РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Учебное пособие для студентов
направления
21.03.01 «Нефтегазовое дело»
всех форм обучения
Нижневартовск
Утверждено редакционно-издательским советом
Федерального государственного бюджетного образовательного
учреждения высшего образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Составители:
Кривова Н.Р., кандидат технических наук,
начальник отдела разработки
месторождений и управления
заводнением ОАО «Варьеганннефтега»
Колесник С.В., кандидат технических наук,
заведующий кафедрой «Нефтегазовое дело»
филиала ТюмГНГУ в г. Нижневартовске
Федорова К.В., инженер отдела разработки
месторождений и управления
заводнением ОАО "Варьеганннефтегаз"
Борисов А.А., студент НВФ ТюмГНГУ
Рецензенты:
Шаньгин Е.С. доктор технических наук,
профессор кафедры нефтегазовое дело
филиала ТюмГНГУ в г. Нижневартовске
Мухаметшин В.Г. начальник отдела разработки
ОАО «НижневартовскНИПИнефть»
© Федеральное государственноебюджетное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» филиал в городе Нижневартовске, 2015
Содержание
Сокращения. 6
Основные термины.. 8
Введение. 17
1. Основы разработки нефтяных месторождений. 20
1.1 Основные свойства нефти и газа. 20
1.2 Нефтяные газы и их свойства. 22
1.3 Пластовые воды.. 25
1.4 Коллекторские свойства горных пород. 27
Контрольные вопросы по теме 1. 29
2. Режимы работы нефтяных пластов. 31
2.1 Понятие о давлении. 31
2.2 Режимы работы нефтяных залежей. 34
2.2.1 Водонапорный режим.. 36
2.2.2 Упругий режим.. 38
2.2.3 Режим растворенного газа. 40
2.2.4 Газонапорный режим.. 41
2.2.5 Гравитационный режим.. 43
2.2.6 Смешанные режимы.. 44
Контрольные вопросы по теме 2. 45
3. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа. 46
3.1 Общие сведения о запасах и ресурсах. 46
3.2 Группы запасов нефти и газа и основные принципы их подсчета. 51
3.3 Методы подсчета запасов нефти. 54
3.4 Коэффициент извлечения нефти. 57
3.5 Использование проницаемости пласта и вязкости нефти при прогнозе конечной нефтеотдачи 58
Контрольные вопросы по теме 3. 61
4. Системы разработки нефтяных месторождений. 62
4.1 Основные понятия. 62
4.2 Технология и показатели разработки. 68
4.3 Категории скважин. 74
Контрольные вопросы по теме 4. 77
5. Разработка нефтяных месторождений на естественных режимах. 78
5.1 Проявление упругого режима. 78
5.2 Разработка месторождений при режимах растворенного газа и газонапорном.. 84
Контрольные вопросы по теме 5. 91
6. Классификация и характеристика систем разработки. 93
6.1 Параметры, характеризующие систему разработки. 93
6.2 Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты.. 94
6.3 Системы разработки с воздействием на пласты.. 95
6.3.1 Поддержание пластового давления закачкой газа. 95
6.3.2 Поддержание пластового давления закачкой воды.. 97
Контрольные вопросы по теме 6. 109
7. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. 110
7.1 Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды.. 110
7.2 Расчет показателей разработки слоистого пласта на основе модели поршневого вытеснения 119
7.3 Расчет показателей разработки одного пласта на основе модели непоршневого вытеснения нефти водой. 125
7.4 Расчет пластового давления и дебитов скважин. 132
7.5 Опыт и проблемы разработки месторождений с применением заводнения. 137
Контрольные вопросы по теме 7. 142
8. Техника и технология применения систем ППД путем заводнения. 143
