Влагометрия скважины - определение содержания воды в жидкости, заполняющей ствол скважины. Для этой цели применяется скважинный влагомер, основанный на измерении частоты генератора с С-контуром, между обкладками конденсатора которого, находится исследуемая жидкость. Емкость конденсатора, а следовательно, и частота генератора изменяется в зависимости от диэлектрических свойств жидкости.
Поскольку диэлектрические свойства нефти и воды (пластовой или нагнетаемой) различны, удается определить положение водонефтяного раздела в стволе скважины и оценить содержание воды в водонефтяной смеси, поступающей из пласта. Метод применяется в основном при контроле за эксплуатацией нефтяных месторождений.
Внешний резервуарный парк - технологический пункт, не имеющий непосредственного контакта с магистральным трубопроводом. Сдача нефтепродуктов во внешний резервуарный парк производится из резервуарного парка перекачивающих станций или конечных пунктов. Внешний резервуарный парк всегда принадлежит организации, не являющейся структурным подразделением компании.
1reast/board/v/vneshnij_rezervuarnyj_park/3-1-0-491Внешний резервуарный парк
Внутритрубная диагностика - комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах и техническом состоянии стенки трубопровода с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля; определение на основе этой информации наличие места и характера дефектов; определение безопасны режимов эксплуатации трубопровода или необходимости его ремонта с точной локализацией мест проведения.
Для проведения диагностики используются следующие типы ВИП: WM- ультразвуковой дефектоскоп WM; МДСкан- магнитный дефектоскоп MFL; CDL- ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан СD» с носителем датчиков для выявления дефектов с продольной ориентацией; CDС- ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан СD» с носителем датчиков для выявления дефектов с поперечной ориентацией; CDS- ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан СD» с носителем датчиков для выявления дефектов в спиральных сварных швах; ДКК– диагностический комплекс комбинированный, состоящий из двух секций: магнитной - MFL и ультразвуковой - WM+CD; ДКУ– ультразвуковая секция (WM+CD) прибора ДКК; ДКМ– магнитная секция (MFL) прибора ДКК.
Водогазовое воздействие - закачка в нефтяной пласт воды и газа (углекислого, углеводородного или других) для поддержания пластового давления, повышения нефтеотдачи и темпов отбора нефти.
Водонасыщенность остаточная - (коэффициент остаточной водонасыщенности) — отношение объема остаточной воды в горной породе к объему ее открытого пустотного пространства, выражается в долях единицы или процентах. Остаточная водонасыщенность зависит от структурных, текстурных особенностей пород-коллекторов, их минералогического состава, физико-химических свойств самой воды и вытесняющих ее нефти и (или) газа.
Наиболее гидрофильными являются глинистые минералы, менее гидрофильны кварц и карбонаты. Поскольку в терригенных коллекторах обычно присутствует примесь глинистых минералов, остаточная водонасыщенность в них выше, чем в карбонатных. Уменьшению остаточной водонасыщенности способствует гидрофобизация поверхности зерен, слагающих горную породу, за счет поверхностно-активных компонентов нефтей, таких как асфальтены, смолы, нафтеновые кислоты.
Остаточная водонасыщенность коллектора варьирует от единиц до 70 % и более. Остаточная водонасыщенность определяется в лабораторных условиях прямыми и косвенными методами. К прямым - относятся методы, основанные на непосредственном измерении количества воды в образцах с естественной насыщенностью флюидами (дистилляционные методы) или на определении содержания хлоридов в пороге и его пересчете на остаточную водонасыщенность по данным о минерализации остаточной воды (хлоридный). Косвенные методы основаны на моделировании остаточной водонасыщенности, путем вытеснения воды тем или иным способом из предварительно насыщенного образца породы (центрифугирование, капилляриметрия, капиллярная вытяжка и др.).
При подготовке образцов к определению косвенными методами (экстракция, сушка и пр.) часто нарушаются естественные смачивающие свойства минералов и результаты определения остаточной водонасыщенности искажаются. Наиболее правильные результаты получаются при определении остаточной водонасыщенности прямыми методами на образцах из скважин, пробуренных на нефильтрующемся буровом растворе. Коэффициент остаточной водонасыщенности используется при подсчете запасов нефти и газа объемным методом.
Остаточная водонасыщенность равна 1 — kн, где kн — коэффициент нефтенасыщенности.
Возможные запасы - неразработанные запасы нефти и/или газа, которые по обоснованным инженерным соображениям могут быть извлечены из неразведанных структур.
11NeftePedia/board/v/vozmozhnye_zapasy/3-1-0-575Возможные запасы
Вторичное вскрытие - создание каналов гидравлической связи между внутренним пространством эксплуатационной колонны и внешней границей прискважинной зоны области фильтрации скважины