Понятие разработки нефтяных месторождений. Разработка месторождений нефти это


Понятие разработки нефтяных месторождений

Под разработкой нефтяных месторождений понимается управление процессами движения нефти, газа, воды в пласте, скважинах, объектах промыслового обустройства с целью добычи этих и других ценных компонентов [6]. Такое управление достигается в результате реализации научно обоснованной системы эксплуатации месторождения.

Представление о процессах, проходящих в пластах при разработке, составляется в результате геологического изучения месторождения, при гидродинамических и геофизических исследованиях разведочных, добывающих, наблюдательных и пьезометрических скважин и пластов. Основным требованием является предоставление как можно большей информации о месторождении при высокой степени ее достоверности. Необходимо на основе получаемого ограниченного объема информации составить представление о месторождении в целом и сделать достоверный прогноз о проходящих в нем процессах при реализации различных систем разработки.

Теория разработки месторождений нефти и газа сложилась и развивается на стыке промысловой геологии и геофизики, подземной газогидродинамики, физики пласта, технологии и техники добычи нефти и газа, отраслевой экономики и экологии.

На основе данных промысловой информации формируются представления о геологическом строении месторождения и окружающей его водонапорной системе, о свойствах и степени неоднородности пластов-коллекторов, о запасах нефти и т.п.

Методология подземной гидродинамики лежит в основе теории разработки нефтяных месторождений. Эта теория опирается на дифференциальные уравнения фильтрации, закономерности притока пластовых флюидов к добывающей скважине. Вместе с тем она обобщает идеи и методы подземной гидродинамики на пласты, неоднородные по коллекторским свойствам, системы скважин и пластов. Многовариантные гидродинамические и технологические расчеты позволяют находить необходимые технологические показатели и выбрать наилучший с народнохозяйственной точки зрения вариант разработки. Однако, не следует забывать, что точность результатов вычислений не может быть выше точности исходных данных.

На разведку и открытие месторождений затрачиваются большие средства. Поэтому важное значение имеет полнота извлечения из пласта нефти, газа и при сопоставлении систем разработки и выборе наиболее рационального варианта особое внимание необходимо обращать на достижение высокого коэффициента нефтеизвлечения.

В процессе разработки накапливается информация о строении месторождения, распределении давления в пласте, продвижении контуров водоносности и др. Обработка и правильная оценка ее невозможны без знания теории разработки месторождений. На основе этой теории происходит анализ процессов в пластах и использование полученной информации для совершенствования принятой системы разработки, регулирования процесса разработки и определения ее перспектив.

Теория разработки нефтяных месторождений включает:

- теорию прогнозирования показателей разработки;

- теорию анализа и оптимизации показателей разработки;

- теорию увеличения нефтеизвлечиния из продуктивных пластов.

Теория прогнозирования показателей разработки решает прямые задачи, когда при известных параметрах пласта устанавливается динамика пластовых и забойных давлений, дебитов и отборов нефти, пластовой воды, продвижения контуров нефтеносности .

При анализе разработки решаются обратные задачи. На основе фактических данных разработки за определенный период времени уточняются коллекторские свойства пластов, запасы нефти, газа. Для уточненной таким образом модели продуктивного пласта ведут прогнозные расчеты или имитационное моделирование на перспективу.

Теория оптимизации и регулирования дают возможность корректировать технологические процессы, находить наилучшее сочетание показателей разработки.

Залежь представляет собой единую гидродинамическую систему с окружающей ее водонапорной системой (частью которой залежь является). Это ярко подтверждается примерами.

Пласты некоторых залежей нефти в городе Грозный выходят на поверхность на юге в Черных горах (примерно в 40 км), где в них поступает дождевая вода и вода таяния снегов. Севернее города (в 10 км) эти слои выходят частично на поверхность на Терском хребте в районе станицы Горячеводской. После значительных отборов нефти с водой на грозненских залежах горячие источники у станицы иссякли. Следовательно, грозненские залежи представляют собой единое гидродинамическое целое с рассматриваемой водонапорной системой, являясь ее частью. Расстояния, на которые распространяется взаимодействие месторождений, велики. Так разработка месторождения Восточный Техас в США привела к падению давления на 2 МПа в удаленном от него на расстояние более 20 км месторождении Хоукинс. Это доказывает необходимость применения систем ППД.

