Учет показателей работы скважин. Документация. 1 страница

Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах. Эти документы:

· эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины);

· карточка нагнетательной скважины;

· карточка по исследованию скважины;

· паспорт скважины.

В эксплуатационной карточке добывающей скважины отмечаются:

· ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде;

· газовый фактор;

· часы работы и простоя скважины, причины простоя;

· изменения способа эксплуатации;

· характеристики оборудования или режима его работы.

· За каждый месяц подводятся итоги:

· фиксируется добыча нефти;

· добыча воды;

· обводненность месячной продукции;

· число часов работы и простоя;

· среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти;

· значения среднего газового фактора.

В карточке нагнетательной скважины записывают:

· ежедневно приемистость скважины;

· давление нагнетания воды (или другого агента);

· число часов работы и простоя;

· причины простоя.

Фиксируют показатели работы нагнетательной скважины за месяц:

· количество закачанной воды;

· число часов работы и простоя;

· среднесуточную приемистость;

· среднее давление на устье скважины.

В карточку по исследованию скважины вносят:

· дату и вид исследования (замеров);

· данные о режиме работы скважины и внутрискважинного оборудования в период исследования;

· глубину и продолжительность замера;

· тип прибора;

· результаты проведенных замеров.

Паспорт скважины – основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащийследующие данные:

· общие сведения (назначение скважины, ее местоположение (координаты), альтитуда устья, даты начала и окончания бурения, способ бурения, глубина забоя, целевой горизонт, дата ввода в эксплуатацию);

· геолого-технический разрез скважины (литолого-стратиграфическая колонка, основные кривые геофизического комплекса исследований скважины, схема ее конструкции, характеристика кривизны);

· характеристику продуктивных пластов и фильтра (глубина кровли и подошвы пластов, интервалы перфорации, характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее плотность);

· результаты освоения скважины (вскрытый пласт, начало освоения, среднесуточные показатели за первые 30 дней работы: способ эксплуатации, дебиты по нефти, газу, жидкости, воде, показатели давления, коэффициент продуктивности);

· физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта (описание пород, коэффициенты пористости, проницаемости, нефтегазоводонасыщенности, неоднородности, положение ВНК (ГНК, ГВК);

· результаты исследования пластовой и поверхностной нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб);

· характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях);

· характеристику способов эксплуатации (способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая характеристика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы);

· аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (данные о технических дефектах скважины, характеристика проведенных ремонтных работ, изменения в конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя).

Паспорт содержит сводную таблицу работы скважины, месячные и годовые показатели (из карточки скважины), а так же суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.

Для обобщения результатов эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки составляются следующие документы:

· геологический отчет по эксплуатации скважин;

· карта текущего состояния разработки;

· карта суммарных отборов и закачки по скважинам;

· технологический режим работы скважин.

Названные документы используют для обоснования мероприятий по регулированию разработки.

Геологический отчет по эксплуатации скважин составляют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей – по добывающим и по нагнетательным скважинам. Скважины группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом.

Карту текущего состояния разработки обычно строят ежеквартально. Для построения карты используют план расположения точек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности продукции (1 % обводненности – 3,6°). Для наглядности части круга закрашивают разными цветами: нефть и газ показывают в желто-коричневых тонах, с дифференциацией окраски по способам эксплуатации, попутную и нагнетательную воду – в сине-зеленых тонах с дифференциацией окраски по характеру воды (пластовая, нагнетаемая, чужая).

Карту суммарных отборов и закачки по скважинам составляют обычно один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации.

Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки. В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.

Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом. Показатели добычи нефти и газа по объекту в целом отражаются в двух главных документах – в паспорте объекта разработки и на графике разработки.

В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие промыслово-геологическую характеристику эксплуатационного объекта, проектные и фактические показатели разработки. Геологическая характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объекта:

· средние параметры объекта до начала разработки;

· свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности;

· свойства газа;

· свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность, жесткость, содержание анионов и катионов);

· данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые, конечный коэффициент извлечения нефти, дата утверждения запасов);

· данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент извлечения нефти).

Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объекта по последнему утвержденному проектному документу. С принятием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются. При этом приводятся максимальная годовая добыча нефти (газа), жидкости и годы их достижения: максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения; основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; количество резервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин; средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воздействия; основной способ эксплуатации скважин.

Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде таблицы, в которой отражаются:

· добыча нефти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов;

· добыча нефти с начала разработки в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов;

· текущий коэффициент извлечения нефти;

· добыча воды за год и с начала разработки в тоннах;

· среднегодовая обводненность продукции в процентах;

· добыча жидкости за год и с начала разработки в м³ в переводе на пластовые условия;

· закачка воды за год в м³ и в процентах годового отбора жидкости в пластовых условиях;

· закачка воды с начала разработки в м³ и в процентах накопленной с начала разработки жидкости в пластовых условиях;

· добыча попутного газа за год в м³;

· средний газовый фактор; фонд добывающих скважин;

· фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закачкой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации);

· число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, – добывающих, нагнетательных;

· число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда; число специальных скважин; средний дебит одной новой добывающей скважины; среднее пластовое давление на конец года в начальном контуре нефтеносности и в зоне отбора.

Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатационному объекту.

График разработки (рис. 7.2) составляется для эксплуатационного объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику основных годовых показателей разработки.

На графике приведены кривые изменения добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления.

При необходимости сравнения графиков разработки различных объектов годовую добычу нефти и жидкости приводят в видетемпов разработки. При этом на оси абсцисс откладывают не время (годы), а коэффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добычи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каждого объекта отмечают границы между стадиями разработки.

Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенствованию.

7.3. Анализ разработки эксплуатационных объектов

Геолого-промысловое изучение объекта разработки и систематизация во времени основных показателей разработки позволяют провести качественный анализ разработки эксплуатационных объектов. Основная цель анализа разработки – получение данных о том, соответствует ли текущая и конечная нефтеотдача объекта потенциальной, и выявление при этом величины и положения остаточных запасов и соответствия проектной и фактической нефтеотдачи.

Схема анализа разработки эксплуатационных объектов как при текущей работе, так и при оценке эффективности методов повышенной нефтеотдачи включает:

· уточнение подсчетных параметров;

· уточнение запасов по анализируемому объекту и его участкам;

· детальную характеристику геологической неоднородности и физико-химических свойств анализируемого объекта и его участков;

· идентификацию анализируемых объектов по геолого-физическим свойствам и ранжирование по геологической неоднородности;

· прогноз конечной нефтеотдачи;

· сопоставление фактической величины текущей и конечной нефтеотдачи с прогнозной и оценкой влияния ранжирования по геологической неоднородности и особенностей технологии разработки.

Поясним некоторые блоки данной схемы. При детальной характеристике геологической неоднородности необходимо определить, к какому иерархическому уровню объект можно отнести и, соответственно, охарактеризовать его с помощью параметров геологической неоднородности. В зависимости от принятой системы разработки и особенностей геологического строения на одном и том же объекте могут быть участки, относящиеся к различным иерархическим уровням.

Идентификация анализируемых объектов и ранжирование по геологической неоднородности проводятся для того, чтобы распределить их в порядке возрастания или убывания потенциальной нефтеотдачи, которая в. основном определяется геолого-физическими свойствами. Идентификация и ранжирование могут осуществляться с помощью экспертных оценок, ранговой корреляции по ряду признаков и с помощью методов распознавания образов при факторном анализе.

Конечная нефтеотдача (начальные извлекаемые запасы) может прогнозироваться с помощью экстраполяционных промыслово-статистических методов С.Н. Назарова, Г.С. Камбарова, М.И. Максимова, И.Г. Пермякова и других.

Названные методики дают достаточно хорошие результаты при высокой обводненности продукции и небольшом интервале экстраполяции. При нарушении этих условий промыслово-статистические методы прогноза нефтеотдачи имеют большие погрешности. Более совершенными для прогноза текущей и конечной нефтеотдачи являются адаптационные геолого-промысловые модели (АГПМ).

Модели данного типа позволяют оценить потенциальную нефтеотдачу на любой стадии разработки.

На заключительном этапе анализа сопоставляют фактическую и потенциальную нефтеотдачу анализируемых объектов и сравнивают с ранжированными значениями геологической неоднородности. При подобном сопоставлении могут быть следующие варианты.

1. Ранжированные значения нефтеотдачи совпадают с ранжированными значениями геолого-физических параметров, а фактическая нефтеотдача близка к проектной. При этом фактическая нефтеотдача будет близка к потенциальной.

2. Ранжированные значения нефтеотдачи не совпадают с ранжированными значениями геолого-физических параметров. Это может быть связано с перетоками нефти по отдельным участкам объекта разработки или оттоком нефти в выше- или нижележащие пласты. Данное предположение должно быть проверено с помощью комплексного сопоставления промысловых и гидродинамических исследований. При отсутствии перетоков отклонение в показателях разработки может быть обусловлено несовершенством системы разработки.