8.1 Требования к системе ППД.. 143
8.2 Свойство и качество нагнетаемой воды в пласт. 145
8.3 Подготовка вод наземных источников. 148
8.4 Подготовка сточных пластовых вод. 150
8.5 Нормирование объемов закачкой к учету закачиваемой воды.. 150
8.6 Методы контроля за разработкой при заводнении. 151
8.6.1 Использование данных термометрии. 152
8.6.2 Расходометрия скважин. 154
Контрольные вопросы по теме 8. 155
9. Моделирование процессов разработки. 156
9.1 Геологическое моделирование. 157
9.2 Гидродинамическое моделирование. 161
9.3 Моделирование пласта и процессов вытеснения нефти. 165
9.4 Модели вытеснения нефти. 169
9.5 Уравнение неразрывности. 170
9.6 Уравнение энергии. 171
Контрольные вопросы по теме 9. 174
10. Проектирование и регулирование разработки нефтяных месторождений. 175
10.1 Порядок составления и утверждения проектных документов на ввод в разработку месторождений 175
10.2 Общие требования и рекомендации по составлению проектных документов на разработку месторождений. 177
10.3 Постоянно действующие геолого-технологические модели нефтяных и газонефтяных месторождений. 180
10.4 Анализ показателей разработки месторождений. 184
10.5 Регулирование разработки месторождений. 186
Контрольные вопросы по теме 10. 186
11. Методы увеличения нефтеотдачи. 188
11.1 Газовые МУН.. 189
11.1.1 Водогазовое воздействие. 189
11.1.2 Воздействие углекислым газом (СО2) 189
11.1.3 Воздействие другими газами. 190
11.2 Гидродинамические МУН.. 190
11.2.1 Циклическое (нестационарное) заводнение. 190
11.2.2 Форсированный отбор жидкости. 191
11.3 Тепловые МУН.. 191
11.3.1 Паротепловое воздействие на пласт. 192
11.3.2 Внутрипластовое горение. 192
11.4 Физико-химические МУН.. 194
11.4.1 Полимерное заводнение. 194
11.4.2 Мицеллярное заводнение. 194
11.4.3 Вытеснение нефти растворами ПАВ.. 195
11.5 Микробиологические МУН.. 195
11.6 Механические МУН.. 196
11.6.1 Волновое воздействие на пласт. 196
11.6.2 Электромагнитное воздействие. 196
11.7 Эффективность МУН.. 196
Контрольные вопросы по теме 11. 196
Тематика курсовых проектов. 198
Список использованных источников. 200
Сокращения
S Qнагн – суммарная с начала разработки закачка воды (по нагнетательным скважинам)
S Qотб – суммарная с начала разработки добыча жидкости (по добывающим скважинам)
hэф – эффективная толщина коллектора
Pзаб – забойное давление
Pзак – давление закачки
Pпл – пластовое давление
Qв – добыча воды
Qж –добыча жидкости
Wпр – приемистость скважины
Абс. отм. (гл.) – абсолютная отметка (глубина)
БС – боковой ствол
ВГФ – водогазовый фактор
ВЛГ – вышележащий горизонт
ВНЗ – водонефтяная зона
ВНК – водонефтяной контакт
ВНС – ввод новых скважин
ВСП – вертикальное сейсмическое профилирование
ВСС – влияние ствола скважины
ВЧР – верхняя часть разреза
ГВК – газоводяной контакт
ГГК – гамма-гамма каротаж
ГГШ – газ газовой шапки
ГДИС – гидродинамические исследования скважин
ГДМ – гидродинамическое моделирование
ГЗУ – групповая замерная установка
ГИС – геофизические исследования скважин
ГКЗ РФ – Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых Министерства природных ресурсов Российской Федерации
ГКО – глино-кислотная обработка
ГКФ – газоконденсатный фактор
ГНВЗ – газонефтеводяная зона
ГНЗ – газонефтяная зона
ГНК – газонефтяной контакт
ГПЗ – газоперерабатывающий завод
ГРП – гидравлический разрыв пласта
ГРР – геолого-разведочные работы
ГТМ – геолого-технологическое мероприятие
ГФ – газовый фактор
