ตัวชี้วัดการพัฒนาแหล่งน้ำมัน ตัวชี้วัดทางเทคโนโลยีของการพัฒนาแหล่งน้ำมัน ก๊าซ และก๊าซคอนเดนเสท ขั้นตอนของการพัฒนาแหล่งน้ำมัน

ตัวชี้วัดทางเทคโนโลยีหลักที่แสดงถึงกระบวนการพัฒนาแหล่งน้ำมัน (เงินฝาก) รวมถึง: การผลิตน้ำมัน, ของเหลว, ก๊าซประจำปีและสะสม; การฉีดสารรายปีและสะสม (น้ำ) การตัดน้ำของผลิตภัณฑ์ที่ผลิต การเลือกน้ำมันจากปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ สต็อกการผลิตและหลุมฉีด อัตราการถอนน้ำมัน การชดเชยการถอนของเหลวโดยการฉีดน้ำ ปัจจัยการฟื้นตัวของน้ำมันในปัจจุบันและขั้นสุดท้าย (การออกแบบ) อัตราการไหลของน้ำมันและของเหลวที่ดี การฉีดอย่างดี พลวัตของแรงดันอ่างเก็บน้ำ ปริมาตรการขุดเจาะ การทดสอบการทำงานของหลุมผลิตและหลุมฉีด การรื้อถอนหลุม ฯลฯ

ประสิทธิภาพของกระบวนการพัฒนายังได้รับการประเมินโดยอัตราส่วนของส่วนแบ่งของน้ำมันที่นำกลับมาใช้ใหม่จากปริมาณสำรองที่กู้คืนได้เบื้องต้นและการตัดน้ำในปัจจุบัน โดยความสมดุลของกระแสและสะสมของการฉีดน้ำและการดึงของเหลวออกจากอ่างเก็บน้ำ โดยการลดลงของอ่างเก็บน้ำ ความดัน (สัมพันธ์กับค่าเริ่มต้น) เป็นต้น

ให้เรานำเสนอวิธีการคำนวณตัวชี้วัดทางเทคโนโลยีหลักของกระบวนการพัฒนาแหล่งน้ำมัน (เงินฝาก)

1. การผลิตน้ำมันประจำปี ( คิวที, ตัน/ปี) - การผลิตน้ำมันจากหลุมผลิตทั้งหมดในหนึ่งปี การผลิตน้ำมันสำหรับงวดอนาคตถูกกำหนดโดยใช้วิธีการและโปรแกรมคอมพิวเตอร์ต่างๆ เมื่อพัฒนาแหล่งสะสมในขั้นตอนสุดท้าย (โดยมีการผลิตน้ำมันลดลง) การผลิตน้ำมันประจำปี ( คิว ที ,) , จำนวนคนงานเหมือง 2 - ( ไม่เป็นไร ) และหลุมฉีด 3 - ( ไม่มี ) สามารถกำหนดได้โดยใช้สูตร [9]:

2. (3.11)

2. (3.12)

ที่ไหน ที – เลขที่ประจำงวดปีบัญชี ( ที =1, 2, 3, 4, 5); คิว 0 – การผลิตน้ำมันแอมพลิจูดเป็นเวลา 10 ปี จ =2.718 – ฐานของลอการิทึมธรรมชาติ เพลงประกอบละคร Q – ปริมาณสำรองน้ำมันที่สามารถนำกลับมาใช้ใหม่ได้ ไม่มี 0d และ หมายเลข 0н - จำนวนหลุม ณ ต้นปีบัญชี การผลิตและการฉีดตามลำดับ ต- อายุการใช้งานเฉลี่ยปี ในกรณีที่ไม่มีข้อมูลจริง ระยะเวลาค่าเสื่อมราคามาตรฐานสำหรับหลุม (20 ปี) สามารถใช้เป็น T

4.อัตราการถอนน้ำมันประจำปี ทีด้านล่าง – อัตราส่วนการผลิตต่อปี ( คิวที ) ถึงปริมาณสำรองที่เรียกคืนได้เริ่มแรก ( Q ด้านล่าง ), %:

เสื้อด้านล่าง = q t / Q ด้านล่าง (3.13)

5.อัตราการถอนน้ำมันประจำปี นั่นแหละ , % - ของปริมาณสำรองที่เหลือ (ปัจจุบัน) ที่คาดว่าจะได้รับคืน - อัตราส่วนการผลิตประจำปี ( คิวที ) ต่อปริมาณสำรองคงเหลือที่คาดว่าจะได้รับคืน ( คิว ออยซ์ ) - ปริมาณสำรองน้ำมันที่กู้คืนได้คงเหลือเมื่อเริ่มต้นการคำนวณ (ความแตกต่างระหว่างปริมาณสำรองเริ่มต้นที่กู้คืนได้และการผลิตน้ำมันสะสมเมื่อต้นปีการคำนวณ:

นั่นแหละ = q t / Q oiz (3.14)

6. การผลิตน้ำมันตั้งแต่เริ่มต้นการพัฒนา (การสกัดน้ำมันแบบสะสม) คิว นัก - ผลรวมการถอนน้ำมันประจำปี ณ สิ้นปี พันตัน:

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

7. การเลือกน้ำมันจากปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้เบื้องต้น กับคิว – อัตราส่วนของการผลิตน้ำมันสะสมต่อปริมาณสำรองเริ่มต้นที่กู้คืนได้), %:

ด้วย Q = Q บน / Q ล่าง (3.16)

8. ปัจจัยการฟื้นตัวของน้ำมัน ( ญาติ ) หรือปัจจัยการคืนสภาพน้ำมัน - อัตราส่วนของการคืนสภาพน้ำมันสะสมต่อปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาหรือสมดุลน้ำมันเบื้องต้น เศษส่วนของหน่วย:

KIN = คิวนัก / คิวบอล (3.17)

9.การสกัดของเหลวตั้งแต่เริ่มพัฒนา ถาม – ผลรวมของการถอนของเหลวประจำปี ( ถาม ) สำหรับปีปัจจุบัน พันตัน:

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

10. การตัดน้ำเฉลี่ยต่อปี - ส่วนแบ่งน้ำในการผลิตบ่อน้ำ ว , – อัตราส่วนการผลิตน้ำต่อปี ( คิวเข้า ) ถึงการผลิตของเหลวประจำปี ( ถาม ), %:

W = q ใน / q f (3.19)

11. การฉีดน้ำตั้งแต่เริ่มพัฒนา - ผลรวมของค่าการฉีดน้ำประจำปี ( คิวสั่ง ) ณ สิ้นปีที่รายงาน พัน m 3:

ลำดับ Q = ลำดับ q1 + ลำดับ q2 + ลำดับ q3 +……….+ ลำดับ q n-1 + ลำดับ q n (3.20)

12. ค่าชดเชยการดึงของเหลวโดยการฉีดน้ำต่อปี (ปัจจุบัน) – อัตราส่วนของการฉีดน้ำต่อปีต่อการผลิตของเหลวต่อปี, %:

K g = คำสั่ง q / q f (3.21)

13. การชดเชยการดึงของเหลวโดยการฉีดน้ำตั้งแต่เริ่มต้นการพัฒนา (การชดเชยสะสม) – อัตราส่วนของการฉีดน้ำสะสมต่อการดึงของเหลวสะสม, %:

ก นัก = คิว ซัค / คิว ว (3.22)

14. การผลิตก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องสำหรับปีกำหนดโดยการคูณการผลิตน้ำมันประจำปีด้วยปัจจัยก๊าซ ( กรัมฉ ) ล้าน ลบ.ม. 3:

คิว แก๊ส = คิว เสื้อ . กรัมฉ (3.23)

15. การผลิตก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องตั้งแต่เริ่มต้นการพัฒนา - ผลรวมของการถอนก๊าซต่อปี, ล้านลูกบาศก์เมตร:

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

16. อัตราการผลิตน้ำมันเฉลี่ยต่อปีของหนึ่งหลุมผลิตคืออัตราส่วนของการผลิตน้ำมันต่อปีต่อจำนวนหลุมผลิตเฉลี่ยต่อปี ( ต่อไป ) และจำนวนวันในหนึ่งปี ( ทีจี ) โดยคำนึงถึงอัตราการทำงานของหลุมผลิต ( เค อี.ดี. ) t/วัน:

ดี = q t / n ต่อ T g K ed, (3.25)

ที่ไหน เค อี.ดี. เท่ากับอัตราส่วนของผลรวมของวัน (วัน) ที่ทำงานของหลุมผลิตทั้งหมดในระหว่างปีปฏิทินต่อจำนวนหลุมเหล่านี้และจำนวน วันตามปฏิทิน(วัน) ต่อปี ซึ่งเท่ากับ 0.98

17. อัตราการผลิตของเหลวเฉลี่ยต่อปีของหนึ่งหลุมผลิตคืออัตราส่วนของการผลิตของเหลวต่อปีต่อจำนวนหลุมผลิตเฉลี่ยต่อปีและจำนวนวันในหนึ่งปี โดยคำนึงถึงอัตราการดำเนินการของหลุมผลิต t/วัน:

ดี = q w / n ต่อ T g K e.d, (3.26)

18. อัตราการฉีดน้ำเฉลี่ยต่อปีของหลุมฉีดหนึ่งหลุม - อัตราส่วนของการฉีดน้ำต่อปีต่อจำนวนหลุมฉีดเฉลี่ยต่อปี ( เปล่าเลย ) และจำนวนวันต่อปีโดยคำนึงถึงอัตราการทำงานของหลุมฉีด ( เค.อี.เอ็น. ), ลบ.ม. 3 /วัน:

ดี = q zak / n nag T g K e.n, (3.27)

ที่ไหน เค.อี.เอ็น. เท่ากับอัตราส่วนของผลรวมของวันที่ทำงานโดยหลุมฉีดทั้งหมดในระหว่างปีปฏิทินต่อจำนวนหลุมเหล่านี้และจำนวนวันตามปฏิทินในหนึ่งปี

19. แรงดันอ่างเก็บน้ำสำหรับปีที่ 20 ของการพัฒนามีแนวโน้มลดลงหากค่าชดเชยสะสม เคแนค น้อยกว่า 120% เช่น ได้โปรด ≤ ร pl n ≥; หากค่าชดเชยสะสมอยู่ในช่วง 120 ถึง 150% แสดงว่าแรงดันอ่างเก็บน้ำอยู่ใกล้หรือเท่ากับค่าเริ่มต้น ได้โปรด = ร pl n ; หากค่าชดเชยสะสมมากกว่า 150% แสดงว่าแรงดันอ่างเก็บน้ำมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นและอาจสูงกว่าค่าเดิม ได้โปรด ≥ ร pl n .

