Газосодержание - пластовая нефть
Cтраница 2
 |
Эффективность заводнения по участкам. [16] |
Лабораторией радиоактивного каротажа НИИМоргеофизика объединения Южморгео был использован нейтронный каротаж ( НК) для разделения нефтеносных и водоносных пластов и пропластков в обсаженных скважинах, независимо от минерализации пластовых и закачанных вод Эта возможность основана на различном газосодержании пластовой нефти и воды, которая определяется физическими параметрами флюидов и условиями разработки залежи. [17]
Для анализа, прогноза и регулирования процесса разработки по каждой скважине необходимо иметь следующий перечень геолого-промысловой информации, которая должна передаваться в службу обработки информации НГДУ ( и при необходимости - в территориальный НИПИ): 1) коэффициент начальной нефтена-сыщенности; 2) отметку водонефтяного контакта; 3) отметку выделенной подошвы, кровли, прослоев пласта; 4) обобщенную геологическую колонку; 5) коэффициент пористости; 6) коэффициент вытеснения; 7) коэффициент проницаемости; 8) коэффициент сжимаемости жидкости, породы; 10) вязкость жидкости, газа, нефти в пластовых условиях; 11) перфорированную мощность пластов или длину фильтра; 12) диаметр пуль или отверстий перфорации; 13) общее число прострелянных отверстий на 1 м; 14) глубину проникновения пули в пласт; 15) расстояние между скважинами; 16) изменение давления в подъемных трубах; 17) эталонную кривую гидропрослушивания; 18) изменение давления на буфере и в затрубном пространстве; 19) время проведения исследования; 20) давление на забое скважины; 21) дебит скважины в пластовых условиях; 22) пластовое давление; 23) уровень в скважине при механизированной добыче; 24) газосодержание пластовой нефти; 25) количество эксплуатационных скважин, в том числе действующих; 26) плотность нефти и воды; 27) объемный коэффициент пластовой нефти; 28) дебит жидкости в поверхностных условиях за время замера; 29) количество воды в отобранной пробе жидкости ( в %); 30) дату появления воды в добытой жидкости; 31) расход воды в нагнетательной скважине; 32) количество нагнетательных скважин, в том числе действующих. [18]
Свойства нефтей в пластовых условиях весьма существенно отличаются от свойств на поверхности вследствие большого содержания растворенного газа, а также влияния давления и температуры в недрах. Так, газосодержание пластовых нефтей в связи с высокой растворимостью газов в нефтях может достигать 300 - 500 М3 / м3 и более. Газосодержание 100 - 200 м3 / м3 - обычное для большинства нефтей. На земной поверхности и вблизи от нее известны также полностью дегазированные природные нефти. [19]
При снижении давления на забоях скважин ниже давления насыщения выделяющийся из нефти газ расширяется и, двигаясь с большей скоростью, чем нефть, частично проталкивает ее, а частично увлекает за собой. По мере уменьшения газосодержания пластовой нефти вязкость ее увеличивается, а подвижность снижается. Газ, двигаясь по пласту, опережает нефть и прорывается к забоям нефтедоб. Газовый фактор в этот момент достигает максимума, а затем постепенно уменьшается, пластовое давление падает. Дебиты скважин снижаются до величин, при к-рых дальнейшая их эксплуатация становится нерентабельной. [20]
Как уже отмечалось, нефтегазовые месторождения характеризуются низкой минерализацией пластовых вод, что в значительной степени снижает эффективность использования геофизических методов контроля за их разработкой. Эффективность геофизических измерений может быть повышена, если использовать различие з газосодержании пластовых нефтей и вод. Подавляющее большинство газов, растворенных в нефти, представляют собой смеси, состоящие из предельных углеводородов - метана и его гомологов. [21]
Поэтому проведено соответствующее сравнение результатов исследований двух нефтяных смесей. Данные, приведенные на рис. 5, подтверждают, что с ростом значений начального газосодержания пластовых нефтей различие в динамике свойств, полученных традиционным методом DL и более общим методом GCVD, становится заметным. Следовательно, для моделирования разработки глубокопогруженных залежей на основе модели black oil возрастает актуальность применения созданного в данной работе метода GCVD для получения соответствующих более корректных замыкающих соотношений. [22]
 |
Профиль текущих пластовых температур по линии ска. 29612, 29589, 20403, 25328. [23] |
При снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом происходит превышение промыслового газового фактора над газосодержанием пластовой нефти, что приводит к дросселированию выделившегося газа и, вследствие эффекта Джоуля-Томсона, к снижению пластовых температур в призабойной зоне пласта ( ПЗП) ниже Т нас. В этих пластах также отмечается снижение температур и выпадение парафина. [24]
Это связано с тем, что при высоких температуре и давлении легкокипящие фракции группы С5 пластовой нефти испаряются в газовую фазу на ступенях дифференциального разгазирования и удаляются вместе с газом. В результате этого увеличивается плотность и уменьшается объем дегазированной нефти, что приводит к завышению значений объемного коэффициента и газосодержания пластовой нефти. [25]
Задача 1.6. Пластовые нефти трех горизонтов - башкирского, визейского и пашииского по единому сборному коллектору попадают на установку подготовки нефти. Определить состав получающегося нефтяного газа, если в сборный коллектор поступает ( м3 / сут): 101 нефти башкирского, 145 - визейского, 204 - пашииского горизонтов, соответственно. Газосодержание пластовых нефтей этих горизонтов соответственно составляет, м3 / м3; 33 0 - башкирского, 39 2 - визейского и 37 6 - пашииского. [26]
К изменению состава нефти и растворенного газа в процессе разработки при нагнетании в пласт воды приводит также избирательное растворение ряда компонентов в воде. Наиболее высокой растворимостью в воде обладают метан и азот, их содержание в попутном газе в процессе разработки с заводнением обычно заметно уменьшается. Уменьшение газосодержания пластовой нефти за счет удаления наиболее растворимых компонентов газа приводит к весьма заметному снижению давления насыщения, увеличению плотности и вязкости пластовой нефти. [27]
Период стабильного газового фактора обычно соответствует условиям работы скважин без выделения газа в пласте. Поэтому газовый фактор в этот отрезок времени плюс остаточное газосодержание нефти после прохождения промысловых сепараторов соответствуют в первом приближении первоначальному газосодержанию пластовой нефти. Имея на основе анализов позднейших глубинных проб нефти зависимость ее свойств ( давления насыщения, плотностиг объемного коэффициента и др.) от газосодержания, можно определить эти свойства при первоначальном газосодержании. Желательно прибегать к этому приему параллельно с анализом рекомбинированных проб. [28]
 |
Красноярское месторождение нефти. [29] |
Объект представлен терригенны-ми ( Б2) и карбонатными ( пласт Т отложениями. Коэффициент пористости пород равен 9 - 11 %, коэффициент проницаемости - 0 52 - 0 58 мкм, динамическая вязкость нефти в пластовых условиях составляет 4 6 - 5 1 мПа - с. Начальное пластовое давление равно 17 5 МПа, пластовая температура - 34 С. Начальное газосодержание пластовой нефти равно 29 7 м3Д, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 5 5 МПа. [30]
Страницы: 1 2 3