Итак, залежь или группа залежей вместе с окружающей его законтурной зоной представляют собой единую газогидродинамическую систему.

В процессе разработки давление в залежи изменяется и на различных участках пласта оно разное. Вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а около добывающих скважин – пониженное. Говоря о пластовом давлении, подразумевают его средневзвешенную по площади или объему величину.

В настоящее время Правилами разработки нефтяных месторождений предусматривается организация систем ППД с первых дней «жизни» нефтяного месторождения.

 

Основные понятия и классификация месторождений нефти

 

Нефть и нефтяной газ – это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм. рт. ст. и t=20оС) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие в жидком (нефть) и имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях). В среднем в нефти содержится 82-87% углерода (С), 11-14% водорода (Н) и 0.4-1.0% примесей – соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества.

При подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие – бензиновые фракции, затем более тяжелые – керосиновые, соляровые и т.д. Считают, что фракции нефти, кипящие в интервалах 40-200С – бензиновые, 150-300оС – керосиновые, 300-400оС – соляровые, при 400оС и выше – масляные.

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:

- малосмолистые - содержание смол не более 18%

- смолистые - содержание смол от 18 до 35%

- высокосмолистые - содержание смол более 35%

По содержанию парафина нефти делятся также на три группы:

- беспарафинистые - содержание парафина до 1%

- слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2%

- парафинистые - содержание парафина более 2%

Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

По содержанию серы нефти подразделяются на:

- малосернистые - содержание серы до 0.5%

- сернистые - содержание серы от 0.5 до 2.0%

- высокосернистые - содержание серы более 2.0%

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения в добыче и транспортировке нефти.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Плотностьхарактеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойстволюбой жидкости, в том числе и нефти – вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкости.

За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н (Ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек.

Размерность динамической вязкости: [μ]=Па∙с (Паскаль-секунда).

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па∙с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа∙с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20ºС составляет 1мПа∙с. Вязкость нефтей добываемых в России в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа·с (0.001-0.02 Па∙с) и более.

Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м2/с. Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерение проводят обычно путем сравнения времени истекания из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости оВУt, где индекс t указывает температуру измерения.

За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 20ºС.

С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается.

На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности [9].

Нефтяными газами называют газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью. Они представляют собой смесь углеводородов – метана, пропана, бутана, пентана и др. Самый легкий из всех углеводородов – метан. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%. Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отклонение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях. Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0.554 для метана до 2.49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов – метана СН4 и этана С2Н6 (относительная плотность – 1.038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ним по относительной плотности пропан С3Н8(1.522) и бутан С4Н0 (2.006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.

Природный газ – смесь газов. Компонентами природного газа являются углеводороды парафинового ряда: метан, этан, пропан, изобутан, а также неуглеводородные газы: сероводород, углекислый газ, азот. При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах, газосборных сетях, магистральном газопроводе при определенных термодинамических условиях образуется кристаллогидраты. По внешнему виду они похожи на сажеобразную массу или лед. Гидраты образуются при наличии капельной влаги при определенных давлениях и температурах.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные.

Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60 г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелой нефтью добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.

Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти. По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна давлению газа:

Vг=αр∙p∙Vж (1.1) где: Vг – объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, м3

αр - коэффициент растворимости, Па-1

p - абсолютное давление газа, Па

Vж - объем жидкости, в которой растворен газ, м3

Коэффициент растворимости газа показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0.4∙10-5 до 1∙10-5 Па-1. При снижении давления до определенного значения (давление насыщения) из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ.

Во время подъема нефти с газом по стволу скважины, газ расширяется в результате снижения давления, поэтому на поверхности объем газа больше объема нефти. Оъем добываемого попутного газа характеризуется газовым фактором. Газовый фактор – объем газа, приведенный к нормальным условиям (н.у.) содержащийся в одном объеме дегазированной нефти:

Гф=Vг/Vн , [м3/м3] (1.2)

Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м3/м3 до 100 м3/м3 и выше.

Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры. Если в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой шапки), то давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему. Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления, этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние [2].

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой.

Давление соответствующее критической температуре называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура. Так, например, критическое давление для метана » 4.7 МПа, а критическая температура -82.50С (минус).