Основными элементами системы разработки, влияющими на отклонения показателей разработки, являются система заводнения и плотность сетки скважин. Совершенствование системы заводнения может заключаться в увеличении давления нагнетания и расхода рабочего агента, в переходе на избирательное или площадное заводнение. При совершенствовании системы размещения и плотности сетки скважин необходимо добиваться оптимальной плотности сетки. При этом правильнее пользоваться не площадной, а объемной характеристикой плотности сетки скважин, выраженной в балансовых запасах, приходящихся на одну скважину. При оптимальной плотности сетки скважин нефтеотдача близка к потенциальной и дальнейшее уплотнение не приводит к повышению нефтеотдачи. При превышении балансовых запасов на скважину оптимальной величины значительно снижаются величины текущей и конечной нефтеотдачи. Оптимальная величина запасов на одну скважину уменьшается с увеличением вязкости нефти и ростом геологической неоднородности

7.4. Методы регулирования разработки эксплуатационных объектов

На основе анализа и контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений выявляются расхождения между фактическими и проектными показателями разработки, что служит основой для осуществления мероприятий по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и служит регулированием разработки эксплуатационных объектов нефтяных и газовых месторождений, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки. Регулирование разработки в каждом конкретном случае представляет собой сложную задачу, требующую как детального учета геологического строения объекта разработки и физико-химических свойств флюидов, так и текущего состояния разработки на момент начала регулирования.

Основная задача регулирования заключается в достижении равномерности выработки запасов углеводородов и создании таких режимов разработки, которые замедляют снижение скорости изменения фазовой проницаемости для нефти и газа. Разработка регулируется в основном с помощью гидродинамических методов.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относятся.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласт веществ вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

В скважинах эксплуатирующих неоднородные низкопроницаемые пласты, возможности применения регулирования с помощью изменения режимов довольно ограничены, так как продуктивность и дебиты скважины обратно пропорциональны неоднородности пласта. В скважинах, эксплуатирующих однородный пласт с высокой проницаемостью, с помощью режимов работы скважины можно менять дебиты в широких пределах.

2. Общее и главным образом поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

Технически поставленная задача может достигаться проведением дополнительной перфорации, гидропескоструйной перфорацией, дренированием пласта горизонтальными каналами и др.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания или снижение давления нагнетания вплоть до давления ниже давления насыщения, что приводит к использованию запаса энергии растворенного газа.

4. Изменение направления фильтрационных потоков в неоднородных пластах, что приводит к вытеснению нефти из тупиковых зон и полулинз. В однородных пластах изменение фильтрационных потоков, особенно вблизи нейтральных линий тока, ведет к увеличению градиентов давления и расформированию застойных зон.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождений, относят следующие.

1. Очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт агентов через специально пробуренные нагнетательные скважины, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки объектов.

2. Установка в скважине пакерного оборудования с целью частичного разукрупнения объектов разработки.

3. Форсированный отбор жидкости (ФОЖ). ФОЖ – один из методов регулирования разработки на поздней стадии, не требующий изменения системы разработки. Его также называют методом увеличения нефтеотдачи. При его использовании, как правило, прирост добычи нефти выше, чем прирост добычи воды. Механизм эффекта при ФОЖ объясняется преодолением капиллярных сил, вытеснением нефти из неоднородных слоистых пластов, преодолением эффекта электрокинетического торможения.

Каждый из названных выше методов регулирования воздействия на объект разработки в зависимости от конкретных геологических условий может, в свою очередь, реализовываться десятками различных вариантов.

Контрольные вопросы к главе 7

1. Основные показатели состояния разработки эксплуатационного объекта.

2. Стадии разработки нефтяного эксплуатационного объекта.

3. Что такое паспорт скважины?

4. Что собой представляет карта текущего состояния разработки?

5. Что приведено на графике разработки?

6. Каким образом можно прогнозировать конечную нефтеотдачу?

7. В чем заключается основная задача регулирования разработки эксплуатационного объекта?

Глоссарий (термины и определения)

Абсолютная проницаемость – проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней.

Водонефтяной фактор – отношение накопленных при разработке эксплуатационного объекта на любую дату отборов воды и нефти (определяемое в зависимости от решаемых задач в поверхностных или пластовых условиях).

Внешний контур – проекциялинии пересечения контакта с верхней поверхностью пласта, внутренний - с нижней поверхностью.

Вязкость или внутреннее трение – свойство жидких, а также газообразных и твердыхтел оказывать сопротивление их течению – перемещению одного слоя тела относительно другого – под действием внешних сил.

Газовый фактор – количественное соотношение газообразной и жидкой (или твердой) фаз, полученное в результате любой дегазации пластовых жидкостей газов (или пород). В большинстве случаев газовый фактор характеризует отношение объемов природного газа к объему или массе дегазированной нефти, конденсата или воды.

Газогидратная залежь – это залежь, в которой природный газ в земной коре при соответствующих давлении и температуре соединился с поровой водой и перешел в твердое гидратное состояние.

Газоконденсатный фактор – отношение объема или веса конденсата к приведенному к нормальным условиям объему свободного газа в составе пластового газа, т.е. величина, обратная значению газового фактора пластового газа.

Газонапорный режим – это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти – газовый фактор, полученный при максимальной дегазации глубинной пробы нефти.