เทคโนโลยีการพัฒนาเป็นชุดวิธีการสกัดน้ำมันจากดินใต้ผิวดิน มีตัวบ่งชี้การพัฒนาเทคโนโลยีมากมาย แต่มีตัวบ่งชี้ทั่วไปสำหรับทุกคน ลองดูที่:

1. การสกัดน้ำมันจากแหล่งในระหว่างการพัฒนา ซึ่งแบ่งออกเป็นสี่ขั้นตอน

2. อัตราการพัฒนาแหล่งน้ำมันสามารถแสดงเป็นอัตราส่วนของการผลิตน้ำมันในปัจจุบัน q n (t) ต่อปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาของแหล่ง G

Z(t q n (t)) = q n (t) / G

3. การผลิตของเหลวจากแหล่งน้ำมันคือการผลิตน้ำมันและน้ำทั้งหมด

4. การนำน้ำมันกลับคืนมาคืออัตราส่วนของปริมาณน้ำมันที่สกัดจากอ่างเก็บน้ำต่อปริมาณสำรองเริ่มต้นในอ่างเก็บน้ำ พวกเขาแยกความแตกต่างระหว่างกระแส - อัตราส่วนของปริมาณน้ำมันที่สกัดจากอ่างเก็บน้ำในขณะที่การพัฒนาอ่างเก็บน้ำต่อปริมาณสำรองเริ่มต้น การนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ขั้นสุดท้ายคืออัตราส่วนของปริมาณน้ำมันที่ผลิตได้ต่อปริมาณสำรองเริ่มต้นเมื่อสิ้นสุดการพัฒนาแหล่งกักเก็บ

5. การสกัดก๊าซจากแหล่งน้ำมันในระหว่างการพัฒนา ปัจจัยนี้มีลักษณะเป็นปัจจัยก๊าซ Gf

6.การใช้สารที่ฉีดเข้าไปในชั้นหินและการสกัดร่วมกับน้ำมันและก๊าซ (น้ำธรรมดา น้ำที่เติมสารเคมีรีเอเจนต์ น้ำร้อนหรือไอน้ำ ก๊าซไฮโดรคาร์บอน อากาศ คาร์บอนไดออกไซด์ เป็นต้น)

7.การกระจายสินค้าในอ่างเก็บน้ำ

8. แรงดันที่ปากแหล่งผลิตอย่างดี

9. การกระจายบ่อตามวิธีการยกของเหลวจากด้านล่างขึ้นสู่ผิวน้ำ

10. อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ

5. สิ่งที่เรียกว่าวัตถุการพัฒนา วัตถุได้รับการพัฒนาอย่างไร ข้อใดเป็นคุณลักษณะของวัตถุ เป็นไปได้หรือไม่ที่จะพัฒนาวัตถุต่าง ๆ ที่มีบ่อเดียวกันโดยใช้ วิธีการทางเทคนิค.

วัตถุการพัฒนา- นี่คือการก่อตัวทางธรณีวิทยาที่แยกได้เทียม (ชั้น, เทือกเขา, โครงสร้าง, ชุดของชั้น) ภายในพื้นที่ที่พัฒนาแล้วซึ่งมีปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนทางอุตสาหกรรมซึ่งดำเนินการสกัดจากดินใต้ผิวดินโดยใช้ กลุ่มใดกลุ่มหนึ่งบ่อน้ำหรือโครงสร้างการขุดอื่น ๆ นักพัฒนาที่ใช้คำศัพท์ทั่วไปในหมู่คนงานในอุตสาหกรรมน้ำมัน มักจะเชื่อว่าแต่ละวัตถุได้รับการพัฒนาโดยมีเครือข่ายบ่อของตัวเอง ต้องเน้นย้ำว่าธรรมชาติไม่ได้สร้างวัตถุการพัฒนา - พวกมันถูกจัดสรรโดยผู้ที่พัฒนาสาขานั้น วัตถุการพัฒนาอาจรวมถึงชั้นเดียว หลายชั้น หรือทุกชั้นของฟิลด์

คุณสมบัติหลักของวัตถุการพัฒนา- การมีอยู่ของน้ำมันสำรองเชิงพาณิชย์ในรูปแบบและกลุ่มของบ่อน้ำบางกลุ่มที่มีอยู่ในวัตถุที่กำหนดด้วยความช่วยเหลือในการพัฒนา ในเวลาเดียวกันไม่มีใครสามารถพูดตรงกันข้ามได้ เนื่องจากหลุมเดียวกันสามารถใช้เพื่อพัฒนาวัตถุที่แตกต่างกันได้โดยใช้วิธีการทางเทคนิคสำหรับการทำงานพร้อมกันและแยกกัน ปัจจัยหลักคือ:

คุณสมบัติทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของการก่อตัว

ปริมาณสำรองน้ำมันที่กู้คืนได้ ล้านตัน

ความหนา ม

การซึมผ่าน 10~3μm2

ความหนืดของน้ำมัน - Z Kti,.1IO-3 P 3 Pa-s

วัตถุการพัฒนาบางครั้งแบ่งออกเป็นประเภทต่อไปนี้: อิสระ เช่น ได้รับการพัฒนาในเวลาที่กำหนด และการส่งคืน กล่าวคือ วัตถุที่จะได้รับการพัฒนาโดยหลุมใช้ประโยชน์จากวัตถุอื่นในช่วงเวลานี้

6. ระบุปัจจัยหลักที่มีอิทธิพลต่อการจัดสรรวัตถุการพัฒนา คุณสมบัติทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของหินอ่างเก็บน้ำมีอิทธิพลต่อการระบุวัตถุการพัฒนาอย่างไร

ปัจจัยที่มีอิทธิพลต่อการจัดสรรวัตถุการพัฒนา

1. คุณสมบัติทางธรณีวิทยาและกายภาพของหินกักเก็บน้ำมันและก๊าซ

ในหลายกรณี ไม่แนะนำให้สร้างการก่อตัวที่แตกต่างกันอย่างมากในการซึมผ่าน ความหนาทั้งหมดและมีประสิทธิภาพ รวมถึงความหลากหลายที่ไม่แนะนำให้พัฒนาเป็นวัตถุเดียว เนื่องจากสิ่งเหล่านี้อาจแตกต่างกันอย่างมีนัยสำคัญในด้านผลผลิต ความดันอ่างเก็บน้ำในระหว่างการพัฒนา และด้วยเหตุนี้ในวิธีการของ การดำเนินงานที่ดีและอัตราการผลิตน้ำมันสำรองและการเปลี่ยนแปลงในการตัดน้ำของผลิตภัณฑ์ สำหรับการก่อตัวที่มีความต่างกันของพื้นที่ที่แตกต่างกัน รูปแบบหลุมที่แตกต่างกันจะมีประสิทธิภาพ ดังนั้นการรวมการก่อตัวดังกล่าวให้เป็นเป้าหมายการพัฒนาเดียวจึงกลายเป็นสิ่งที่ทำไม่ได้ ในชั้นแนวตั้งที่มีความหลากหลายสูงซึ่งมีชั้นที่มีการซึมผ่านต่ำแต่ละชั้นซึ่งไม่ได้เชื่อมต่อกับชั้นที่มีการซึมผ่านสูง อาจเป็นเรื่องยากที่จะรับประกันความครอบคลุมในแนวตั้งที่ยอมรับได้ของขอบฟ้าเนื่องจากข้อเท็จจริงที่ว่ามีเพียงชั้นที่มีการซึมผ่านสูงเท่านั้นที่รวมอยู่ในการพัฒนาแบบแอคทีฟ และชั้นที่ซึมผ่านได้ต่ำจะไม่สัมผัสกับสารที่ถูกฉีดเข้าไปในชั้นหิน (น้ำ ก๊าซ) เพื่อที่จะเพิ่มความครอบคลุมการพัฒนาของการก่อตัวดังกล่าว พวกเขากำลังพยายามแบ่งพวกมันออกเป็นวัตถุต่างๆ

2. คุณสมบัติทางเคมีฟิสิกส์ของน้ำมันและก๊าซ

คุณสมบัติของน้ำมันมีความสำคัญเมื่อระบุวัตถุการพัฒนา การรวมรูปแบบที่มีความหนืดของน้ำมันแตกต่างกันอย่างมีนัยสำคัญเข้าไว้ในวัตถุเดียวอาจไม่สามารถทำได้ เนื่องจากสามารถพัฒนาโดยใช้เทคโนโลยีที่แตกต่างกันในการสกัดน้ำมันจากดินใต้ผิวดินด้วยรูปแบบและรูปแบบของหลุมที่แตกต่างกัน ปริมาณพาราฟิน ไฮโดรเจนซัลไฟด์ ส่วนประกอบไฮโดรคาร์บอนที่มีคุณค่า และแร่ธาตุอื่นๆ ในปริมาณทางอุตสาหกรรมที่แตกต่างกันอย่างมาก ยังทำให้เป็นไปไม่ได้ที่จะร่วมกันพัฒนาชั้นหินเป็นวัตถุเดียว เนื่องจากจำเป็นต้องใช้เทคโนโลยีที่แตกต่างกันอย่างมากในการสกัดน้ำมันและแร่ธาตุอื่นๆ ออกจากชั้นหิน .