 



infopedia.su

Понятие разработки нефтяных месторождений

Под разработкой нефтяных месторождений понимается управление процессами движения нефти, газа, воды в пласте, скважинах, объектах промыслового обустройства с целью добычи этих и других ценных компонентов [6]. Такое управление достигается в результате реализации научно обоснованной системы эксплуатации месторождения.

Представление о процессах, проходящих в пластах при разработке, составляется в результате геологического изучения месторождения, при гидродинамических и геофизических исследованиях разведочных, добывающих, наблюдательных и пьезометрических скважин и пластов. Основным требованием является предоставление как можно большей информации о месторождении при высокой степени ее достоверности. Необходимо на основе получаемого ограниченного объема информации составить представление о месторождении в целом и сделать достоверный прогноз о проходящих в нем процессах при реализации различных систем разработки.

Теория разработки месторождений нефти и газа сложилась и развивается на стыке промысловой геологии и геофизики, подземной газогидродинамики, физики пласта, технологии и техники добычи нефти и газа, отраслевой экономики и экологии.

На основе данных промысловой информации формируются представления о геологическом строении месторождения и окружающей его водонапорной системе, о свойствах и степени неоднородности пластов-коллекторов, о запасах нефти и т.п.

Методология подземной гидродинамики лежит в основе теории разработки нефтяных месторождений. Эта теория опирается на дифференциальные уравнения фильтрации, закономерности притока пластовых флюидов к добывающей скважине. Вместе с тем она обобщает идеи и методы подземной гидродинамики на пласты, неоднородные по коллекторским свойствам, системы скважин и пластов. Многовариантные гидродинамические и технологические расчеты позволяют находить необходимые технологические показатели и выбрать наилучший с народнохозяйственной точки зрения вариант разработки. Однако, не следует забывать, что точность результатов вычислений не может быть выше точности исходных данных.

На разведку и открытие месторождений затрачиваются большие средства. Поэтому важное значение имеет полнота извлечения из пласта нефти, газа и при сопоставлении систем разработки и выборе наиболее рационального варианта особое внимание необходимо обращать на достижение высокого коэффициента нефтеизвлечения.

В процессе разработки накапливается информация о строении месторождения, распределении давления в пласте, продвижении контуров водоносности и др. Обработка и правильная оценка ее невозможны без знания теории разработки месторождений. На основе этой теории происходит анализ процессов в пластах и использование полученной информации для совершенствования принятой системы разработки, регулирования процесса разработки и определения ее перспектив.

Теория разработки нефтяных месторождений включает:

- теорию прогнозирования показателей разработки;

- теорию анализа и оптимизации показателей разработки;

- теорию увеличения нефтеизвлечиния из продуктивных пластов.

Теория прогнозирования показателей разработки решает прямые задачи, когда при известных параметрах пласта устанавливается динамика пластовых и забойных давлений, дебитов и отборов нефти, пластовой воды, продвижения контуров нефтеносности .

При анализе разработки решаются обратные задачи. На основе фактических данных разработки за определенный период времени уточняются коллекторские свойства пластов, запасы нефти, газа. Для уточненной таким образом модели продуктивного пласта ведут прогнозные расчеты или имитационное моделирование на перспективу.

Теория оптимизации и регулирования дают возможность корректировать технологические процессы, находить наилучшее сочетание показателей разработки.

Залежь представляет собой единую гидродинамическую систему с окружающей ее водонапорной системой (частью которой залежь является). Это ярко подтверждается примерами.

Пласты некоторых залежей нефти в городе Грозный выходят на поверхность на юге в Черных горах (примерно в 40 км), где в них поступает дождевая вода и вода таяния снегов. Севернее города (в 10 км) эти слои выходят частично на поверхность на Терском хребте в районе станицы Горячеводской. После значительных отборов нефти с водой на грозненских залежах горячие источники у станицы иссякли. Следовательно, грозненские залежи представляют собой единое гидродинамическое целое с рассматриваемой водонапорной системой, являясь ее частью. Расстояния, на которые распространяется взаимодействие месторождений, велики. Так разработка месторождения Восточный Техас в США привела к падению давления на 2 МПа в удаленном от него на расстояние более 20 км месторождении Хоукинс. Это доказывает необходимость применения систем ППД.

Итак, залежь или группа залежей вместе с окружающей его законтурной зоной представляют собой единую газогидродинамическую систему.