Геологическое тело – часть геологического пространства, ограниченная геологическими границами. Для выделения геологического тела достаточно указать его границы.

Геологоразведочный процесс – это совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности работ по изучению недр, обеспечивающих подготовку разведанных запасов нефти, газового конденсата и природного газа для промышленного освоения.

Геостатическое давление –давление, оказываемое на пласт весом вышележащей толщи горных пород, величина которого зависит от мощности и плотности пород.

Геотектоническое давление – давление, возникающее в пластах в результате непрерывно-прерывистых тектонических процессов, особенно характерно для тектонически активных областей.

Геотермический градиент ∆Г – величина, характеризующая изменение температуры на 100м вертикального разреза.

Гидростатическое пластовое давление – это давление в пласте коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.

Горное давление Р_гор – давление на пласт, являющееся следствием суммарного влияния геостатического и геотектонического давлений. Давление в жестком каркасе пород, их матрице, оно передается и жидкости, заполняющей пустотное пространство пород.

Гравитационный режим – режим нефтяной залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием силы тяжести самой нефти.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

Динамическая пористость –учитывает тот объем нефти, который будет перемещаться в процессе разработки залежи.

Динамическая вязкость – сила сопротивления перемещению слоя газа или жидкости площадью 1см² на 1см со скоростью 1см/сек; измеряется в пуазах.

Залежь – естественное скопление нефти, газа, газоконденсата в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород. Единичное скопление нефти, газа, газоконденсата в какой-либо пористой горной породе (коллекторе).

Запасы нефти, газа, конденсата – это весовое количество нефти и конденсата или объемное количество газа на дату подсчета в установленной залежи, приведенные к поверхностным условиям.

Инклинометрия – метод контроля за пространственным положением оси скважины. Измеряют угол ее отклонения от вертикали (зенитный угол) и магнитный азимут проекции оси скважины на горизонтальную плоскость.

Искусственно введенная или техногенная вода –это вода, попадающая в нефтеносный (газоносный) пласт в результате процессов, связанных с бурением скважин, их ремонтом, а также с разработкой месторождения (закачка вод для поддержания пластового давления, введение различных растворов при других методах воздействия на пласт и т.п.)

Кавернозность – наличие в горной породе пустот (каверн) различной формы.

Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к удельному весу, измеряется в стоксах.

Коллектор – горная порода, обладающая способностью вмещать жидкости и газы и пропускать их через себя при наличии перепада давления. Горная порода, способная аккумулировать и отдавать флюиды при определенных условиях.

Коэффициент водонасыщенности k_в –отношение объема связанной (остаточной) воды к объему порового пространства в нефтегазонасыщенной части пласта.

Коэффициент вытеснения нефти водой k_выт – это отношение объема нефти, вытесняемого после продолжительной промывки из образца породы, к начальному содержанию нефти в нем. Предельная величина нефтеотдачи, которую можно достигнуть с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы.

Коэффициент заводнения k_зав – отношение объема промытой части пустотного пространства продуктивного пласта, охваченного процессом вытеснения, к общему объему пустот этого пространства, первоначально насыщенного нефтью.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) η – это отношение извлекаемых запасов Q_н.извл к геологическим запасам нефти Q_н.геол.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) η – относительная величина, показывающая, какая часть геологических запасов нефти может быть извлечена из недр при разработке залежи с применением современной апробированной технологии и техники добычи до предела экономической рентабельности с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.

Коэффициент нефтенасыщенности k_н (газонасыщенности k_г) – отношение объема нефти (газа), содержащейся в порах (пустотах) пласта, к общему объему всех пор (пустот) нефтеносного (газоносного) пласта в пластовых условиях.

Коэффициент охвата заводнением k_охв – это отношение пустотного объема пласта, охваченного процессом фильтрации, ко всему пустотному объему пласта.

Коэффициент разгазирования нефти – количество газа, выделяющееся из единицы массы или объема нефти при снижении давления на единицу.

Коэффициент растворимости – количество газа, растворенного в единице массы или объема нефти при увеличении давления на 0,1 МПа.

Ловушка – часть природного резервуара, в которой, благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Литологическая ловушка – ловушка, образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.

Магниторазведка – геофизический метод изучения геологического строения земной коры и разведки полезных ископаемы, основанный на изучении геомагнитного поля.

Массивный резервуар – мощные (несколько сот метров) толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Месторождение – совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой.

Минерализация воды – суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов (г/100 или г/л раствора). Меняется от менее 1г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы).

Начальное (статическое) пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа.

Нефть – природная смесь углеводородов метанового (С_nH_2n+2), нафтенового (С_nH_2n) и ароматического (С_nH_2n-2) рядов с примесью (обычно незначительной) сернистых, азотистых и кислородных соединений.

Дата добавления: 2014-11-29