в чем измеряется добыча нефти

Измерение количества нефти

Измерение количества нефти

Количество нефти измеряется в баррелях, тоннах, в процентах от объема порового пространства, акр-футах или в баррелях на акр-фут породы-коллектора. Наиболее распространенной единицей измерения является баррель, равный 42 американским (винчестерским) галлонам и имеющий средний вес 310 фунтов.

При совместном извлечении нефти и газа из фонтанирующей скважины их смесь сначала поступает в сепаратор, где газ отделяется от нефти. Затем нефть попадает в резервуар, где и замеряется ее объем. При насосном методе эксплуатации на поверхность извлекается одна нефть или нефть с небольшим содержанием газа; она перекачивается непосредственно в особым образом калиброванный резервуар, в котором одному вертикальному дюйму отвечает определенное количество нефти в галлонах или баррелях. Чтобы определить объем нефти, изливающейся из высокопродуктивных скважин, в случае отсутствия поблизости хранилищ с достаточной емкостью или трубопроводов для приема всего поступающего из недр притока, измеряется расход нефти за непродолжительное время, например за один час, четыре или шесть часов, а затем путем умножения полученного количества на соответствующий коэффициент вычисляют суточную производительность скважины. Объем нефти в баррелях, который скважина дает или способна давать за сутки в первый период эксплуатации, носит название ее начального дебита.

Запасы нефти, содержащейся в коллекторах (oil in place) [пластовая нефть; ее запасы ‑ это геологические запасы], подсчитывают в зависимости от преследуемой цели различными методами. Основной метод измерения объема пластовой нефти заключается в умножении объема норового пространства в акр-футах, вычисленного по данным анализа керна и электрокаротажа скважин, на коэффициент нефтенасыщенности керна. Для подсчета количества промышленной нефти или ее извлекаемых запасов, приведенных к условиям дневной поверхности, в баррелях, объем пластовой нефти умно­жается на коэффициент усадки (shrinkage factor), который представляет собой меру уменьшения объема нефти за счет выделения растворенного в ней газа при поступлении на поверхность, и на коэффициент нефтеотдачи (recovery factor), являющийся мерой поддающейся извлечению пластовой нефти в процентах. Нефтеотдача изменяется в зависимости от пористости и проницаемости пород-коллекторов, а также от типа пластовой энергии 1 и опыта нефтедобычи в условиях, близких к рассматриваемым. Описанные методы, известные как объемные, или методы определения насыщенности пород, могут быть применены на ранних стадиях разработки нефтяных месторождений, поскольку они не подвержены влиянию регулирования добычи и искусственного ограничения производительности скважин.

Другой распространенный метод подсчета запасов нефти в коллекторах известен под названием метода кривых падения добычи (кривых разработки). Он используется при наличии данных о свободном и неограниченном отборе нефти и заключается в построении графиков изменения производительности одной или нескольких скважин в течение длительного периода разработки залежи и последующей экстраполяции полученных кривых падения добычи на будущее. Кривые разработки могут строиться с применением прямоугольной, полулогарифмической или двойной логарифмической сетки; логарифмические графики имеют то преимущество, что позволяют проецировать рассматриваемые кривые в виде прямых линий. Рассчитанная таким способом ожидаемая в будущем производительность всех скважин месторождения может быть просуммирована, что дает в результате подсчет общих извлекаемых запасов нефти, еще оставшейся в природном резервуаре. Это наиболее надежный и достоверный метод подсчета извлекаемых запасов нефти, когда история разработки залежи насчитывает несколько лет и, таким образом, имеются необходимые данные для построения кривых падения добычи. Однако в условиях регулируемой и искусственно сокращаемой добычи этот метод не дает удовлетворительных результатов.

Источник

Баррель Нефти. Определение, перевод в литры, история

Что такое баррель нефти? И сколько это? Легенда о голубом барреле и другие интересные факты.

Стоит отличать нефтяной баррель и стандартный баррель, который используется для измерения всех прочих жидкостей (он равен 119,24 литрам или 31,5 галлонам).

Перевод в другие единицы

Для перевода из баррелей в тонны и из тонн в баррели необходимо опираться на конкретное значение плотности нефти. В связи с существенным различием в плотностях отечественных и зарубежных марок нефти, коэффициенты перевода также различны:

1 баррель = 0,1314 тонн

1 тонна = 7,61 баррель

1 баррель = 0,1376 тонн

1 тонн = 7,28 баррель

Историческая справка

С момента начала добычи нефти возникла и потребность в ее транспортировке. Поначалу, пока объемы перевозок были небольшими, трудностей с емкостями не возникало: в ход шли кожаные бурдюки, бочонки различные размеров и другие подручные средства. Однако постепенно объемы нефтедобычи стали увеличиваться, и проблема транспортировки и хранения встала довольно остро. Тогда самой распространенной тарой стали деревянные бочки самых разных калибров.

