- •Основы разработки нефтяных месторождений
- •Введение
- •1. Термины и определения
- •1.1. Общие сведения о продукции нефтяных скважин
- •Соотношение между единицами давления
- •Классификация пластовых вод
- •1.2. Горно-геологические параметры
- •Классификация залежей углеводородов
- •2. Обзор свойств пород и движения флюидов
- •2.1. Емкостные свойства коллекторов
- •2.2. Фильтрационные свойства коллектора
- •2.3. Сжимаемость пород коллектора и пластовых жидкостей
- •2.4. Молекулярно-поверхностные явления
- •2.5. Капиллярные явления
- •2.6. Реологические свойства нефти
- •Соотношение между единицами вязкости
- •2.7. Подвижность флюидов в пластовых условиях
- •3. Этапы развития и технологические режимы эксплуатации нефтяного месторождения
- •3.1. Процесс разработки месторождений
- •3.2. Режимы истощения пластовой энергии
- •3.3. Газонапорный режим
- •3.4. Водонапорный режим
- •3.5. Гравитационный режим
- •3.6. Смешанный режим
- •4. Классификация и характеристика систем разработки месторождений
- •4.1. Выделение эксплуатационных объектов
- •4.2. Системы разработки в режиме естественного истощения
- •4.3. Системы разработки с искусственным восполнением пластовой энергии
- •4.4. Особенности разработки нефтяных залежей с газовой шапкой (нефтяных оторочек)
- •4.5. Системы разработки многопластовых залежей
- •4.6. Cистемы разработки с закачкой газа в пласт
- •4.7. Выбор плотности сетки скважин
- •5. Освоение и гидродинамические исследования скважин
- •5.1. Вскрытие нефтяных залежей
- •5.2. Освоение скважин
- •5.3. Гидродинамические исследования скважин
- •5.4. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр
- •6. Подъем нефти на дневную поверхность
- •6.1. Классификация способов подъема
- •6.2. Фонтанная эксплуатация скважин
- •6.3. Механизированная добыча нефти
- •7. Управление процессом разработки месторождения
- •Заключение
- •Оглавление
Классификация пластовых вод
Группа |
Общее содержание соли, г/л |
Плотность, кг/м3 |
Солоноватые |
1-6 |
До 1005 |
Соленые |
6-150 |
1005-1170 |
Рассольные (высокоминерализованные) |
Более 150 |
Более 1170 |
В промысловой практике обычно определяют не плотность воды, а степень минерализации, выраженную соленостью. Соленость воды измеряется ариометрами (солемерами), у которых деления выражены в градусах Боме (Be).
Плотность воды определяется по эмпирической формуле
е = 14,43/144,3 – Ве.
Объем воды при снижении давления увеличивается, а при снижении температуры – уменьшается. Это изменение учитывается объемным коэффициентом bв, который характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Vпл к удельному объему ее в стандартных условиях Vст:
bв = Vпл/Vст = пл/ст.
Относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды подразделяются на следующие виды:
контурные (краевые) – воды в пониженных участках нефтяных пластов, поддерживающие нефтяную залежь со стороны контура нефтеносности;
верхние контурные (верхние краевые) – нефтеносная часть пласта имеет выход на поверхность и заполнена поверхностными водами;
подошвенные – воды в нижней части приконтурной зоны пласта;
промежуточные – воды, залегающие в пропластках нефтяных или газовых пластов;
верхние – воды, залегающие выше данного нефтяного пласта.
К особым видам относят тектонические и технические воды. Тектонические воды могут поступать по тектоническим трещинам из пластов с более высоким напором. Технологическая вода поступает в залежь при бурении скважин, их ремонте и эксплуатации.
Сточные воды относятся к категории отходов производства на нефтепромыслах и преимущественно состоят из пластовых вод, отделяемых от нефти. К характеристикам сточных вод относят присутствие в них бактерий и органических веществ, которые при определенных условиях могут менять физические и химические свойства воды. Утилизация сточных вод связана с необходимостью достижения определенной степени очистки и подготовки их перед нагнетанием в пласт.
Нефтяные эмульсии – это соединения, состоящие из нефти, воды и газа. При подъеме нефти и понижении давления нефтяной газ выделяется с энергией, которой достаточно для диспергирования капель пластовой воды. Одной из причин эмульгирования газированных обводненных нефтей является энергия турбулентного потока.
В соответствии с принятой классификацией гетерогенных дисперсных систем, нефтяные эмульсии подразделяются на три основные группы (типа):
I Обратные |
II Прямые |
III Множественные |
Вода в нефти (В/Н) |
Нефть в воде Н/В |
В/Н и Н/В |
Эмульсии III типа имеют повышенное содержание различных механических примесей, плохо разрушаются и составляют основу ловушечных (амбарных) нефтей.
Образование эмульсий обусловлено наличием в естественных молекулах поверхностно-активных веществ полярных или неполярных групп. Полярная группа взаимодействует с водой, а неполярная – с нефтью. Если в дифильных молекулах содержится больше полярной группы, то образуются эмульсии прямого типа (см. рисунок, а), если больше неполярной группы – образуются эмульсии обратного типа (рисунок, б).