3. สถานะเฟสของไฮโดรคาร์บอนและระบอบการก่อตัว

4. เงื่อนไขในการจัดการกระบวนการพัฒนาแหล่งน้ำมัน

5. อุปกรณ์และเทคโนโลยีการดำเนินงานหลุม

อาจมีเหตุผลด้านเทคนิคและเทคโนโลยีมากมายที่นำไปสู่ความสะดวกหรือไม่สะดวกในการใช้ตัวเลือกบางอย่างในการเน้นวัตถุ ตัวอย่างเช่น หากจากหลุมใช้ประโยชน์จากการก่อตัวหรือกลุ่มของการก่อตัวที่ระบุว่าเป็นวัตถุการพัฒนา ก็มีแผนที่จะใช้อัตราการไหลของของไหลที่มีนัยสำคัญดังกล่าวซึ่งจะจำกัดไว้สำหรับ วิธีการที่ทันสมัยการดำเนินงานที่ดี ดังนั้นการรวมวัตถุเพิ่มเติมจึงเป็นไปไม่ได้ด้วยเหตุผลทางเทคนิค

โดยสรุป ควรเน้นย้ำอีกครั้งว่าอิทธิพลของแต่ละปัจจัยที่ระบุไว้ในการเลือกวัตถุการพัฒนาจะต้องได้รับการวิเคราะห์ทางเทคโนโลยีและเศรษฐศาสตร์ทางเทคนิคก่อนและหลังจากนั้นเท่านั้นจึงจะสามารถตัดสินใจเกี่ยวกับการจัดสรรการพัฒนาได้ วัตถุ

7. อิทธิพลของคุณสมบัติทางกายภาพและเคมีของน้ำมันและก๊าซต่อการจำแนกวัตถุที่กำลังพัฒนา ความเป็นไปได้ของการรวมการก่อตัวที่มีความหนืดของน้ำมันที่แตกต่างกันอย่างมีนัยสำคัญเข้าไว้ในวัตถุเดียว

คุณสมบัติของน้ำมันมีความสำคัญเมื่อระบุวัตถุการพัฒนา

การรวมรูปแบบที่มีความหนืดของน้ำมันแตกต่างกันอย่างมีนัยสำคัญเข้าไว้ในวัตถุเดียวอาจไม่สามารถทำได้ เนื่องจากสามารถพัฒนาโดยใช้เทคโนโลยีที่แตกต่างกันในการสกัดน้ำมันจากดินใต้ผิวดินด้วยรูปแบบและรูปแบบของหลุมที่แตกต่างกัน

ปริมาณพาราฟิน ไฮโดรเจนซัลไฟด์ ส่วนประกอบไฮโดรคาร์บอนที่มีคุณค่า และแร่ธาตุอื่นๆ ในปริมาณทางอุตสาหกรรมที่แตกต่างกันอย่างมาก ยังทำให้เป็นไปไม่ได้ที่จะร่วมกันพัฒนาชั้นหินเป็นวัตถุเดียว เนื่องจากจำเป็นต้องใช้เทคโนโลยีที่แตกต่างกันอย่างมากในการสกัดน้ำมันและแร่ธาตุอื่นๆ ออกจากชั้นหิน .

เป็นไปไม่ได้ที่จะรวมอ่างเก็บน้ำน้ำมันบริสุทธิ์และอ่างเก็บน้ำน้ำมันที่มีฝาปิดแก๊สเป็นวัตถุเดียว การรวมการก่อตัวเหล่านี้เป็นวัตถุเดียวนั้นทำไม่ได้จริง เนื่องจากการพัฒนาแต่ละสิ่งต้องใช้รูปแบบหลุมและเทคโนโลยีการสกัดน้ำมันและก๊าซที่แตกต่างกัน

วัตถุการพัฒนาอิสระอาจเป็นชั้นที่มีความหนามากพร้อมกับส่วนที่หนาที่ไม่สามารถซึมผ่านได้ ด้วยความหนาเล็กน้อยของชั้นและการมีอยู่ของโซนบรรจบกัน ซึ่งทำให้การแยกน้ำเข้าในแต่ละชั้นยุ่งยากและการควบคุมกระบวนการพัฒนา ชั้นต่างๆ จึงถูกรวมเข้าเป็นวัตถุปฏิบัติการเดียว เมื่อระบุวัตถุการพัฒนา ควรคำนึงถึงปัจจัยต่อไปนี้:

1. คุณสมบัติทางธรณีวิทยาและกายภาพของหินกักเก็บน้ำมันและก๊าซ วัตถุการพัฒนาหนึ่งชิ้นสามารถรวมถึงชั้นที่มีลักษณะทางหินและคุณสมบัติอ่างเก็บน้ำที่คล้ายกันของหินก่อตัวที่มีประสิทธิผล ค่าของความดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้นที่ลดลง และตรงกันในแง่ของพื้นที่รับน้ำมัน การรวมชั้นที่แตกต่างกันอย่างมากในการซึมผ่าน ความหนาทั้งหมดและมีประสิทธิภาพ รวมถึงแรงดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้นเข้าไว้ในวัตถุเดียวเป็นไปไม่ได้ในทางปฏิบัติ นอกจากนี้ยังไม่เหมาะสมที่จะรวมชั้นที่แตกต่างกันอย่างมากในด้านพื้นที่และความแตกต่างแบบชั้นต่อชั้นเข้าไว้ในวัตถุการพัฒนาเดียว

อ่างเก็บน้ำที่แตกต่างกันอย่างมีนัยสำคัญในด้านผลผลิตและความดันของอ่างเก็บน้ำจะแตกต่างกันในวิธีการพัฒนา อัตราการผลิตของน้ำมันสำรอง และการเปลี่ยนแปลงในการตัดน้ำของบ่อ ดังนั้นการรวมไว้ในวัตถุการพัฒนาเดียวย่อมส่งผลให้การฟื้นตัวของน้ำมันลดลงอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้สำหรับทั้ง วัตถุ.

ในกระบวนการพัฒนาโรงงานผลิตหลายชั้นในแหล่งน้ำมันพบว่าค่าสัมประสิทธิ์การผลิตโดยเฉลี่ยของหลุม Kpsov ซึ่งใช้ประโยชน์จากการก่อตัวหลายรูปแบบร่วมกันนั้นน้อยกว่าผลรวมของค่าสัมประสิทธิ์การผลิตเฉลี่ย Kpsum ของหลุมที่ใช้ประโยชน์จากการก่อตัวเดียวกันแยกจากกัน สาระสำคัญทางกายภาพของปรากฏการณ์นี้ยังไม่ได้รับการศึกษาอย่างเพียงพอ นักวิจัยจำนวนหนึ่งเชื่อว่าประสิทธิภาพการผลิตที่ลดลงเกิดขึ้นเนื่องจากการไหลของของไหลระหว่างชั้น ส่วนคนอื่นๆ อธิบายการสูญเสียอันเนื่องมาจาก ความต้านทานไฮดรอลิกในหลุมเจาะ นักวิจัยบางคนอธิบายเรื่องนี้ด้วยอิทธิพลร่วมกันของชั้นหินที่ถูกใช้ประโยชน์

หากการก่อตัวจำนวนมากถูกรวมเข้าด้วยกันในโรงงานผลิตแห่งเดียว ค่าสูงสุดของการลดลงของค่าสัมประสิทธิ์การผลิตของหลุมในระหว่างการดำเนินการร่วมกันของการก่อตัวเมื่อเปรียบเทียบกับการดำเนินการแยกกันจะอยู่ที่ 35-45%

2. คุณสมบัติทางเคมีกายภาพของน้ำมัน น้ำ และก๊าซ ไม่แนะนำให้รวมอ่างเก็บน้ำที่มีน้ำมันที่มีคุณสมบัติต่างกัน เช่น ความหนืด เป็นวัตถุการพัฒนาเดียว เนื่องจากในการสกัดผลิตภัณฑ์จำเป็นต้องใช้เทคโนโลยีที่แตกต่างกันเพื่อมีอิทธิพลต่อพวกมัน โดยต้องใช้ระบบการจัดเรียงที่แตกต่างกันและความหนาแน่นของรูปแบบหลุมที่แตกต่างกัน .

