39. Что такое коэффициент сжимаемости пластовой нефти?
Коэффициент сжимаемости нефти βн – показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа.
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти – относительное изменение объема пластовой нефти при единичном изменении давления.
Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения
βн = ΔV/ Vо∙ Δр,
где Vо – первоначальный объем нефти; ΔV – изменение объема нефти при изменении давления на Δр.
Размерность βн – Па-1.
Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа, повышением температуры, снижением давления и имеет значения (6 – 140) ∙10-6 МПа-1.
Дегазированные нефти характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости βн=(4 – 7) ∙10-10 МПа-1.
40) Коэффициент термического расширения пластовой нефти – относительное изменение объема пластовой нефти при изменении температуры на 1 оС.
41) Начальное пластовое давление – это давление, которое существует в залежи нефти (газа) до момента вскрытия ее первой буровой скважиной.
42) Нефтяные залежи с газовой шапкой называют нефтегазовыми (рис. 6.2). На выбор системы и технологии разработки нефтегазовой залежи влияют условия залегания нефти и газа, соотношения объемов нефтяной оторочки и газовой шапки, толщина нефтяной оторочки, ширина (по площади) нефтяной оторочки, чисто нефтяной, газо- и водонефтяной зон, структурная форма ловушки, активность пластовой воды.
43) НЕФТЕОТДАЧА, показатель извлечения нефти из пласта; отношение количества извлеченной нефти к первоначально содержащейся в пласте, выраженное в долях единицы или в процентах, называется коэффициентом нефтеотдачи.
45) Нефтеотдача конечная – это отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Конечный коэффициент нефтеотдачи характеризует завершенный процесс выработки залежи. Эта величина показывает, какой объем нефти от начальных геологических запасов извлекается или может быть извлечена при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности.
46) 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 или других горнотехнических сооружений.
47) Пластовое давление – это давление, под которым находится в пласте жидкости и газы.
48) Плотность пластовой нефти – масса единицы объема пластовой нефти, извлеченного на поверхность из недр с сохранением пластовых условий. Обычно она равна 600-850 кг/м3 и с увеличением содержания газа в нефти и температуры уменьшается против плотности сепарированной нефти на 20 – 40 % и более.
По плотности пластовые нефти делятся на легкие (менее 0,850 г/см3) и тяжелые (более 0,850 г/см3).
49) После обоснования расчетных вариантов определяется изменение во времени показателей разработки месторождения и обустройства промысла по каждому из рассматриваемых вариантов. К основным показателям систем разработки и обустройства относятся следующие:
1. Изменение во времени пластовых, забойных, устьевых давлений и температур на пути движения газа от забоя до приема магистрального газопровода.
2. Изменение во времени средних (и max) дебитов скважин или дебитов отдельных скважин.
3. Изменение во времени необходимого числа эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин. Очередность ввода скважин в эксплуатацию.
4. Темпы продвижения пластовых вод по площади и мощности газоносности. Перечисленные показатели разработки определяются для рассматриваемого варианта отбора газа из месторождения, но для различных вариантов конструкции и диаметров скважин, числа эксплуатационных объектов и т.д.
5. Число и местоположение групповых пунктов сбора и обработки газа.
6. Диаметры и протяженность газосборных шлейфов и коллекторов.
7. Ступени сепарации; тип сепарационных аппаратов; площади и конструкции теплообменных аппаратов; расходы ингибитора гидратобразования.
8. Параметры системы осушки газа.
9. Периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации. Сроки ввода в эксплуатацию и мощности ступеней ДКС и т.д.
10. Экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла.
50) Проницаемость пород — способность фильтровать жидкости и газы при перепаде давления.
51) Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.
52) Темп разработки z - отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах. 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.
53) Температурный режим месторождения – это распределение пластовой температуры под землей и изменение ее во времени.
54) Технология разработки нефтяных месторождений – это совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.
Технология извлечения нефти из недр определяется механизмом, приводящим в движение нефть и газ в пласте. В природных условиях — это вытеснение нефти водой или газом, содержащимся в газовой шапке или выделяющимся из нефти. Эффективность технологии разработки характеризуется полнотой извлечения запасов нефти. С целью увеличения нефтеотдачи пластов применяют различные методы воздействия па, них: закачку воды, газа, различных химических реагентов, теплоносителей, создание движущегося фронта горения и др.
55) Фазовой называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.
Фазовая проницаемость по воде – проницаемость породы для воды, частично заполняющей поры этой породы.
Фазовая проницаемость по газу – проницаемость породы для газа, частично заполняющей поры этой породы.
Фазовая проницаемость по нефти – проницаемость породы для нефти, частично заполняющей поры этой породы.
56) Эффективная пористость - это пористость, включающая только поровое пространство, которое занято пластовой жидкостью. Тепловое воздействие на пласт, вследствие увеличения охвата порового пространства процессом вытеснения, приводит к значительному повышению эффективной пористости и, соответственно, увеличению нефтеотдачи.
57) эффективной называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.