ГШ – газовая шапка
ДНС – дожимная насосная станция
ДС – диаметр скважины
ЗУ – замерное устройство
ИД – индикаторная диаграмма
ИДН – интенсификация добычи нефти
ИК – индукционный каротаж
ИУ – измерительная установка Кh –произведение коэффициента проницаемости и эффективной насыщенной толщины пласта
КВД – кривая восстановления давления
Кво – коэффициент остаточной водонасыщенности
КВУ – кривая восстановления уровня
Кг– коэффициент газонасыщенности
КГФ – конденсатно-газовый фактор
КИН – коэффициент извлечения нефти
Кн – коэффициент нефтенасыщенности
Кнг – коэффициент нефтегазонасыщенности
КНС – кустовая насосная станция
Кп – коэффициент пористости
КПД – кривая падения давления
Кпр –коэффициент проницаемости
КПУ – кривая падения уровня
КС – компрессорная станция
МУН – методы увеличения нефтеотдачи
МЭР – месячный эксплуатационный рапорт
НК – нейтронный каротаж
НПЗ – нефтеперерабатывающий завод
ОПЗ – обработка призабойной зоны пласта
ОРД – одновременно-раздельная добыча
ОРЗ – одновременно-раздельная закачка
ОРЭ – одновременно-раздельная эксплуатация
Отн. отм. (гл.) – относительная отметка (глубина)
ОФП – относительные фазовые проницаемости
ПАВ – поверхностно-активное вещество
ПВ – пункт возбуждения сейсмических колебаний
ПГИ – промыслово-геофизические исследования
ПЗ – подсчет запасов
ПНГ – попутный нефтяной газ
ППД – поддержание пластового давления
ППН – пункт подготовки нефти
ППР – планово-предупредительный ремонт
ПРК – повторный радиоактивный каротаж ПС – самопроизвольные потенциалы
ПТВ – подтоварная вода
ПТД – проектные технологические документы на разработку месторождений
РИР – ремонтно-изоляционные работы
СК – сейсмокаротаж
СКО – соляно-кислотная обработка
ТСРМ – текущее состояние разработки
ТЭО КИН – технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти
УВ – углеводороды (нефть, газ, газоконденсат)
УКПГ – установка комплексной подготовки газа
УПН – установка подготовки нефти
УПСВ – установка предварительного сброса воды
ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства
ФОН – способ эксплуатации фонтаном
ЦКР Роснедра – Центральная комиссия по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Министерства природных ресурсов Российской Федерации
ЧГЗ– чисто газовая зона
ЧНЗ – чисто нефтяная зона
ШГН – штанговый глубинный насос
ШФЛУ – шламовая фракция легких углеводородов
ЭЦН – электроцентробежный насос
Основные термины
АКВИФЕР–водонасыщенная часть пласта, которая имеет гидродинамическую связь с эксплуатируемой нефтенасыщенной частью пласта.
БАЗОВАЯ ДОБЫЧА СКВАЖИНЫ – уровень добычи нефти (жидкости, воды, газа, конденсата) рассчитываемый путем экстраполяции добычи скважины до проведения геолого-технического мероприятия.
БЕЗДЕЙСТВИЕ ПРОШЛЫХ ЛЕТ – фонд скважин, не дающих продукцию и остановленных в последний раз до 1 декабря предыдущего года.
БЕЗДЕЙСТВИЕ ТЕКУЩЕГО ГОДА – фонд скважин, не дающих продукцию и остановленных в последний раз с 1 декабря предыдущего года.
БЕЗДЕЙСТВУЮЩИЙ ФОНД СКВАЖИН – скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода.
буферная жидкость ГРП - жидкость гидроразрыва пласта без проппанта, создающая трещину гидроразрыва пласта.
ВОДОЗАБОРНЫЕ СКВАЖИНЫ – скважины, используемые для добычи воды из водоносных пластов для водоснабжения при бурении скважин, а также питания систем поддержания пластового давления в процессе разработки. Дебит добываемой воды измеряется в м3/сут.