คุณสมบัติทางกายภาพและเคมีของชั้นหินและความสามารถในการผสมมีความสำคัญอย่างมากในการระบุวัตถุ ตัวอย่างเช่น การฉีดน้ำเข้าไปในชั้นหินที่มีน้ำในชั้นหินขององค์ประกอบจำนวนหนึ่งสามารถทำให้เกิดได้ ปฏิกริยาเคมีส่งผลให้สภาวะการกรองของเหลวเสื่อมลง

3. สถานะเฟสของไฮโดรคาร์บอนและระบบการก่อตัว ตัวอย่างเช่น เป็นไปไม่ได้ที่จะรวมอ่างเก็บน้ำน้ำมันบริสุทธิ์และอ่างเก็บน้ำน้ำมันที่มีฝาปิดแก๊สเป็นวัตถุเดียวกัน การรวมการก่อตัวเหล่านี้เป็นวัตถุเดียวนั้นทำไม่ได้จริง เนื่องจากการพัฒนาแต่ละสิ่งต้องใช้รูปแบบหลุมและเทคโนโลยีการสกัดน้ำมันและก๊าซที่แตกต่างกัน

4. ความสามารถในการควบคุมกระบวนการพัฒนา (การรวมหลายชั้นเป็นวัตถุเดียวเป็นไปไม่ได้)

5.การพัฒนาเทคโนโลยีและ เทคโนโลยี - เทคโนโลยีการดำเนินงานของบ่อน้ำ (หากเป็นประโยชน์ในการพัฒนารูปแบบอย่างอิสระก็ไม่แนะนำให้รวมเข้าด้วยกัน)

ความเป็นไปได้ของการรวมชั้นต่างๆ ให้เป็นวัตถุการหาประโยชน์เพียงวัตถุเดียว ซึ่งกำหนดไว้ก่อนหน้านี้ตามลักษณะทางธรณีวิทยาที่ระบุไว้ ได้รับการชี้แจงเพิ่มเติมโดยการวิเคราะห์ทางเทคโนโลยีและการคำนวณทางเทคนิคและเศรษฐศาสตร์

หนึ่งในความสำเร็จล่าสุดในด้านเทคโนโลยีการผลิตและเทคโนโลยีคือเทคโนโลยีของการแสวงหาผลประโยชน์พร้อมกัน (SSE) ของการก่อตัว การใช้เทคโนโลยีดังกล่าวทำให้สามารถรวมข้อดีของการแยกวัตถุการพัฒนาเข้ากับข้อดีของการแสวงหาประโยชน์ร่วมกันจากการก่อตัว ด้วยเทคโนโลยีนี้ บ่อน้ำสามารถผลิตน้ำมันจากวัตถุสองชิ้นพร้อมกันได้ ทำให้แต่ละวัตถุมีผลกระทบที่เหมาะสมที่สุดสำหรับวัตถุนี้โดยเฉพาะ ดังนั้นจึงไม่มีการสูญเสียปริมาณสำรองที่สามารถเรียกคืนได้ และความสามารถในการทำกำไรของกระบวนการเพิ่มขึ้นโดยการลดจำนวนหลุมที่ต้องการ

ในเวลาเดียวกัน สิ่งที่ประหยัดที่สุดคือการปรับเปลี่ยนแร่แบบยกครั้งเดียว เมื่อการผสมของของเหลวที่ผลิตจากวัตถุสองชิ้นเกิดขึ้นในท่อเดียวในบ่อ อย่างไรก็ตาม การปรับเปลี่ยนนี้ทำให้กระบวนการติดตามการพัฒนาของวัตถุแต่ละชิ้นมีความซับซ้อน และยิ่งไปกว่านั้น ไม่สามารถใช้ได้กับเมื่อมีคุณสมบัติทางเคมีกายภาพของของเหลวในอ่างเก็บน้ำแตกต่างกันอย่างมีนัยสำคัญ การออกแบบลิฟต์สองชั้นทำให้สามารถใช้บ่อเดียวเพื่อแยกการผลิตไฮโดรคาร์บอนจากวัตถุสองชิ้นโดยใช้ท่อที่แตกต่างกันโดยสิ้นเชิง เทคโนโลยีการฉีดแยกพร้อมกันยังได้รับการพัฒนาอีกด้วย

8. อิทธิพลต่อการจำแนกวัตถุการพัฒนาของสถานะเฟสของไฮโดรคาร์บอนและระบอบการก่อตัว ไฮโดรคาร์บอนมีสถานะอยู่ในสถานะใดในการก่อตัว? ตั้งชื่อรูปแบบการทำงานของรูปแบบต่างๆ

การก่อตัวต่างๆ ที่วางค่อนข้างใกล้กันในแนวตั้งและมีคุณสมบัติทางธรณีวิทยาและกายภาพคล้ายคลึงกัน ในบางกรณี ไม่เหมาะสมที่จะรวมเข้าเป็นวัตถุเดียวอันเป็นผลมาจากสถานะเฟสที่แตกต่างกันของการก่อตัว ไฮโดรคาร์บอนและระบบการก่อตัว ดังนั้น หากชั้นหินหนึ่งมีฝาปิดแก๊สจำนวนมาก และอีกชั้นหนึ่งได้รับการพัฒนาภายใต้สภาวะแรงดันน้ำและยืดหยุ่นตามธรรมชาติ การรวมพวกมันให้เป็นวัตถุเดียวอาจทำไม่ได้ เนื่องจากการพัฒนาจะต้องอาศัยการพัฒนา แผนงานต่างๆที่ตั้งและจำนวนหลุม ตลอดจนเทคโนโลยีการสกัดน้ำมันและก๊าซต่างๆ

การจำแนกประเภทของตะกอนตามสถานะเฟสของไฮโดรคาร์บอน

ขึ้นอยู่กับสถานะเฟสเริ่มต้นและองค์ประกอบของสารประกอบไฮโดรคาร์บอนหลักในระดับความลึก คราบจะถูกแบ่งออกเป็นเฟสเดียวและสองเฟส

เงินฝากเฟสเดียว ได้แก่ :

ก) คราบน้ำมันที่ถูกกักขังอยู่ในชั้นอ่างเก็บน้ำที่มีน้ำมันอิ่มตัวด้วยก๊าซในระดับที่แตกต่างกัน

b) ก๊าซหรือก๊าซคอนเดนเสทที่กักขังอยู่ในชั้นอ่างเก็บน้ำที่มีก๊าซหรือก๊าซที่มีไฮโดรคาร์บอนคอนเดนเสท

ตะกอนสองเฟส ได้แก่ ตะกอนที่กักขังอยู่ในชั้นอ่างเก็บน้ำที่มีน้ำมันซึ่งมีก๊าซละลายและมีก๊าซอิสระอยู่เหนือน้ำมัน (อ่างเก็บน้ำน้ำมันที่มีฝาปิดแก๊ส หรืออ่างเก็บน้ำแก๊สที่มีขอบน้ำมัน) ในบางกรณี ก๊าซอิสระจากแหล่งสะสมดังกล่าวอาจมีไฮโดรคาร์บอนคอนเดนเสท ขึ้นอยู่กับอัตราส่วนของปริมาตรของส่วนที่อิ่มตัวของน้ำมันของเงินฝากต่อปริมาตรของเงินฝากทั้งหมด ( V n = V n / V n + Vr) เงินฝากสองเฟสจะถูกแบ่งออกเป็น:

ก) น้ำมันที่มีฝาปิดแก๊สหรือคอนเดนเสทแก๊ส ( V n 0.75)

b) ก๊าซหรือก๊าซคอนเดนเสท - น้ำมัน (0.50< V н  О,75);

c) น้ำมันและก๊าซหรือน้ำมันและก๊าซคอนเดนเสท (0.25< V н  0,50);

d) ก๊าซหรือคอนเดนเสทก๊าซที่มีขอบน้ำมัน ( V n 0.25)

วัตถุการผลิตหลักในการฝากสองเฟสนั้นขึ้นอยู่กับปริมาณสำรองที่มีชัยถือเป็นชิ้นส่วนที่อิ่มตัวด้วยก๊าซหรือน้ำมันอิ่มตัว

ระบบการก่อตัวเป็นที่เข้าใจกันว่าเป็นธรรมชาติของการรวมตัวกันของแรงผลักดันที่รับประกันการเคลื่อนตัวของน้ำมันในการก่อตัวจนถึงก้นบ่อการผลิต การรู้โหมดการทำงานเป็นสิ่งจำเป็นสำหรับการออกแบบระบบการพัฒนาสนามอย่างมีเหตุผลและการใช้พลังงานกักเก็บอย่างมีประสิทธิภาพ เพื่อเพิ่มการสกัดน้ำมันและก๊าซจากดินใต้ผิวดินให้เกิดประโยชน์สูงสุด

โหมดต่อไปนี้มีความโดดเด่น:

