- •Взаємозв`язок складу і властивостей нафт. Способи прогнозу наявності нафтової облямівки та газової шапки.
- •1.2 Розрахунок стисливості газів за рівнянням газового стану. ???
- •1.3 Основні параметри бурових промивальних рідин. Способи їх визначення, обладнання.
- •2.1 Основні фізичні та фізико-хімічні характеристики пластових флюїдів. Термобаричні умови існування конденсатів.
- •2.2 Підрахунок запасів родовища нафти статистичним методом за кривими падіння видобутку.
- •2.3 Визначення розчинності вуглеводневих газів в прісній та мінералізованій воді.
- •Хід роботи:
- •3.1 Методи прогнозу фазового стану родовищ. Особливості освоєння нафтогазоносних басейнів. Закон Парето.
- •3.2 Показники неоднорідності пласта-колектора по ємнісно-фільтраційних властивостях і прогноз їх впливу на дебіти. ???
- •3.3 Визначення стисливості пластових вод, насичених та ненасичених вуглеводневими газами.
- •4.1 Класифікація нафтових і газових родовищ за запасами. Визначення генезису компонент газових сумішей неізотопними методами.
- •4.2 Принципи підрахунку запасів вуглеводнів методом матеріального балансу.
- •4.3 Визначення в`язкості води. Поправки за температуру, мінералізацію та тиск.
- •5.1 Використання просторових змін властивостей газів та конденсатів з метою вирішення нафтогазопромислових задач.
- •1. Північний Кавказ.
- •5.2 Порядок побудови карти контурів нафтогазоносності покладу з нахиленими внк та гнк та карти ефективних нафтогазонасичених товщин пласта.
- •5.3 Обчислення питомої ваги, об`ємного коефіцієнта та усадки нафти для пластових умов.
- •Хід виконання лабораторної роботи
- •6.1 Запечатування, руйнування та оновлювання покладів. Вплив стану покладу на пластову енергію та вибір режиму розробки.
- •6.3 Наближений розрахунок в`язкості в пластових умовах.
- •Хід виконання лабораторної роботи:
- •7.1 Зміна властивостей флюїдів в процесі розробки родовищ. Використання даних про зміну фізико-хімічних властивостей конденсатів.
- •7.2. Побудова карти приведених ізобар родовища та її інтерпретація.
- •7.3 Розрахунок початкових пластових тисків нафтогазоносного горизонта відносно умовного нульового рівня. Початкові умови
- •Рішення.
- •8.1 Геохімічні методи виявлення нафтових облямівок і газових шапок та контролю за переміщенням внк. Оцінка ймовірності випадіння парафіну в пласті і в свердловині.
- •8.2. Принципи підрахунку запасів вуглеводнів об`ємним методом.
- •8.3 Фонтанний спосіб експлуатації свердловин. Порядок визначення вибійного тиску по індикаторних кривих і діаграмах.
- •Хід виконання лабораторної роботи:
- •9.1 Нафтогазогенераційний потенціал осадових басейнів. Ізотопні дані в нафтогазопромисловій геології.
- •Ізотопні дані в нафтогазовій геології
- •9.2 Принципи підрахунку запасів вуглеводнів статистичним методом.
- •Перший статистичний спосіб (по кривих видобутку).
- •Представлення кривих падіння видобутку гіперболічною функцією
- •Другий статистичний спосіб (за характеристиками витіснення продукції водою)
- •9.3 Глибиннонасосний спосіб експлуатації свердловин. Розрахунок вибійного тиску та обводненості продукції.
- •10.1 Бітумінозність порід. Генетичні типи керогена. Нафтогазоматеринські світи.
- •10.2 Розрахунок коефіцієнту стисливості реальної газової суміші.
- •10.3 Поняття гідродинамічної недосконалості свердловин. Види недосконалості, розрахунок коефіцієнтів c1 I c2 за графіками Щурова. Приведений радіус свердловини.
- •Хід роботи Визначення коефіцієнтів с1 і с2 за графіками Щурова
- •Розрахунок приведеного радіуса досконалої свердловини
- •11.1 Джерела пластової енергії. Вплив змочуваності порід на рух пластових флюїдів. Гідрофільність та гідрофобність колекторів.
