deoarece ia în considerare condițiile reale impermeabile și de funcționare corespunzătoare cantității de debit de fluid.
Astfel, caracteristicile deplasării uleiului cu apă sunt unul dintre instrumentele pentru calcularea eficienței rezervelor. În plus, caracteristicile sunt aplicabile și sunt fiabile și pentru analiza și prognoza procesului de producție a petrolului ca o anumită etapă de dezvoltare și perspectiva, deoarece se bazează pe indicatorii reali ai depozitelor și țin cont de caracteristicile geologice și fizice a formării și a fluidelor saturabile, precum și caracteristici de escrocare a puțurilor, sistemului și densității plasării lor.
Recenzenii:Khuzina L.B., D.T., profesor asociat, profesor, cap. Departamentul de "foraj al puțurilor de petrol și gaz", GBou VPO "Institutul de Stat de stat Almetyevsky", Almetyevsk;
Yagubov E.Z., D.T., Profesor, Producător pentru Afaceri Academice, FGBou VPO "Ukhta Universitatea Tehnică Tehnică", Ukhta.
Lucrarea a fost primită la 19 decembrie 2014.
Referință bibliografică
Fattaahov I.g., Novoselova D.V. Calcularea eficacității utilizării tratamentului cu sare cu sare în funcție de caracteristicile deplasării // studii fundamentale. - 2014. - № 12-6. - P. 1186-1190;URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id\u003d36298 (data manipulării: 05.01.2020). Vă aducem în atenția dvs. revistele care publică în editura "Academia de Științe Naturale"