1- ปั๊มน้ำ

2- ยืดหยุ่นและยืดหยุ่น - แรงดันน้ำ

แรงดัน 3 แก๊สหรือโหมดฝาแก๊ส

โหมดก๊าซ 4 หรือก๊าซละลาย

5-แรงโน้มถ่วง

6- ผสม

1) ระบอบแรงดันน้ำ - ระบอบการปกครองที่น้ำมันเคลื่อนที่ในอ่างเก็บน้ำไปยังบ่อน้ำภายใต้ความกดดันของน้ำชายขอบ (หรือด้านล่าง) ในกรณีนี้เงินฝากจะเต็มไปด้วยน้ำจากแหล่งพื้นผิวในปริมาณเท่ากับหรือน้อยกว่าปริมาณของของเหลวและก๊าซที่ถูกดึงออกจากอ่างเก็บน้ำในระหว่างการพัฒนาเล็กน้อย ตัวบ่งชี้ประสิทธิภาพของการพัฒนาอ่างเก็บน้ำคือปัจจัยการคืนน้ำมัน - อัตราส่วนของปริมาณน้ำมันที่สกัดจากอ่างเก็บน้ำต่อปริมาณสำรองทั้งหมด (สมดุล) ในอ่างเก็บน้ำ การปฏิบัติพบว่าโหมดแรงดันน้ำแบบแอคทีฟมีประสิทธิภาพมากที่สุด ในโหมดนี้ คุณสามารถสกัดน้ำมันทั้งหมดที่มีอยู่ในดินใต้ผิวดินได้ 50-70% และบางครั้งก็มากกว่านั้นก่อนที่การพัฒนาของตะกอนจะเริ่มขึ้น ค่าสัมประสิทธิ์การฟื้นตัวของน้ำมันภายใต้สภาวะแรงดันน้ำสามารถอยู่ในช่วง 0.5-0.7 หรือมากกว่า

2) โหมดยืดหยุ่น (แรงดันน้ำแบบยืดหยุ่น) - โหมดการทำงานของอ่างเก็บน้ำซึ่งพลังงานของอ่างเก็บน้ำเมื่อความดันในอ่างเก็บน้ำลดลงจะปรากฏในรูปแบบของการขยายตัวแบบยืดหยุ่นของของเหลวในอ่างเก็บน้ำและหิน แรงยืดหยุ่นของของไหลและหินสามารถแสดงออกได้ในโหมดการทำงานของคราบสกปรก ดังนั้นจึงถูกต้องมากกว่าที่จะพิจารณาระบอบการปกครองแบบยืดหยุ่นไม่ใช่แบบอิสระ แต่เป็นขั้นตอนของระบอบแรงดันน้ำเมื่อความยืดหยุ่นของของเหลว (น้ำมันน้ำ) และหินเป็นแหล่งพลังงานหลักของแหล่งสะสม การขยายตัวแบบยืดหยุ่นของของเหลวในอ่างเก็บน้ำและหินเมื่อความดันลดลงควรเกิดขึ้นในโหมดการทำงานของคราบสะสม อย่างไรก็ตาม สำหรับโหมดแรงดันน้ำแบบแอคทีฟและโหมดแก๊ส กระบวนการนี้มีบทบาทรอง ตรงกันข้ามกับโหมดแรงดันน้ำ ในโหมดแรงดันน้ำแบบยืดหยุ่น แรงดันของชั้นหิน ณ ขณะทำงานใดๆ จะขึ้นอยู่กับทั้งสองอย่าง กระแสและการถอนของไหลทั้งหมดออกจากชั้นหิน เมื่อเปรียบเทียบกับโหมดแรงดันน้ำ โหมดแรงดันน้ำแบบยืดหยุ่นของการดำเนินการก่อตัวจะมีประสิทธิภาพน้อยกว่า ค่าสัมประสิทธิ์การคืนสภาพน้ำมัน (การคืนสภาพน้ำมัน) อยู่ในช่วง 0.5-0.6 และ

โหมดแรงดันแก๊ส (หรือโหมดฝาแก๊ส) เป็นโหมดการทำงานของรูปแบบเมื่อน้ำมันขับเคลื่อนพลังงานหลักคือแรงดันแก๊สของฝาแก๊ส ในกรณีนี้น้ำมันจะถูกบังคับให้ไปที่บ่อภายใต้แรงกดดันของก๊าซที่กำลังขยายตัวซึ่งอยู่ในสถานะอิสระในส่วนที่สูงขึ้นของการก่อตัว อย่างไรก็ตาม ตรงกันข้ามกับระบบแรงดันน้ำ (เมื่อน้ำมันถูกแทนที่ด้วยน้ำจากส่วนล่างของคราบสะสม) ในระบบแรงดันแก๊ส ในทางกลับกัน แก๊สจะไล่น้ำมันจากส่วนบนลงสู่ส่วนล่างของคราบสะสม . ประสิทธิภาพการพัฒนาอ่างเก็บน้ำในกรณีนี้ขึ้นอยู่กับอัตราส่วนของขนาดของฝาถังน้ำมันและลักษณะของโครงสร้างของแหล่งสะสม เงื่อนไขที่ดีสำหรับการแสดงที่มีประสิทธิภาพสูงสุดของระบอบการปกครองนี้คือความสามารถในการซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำสูง (โดยเฉพาะแนวตั้ง, ฐานรอง), มุมเอียงขนาดใหญ่ของชั้นและความหนืดของน้ำมันต่ำ เมื่อน้ำมันถูกสกัดจากอ่างเก็บน้ำและแรงดันอ่างเก็บน้ำในเขตอิ่มตัวน้ำมัน ลดลง ฝาแก๊สจะขยายตัว และแก๊สจะแทนที่น้ำมันในส่วนล่างของการก่อตัวจนถึงก้นบ่อ ในกรณีนี้ ก๊าซจะทะลุไปยังหลุมที่อยู่ใกล้กับหน้าสัมผัสน้ำมันและก๊าซ การปล่อยก๊าซและฝาปิดแก๊ส รวมถึงการทำงานของหลุมที่มีอัตราการไหลสูงนั้นเป็นสิ่งที่ยอมรับไม่ได้ เนื่องจากความก้าวหน้าของก๊าซทำให้เกิดการใช้พลังงานก๊าซที่ไม่สามารถควบคุมได้ในขณะเดียวกันก็ลดการไหลของน้ำมันไปพร้อมกัน ดังนั้นจึงจำเป็นต้องตรวจสอบการทำงานของหลุมที่อยู่ใกล้ฝาปิดแก๊สอย่างต่อเนื่อง และในกรณีที่มีก๊าซเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วออกมาจากบ่อพร้อมกับน้ำมัน ให้จำกัดอัตราการไหลของพวกมัน หรือแม้แต่หยุดการทำงานของหลุม ค่าปัจจัยการคืนสภาพน้ำมันสำหรับคราบน้ำมันที่มีแรงดันแก๊สอยู่ในช่วง 0.5-0.6 เพื่อเพิ่มความมัน ก๊าซจะถูกฉีดจากพื้นผิวไปยังส่วนที่ยกขึ้นของแหล่งสะสม (ในฝาแก๊ส) ซึ่งทำให้สามารถรักษาและบางครั้งคืนพลังงานของก๊าซในแหล่งสะสมได้

โหมดก๊าซละลายคือโหมดการทำงานของถังเก็บน้ำมันซึ่งน้ำมันจะถูกบังคับผ่านถังเก็บจนถึงก้นบ่อภายใต้อิทธิพลของพลังงานของฟองก๊าซที่ขยายตัวเมื่อถูกปล่อยออกจากน้ำมัน ในโหมดนี้ แรงผลักดันหลักคือก๊าซที่ละลายในน้ำมันหรือกระจายตัวไปกับแก๊สในลักษณะฟองอากาศเล็กๆ เมื่อของเหลวถูกดึงออก ความดันในอ่างเก็บน้ำจะลดลง ฟองก๊าซจะมีปริมาตรเพิ่มขึ้น และเคลื่อนที่ไปยังบริเวณที่มีความดันต่ำสุด เช่น ถึงก้นบ่อแล้วเอาน้ำมันไปด้วย การเปลี่ยนแปลงสมดุลในอ่างเก็บน้ำในโหมดนี้ขึ้นอยู่กับการสกัดน้ำมันและก๊าซทั้งหมดจากอ่างเก็บน้ำ ตัวชี้วัดประสิทธิภาพการพัฒนาแหล่งกักเก็บภายใต้สภาวะก๊าซคือปัจจัยก๊าซหรือปริมาตรก๊าซต่อน้ำมันแต่ละตันที่สกัดจากอ่างเก็บน้ำ ปัจจัยการคืนสภาพน้ำมันในโหมดนี้คือ 0.2-0.4

โหมดแรงโน้มถ่วงคือโหมดการทำงานของคราบสะสมซึ่งการเคลื่อนที่ของน้ำมันผ่านอ่างเก็บน้ำไปยังก้นบ่อเกิดขึ้นเนื่องจากแรงโน้มถ่วงของน้ำมันนั่นเอง ระบบแรงโน้มถ่วงจะแสดงออกมาเมื่อความดันในชั้นหินลดลงจนเหลือน้อยที่สุด ไม่มีแรงกดดันจากผิวน้ำที่โค้งงอ และพลังงานของก๊าซจะหมดลงโดยสิ้นเชิง หากเงินฝากมีมุมจุ่มสูงชัน บ่อเหล่านั้นที่ทะลุการก่อตัวของปีกโซนต่ำจะมีประสิทธิผล ปัจจัยการนำน้ำมันกลับคืนมาในโหมดแรงโน้มถ่วงมักจะอยู่ในช่วง 0.1-0.2

โหมดผสมเป็นโหมดการทำงานของแหล่งสะสมเมื่อในระหว่างการทำงานจะเห็นการกระทำพร้อมกันของแหล่งพลังงานที่แตกต่างกันตั้งแต่สองแหล่งขึ้นไป