- •11.2 Перерахунок об`ємів, молекулярних мас і густин флюїду в пластові умови за рівнянням газового стану.
- •11.3 Коефіцієнт додаткових фільтраційних опорів (скін-ефект). Способи оцінки, приклад визначення.
- •12.1 Режими роботи нафтових та газових покладів. Системи розміщення розвідувальних, видобувних та нагнітальних свердловин.
- •12.2 Оцінка масштабів міграції вуглеводнів по газовому фактору і сухості газу.
- •12.3 Гідрогазодинамічні дослідження свердловин. Усталений режим. Лабораторне моделювання, послідовність визначення характеристик свердловини та пласта по модельних даних.
- •13.1 Системи розробки покладів: принципи вибору, особливості реалізації.
- •Система згори-вниз
- •Розробка знизу-вгору
- •Комбінована система розробки
- •13.2 Діагностика фазового стану родовищ за вільними і супутніми газами. Використання критеріїв прогнозу.
- •13.3 Усталений режим роботи свердловини. Інтерпретація індикаторних діаграм, складання рівняння припливу флюїду.
- •Дослідження свердловини на усталених режимах роботи
- •Пружна енергія породи та флюїда
- •14.1 Геометризація покладів нафти і газу. Показники мікро- та макронеоднорідності продуктивних пластів-колекторів.
- •14.2 Визначення рт-умов збереженості газогідратів певного компонентного складу.
- •14.3 Режим неусталеного припливу флюїду. Типи кривих припливу і їх інтерпретація. Поняття інтерференції свердловин.
- •15.1 Категорії та класи запасів і ресурсів. Методи підрахунку запасів і принципи кількісної оцінки ресурсів.
- •15.2 Класифікація водорозчинених газів по компонентному складу, визначеному в лабораторії. Вертикальна зональність вод по розчинених газах .
- •15.3 Нестаціонарний режим роботи свердловини. Квт, розрахунок характеристик пласта і свердловини.
- •16.1 Методи оцінки ресурсів за ступенем розвіданості надр в Україні та за кордоном.
- •16.2 Кількісні характеристики неоднорідності шаруватого середовища.
- •16.3 Інтерпретація досліджень свердловини, що експлуатує декілька продуктивних прошарків. Розрахунок міжпластових перетоків флюїду.
- •17.1 Підрахунок запасів газу та конденсату. Підрахункові плани.
- •17.2 Нормальні, типові і зведені геологічні розрізи. Кореляція пластів-колекторів.
- •17.3 Компресорний спосіб експлуатації свердловин. Обмежений і необмежений відбір флюїду.
- •18.1 Порядок підготовки родовищ України до підрахунку запасів. Гео-1–3.
- •18.2 Температурні режими покладів і теплові ефекти, пов`язані з розробкою. Ефект Джоуля-Томсона.
- •18.3 Порядок обчислення норми відбору нафти з свердловини (необмежений відбір).
- •19.1 Лабораторні та розрахункові методи урахування стисливості реальної суміші газів.
- •19.2 Температурне поле нафтового і газового пласта. Теплові методи нафтовіддачі - ???
- •19.3 Порядок обчислення характеристик рухливої водонафтової суміші в свердловині. Визначення густини та уявної динамічної в`язкості суміші.
- •Хід лабораторної роботи:
- •20.1 Структура і функції нафтогазопромислової геологічної служби.
- •20.2 Геометризація покладів нафти і газу. Визначення границь колекторів і покладів.
- •20.3 Особливості структури і властивостей рухливих водонафтових сумішей в свердловині.
- •21.1 Діагностика водоприпливів в свердловину. Способи ізоляції працюючих пластів.
- •21.3 Температурний градієнт, температурна ступінь. Визначення очікуваної пластової температури.
8.2. Принципи підрахунку запасів вуглеводнів об`ємним методом.
Це найбільш універсальний метод підрахунку запасів. Він може застосовуватись на любій стадії розвіданості покладів нафти. Недолік – громіздкість і оперування значною кількістю нерівноточних параметрів. Суть обʼємного методу підрахунку запасів вільного газу полягає у визначенні обʼєму порового простору пласта-колектора у межах залягання газу в газових шапках.