В процессе разработки давление в залежи изменяется и на различных участках пласта оно разное. Вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а около добывающих скважин – пониженное. Говоря о пластовом давлении, подразумевают его средневзвешенную по площади или объему величину.

В настоящее время Правилами разработки нефтяных месторождений предусматривается организация систем ППД с первых дней «жизни» нефтяного месторождения.

 

Основные понятия и классификация месторождений нефти

 

Нефть и нефтяной газ – это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм. рт. ст. и t=20оС) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие в жидком (нефть) и имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях). В среднем в нефти содержится 82-87% углерода (С), 11-14% водорода (Н) и 0.4-1.0% примесей – соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества.

При подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие – бензиновые фракции, затем более тяжелые – керосиновые, соляровые и т.д. Считают, что фракции нефти, кипящие в интервалах 40-200С – бензиновые, 150-300оС – керосиновые, 300-400оС – соляровые, при 400оС и выше – масляные.

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:

- малосмолистые - содержание смол не более 18%

- смолистые - содержание смол от 18 до 35%

- высокосмолистые - содержание смол более 35%

По содержанию парафина нефти делятся также на три группы:

- беспарафинистые - содержание парафина до 1%

- слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2%

- парафинистые - содержание парафина более 2%

Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

По содержанию серы нефти подразделяются на:

- малосернистые - содержание серы до 0.5%

- сернистые - содержание серы от 0.5 до 2.0%

- высокосернистые - содержание серы более 2.0%

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения в добыче и транспортировке нефти.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Плотностьхарактеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойстволюбой жидкости, в том числе и нефти – вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкости.

За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н (Ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек.

Размерность динамической вязкости: [μ]=Па∙с (Паскаль-секунда).

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па∙с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа∙с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20ºС составляет 1мПа∙с. Вязкость нефтей добываемых в России в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа·с (0.001-0.02 Па∙с) и более.

Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м2/с. Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерение проводят обычно путем сравнения времени истекания из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости оВУt, где индекс t указывает температуру измерения.

За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 20ºС.

С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается.

На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности [9].

Нефтяными газами называют газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью. Они представляют собой смесь углеводородов – метана, пропана, бутана, пентана и др. Самый легкий из всех углеводородов – метан. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%. Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отклонение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях. Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0.554 для метана до 2.49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов – метана СН4 и этана С2Н6 (относительная плотность – 1.038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ним по относительной плотности пропан С3Н8(1.522) и бутан С4Н0 (2.006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.

Природный газ – смесь газов. Компонентами природного газа являются углеводороды парафинового ряда: метан, этан, пропан, изобутан, а также неуглеводородные газы: сероводород, углекислый газ, азот. При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах, газосборных сетях, магистральном газопроводе при определенных термодинамических условиях образуется кристаллогидраты. По внешнему виду они похожи на сажеобразную массу или лед. Гидраты образуются при наличии капельной влаги при определенных давлениях и температурах.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные.

Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60 г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелой нефтью добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.

Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти. По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна давлению газа:

Vг=αр∙p∙Vж (1.1) где: Vг – объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, м3

αр - коэффициент растворимости, Па-1

p - абсолютное давление газа, Па

Vж - объем жидкости, в которой растворен газ, м3

Коэффициент растворимости газа показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0.4∙10-5 до 1∙10-5 Па-1. При снижении давления до определенного значения (давление насыщения) из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ.

Во время подъема нефти с газом по стволу скважины, газ расширяется в результате снижения давления, поэтому на поверхности объем газа больше объема нефти. Оъем добываемого попутного газа характеризуется газовым фактором. Газовый фактор – объем газа, приведенный к нормальным условиям (н.у.) содержащийся в одном объеме дегазированной нефти:

Гф=Vг/Vн , [м3/м3] (1.2)

Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м3/м3 до 100 м3/м3 и выше.

Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры. Если в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой шапки), то давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему. Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления, этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние [2].

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой.

Давление соответствующее критической температуре называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура. Так, например, критическое давление для метана » 4.7 МПа, а критическая температура -82.50С (минус).

 

Похожие статьи:

poznayka.org

8 ответов на вопросы по теме: "Системы разработки нефтяных месторождений"

Вопрос 1. Дайте определение понятию «нефтяные и нефтегазовые месторождения».Ответ. Нефтяные и нефтегазовые месторождения — это промышленные скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто — различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения.Словарь нефтегазовых терминов здесь.