ВОССТАНОВЛЕННАЯ ДОБЫЧА – дополнительная добыча от геолого-технического мероприятия, направленного на поддержание (восстановление) базовой добычи или прироста от предыдущего геолого-технического мероприятия.
ГАЗ ГАЗОВОЙ ШАПКИ –свободный газ, сопровождающий нефть в виде газовой шапки над залежью нефти.
ГАЗОВАЯ ШАПКА–газонасыщенная часть пласта, которая имеет гидродинамическую связь с эксплуатируемой нефтенасыщенной частью пласта.
ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ – жидкая смесь, состоящая из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов широкого фракционного состава, содержащая примеси неуглеводородных компонентов, получаемая в результате разделения газоконденсатной смеси.
ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ СМЕСЬ – природная ископаемая газожидкостная смесь, добываемая из газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений или залежей, содержащая природный газ, газовый конденсат и неуглеводородные компоненты.
Гидроразрыв пласта – создание трещин в горных породах скважин, за счёт давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости гидроразрыва пласта и расклинивающего агента.
ГИСТЕРЕЗИС (греч.ὑστέρησις — отстающий) — свойство систем, мгновенный отклик которых на приложенные к ним воздействия зависит в том числе и от их текущего состояния, а поведение системы на интервале времени во многом определяется её предысторией. Для гистерезиса характерно явление "насыщения", а также неодинаковость траекторий между крайними состояниями.
ГРАВИТАЦИОННЫЙ ПЕРЕТОК – переток воды, нефти или газа между слоями за счет гравитационных сил.
ДЕБИТ СКВАЖИНЫ - объем жидкости, нефти, газа, конденсата и воды, поступающий из скважины за единицу времени. Дебит жидкости измеряется на измерительных установках (ИУ), в м3/сут. Дебит нефти измеряется в т/сут.
ДЕЙСТВУЮЩИЙ ФОНД СКВАЖИН - скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В действующем фонде выделяются: 1) фонд дающий продукцию;
2) простаивающий фонд.
ДОБЫВАЮЩИЕ (НЕФТЯНЫЕ, ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ) СКВАЖИНЫ – скважины, предназначенные для извлечения из залежи нефти, нефтяного газа, свободного (природного) газа и конденсата и других сопутствующих компонентов.
Примечание: взависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и глубиннонасосные. Кроме этого, из нефтяных скважин может добываться: газ из газовой шапки нефтяного пласта, который с самого начала отделен от жидкости; газ из другого газонасыщенного пласта.
ДОБЫЧА НЕФТИ (как процесс) - комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее до требуемого качества, в соответствии с проектом разработки и обустройства лицензионного участка недр.
ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО (СВОБОДНОГО) ГАЗА (как процесс) – комплекс технологических и производственных процессов связанных с извлечением углеводородного сырья – природного газа и конденсата из недр на земную поверхность, сбором и обработкой его с целью получения продуктов, соответствующим требованиям действующих нормативных документов.
ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ДОБЫЧА ОТ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКОГО МЕРОПРИЯТИЯ – масса нефти, определяемая как разность между фактическим значением накопленной добычи и значением накопленной базовой добычи нефти, рассчитанной путем прогнозирования добычи нефти при отсутствии геолого-технического мероприятия.
ЗАВОДНЕНИЕ– основной инструмент гидродинамического регулирования и управления разработкой залежи, целью которого является повышение нефтеотдачи пласта и поддержание пластового давления посредством организации закачкирабочегоагента в пласт.
ЗАКОНСЕРВИРОВАННЫЕ СКВАЖИНЫ – скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), документация на консервацию которых оформлена в соответствии с действующими положениями.
Залежь (углеводородов) – естественное единичное скопление жидких и газообразных углеводородов в недрах Земли, заполняющее ловушку полностью или частично.
залежи ОЧЕНЬ СЛОЖНОГОстроения – залежи, для которых характерны как литологические замещения или тектонические нарушения; так и невыдержанность толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.