Підрахункові параметри залежать не тільки від обʼєму порового простору, а і від фізичних властивостей і хімічного складу природного газу. Також враховуються площа нафтогазоносності, нафтогазонасичена товщина і обʼєм нафтогазонасичених порід, середній коефіцієнт нафтогазонасиченості. Для газу враховуються початкові і поточні пластові тиски з вказуванням умов їх замірів, середній вміст конденсату, поправки на температуру.
Сутність даного методу при підрахунку запасів нафти полягає у визначенні кількості нафти, яка приведена до стандартних умов, у вирахуваному корисному об`ємі порожнинного простору колектору.
Для підрахунку застосовується формула:
Q = F × h × m × βн × ρн × θ × Кн ,
де Q – видобувні запаси нафти (кількість нафти у поверхневих умовах), т; F – площа нафтоносності підрахункового об'єкта, м2; h – ефективна нафтонасичена товщина пласта, м; m – коефіцієнт відкритої пористості; βн – коефіцієнт нафтонасиченості пласта; ρн – густина нафти у поверхневих умовах, кг/м3; Кн – коефіцієнт нафтовилучення; θ – перерахунковий коефіцієнт.
Підрахунок запасів конденсату проводиться на основі даних про загальні запаси газу і потенціальний вміст конденсату (С5+ вищі). Добуток загальних запасів газу і потенціальноговмісту конденсату характеризує величину загальних запасів конденсату.
8.3 Фонтанний спосіб експлуатації свердловин. Порядок визначення вибійного тиску по індикаторних кривих і діаграмах.
Вибійний тиск – тиск на вибої працюючої нафтової, водяної чи газової свердловини. Тиск на вибої (коли свердловина заглушена) свердловини називається пластовим тиском. Точно та достовірно виміряють вибійний тиск за допомогою глибинного манометра, що являється вимірювальним засобом для визначення тиску (флюїду) на вибої та по стовбуру експлуатаційних свердловин. Манометри застосовують при дослідженні пластів, свердловин, для контролю тиску при розробці нафтових й газових родовищ.
Оскільки продуктивні пласти ніколи не бувають горизонтальними, то гідродинамічні розрахунки забійних та пластових тисків зазвичай вираховують стосовно будь-якої горизонтальної площині, при цьому враховується тиск стовпа рідини між цією площиною і забоєм даної свердловини. Тому розрізняють істинні та наведені вибійні тиски.
Стосовно фонтанного видобування нафти:
Фонтанний спосіб експлуатації дозволяє добувати із свердловин найбільшу кількість нафти при найменших затратах. Тому однією із головних задач при експлуатації свердловин цим способом є забезпечення можливості ділильного фонтанування свердловин, що зв’язане з раціональним використанням енергії пласта шляхом забезпечення високого ККД роботи фонтанного підйомника – це спосіб експлуатації свердловин, при якому підйом нафти на поверхню здійснюється за рахунок пластової енергії. Розрізняють природне і штучне фонтанування. Свердловина, яка експлуатується таким способом, називається фонтанною і обладнується ліфтовою колоною труб і фонтануючою арматурою, а також аварійними клапанами для запобігання нещасних випадків (правда не завжди успішно).
Продукція фонтанної свердловини прямує в ємкості (газові сепаратори), де газ відокремлюється від нафти. У залежності від умов розробки, характеристики продуктивного пласта та інших чинників геологічного, технічного і економічного характеру фонтанне видобування нафти може вестися протягом всього періоду експлуатації даного родовища або тільки його частині з подальшою заміною його на механізований спосіб видобутку.
Вихідні дані: Фонтанні труби не досягають пласта. Глибина спуска труб (башмака) 3800 м. Діаметр обсадних труб 139,7мм або 5,5ʹʹ (дюймів). Середина фільтра відповідає середній лінії пласта і знаходиться на глибині 3990 м. Густина газу по повітрю 0,710. Затрубний тиск 110 ат. Дебіт нафти 1 л/с. Газовий фактор 330 м3/м3 . Тиск у башмака колони 125 ат. Питомий коефіцієнт розчинності 0,90 м3/м3 на 1 атмосферу. Визначити вибійний тиск Р виб .