Вопрос 2. Дайте определение понятию «объект разработки месторождения».Ответ. Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин.

Вопрос 3. Каковы основные особенности объекта разработки?Ответ. Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.

Вопрос 4. На какие виды подразделяют объекты разработки?Ответ. Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Вопрос 5. Что понимают под системой разработки месторождения?Ответ. Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пласта, и управление этим процессом.В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. Система разработки месторождений предусматривает выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки.

Вопрос 6. Какую систему разработки месторождения называют рациональной?Ответ. Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, учитывает природные, производственные и экономические особенности района.

Вопрос 7. Что включает в себя система разработки месторождения?Ответ. Система разработки включает в себя схему и план разбуривания залежей с учетом мероприятий по воздействию на пласт.Схема разбуривания – это схема расположения скважин на залежи и расстояние между скважинами. План разбуривания предусматривает объемы, место и очередность бурения скважин. Мероприятия по воздействию на пласт определяют систему воздействия (расположение скважин ППД) и методы повышения нефтеотдачи.Сокращения наименований в нефтяной промышленности здесь.

Вопрос 8. Какие виды заводнения применяются в настоящее время?Ответ. В настоящее время применяются следующие виды заводнения:Законтурное – нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтеносности. Применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами.Приконтурное – нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи. Условия применения те же, что и для законтурного заводнения, но при значительной ширине водонефтяной зоны.Внутриконтурное заводнение – имеет целый ряд разновидностей:блоковое заводнение — нефтяную залежь разрезают на полосы (блоки) рядами нагнетательных скважин, в пределах которых размещают ряды нагнетательных скважин, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления.Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в соответствии с коллекторскими свойствами пласта. Количество рядов добывающих скважин в блоке 3 (трехрядное) и 5 (пятирядное заводнение).Разновидностями блокового заводнения являются:осевое заводнение – для узких вытянутых залежей;центральное заводнение – для небольших залежей круглой формы;кольцевое заводнение – для больших круглых залежей;очаговое и избирательное заводнение – для усиления воздействия на слабо выработанные участки залежи;барьерное заводнение – применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи;площадное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку. Эта система разработки обладает большей активностью по сравнению с вышеуказанными системами. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной отношения количеств нагнетательных и добывающих скважин. Самыми распространенными являются 5-точечная, 7-точечная и 9-точечная системы, расстояние между скважинами 300, 400, 500, 600 и 700 метров.

Литература.1. Разработка нефтяных месторождений. Ю.П. Желтов.2. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией С.Н. Матвеева.

www.megapetroleum.ru

Система разработки нефтяных месторождений

Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления

Поддержание пластового давления закачкой воды, кромеповышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

Для принятия решения о проведении поддержания пластово­го давления закачкой воды на конкретной залежи нефти после­довательно прорабатывают следующие вопросы:

определяют местоположение водонагнеательных скважин;

определяют суммарный объемнагнетаемой воды;

рассчитывают число водонагнеательных скважин;

устанавливают основные требования к нагнетаемой воде.

Местоположение водонагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождений нашли применение следующие системы заводнения.

Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 1). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти “запечатана” продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.

Приконтурное заводнение применяют тогда, когда за­труднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внут­реннего контура нефтеносно­сти.

Внутриконтурное заводне­ние применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадны­ми размерами. Внутриконтур­ное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное завод­нение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3—4 ряда нефтедобывающих скважин, распо­лагаемых ближе к водонагнетательным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю неф­теносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагне­тательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зо­на, повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно, регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии, ряда нагнетатель­ных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуще­ствляют “через одну”. В промежутках проектные водонагаетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобываю­щие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появле­ния в “промежуточных” скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с уче­том особенностей геологического строения и физической харак­теристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Рис. 3. Принципиальная схема разработки пласта при использова­нии блоковых систем.

Обозначения см. на рис. 1.

Разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения добывающих скважин с максимальным учетом геологической характеристики площади.

Большое преимущество описываемой системы — возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

На рис. 2 показана схема разработки Ромашкинского ме­сторождения, Татарская АССР, при внутриконтурном заводне­нии.

Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ, Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных сква­жин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки. В последующем отдельные площади дополнительно разрезались на более мелкие участки.