залежи ПРОСТОГОстроения – залежи, связанные с ненарушенными или слабо нарушенными структурами; продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств.
залежи СЛОЖНОГО строения – залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, литологическими замещениями коллекторов слабопроницаемыми породами или наличием тектонических нарушений.
ЗАМЕР ДЕБИТА АВТОМАТИЧЕСКИЙ – замер дебита скважины, выполненный с использованием средств автоматики.
ЗАМЕР ДЕБИТА РУЧНОЙ – замер дебита скважины, выполненный оператором по добыче нефти и газа, или оператором подрядной (сервисной) организации, предоставляющей услуги по исследованию скважин.
ЗАМЕР ОБВОДНЕННОСТИ – замер, выполняемый вручную в лаборатории при исследовании отобранных проб жидкостиили в автоматическом режиме на замерных установках.
КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ – работы, связанные с изменением эксплуатационного объекта, креплением рыхлых коллекторов, восстановлением герметичности цементного камня, обсадной колонны и устранением ее деформаций, ограничением притоков пластовых вод, заколонных перетоков газа и другими сложными работами в стволе скважины.
КАТЕГОРИИ СКВАЖИН ПО ВРЕМЕНИ ЗАПУСКА В РАБОТУ – старые скважины (переходящие) и новые скважины.
КИСЛОТНЫЙ ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА (КГРП, Основной КГРП) - создание трещин в горных породах скважин за счёт давления на забое скважины в результате закачки в породы кислотных составов (жидкости гидроразрыва пласта и кислоты).
КОЛИЧЕСТВО добыТОГО природного или попутного (нефтяного) газа – суммарный объем природного или попутного газа, приведенный к стандартным условиям (давление 101 325 Па, температура 293,15 К) сданный потребителю, израсходованный на собственные нужды нефтегазодобывающей организации, потери и объем газа, направленный на факельные установки.
КОЛИЧЕСТВО добыТОЙ нефти, конденсата – суммарная масса нефти, конденсата, сданная потребителю, израсходованная на собственные нужды нефтегазодобывающего организации, находящаяся в технологическом оборудовании, а также потери.
КОЛИЧЕСТВО ДОБЫТЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ ЗА ОТЧЕТНЫЙ ПЕРИОД – суммарный объем нефти, газа, конденсата, извлеченные за отчетный период из участков недр, полученных нефтегазодобывающей организацией в пользование в установленном законодательством Российской Федерации порядке.
КОМПЕНСАЦИЯ – соотношение величины закачки к отбору пластового флюида, производимой с целью поддержания пластового давления в зоне отбора (полной или эффективной) в пределах определенной области пласта.
КОНУСООБРАЗОВАНИЕ – поступление воды (образование водного конуса) или газа (образование газового конуса) в нефтяную зону и в скважину за счет депрессии в скважине.
КОЭФФИЦИЕНТ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ – предельная величина нефтеотдачи, которая может быть достигнута с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы.
КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА ПО ТОЛЩИНЕ – отношение площади поперечного сечения, охваченного вытесняющим агентом к общей площади поперечного сечения. Определяется исходя из предельно допустимой обводненности продукции.
КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА СЕТКОЙ СКВАЖИН – отношение объема нефти охваченного вытесняющим агентом к объему начального содержания нефти в пласте.
КОЭФФИЦИЕНТ СЛОЖНОСТИ ПРИ КОНУСООБРАЗОВАНИИ – понижающий коэффициент в выражении для расчета коэффициента извлечения нефти, который определяет уменьшение дренируемого объема пласта за счет конусообразования воды и газа.
КРУПНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ – месторождения, величина начальных извлекаемых запасов которых от 60 до 300 млн. т нефти или от 75 до 500 млрд. м3 газа.
ЛИКВИДИРОВАННЫЕ СКВАЖИНЫ – скважины, выполнившие свое назначение и дальнейшее использование которых нецелесообразно или невозможно.
Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории:
1. Скважины, выполнившие свое назначение;
2. Скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;
3. Скважины, ликвидируемые по техническим причинам;
4. Скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.