9. อธิบายเงื่อนไขในการจัดการกระบวนการพัฒนาแหล่งน้ำมัน ขึ้นอยู่กับจำนวนชั้นและชั้นรูพรุนในวัตถุชิ้นเดียว มีการควบคุมการเคลื่อนที่ของส่วนต่างๆ ของน้ำมันและสารที่แทนที่น้ำมันในทางเทคนิคและเทคโนโลยีอย่างไร

การจัดการอ่างเก็บน้ำ

การพัฒนาและดำเนินการครอบคลุมระยะเวลาตั้งแต่สิ้นสุดการสำรวจจนถึงการชำระบัญชีของแหล่ง ช่วงเวลานี้แสดงถึง "วงจรชีวิต" ของเงินฝาก บริษัทที่พัฒนาภาคสนามจะต้องจัดการกระบวนการนี้อย่างจริงจังเพื่อที่จะเพิ่มประสิทธิภาพ ดังนั้น การจัดการกระบวนการพัฒนาภาคสนามจึงเป็นแนวคิดหลักที่สำคัญซึ่งรวมถึงการพัฒนาและการยอมรับการตัดสินใจที่เกี่ยวข้องกับงานทั้งหมดที่ดำเนินการในสนาม วัตถุประสงค์หลักของการจัดการคือการเพิ่มประสิทธิภาพทางเศรษฐกิจสูงสุดในการพัฒนาและการดำเนินงานของสนามตลอดวงจรชีวิตทั้งหมด เพื่อให้ได้ผลลัพธ์ที่ดีที่สุด กระบวนการพัฒนาจะต้องได้รับการจัดการโดยคำนึงถึงปัจจัยหลักทั้งหมด แนวทางนี้จะช่วยให้มั่นใจได้ว่ามีการตัดสินใจที่เหมาะสมที่สุดและปรับเปลี่ยนกระบวนการผลิตและการพัฒนาในทุกขั้นตอนของการปฏิบัติงานภาคสนาม ตัวอย่างเช่น งานในท้องถิ่นในการเพิ่มการผลิตจากหลุมต่างๆ หลายแห่งไม่ควรถูกแยกออกจากการพิจารณาผลที่ตามมาจากการเพิ่มขึ้นของตัวบ่งชี้สำคัญของการนำน้ำมันกลับคืนมาทั่วทั้งแหล่ง อีกตัวอย่างหนึ่งคือการเปลี่ยนแปลงภาษีหรือราคาน้ำมันอาจทำให้บ่อน้ำบางแห่งไม่มีกำไรในการดำเนินการ อย่างไรก็ตามถึงแม้จะเป็นเช่นนี้ ขอแนะนำให้ทำการตัดสินใจขั้นสุดท้ายในการปิดบ่อดังกล่าวหลังจากพิจารณาผลกระทบของการปิดบ่อต่อประสิทธิภาพของการสกัดน้ำมันในสนามโดยรวมเท่านั้น การกำหนดกลยุทธ์การพัฒนาและการดำเนินงานที่เหมาะสมที่สุดนั้นจำเป็นต้องมีการศึกษาภาคสนามที่ครอบคลุมและต่อเนื่อง การศึกษาดังกล่าวรวมถึงการสร้าง (การปรับแต่ง) แบบจำลองทางธรณีวิทยาของสนาม การศึกษาคุณสมบัติของบ่อน้ำและอ่างเก็บน้ำ และสุดท้ายคือการก่อสร้างบนพื้นฐานของแผนการพัฒนาและการผลิตที่รับประกันประสิทธิภาพการลงทุนสูงสุด การเพิ่มประสิทธิภาพการพัฒนาภาคสนามอย่างครอบคลุมจำเป็นต้องมีการสร้างแบบจำลองการพัฒนาแบบถาวร บนพื้นฐานที่ควรให้การสนับสนุนทางธรณีวิทยาและวิศวกรรมสำหรับกิจกรรมการผลิตทั้งหมดที่ดำเนินอยู่ในภาคสนาม

ยิ่งมีเลเยอร์และอินเทอร์เลเยอร์รวมอยู่ในวัตถุเดียว ยิ่งยากในทางเทคนิคและเทคโนโลยีในการควบคุมการเคลื่อนที่ของส่วนของน้ำมันและสารที่แทนที่มัน (ส่วนน้ำ-น้ำมันและแก๊ส-น้ำมัน) ในแต่ละชั้นและอินเทอร์เลเยอร์ก็ยิ่งยากขึ้นเท่านั้น ยากที่จะแยกอิทธิพลของ interlayers และแยกน้ำมันและก๊าซออกจากพวกมัน เป็นการยากกว่าที่จะเปลี่ยนอัตราการผลิตของชั้นและ interlayers การเสื่อมสภาพของเงื่อนไขการจัดการการพัฒนาภาคสนามส่งผลให้การฟื้นตัวของน้ำมันลดลง

แหล่งน้ำมันเป็นวัตถุการพัฒนาหลายชั้นแบบชั้นต่อชั้นและต่างกันแบบโซน โดยมีคุณลักษณะเฉพาะด้วยโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อน ในเรื่องนี้เป็นสิ่งสำคัญอย่างยิ่งที่จะต้องจัดให้มีการควบคุมการผลิตน้ำมันสำรองอย่างมีประสิทธิภาพรวมถึงการควบคุมการเคลื่อนที่ของน้ำที่ฉีดข้ามพื้นที่กระจายอ่างเก็บน้ำตำแหน่งของการสัมผัสน้ำกับน้ำระดับของการชะล้างของน้ำมันจากการก่อตัว สภาวะทางเทคนิคของบ่อน้ำ และระบอบอุณหภูมิของตะกอน การแก้ปัญหาที่ระบุไว้นั้นดำเนินการโดยดำเนินการศึกษาอุทกพลศาสตร์ภาคสนาม (PHS) การตรวจวัดในห้องปฏิบัติการ (LI) และการศึกษาธรณีฟิสิกส์ภาคสนาม (GIS) ที่ซับซ้อน

วิธีการทางธรณีวิทยาและภาคสนาม

การสำรวจทางธรณีวิทยาและภาคสนามดำเนินการเพื่อตรวจสอบอัตราการไหล การฉีดของหลุม การตัดน้ำ การเปลี่ยนแปลงองค์ประกอบของน้ำมัน น้ำที่เกี่ยวข้อง และของเหลวที่ฉีด งานเหล่านี้ดำเนินการโดยคนงานในแหล่งน้ำมัน ห้องปฏิบัติการวิจัยและการประชุมเชิงปฏิบัติการการผลิตของ NGDU

งานต่อไปนี้กำลังดำเนินการในหลุมการผลิต:

การวัดอัตราการไหลของของเหลวและก๊าซ

การสุ่มตัวอย่างและการกำหนดปริมาณน้ำของผลิตภัณฑ์

การเลือกตัวอย่างน้ำมันและน้ำที่ลึกและพื้นผิวเพื่อการวิเคราะห์ทางเคมี

การวัดแรงดันบัฟเฟอร์และเคส

การเลือกตัวอย่างน้ำมันที่ลึกและพื้นผิว รวมถึงการสุ่มตัวอย่างก๊าซเพื่อการวิเคราะห์ทางเคมีในห้องปฏิบัติการ จะดำเนินการทุกปีในหลุมพิเศษ ซึ่งมีจำนวน 10% ของสต็อกปฏิบัติการ การวิเคราะห์ข้อมูลเหล่านี้ช่วยให้เราสามารถติดตามธรรมชาติของการเปลี่ยนแปลงพารามิเตอร์น้ำมันในอ่างเก็บน้ำในระหว่างกระบวนการพัฒนาได้ การสุ่มตัวอย่างน้ำที่จัดหาพร้อมกับน้ำมันที่ผลิตได้จะดำเนินการทั่วทั้งกองทุนรดน้ำไตรมาสละครั้ง ข้อมูลที่ได้รับจะถูกนำมาใช้เพื่อระบุสาเหตุของน้ำท่วมในบ่อน้ำในกระบวนการวิเคราะห์ทางธรณีวิทยาและภาคสนาม

NGDU ดำเนินการวิเคราะห์น้ำที่ผลิต การวิเคราะห์ทางเคมีของน้ำมันและก๊าซ และการวิเคราะห์ตัวอย่างน้ำมันระดับลึกเป็นระยะๆ เครื่องเก็บตัวอย่างแบบลึกใช้สำหรับการสุ่มตัวอย่าง สำหรับหลุมฉีด จะพิจารณาการฉีดของหลุม ในห้องปฏิบัติการบำรุงรักษาแรงดัน จะมีการวัดอุณหภูมิและการกำหนด EHF ของน้ำที่ฉีดเข้าไป