Разновидность системы внутриконтурного заводнения — бло­ковые системы разработки.

Блоковые системы разработки находят применение на место­рождениях вытянутой формы с расположением рядов водона­гнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Прин­ципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые си­стемы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис. 3 показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулишовского нефтяного месторождения (Куйбышевская об­ласть). Как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) раз­работки.

Преимущество блоковых систем заключается в следующем.

1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизу­ченной на стадии разведки месторождения части пласта.

2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обуст­ройству объектами поддержания пластового давления.

4. Упрощается обслуживание системы поддержания пласто­вого давления (скважины, кустовые насосные станции и т. д.).

5. Компактное, близкое расположение добывающих и водо­нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопро­сы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в нефтедобывающих скважинах.

Широкое распространение получили блоковые системы на месторождениях Куйбышевской области и Западной Сибири.

Блоковые системы разработки предполагают расположение водонагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки. Вместе с тем, для спокойных по­лого залегающих антиклинальных складок целесообразно рас­положение водонагнетательных скважин по оси складки. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

Заводнение пластов при расположении водонагнетательных скважин у оси складки получило наименование осевое заводне­ние .

Все преимущества блоковых систем разработки характерны и при осевом заводнении.

Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

На рис. 4 показаны основные схемы площадного заводне­ния. Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин.

Так, в четырехточечной системе (см. рис. 4) соотно­шение между нефтедобывающими и нагнетательными скважи­нами 2:1, при пятиточечной системе – 1:1, при семиточечной системе – 1:2, при девятиточечной системе – 1:3. Таким обра­зом, наиболее интенсивным среди рассмотренных являются се­ми- и девятиточечные системы.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, при­ходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объек­та разработки.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добы­вающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желатель­но применять при разработке более однородных пластов.

Очаговое заводнение — это дополнение к уже осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнения. При этой системе заводнения группы нагнетательных скважин раз­мещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо изученном геологическом строении продуктивного пласта очаго­вое заводнение можно применять как самостоятельную систему разработки месторождения.

mirznanii.com

Разработка месторождений нефти и газа

Нефть и газ добываются человеком еще с давних времен, правда, когда-то для этого брали на вооружение иные способы. Например, собирали нефть скапливающуюся на поверхности различных водоемов, обрабатывали песочные образования и известняковые отложения, содержащие нефть.Делали это с помощью специальных устройств – колодцев. Сегодня разработка месторождений нефти и газа включает в себя стадии, основанные на опыте, научном фундаменте и новейшем оборудовании.

Основы разработки месторождений нефти и газа

Начало развития основ разработки месторождений нефти и газа было положено с первым опытом бурения скважин при помощи механического способа. И на сегодняшний день почти вся добыча нефти осуществляется посредством выкачки ее из земли, используя буровые скважины. Сейчас структура базы сырья следующая: большие месторождения нефти имеют длительный срок разработки.

Этот факт может быть нецелесообразным, если брать во внимание вовлечение запасов, которые не выработаны. Это может стать причиной того, что большие объемы запасов не будут использованы в промышленной разработке.

Вся система разработки месторождения нефти и эксплуатирование скважин неразрывно связана с тем, какой режим имеет пласт.

Режим залежей нефти – это ничто иное, как преобладающая сила энергии пласта, которая проявляет себя в момент начинала разработки. У каждого режима есть своя закономерность, сроки проявления. Режимы бывают следующими:• Газонапорного типа;• Водонапорного типа;• Гравитационного типа;• Растворенного газа и т.д.

Газовый фактор зависит от количества извлечения, а также от того, как изменяется наличие нефти в процессе определенного времени. Стоит иметь в виду, что режимы могут взаимодействовать между собой, а также действовать поодиночке. Исходя из опыта, можно говорить о том, что в режимах смешанного типа газовый фактор изменяется с преобладающим режимом, который начинает проявляться в процессе разработки.

К основным режимам разработки месторождений нефти и газа относится следующие.