Месторождение (углеводородов) – совокупность залежей углеводородов, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади.
МЕЛКИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ – месторождения, величина начальных извлекаемых запасов которых менее 15 млн. т нефти или 40 млрд. м3 газа.
МЕСТОРОЖДЕНИЯ-АНАЛОГИ –месторождения Компании или других компаний, находящихся на более поздней стадии разработки, по ключевым признакам схожие с месторождением, по которому выполняется проект.
МЕСЯЧНЫЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ РАПОРТ (МЭР) – первичный документ оперативного учета добычи нефти, газа, конденсата, воды и закачки агентов.
Мини-ГРП - комплекс работ, проводимых на скважине до начала закачки основной части проппанта для определения механических свойств пласта и эффективности жидкости гидроразрыва пласта.
НАБЛЮДАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ – скважины, предназначенные для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводонефтяного контактов, за изменением нефтегазоводонасыщенности пласта в процессе разработки залежи.
НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ – скважины, используемые для закачки в пласты различных рабочих агентов - воды, газа, горячей нефти, широких фракций легких углеводородов, воды с добавлением различных реагентов - кислот, поверхностно-активных веществ,ингибиторов. Приемистость нагнетательных скважин по жидкости измеряется в м3/сут, по газу - в тыс.м3/сут.
НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫВ ОТРАБОТКЕ НА НЕФТЬ – скважины нагнетательные по проекту, добывающие нефть (назначение – нагнетательная, характер работы – нефтяная).
НЕРАБОТАЮЩИЙ ФОНД СКВАЖИН – скважины в составе эксплуатационного фонда,находящиеся в бездействующем, простаивающем фонде, фонде освоения и в ожидании освоения.
НЕСМЕШИВАЮЩЕЕСЯ ВЫТЕСНЕНИЕ - процесс вытеснения одного флюида другим, при котором закачиваемый и вытесняемый флюиды существуют в виде раздельных фаз.
НЕСТАБИЛЬНЫЙ ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ – газовый конденсат, содержащий в растворенном виде газообразные углеводороды, направляемый на переработку с целью очистки от примесей и выделения углеводородов С1-С4. К примесям относятся вода (водные растворы ингибиторов коррозии и/или гидратообразования), хлористые соли, сернистые соединения и механические примеси. Для нестабильного газового конденсата давление насыщенных паров летом составляет более 500 ммрт.ст. и зимой более 700 ммрт.ст.
НОВЫЕ СКВАЖИНЫ – скважины, которые вводятся в эксплуатацию из числа пробуренных в отчетном (плановом) году и из числа находившихся по состоянию на 1 января в освоении или ожидании начала освоения после бурения, а также введенные из числа контрольных, нагнетательных, находившихся в консервации или ликвидированных, и т.п. если ранее они не давали нефти или газа,т.е. накопленная добыча по которымравна нулю.
ОБВОДНЕННОСТЬ ОБЪЕМНАЯ - отношение объема добытой воды к объему добытой жидкости.
одновременно-раздельная добыча (ОРД) – способ эксплуатации добывающей скважины, при котором возможна одновременная независимая добыча газожидкостной смеси из разных объектов разработки.
одновременно-раздельная закачка (ОРЗ) – способ эксплуатации нагнетательной скважины, при котором возможна одновременная независимая закачка агента в разные объекты разработки.
одновременно-раздельная закачка/добыча (ОРЗД) – способ эксплуатации скважины, при котором возможна одновременная независимая закачка агента и добыча газожидкостной смеси в/из разных объектов разработки.
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ – вызов притока жидкости (газа) из пласта или опробование закачкой в него рабочего агента в соответствии с ожидаемой продуктивностью (приемистостью) пласта.
ОТКЛОНЕНИЕ ОТ РЕЖИМА – разница между фактическими и режимными значениями: дебита жидкости (приемистости), давления и обводненности.
ПЛАНИРУЕМЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫСКВАЖИНЫ – предполагаемый (планируемый) режим на следующий месяц, определяемый с учетом текущего режима и планируемых геолого-технологических мероприятий на скважине (смена оборудования, работы по повышению нефтеотдачи пласта - обработка призабойной зоны, гидроразрыв и т.п. работы, связанные с увеличением производительности скважины; цель всех этих работ - приближение режима работы скважины к потенциальному).
Пласт – геологическое тело относительно однородного состава, ограниченное практически параллельными поверхностями – подошвой и кровлей.
ПОГЛОЩАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ – скважины, используемые для сброса (закачки) промысловых (сточных) вод в непродуктивные поглощающие пласты. Приемистость измеряется в м3/сут.
ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ – комплекс научных исследований по обобщению данных геологоразведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на месторождении, направленный на создание объективных геологических моделей залежей в соответствии со степенью их изученности, на основе которых различными методами определяется количество полезных ископаемых и содержащихся в них полезных компонентов.
ПОИСКОВЫЕ СКВАЖИНЫ – скважины, бурящиеся на месторождениях для поиска новых залежей нефти и газа.
Полиакриламид - синтетическая смола, изготовленная из полимеризованного акриламида. Водорастворимый полиакриламид используется для образования геля для гидроразрыва пласта.
Полисахарид– гидроокись углерода (крахмал, целлюлоза или гликоген) молекулы которого состоят из молекул сахара соединенных между собой.
ПОПУТНЫЙ (НЕФТЯНОЙ) ГАЗ, РАСТВОРЕННЫЙ –смесь углеводородных и неуглеводородных газов, выделяющихся из нефти в процессе ее добычи.
ПОТЕНЦИАЛЬНЫЙ РЕЖИМ – максимально возможный режим работы, при минимальном забойном давлении, которого можно достичь существующим оборудованием.
ПРИЕМИСТОСТЬ СКВАЖИНЫ - объем закачиваемой в скважину воды, пара и других рабочих агентов за единицу времени, (м3/сут).
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ – газообразная смесь, состоящая из метана и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода, водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов. Метан является основным компонентом природного газа. Природный газ обычно содержит также следовые количества других компонентов.
ПРИРОСТ ДОБЫЧИ – дополнительная добыча от геолого-технического мероприятия, направленного на получение дополнительной нефти и газа.
ПРОБУРЕННЫЙ ФОНД СКВАЖИН – добывающие (нефтяные, газовые, газоконденсатные), нагнетательные, контрольные, специальные, разведочные, ликвидированные и законсервированные скважины.
ПРОСТАИВАЮЩИЙ ФОНД СКВАЖИН (ФОНД СКВАЖИН В ТЕКУЩЕМ ПРОСТОЕ) – скважины, не работающие на конец отчетного месяца, но имевшие добычу или закачку в отчетном месяце и остановленные после 1 числа отчетного месяца по какой-либо причине.
ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИЕ СКВАЖИНЫ – скважины, предназначенные для систематического измерения пластового давления.
РАЗВЕДОЧНЫЕ СКВАЖИНЫ – скважины, построенные для уточнения запасов нефти и газа, сбора необходимых для проектирования разработки исходных данных.
РЕЖИМ СКВАЖИНЫ – показатели по скважине характеризующие ее работу: дебит жидкости, м3/сут; дебит газа, м3/сут; обводненность, % объемная; приемистость (для нагнетательных скважин), м3/сут; пластовое и забойное давления, атм; устьевое или буферное давление, атм.
РЕЗЕРВУАРНАЯ МОДЕЛЬ – численная модель, в которой пласт рассматривается в виде одиночного однородного блока или ячейки.
СВОБОДНЫЙ ГАЗ –газ, находящийся в газообразном состоянии в пластовых условиях в виде отдельных скоплений или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений.
система заканчивания – совокупность технологий стимуляции притока из пласта и повышения нефтеотдачи, используемых при строительстве скважины.
система Разработки – 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.