วิธีอุทกพลศาสตร์

ข้อมูลสำคัญเกี่ยวกับสถานะของคราบสามารถรับได้จากการศึกษาอุทกพลศาสตร์ การศึกษาอุทกพลศาสตร์ประกอบด้วยชุดงานเพื่อตรวจสอบสถานะพลังงานของชั้นหินที่มีรูพรุน การเปลี่ยนแปลงพารามิเตอร์ทางอุทกพลศาสตร์เมื่อเปลี่ยนโหมดการทำงานของหลุม (การนำไฟฟ้าแบบไฮดรอลิก การซึมผ่าน ปัจจัยการผลิต) การกำหนดค่าสัมประสิทธิ์การผลิตต้องดำเนินการในบ่อการผลิตและหลุมฉีดโดยใช้กราฟตัวบ่งชี้หรือกราฟการกู้คืนแรงดันทุกๆ สองปี โดยศึกษากับมิเตอร์วัดการไหลลึกและมิเตอร์วัดการไหล - ปีละครั้ง แผนที่ไอโซบาร์จะถูกรวบรวมทุกไตรมาส โดยอิงจากการวัดแรงดันของอ่างเก็บน้ำและแรงดันก้นหลุม การวัดความดันก้นหลุมสำหรับบ่อเก่าจะดำเนินการทุกๆ หกเดือน สำหรับบ่อใหม่ - ไตรมาสละครั้ง เพื่อตรวจสอบค่าการนำไฟฟ้าของไฮดรอลิกและค่าการนำไฟฟ้าของเพียโซอิเล็กทริก การศึกษาหลุมข้ามจะดำเนินการโดยใช้คลื่นความดัน

มีงานประเภทต่อไปนี้:

สำหรับหลุมผลิต -

การวิจัยภายใต้สภาวะการกรองในสภาวะคงตัวและการหาค่าการนำไฟฟ้าของไฮดรอลิก การนำไฟฟ้าของเพียโซอิเล็กทริก และค่าสัมประสิทธิ์การผลิต

การวัด Rpl (Nst), Rzab (Ndin);

เดบิตโตเมทรี การวัดความชื้น

ความมุ่งมั่นของ Tmel;

การลบไดอะแกรมตัวบ่งชี้

สำหรับบ่อฉีด -

การวิจัยในโหมดการกรองที่มั่นคงและไม่มั่นคง

การกำหนดเส้นโค้งแรงดันตก

การวัด Rpl, Rbuf, Tpl;

วัดการไหล

ในหลุมเพียโซเมตริก -

การวัด Rpl (Nst);

การเก็บตัวอย่างของเหลว

เทอร์โมมิเตอร์

ในหลุมควบคุม (ไม่มีรูพรุน) -

เทอร์โมมิเตอร์;

การหาค่าความอิ่มตัวของน้ำมันและน้ำโดยวิธีธรณีฟิสิกส์

น้ำมันสำรองก๊าซธรรมชาติ

ตัวชี้วัดทางเทคโนโลยีหลักที่แสดงถึงกระบวนการพัฒนาแหล่งน้ำมัน (เงินฝาก) รวมถึง: การผลิตน้ำมัน, ของเหลว, ก๊าซประจำปีและสะสม; การฉีดสารรายปีและสะสม (น้ำ) การตัดน้ำของผลิตภัณฑ์ที่ผลิต การเลือกน้ำมันจากปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ สต็อกการผลิตและหลุมฉีด อัตราการถอนน้ำมัน การชดเชยการถอนของเหลวโดยการฉีดน้ำ ปัจจัยการฟื้นตัวของน้ำมัน อัตราการไหลของน้ำมันและของเหลวที่ดี การฉีดอย่างดี แรงดันอ่างเก็บน้ำ ฯลฯ

ตามวิธีการของ Lysenko V.D. ตัวบ่งชี้ต่อไปนี้ถูกกำหนดและสรุปไว้ในตารางที่ 1:

1. การผลิตน้ำมันประจำปี (qt) และ 2. จำนวนหลุมผลิตและหลุมฉีด (nt):

โดยที่ t คือเลขลำดับของปีบัญชี (t=1, 2, 3, 4, 5) q0 - การผลิตน้ำมันสำหรับปีก่อนการคำนวณในตัวอย่างของเราสำหรับปีที่ 10 e=2.718 - ฐานของลอการิทึมธรรมชาติ Qres – ปริมาณสำรองน้ำมันที่สามารถนำกลับมาใช้ใหม่ได้ตอนเริ่มต้นการคำนวณ (ความแตกต่างระหว่างปริมาณสำรองที่กู้คืนได้เริ่มแรกและการผลิตน้ำมันสะสมเมื่อต้นปีที่คำนวณ ในตัวอย่างของเราสำหรับปีที่ 10)

n0 - จำนวนหลุม ณ วันเริ่มต้นปีบัญชี T คืออายุขัยเฉลี่ยของบ่อน้ำ ปี; ในกรณีที่ไม่มีข้อมูลจริง ระยะเวลาค่าเสื่อมราคามาตรฐานสำหรับหลุม (15 ปี) สามารถใช้เป็น T

3. อัตราการถอนน้ำมันต่อปี t - อัตราส่วนของการผลิตน้ำมันต่อปี (qt) ต่อปริมาณสำรองน้ำมันที่นำกลับมาใช้ใหม่ได้ (Qlow):

เสื้อด้านล่าง = qt / Q ด้านล่าง

4. อัตราการดึงน้ำมันต่อปีจากปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ (ปัจจุบัน) คืออัตราส่วนของการผลิตน้ำมันต่อปี (qt) ต่อปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ (Qoiz):

เสื้อ oiz = qt / Qoiz

5. การผลิตน้ำมันตั้งแต่เริ่มต้นการพัฒนา (การฟื้นตัวของน้ำมันสะสม (Qacc):

ผลรวมการถอนน้ำมันประจำปีสำหรับปีปัจจุบัน

6. การถอนน้ำมันจากปริมาณสำรองเริ่มต้นที่กู้คืนได้ - อัตราส่วนการดึงน้ำมันสะสม (Qacc) ต่อ (Qlow):

СQ = คิวแน็ก / คิวนิซ

7. ปัจจัยการคืนสภาพน้ำมัน (ORF) หรือการคืนสภาพน้ำมัน - อัตราส่วนของการคืนสภาพน้ำมันสะสม (Qnak) ต่อค่าทางธรณีวิทยาเริ่มต้นหรือปริมาณสำรองคงเหลือ (Qbal):

คิน = กอนัค / คิวบาล

• 8. การผลิตของเหลวต่อปี (ql) การผลิตของเหลวประจำปีสำหรับช่วงเวลาที่คาดหวังสามารถถือว่าคงที่ที่ระดับความสำเร็จจริงในปีที่ 10
• 9. การผลิตของเหลวตั้งแต่เริ่มต้นการพัฒนา (Ql) - ผลรวมของการถอนของเหลวประจำปีสำหรับปีปัจจุบัน
• 10. การตัดน้ำโดยเฉลี่ยต่อปีของการผลิตบ่อ (W) - อัตราส่วนของการผลิตน้ำต่อปี (qw) ต่อการผลิตของเหลวประจำปี (ql):

• 11. การฉีดน้ำต่อปี (qzak) สำหรับช่วงเวลาที่คาดหวังนั้นยอมรับในปริมาณที่ให้ค่าชดเชยสะสมสำหรับการถอนของเหลวสำหรับปีที่ 15 ของการพัฒนาในจำนวน 110-120%
• 12. การฉีดน้ำตั้งแต่เริ่มต้นการพัฒนา Qzak - ผลรวมของการฉีดน้ำประจำปีสำหรับปีปัจจุบัน
• 13. การชดเชยการถอนของเหลวโดยการฉีดน้ำต่อปี (ปัจจุบัน) - อัตราส่วนของการฉีดน้ำต่อปี (qzak) ต่อการผลิตของเหลวประจำปี (ql):

Kg = คิวซัค / คิวซ

14. การชดเชยการถอนของเหลวโดยการฉีดน้ำตั้งแต่เริ่มต้นการพัฒนา (ค่าชดเชยสะสม) - อัตราส่วนของการฉีดน้ำสะสม (Qzak) ต่อการถอนของเหลวสะสม (Ql):

แน็ค = กอซัค / คิวซ

15. การผลิตก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องสำหรับปีกำหนดโดยการคูณการผลิตน้ำมันประจำปี (qt) ด้วยปัจจัยก๊าซ:

คิวแก๊ส = คิวที.กฟ

• 16. การผลิตก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องตั้งแต่เริ่มต้นการพัฒนา - ผลรวมของการถอนก๊าซประจำปี
• 17. อัตราการผลิตน้ำมันเฉลี่ยต่อปีของหนึ่งหลุมผลิตคืออัตราส่วนของการผลิตน้ำมันต่อปี (qg) ต่อจำนวนหลุมผลิตเฉลี่ยต่อปี (ถัดไป) และจำนวนวันต่อปี (Tg) โดยคำนึงถึงจำนวนหลุมผลิต ค่าสัมประสิทธิ์การดำเนินงาน (Ke.d):

คิวเวล ดี. = qg / nadd Tg Ke.d,

โดยที่ K.d เท่ากับอัตราส่วนของวัน (วัน) ที่ทำงานโดยหลุมการผลิตทั้งหมดในระหว่างปีปฏิทินต่อจำนวนหลุมเหล่านี้และจำนวนวันตามปฏิทิน (วัน) ในหนึ่งปี

• 18. อัตราการไหลของของเหลวเฉลี่ยต่อปีของหนึ่งหลุมการผลิตคืออัตราส่วนของการผลิตของเหลวประจำปี (ql) ต่อจำนวนหลุมการผลิตเฉลี่ยต่อปี (ถัดไป) และจำนวนวันต่อปี (Tg) โดยคำนึงถึงการผลิต อัตราการดำเนินงานของหลุม (Ke.d):
• 19. อัตราการฉีดเฉลี่ยต่อปีของหนึ่งหลุมฉีด - อัตราส่วนของการฉีดน้ำต่อปี (qzak) ต่อจำนวนหลุมฉีดเฉลี่ยต่อปี (nnag) และจำนวนวันต่อปี (Tg) โดยคำนึงถึงค่าสัมประสิทธิ์การปฏิบัติงานของการฉีด เวลส์ (Ken.):