  • Упругий, где единственной используемой энергией является энергия, которая появляется от горных пород, воды и нефти.
  • Водонапорный, здесь в качестве энергии выступает энергия гидростатического напора. С помощью напора и давления воды начинает свое движение нефть. Она движется к скважине из пластов. При этом вода воздействует на нефть снизу.
  • Газонапорный, использующий энергию сжатого газа, заключен в газовой шапке. Расширяющий газ толкает к забоям нефтяные образования. При этом газ находится в свободном состоянии. На нефть в этом случае происходит давление сверху.
  • Режим растворенного газа, предполагает, что в качестве основного источника выступает энергия расширяющего или выделяющегося газа. Этот режим начинает проявляться при слабом напоре краевых вод или в случае, когда в залежах нет свободного газа. Расширяющий газ способствует тому, что нефть продвигается.
  • Гравитационный режим двигает нефть из пласта с помощью гравитационных сил. В этом случае нет газовой шапки, кроме того отсутствует давление вод, как и газ, который был бы растворен в нефти. В залежи начинает действовать гравитация, осуществляющая приток нефти к забоям. Такой режим можно встретить в особенности на тех месторождениях, которые достигли позднего этапа.

Сложно встретить режимы одиночные, обычно они между собой сочетаются Например, одновременно нефть разрабатывается благодаря давлению газа в газовой шапке, а также с помощью напора краевых вод. Тем временем режим растворенного газа с легкостью сочетается с другими, например, с газонапорным. Это значит, что если смешиваются режимы, то движущих сил становится несколько.

Системы разработки месторождений нефти и газа

Разрабатывать месторождения ископаемых – трудоемкий процесс. Он являет собой целую систему, куда входят организационные мероприятия и технические, благодаря которым осуществляется добыча из земли полезных ископаемых. Разрабатываются месторождения посредством буровых скважин, кроме того, может использовать и иная добыча – шахтная. Такой способ применяется далеко не везде.

Система, которая предполагает разработку залежей, являет собой форму, за счет которой нефть начинает двигаться в пластах к эксплуатирующим скважинам. В систему разработки включено следующее:

  • Сетка, которая показывает размещение скважин на определенных объектах, а также с каким порядком и темпами они вводятся в работу.
  • Способы, благодаря которым осуществляется регулировка баланса, а также использования энергии в пластах.
  • Порядок введения объекта в эксплуатацию.

Следует знать, что системы, разрабатывающие многопластовые месторождения, а также системы, ведущие разработку отдельных залежей, именно однопластовых месторождения, отличаются друг от друга.

Объектом разработки являются продуктивные пласты, их может быть и несколько и всего один. Выделяя объекты, необходимо принимать во внимание следующие параметры:

  • Какие свойства геолого-физические имеют пород-коллекторы
  • Какие физико-химические свойства имеет газ, нефть и вода
  • Какого фазовое состояние, в котором находятся углеводороды и режим пластов
  • Какая используется технология эксплуатации

Объекты разработки делятся на два типа и могут быть возвратными и самостоятельными. Разработка возвратных осуществляется скважинами, которые в первую очередь эксплуатируют какой-то иной объект. А в самостоятельных такого процесса нет.

Стадии разработки месторождений нефти и газа

Стадия – это характерный период разработки, который отличается тем, что все показатели имеют определенные закономерности. В свою очередь к технико-экономическим и технологическим показателям относится добыча нефти, как текущая, которая вычисляется раз в год по средним показателям, так и наколенная, которая суммируется за все время, а также добыча жидкости, а именно воды и нефти, так текущая, так и суммарная. В число таких показателей также включена обводненность добываемой жидкости. К числу этих показателей можно также отнести:

  • Водонефтяной фактор
  • Закачку воды
  • Нефтеотдачу
  • Количество скважин
  • Давления: пластовое и забойное
  • Стоимость продукции
  • Газовый фактор
  • Вложения капитала
  • Расходы на эксплуатацию
  • Затраты.

На четырех стадиях разрабатываются залежи, имеющие пластовый тип. На первой осваиваются эксплуатационные объекты. Здесь характерен интенсивное увеличение количества нефти, фонд скважин также становится больше, а давление пластов, наоборот, уменьшается. Стадии разработки месторождений нефти и газа длятся от 4 до 5 лет в зависимости от того, какую промышленную ценность имеют залежи. На второй стадии поддерживается высокий уровень добычи, здесь уровень добычи более стабильный, число скважин растет.