СКВАЖИНЫ, НАХОДЯЩИЕСЯ В ОСВОЕНИИ – скважины, находящиеся в освоении после бурения, завершенные строительством и не давшие продукцию (не находившиеся под закачкой), либо в фонд освоения могут приниматься скважины при переводе на другой характер эксплуатации. В фонде освоения скважин отдельно учитываются скважины в освоении текущего года и освоении прошлых лет – в зависимости от даты начала освоения.
СМЕШИВАЮЩЕЕСЯ ВЫТЕСНЕНИЕ – процесс вытеснения одного флюида другим, при котором закачиваемый флюид смешивается с вытесняемым флюидом в неограниченных пропорциях.
СРЕДНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ – месторождения, величина начальных извлекаемых запасов которых от 15 до 60 млн. т нефти или от 40 до 75 млрд. м3 газа.
СТАБИЛЬНЫЙ ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ –газовый конденсат, получаемый путем очистки нестабильного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов С1-С4,по физико-химическим характеристикам соответствующий требованиям ГОСТ Р 54389-2011 Конденсат газовый стабильный. Технические условия.
СТАНДАРТНЫЕ УСЛОВИЯ –условия, соответствующие температуре, равной 20°С(российская классификация) или 15 °С (зарубежная классификация) и абсолютному давлению, равному 101,325 кПа.
СТАРЫЕ СКВАЖИНЫ(переходящие) – скважины, запущенные и давшие добычу (закачку) до 1 января текущего года.
СУХОЙ ГАЗ –природный горючий газ из группы углеводородных, характеризующийся резким преобладанием в его составе метана, сравнительно невысоким содержанием этана и низким — тяжелых углеводородов. В промысловых условиях получается путем очистки природного газа от тяжелых углеводородов, водяных паров, сероводорода, механических примесей на установках комплексной подготовки газа и газоперерабатывающих заводах. Сухой газ, подаваемый в магистральные газопроводы, должен содержать не более 20 г/ м3 сероводорода и иметь относительную влажность до 60–75%.
Сшитая жидкость по ГРП - жидкость гидроразрыва пласта с эффективным молекулярным весом полимера и высокой вязкостью.
СЫРАЯ НЕФТЬ –жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси, другие химические соединения.
ТЕКУЩИЙ РЕЖИМ – фактический режим работы скважины, при существующем состоянии пласта в области призабойной зоны и при используемом оборудовании.
ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ – работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой в целях обеспечения заданного технологического режима работы скважины, изменением режимов работы и сменой оборудования, очисткой ствола скважины и подъемных труб от песка, парафина, солей и иных отложений и др.
технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти – комплекс работ по выбору оптимального варианта разработки по результатам технико-экономических расчетов и обоснованию коэффициента извлечения нефти.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ НЕФТИ – потери нефти массы нетто при добыче (сборе, подготовке, внутрипромысловой и межпромысловой транспортировке, хранении и сдаче нефти) от устья добывающих скважин до узла коммерческого учета, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения и обусловленные особенностями производственного цикла, а также физико-химическими характеристиками нефти.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ ПРИРОДНОГО (СВОБОДНОГО) ГАЗА – часть добытого (извлеченного) из недр природного газа, утраченная при эксплуатации технологических объектов и установок в результате несовершенства технологических процессов и оборудования, а также в результате образования отходов при переработке сырья.
ТОВАРНАЯ НЕФТЬ –нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858.
Универсальный растворитель – многофункциональное неионное вещество, которое по своему определению растворимо в нефти, воде и солевом растворе.
УНИКАЛЬНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ – месторождения, величина начальных извлекаемых запасов которых более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м3 газа.
УЧЕТ НЕФТИ – документирование установленным порядком по результатам учетных операций количества и качества нефти, добытой организацией, а также нефти, принимаемой от сторонних организаций.
ФОНД ЛИКВИДИРОВАННЫХ СКВАЖИН – скважины, по которым ликвидация завершена. Ликвидация считается завершенной после подписания