คิวเวล = qzak / nnag Tg Ke.n,

โดยที่ K.n เท่ากับอัตราส่วนของวันที่ทำงานโดยหลุมฉีดทั้งหมดในระหว่างปีปฏิทินต่อจำนวนหลุมเหล่านี้และจำนวนวันตามปฏิทินในหนึ่งปี

20. แรงดันอ่างเก็บน้ำสำหรับปีที่ 20 ของการพัฒนามีแนวโน้มลดลงหากค่าชดเชยสะสมน้อยกว่า 120% หากค่าชดเชยสะสมอยู่ในช่วง 120 ถึง 150% แสดงว่าแรงดันอ่างเก็บน้ำจะใกล้หรือเท่ากับแรงดันเริ่มต้น หากค่าชดเชยสะสมมากกว่า 150% แสดงว่าแรงดันอ่างเก็บน้ำมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นและอาจสูงกว่าค่าเดิม

ตารางการพัฒนาภาคสนามแสดงอยู่ในฮิสโตแกรม

การคำนวณปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติโดยใช้สูตรและการคำนวณปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้โดยใช้วิธีกราฟิก

โดยการประมาณกราฟ Q zap = f (Pav(t)) ไปยังแกน abscissa จะกำหนดปริมาณสำรองก๊าซที่นำกลับมาใช้ใหม่ได้ หรือใช้อัตราส่วน:

โดยที่ Q สำรอง - ปริมาณสำรองก๊าซที่กู้คืนได้เริ่มต้น, ล้านลูกบาศก์เมตร;

Qext (t) - การผลิตก๊าซตั้งแต่เริ่มต้นของการพัฒนาในช่วงระยะเวลาหนึ่ง (เช่น 5 ปี) ให้ไว้ในภาคผนวก 4, ล้านลูกบาศก์เมตร;

Pinit - แรงดันเริ่มต้นในอ่างเก็บน้ำ MPa;

Pav(t) - ความดันเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักในแหล่งสะสมในช่วงเวลาของการสกัดปริมาตรก๊าซ (เช่น 5 ปี), Pav(t) =0.9 เริ่มต้น, MPa;

เริ่มต้น และ av(t) - การแก้ไขค่าเบี่ยงเบนคุณสมบัติของก๊าซจริงตามกฎ Boyle-Mariotte จากคุณสมบัติของก๊าซในอุดมคติ (ตามลำดับสำหรับแรงกดดัน Pinit และ Paver(t)) การแก้ไขก็เท่ากับ

ค่าสัมประสิทธิ์การบีบอัดยิ่งยวดของก๊าซถูกกำหนดจากกราฟบราวน์-แคตซ์ที่ทดลอง เพื่อให้การคำนวณง่ายขึ้น เราถือว่า zinit =0.65, zav(t) =0.66 ตามอัตภาพ ซึ่งเป็นค่าที่สอดคล้องกับความดัน Pav(t) สำหรับการคำนวณเราใช้ Kgo = 0.8

การคำนวณตัวชี้วัดการพัฒนาโดยใช้วิธีการวางแผนการผลิตน้ำมันและของเหลวในปัจจุบัน วิธีการนี้เรียกว่า "วิธีการของคณะกรรมการวางแผนแห่งรัฐของสหภาพโซเวียต" จนถึงทุกวันนี้มีการใช้กันในแผนกการผลิตน้ำมันและก๊าซ ในบริษัทผู้ผลิตน้ำมัน ในองค์กรของกลุ่มเชื้อเพลิงและพลังงานที่ซับซ้อน และองค์กรวางแผน

ข้อมูลเริ่มต้นสำหรับการคำนวณ:

1. ปริมาณสำรองน้ำมันเริ่มต้น (NBR), t;

2. ปริมาณสำรองน้ำมันเริ่มต้นที่กู้คืนได้ (IRR), t;

3. เมื่อต้นปีที่วางแผนไว้:

การผลิตน้ำมันสะสม (?Qн), t;

การผลิตของเหลวสะสม (?Q ของเหลว), t;

การฉีดน้ำสะสม (?Q zak), m 3 ;

สต็อกหลุมการผลิตปัจจุบัน (N วัน)

สต็อกหลุมฉีดในปัจจุบัน (N วัน)

4. พลวัตของการขุดเจาะบ่อน้ำรายปีตามระยะเวลาที่วางแผนไว้ (Nb):

การขุด (N d b);

การปลดปล่อย (N n b)

ตารางที่ 5.1 ข้อมูลเริ่มต้นสำหรับพื้นที่ West Leninogorsk ของเขต Romashkinskoye

	NBZ พันตัน	NIZ พันตัน	Qn, พันตัน	Qf พันตัน	คิว ซัค พัน ม.3

การคำนวณตัวชี้วัดการพัฒนา

1. จำนวนวันดำเนินการของหลุมผลิตต่อปี ยกมาจากปีก่อน:

เดเปอร์=365K (5.1)

D ต่อ = 3650.9 = 328.5

2. จำนวนวันเปิดดำเนินการของหลุมผลิตใหม่:

3. อัตราการไหลของน้ำมันเฉลี่ยของหลุมผลิตใหม่:

ปริมาณใหม่ =8 ตัน/วัน

4. อัตราการลดลงของการผลิตน้ำมันของบ่อผลิต:

5. การผลิตน้ำมันประจำปีจากบ่อใหม่:

6. การผลิตน้ำมันประจำปีจากหลุมโอน:

7. การผลิตน้ำมันรวมต่อปี

8. การผลิตน้ำมันประจำปีจากบ่อใหม่ของปีที่แล้ว หากปีนี้ดำเนินการโดยไม่ลดลง:

9. การผลิตน้ำมันประจำปีจากบ่อรับโอนของปีที่แล้ว (หากทำงานโดยไม่ตก):

10. การผลิตน้ำมันโดยประมาณที่เป็นไปได้จากทุกหลุมในปีที่แล้ว (หากดำเนินการโดยไม่ตก):

11. แผนการผลิตน้ำมันจากบ่อปีที่แล้ว:

12. การผลิตน้ำมันจากบ่อปีที่แล้วลดลง:

13. ร้อยละการเปลี่ยนแปลงการผลิตน้ำมันจากบ่อในปีก่อนหน้า:

14. การผลิตน้ำมันเฉลี่ยต่อหลุม:

15. อัตราการผลิตเฉลี่ยของบ่อน้ำมันที่โอนจากปีก่อน:

16. การผลิตน้ำมันสะสม:

17. ปัจจัยการกู้คืนน้ำมันในปัจจุบัน (ORF) แปรผกผันกับปริมาณสำรองเริ่มต้น (IBR):

18. การคัดเลือกจากปริมาณสำรอง NCD ที่กู้คืนได้เริ่มแรกที่ได้รับอนุมัติ %:

19. อัตราการคัดเลือกจากปริมาณสำรองเริ่มต้นที่คาดว่าจะได้รับคืน (IRR), %:

20. อัตราการคัดเลือกจากปริมาณสำรองที่คาดว่าจะได้รับคืนในปัจจุบัน %:

21. การตัดน้ำโดยเฉลี่ยของผลิตภัณฑ์ที่ผลิต:

22. การผลิตของเหลวประจำปี:

23. การผลิตของเหลวตั้งแต่เริ่มต้นการพัฒนา:

24. ฉีดน้ำประจำปี:

25. ค่าชดเชยรายปีสำหรับการสกัดของเหลวโดยการฉีด:

26. ค่าชดเชยสะสมสำหรับการสกัดของเหลวโดยการฉีด:

27. ปัจจัยน้ำ-น้ำมัน:

พลวัตของตัวชี้วัดการพัฒนาหลักแสดงอยู่ในตาราง 5.2

ตารางที่ 5.2 พลวัตของตัวชี้วัดการพัฒนาที่สำคัญ

	การผลิตล้านตัน	ผลผลิตสะสมล้านตัน		ฉีดน้ำล้านม 3	อัตราการไหลของน้ำมันเฉลี่ย ตัน/วัน		อัตราการคัดเลือกจาก NCDs	อัตราการคัดเลือกจาก TIZ
		ของเหลว		ของเหลว

พลวัตของการผลิตน้ำมันและของเหลวประจำปี และการฉีดน้ำประจำปีจะแสดงไว้ในรูปที่ 1 5.1.

ข้าว. 5.1.

พลวัตของการผลิตน้ำมันและของเหลวที่สะสม และการฉีดน้ำที่สะสมจะแสดงไว้ในรูปที่ 1 5.2.

ข้าว. 5.2.

พลวัตของปัจจัยการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ อัตราการคัดเลือกจาก NCDs และอัตราการคัดเลือกจากโรคทางอุตสาหกรรมแสดงไว้ในรูปที่ 1 5.3.

ข้าว. 5.3. พลวัตของปัจจัยการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ อัตราการคัดเลือกจากโรคไม่ติดต่อ และอัตราการคัดเลือกจากโรคอุตสาหกรรม