На третьей стадии наблюдается понижение уровня нефти, как и скважинный фонд также становится меньше, прогрессирует обводнение. Это наиболее сложный этап, здесь важно замедлить темпы. Длительность его составляет около 10 лет, но во многом зависит от того, какова продолжительность первой и второй стадий. Четвертая, она же последняя. Темп отбора нефти становится постепенно ниже. От 15 до 20 лет может длится этот период.

mestorozhdenie-nefti.ru

разработка месторождений нефти [газа] - это... Что такое разработка месторождений нефти [газа]?

 разработка месторождений нефти [газа]

30 разработка месторождений нефти [газа]

Вращательное бурение, при котором разрушение породы осуществляется не по всей площади забоя, а по кольцу с сохранением внутренней части породы в виде керна.

Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации. academic.ru. 2015.

  • разработка концепции и программы конгрессного мероприятия
  • разработка модели

Смотреть что такое "разработка месторождений нефти [газа]" в других словарях:

  • поиск месторождений нефти [газа] — 27 поиск месторождений нефти [газа] Источник: ГОСТ Р 53554 2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Разработка месторождений полезных ископаемых —         (a. mining, exploitation; н. Abbau der Nutzmineralienvorkommen; ф. exploitation miniere; и. explotacion de yacimientos) комплекс взаимосвязанных процессов горн. произ ва по извлечению полезных ископаемых (или полезных компонентов) из недр …   Геологическая энциклопедия

  • Разработка месторождений полезных ископаемых —         система организационно технических мероприятий по добыванию полезного ископаемого из недр Земли. Различают Р. м. п. и. открытым и подземным способами.          Открытыми горными работами извлекают твёрдые полезные ископаемые (см. Открытая …   Большая советская энциклопедия

  • Разработка месторождений — ► field development, mining Система организационно технических мероприятий, обеспечивающих рациональное извлечение жидких и газообразных углеводородов из месторождений. Мероприятия связаны с выполнением поисково разведочных работ, бурением… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • обустройство месторождения нефти [газа] — 85 обустройство месторождения нефти [газа] Начальный период разработки месторождения нефти [газа] или его части разведочными и первыми эксплуатационными скважинами. Комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивного пласта в… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • режим залежи нефти [газа] — 22 режим залежи нефти [газа] (Нрк. взаимосвязь продуктивных пластов; гидродинамическая связь пластов) key hole drilling stratigraphic drilling core drilling Вращательное бурение с применением турбобура в качестве забойного двигателя. Бурение… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ГОСТ Р 53554-2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 53554 2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения оригинал документа: 16 ловушка углеводородов Примечание Рассматриваются залежи, по количеству, качеству и условиям залегания… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • гидродинамическая связь залежей нефти [газа] — prediction of oil and gas presence Комплекс работ по извлечению нефти [газа] из коллектора углеводородов. drilling with Отклонение координат забоя буровой скважины от проектных значений на величину, превышающую допуск. 37 кустовое бурение 39… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • технологические показатели разработки месторождения нефти [газа] — 70 технологические показатели разработки месторождения нефти [газа] Отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом в лабораторных условиях из образцов керна, к начальному объему нефти в образцах. Источник: ГОСТ Р 53554 2009 …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • месторождение нефти [газа] — 18 месторождение нефти [газа] Проекция на горизонтальную плоскость линии пересечения водонефтяного контакта с кровлей или подошвой продуктивного пласта. Источник: ГОСТ Р 53554 2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Книги

  • Энергетика пласта в технологических процессах разработки месторождений нефти и газа, Николаев В.АВ., Николаев О.В.. Разработка месторождений нефти и газа основана в том числе на использовании энергии упруго сжатых флюидов продуктивного пласта и вмещающих горных пород, причем взначительном числе случаев… Подробнее  Купить за 925 руб
  • Разработка нефтяных и газовых месторождений, Покрепин Б.В.. В учебном пособии описаны составы и свойства горных пород коллекторов нефти и газа, приведены составы и свойства пластовых флюидов, рассмотрены составы жидкостейи газов в пластовых условиях,… Подробнее  Купить за 311 руб
  • Разработка нефтяных и газовых месторождений. Учебное пособие, Покрепин Б.. В учебном пособии описаны составы и свойства горных пород коллекторов нефти и газа, приведены составы и свойства пластовых флюидов, рассмотрены составы жидкостейи газов в пластовых условиях,… Подробнее  Купить за 169 руб
Другие книги по запросу «разработка месторождений нефти [газа]» >>

normative_reference_dictionary.academic.ru


Смотрите также