Так как продавали нефть также бочкам, то отсутствие стандартной тары существенно усложняло процесс делопроизводства и порождало споры между продавцами и покупателями.

Аббревиатура

Для нефтяного барреля принято официальное сокращение «bbl», что довольно странно, так как в английском слове barrel только одна «b» и логичнее было бы использовать сокращение «bl». Этот факт вызывает множество предположений, относительно происхождения аббревиатуры.

Бочка для транспортировки и продажи нефти компании Standard Oil («blue barrel»)

По другой теории bbl стали применять для обозначения множественного числа от bl. Данная версия также кажется маловероятной, так как логичне было бы использовать сокращение bls.

Официальной версии объясняющей это странное обозначение барреля нефти не существует. Нужно принять это как данность:

1 bbl = 1 нефтяной баррель

Источник

В чем измеряется добыча нефти

Что мы знаем про баррели, самую известную и общепризнанную меру нефти? Достаточно мало, но это лишь наше упущение – ведь у баррелей есть много интересных секретов!

В баррелях измеряется не только нефть, но и жидкость вообще. Это – старинная великобританская мера. И для разных жидкостей, кстати, существуют свои баррели.

Например, пивной баррель – понятно, для какого напитка. Он использовался в Великобритании также для меры эля. Один п.б. равнялся двум третям хогсхеда, либо двум килдеркинам или четырем феркинам. Кстати, в разные времена все эти меры периодически менялись. Например, в середине пятнадцатого века баррель был равен почти 167 баррелей, а с начала девятнадцатого века – 163 литра с небольшим.

Был еще английский баррель, который в основном применялся для сыпучих средств. Один английский баррель равен 257 с небольшим литров.

В Америке же стандартный баррель равен 31 с половиной американских галлонов или 119 с небольшим литров.

Кстати, в Соединенных Штатах Америки для измерения пива используется стандартный пивной баррель, он меньше, чем баррель обычный. Соответственно, для нефти одноименная мера в литрах также отличается. Он равен 158, 988 литров.

Кстати, на письме эта мера измерения обозначается, как BBL. Но откуда там взялась двойная B? Дело в том, что в позапрошлом столетии, когда создание нефтепродуктов и добыча нефти только осваивалась, для перевозки жидкости использовались самые разные емкости. И в семидесятых годах позапрошлого столетия компания, которая стала выпускать основную тару для нефти, во всем нефтяном мире прославилась голубыми бочками. Но суть не в этом. Эти бочки «Standart Oil» отличались от других тем, что в них было на 2 галлона больше. Этот запас предназначался для неизбежного испарения или возможного вытекания. Чтобы сей факт как-то обозначить, стали прибавлять вторую b – от слова blue.

Если же вы видите надпись mbbl, это будет значить – тысячи баррелей, а если литера «М» будет сдвоенной, следовательно речь идет о миллионах.

Иногда, довольно редко, нефть измеряется в тоннах. Но тонна – мера массы, и когда начинаешь переводить тонны в стандартную систему измерения нефтепродуктов, обязательно нужно учитывать точную плотность нефти. К сожалению, точного и единого для всех сортов коэффициента плотности: разные месторождения порождают разное качество субстанции. Среднемировое же значение плотности принимают равным за 0, 86 тонн в кубическом метре (число округленное). Это эквивалентно 0, 14 тонн в одном барреле.

Еще иногда нефть измеряют в килолитрах. Один килолитр равен тысяче обычных литров, одному кубическому метру (кстати, эта мера измерения применяется для природного газа) или 6, 29 баррелей (число округленное до сотой доли).

Источник

Дебит нефти или газа

Различают установившийся и неустановившийся дебит, так как в 1 е время можно получить завышенное значение дебита, особенно если вскрыта нефть, заключающая большое количество газов.
На основе наблюдений за дебита нефтяных скважин строят кривые, показывающие изменения дебита в процессе эксплуатации.
Анализируя эти кривые, определяют промышленные категории запасов нефти.
Этот метод кривых основан на статистическом учёте добычи нефти за определенные периоды времени.
По кривой зависимости дебита от времени с помощью математических расчётов устанавливают коэффициент падения дебита, который служит основой подсчёта запасов нефти по группам скважин и по пласту в целом.

Дебит скважины обязателен к подсчету как для определения параметров насосной установки, так и выбора остального оборудования скважин.

Оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения определяется, как для общего установления уровня депрессии отдельной скважины, так и всего пласта в целом.
Формула высчитывания среднего уровня депрессии месторождения определяется, как Р _заб=0.
Дебит 1 й скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.

Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин, поэтому приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.
Расчет по формуле Дюпюи:

1. Идеальный случай:

N₀ – потенциальная продуктивность;
Kh/u – коэффициент, определяющий свойство гидропроводности нефтяного пласта;
B – коэффициент расширения по объему;
Pi – Число П = 3,14…;
R_k – радиус контурного питания;
R_c – долотный радиус скважины по расстоянию до вскрытого пласта.

2. Расчет для фактической продуктивности месторождения:

N = kh/ub * 2Pi/(ln(R_k/R_c)+S).
N – фактическая продуктивность;
S – скин-фактор (параметр фильтрационного сопротивления течению).

Источник

Основные показатели разработки

ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Выбор системы разработки по основным геолого-физическим характеристикам залежи

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В разделе 3 в понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными технологическими показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие:

Добыча нефти Q_н — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча q_н приходящаяся на одну скважину.

Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости Q_ж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (год, месяц). Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Дебит нефти, воды и жидкости q_н, q_в, q_ж – соответственно отношение добычи нефти, воды или жидкости ко времени работы скважины за месяц или за год. Рассчитывается, как на отработанное время, так и на календарное. Единица измерения – т/сут*скв.

Водонефтяной фактор – отношение добытой воды к нефти. Текущий и накопленный

Добыча газа Q_г. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки, определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Расход нагнетаемых в пласт агентов (Q_з) и их извлечение вместе с нефтью (и газом). При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр (в том числе для поддержания пластового давления) в пласт закачивается вода, вода с добавками химреагентов, газ и другие вещества.

Основной показатель, характеризующий процесс закачки – компенсация отбора жидкости закачкой воды: текущая и накопленная. Измеряется в долях ед. и %.

При составлении проектов разработки величина принимается равной 115% для обеспечения потерь по пути следования закачиваемой воды и потерь на трение.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — накопленную добычу (∑Q_н, ∑Q_ж). Накопленная добыча нефти и жидкости отражает количество добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Фонд скважин.Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.

Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.

Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп отбора от НИЗ. Из курса геологии вам известно такое понятие, как начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ). При анализе разработки любого объекта используются такие показатели, как темп отбора от НИЗ и степень выработки НИЗ. Темп разработки Z(t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Q_H(t) к извлекаемым запасам месторождения

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти. Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Z_max

, где

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) – отношение накопленной добычи нефти к НИЗ. При чем сопоставление величины текущей обводненности продукции скважин со значением степени выработки запасов может нам косвенно указывать на то, достаточно ли благополучно разрабатывается объект. Что это значит: при равенстве этих показателей можно говорить о корректной разработке объекта.

Если степень выработки отстает по своей величине от обводненности продукции скважин, то необходимо применять меры по устранению этого. Анализ показателей разработки во времени позволит сделать нам вывод либо для применения технологий по интенсификации добычи нефти, либо о масштабном воздействии той или иной технологией на изменение динамики разработки.

Нефтеотдача. Величина запасов нефти той или иной залежи связана со степенью извлечения нефти из недр, которая представляет собой отношение возможной суммарной добычи нефти к балансовым (геологическим) запасам нефти в пласте.

Это отношение, называемое коэффициентом нефтеизвлечения или нефтеотдачи, имеет вид:

, , где

η_пр – проектный коэффициент нефтеизвлечения

η – текущий или фактический коэффициент нефтеизвлечения

Q_изв – извлекаемые запасы нефти

Q_бал – балансовые запасы нефти

∑Q_н – накопленный отбор нефти

В идеальном случае коэффициент нефтеотдачи стремится достичь величины коэффициента вытеснения, т.е. того значения, которое максимально возможно извлечь из пласта с конкретными геолого-физическими характеристиками. Но так как процесс вытеснения нефти зависит от многих факторов: структуры и характеристики коллектора, неоднородности, свойств, насыщающей его нефти, системы размещения скважин, сетки скважин, то нефтеотдачу можно представить в виде:

Коэффициент вытеснения – отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода) к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне.

Коэффициент охвата заводнением – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в который прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения.

Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения – это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже no нефтедобывающему региону и по стране.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.

Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.

Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.

Источник