
- •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.
3.3 Визначення стисливості пластових вод, насичених та ненасичених вуглеводневими газами.
Стисливість води є функцією зовнішнього тиску і температури. При будь-якому фіксованому тиску стисливість спочатку знижується з підвищенням температури від кімнатної до приблизно 55 ° С, де вона досягає мінімуму, а потім, з подальшим зростанням температури, безперервно підвищується.
При будь фіксованій температурі стискальність знижується із зростанням тиску. Коефіцієнт ізотермічної стисливості визначається наступним виразом:
де V1; та V2 - обсяги води при тисках р1 і
р2. Ставлення V2/V1 • - відносне збільшення
об'єму води при зменшенні тиску від р2
до р1.
Стисливість води зменшується, коли вода містить розчинені вуглеводневі гази.
Щоб дізнатися стисливість води, спершу необхідно:
Спершу, використовуючи графік, за пластовими умовами тиску 2500 та температурі 92 F розрахункова стисливість води становить 2,95*10-6 (фунт/ дюйм2)-1
|
|
|
Також, щоб перевести F y C, можна вихідне число – 32 *5/9;
Щоб перевести C y F, треба вихідне число*9/5 + 32
Потім розраховувати V2/V1 за формулою: V2/V1 = [1 –(2,95*10-6):(р2 – р1) ]
Стисливість води зменшується, коли вода містить розчинені вуглеводневі гази. Тому, згідно із формулою
Білет 4
4.1 Класифікація нафтових і газових родовищ за запасами. Визначення генезису компонент газових сумішей неізотопними методами.
Класифікація газових родовищ за запасами. За запасами газу в млрд м3 вільних газів і нафти в млн. т виділяють скупчення
Унікальні – над 500; Те саме й для нафти в млн.т.
Найкрупніші (найбільші) – 100-500
Крупні (великі) – 30 -100
Середні - 10-30
Дрібні - 3-10
Дуже дрібні - 1-3
Найдрібніші до 1
Гази атмосфери і літосфери мають змішаний генезис. Для окремих газів існують прийоми визначення їх походження. Прасолов увів в обіход спеціальну формулу, щоб визначати частку мантійного компонента б-якого газа, який знаходиться в асоціації з гелієм.
Х м / х = m M / [ m M + (1 – m) K ], де х – вміст в асоціації газу, генезис якого визначається, окремого компонента, наприклад метану; Хм – вміст мантійногенного компонента в в складі газу ( в нашому прикладі метану); m – частка мантійного гелію; M – відношення концентрацій досліджуваного газу (метану) і гелію в мантії; за розрахунками і жаними геохімічних методів; К – відношення концентрацій тих же газів в земній корі.
Не дивлячись на приблизність вихідних даних, по окремих газах розрахунки за цією формулою дозволили одержати вірогідні результати. Тобто, одержані результати не суперечать іншим космо- і геохімічним даним та теоретичним моделям.
Є методи оцінки умовного віку газів у водногазових розчинах. Запропоновані в 30-х Савченко та Козловим. Засновані на визначенні вмісту гелію і природних радіоактивних елементів, при розпаді яких за певний час в породі утворюється відповідна кількість радіогенних газів, у тому числі гелій. При цьому враховуються колекторські й інші властивості породи, які впливають на перехід гелію у водний розчин та міграцію. Методи неодноразово вдосконалювались. Наприклад, в розрахункові формули вводились вмісти аргону, який вважався атмогенним. Гелій-аргоновий метод зараз визнається об`єктивним способом розрахунку відносного віку природних газових сумішей. Однак у випадках відкритих геохімічних систем він дає значні похибки.
*Вміст атмосферного азоту в природній суміші газів.N2 атм (%) = [Аr атм / N2 сум ] / 2,5,
Де Аr атм – вміст аргону в атмосфері; N2 сум – вміст азоту в пробі; 2,5 – коефіцієнт, який дорівнює відношенню концентрацій аргону й азоту (поділеного на 100), що розчинені у морській воді. Формула враховує, що атмосферне повітря потрапляє в осадову товщу головним чином шляхом розчинення в морській воді і подальше захоронення в осадах..
*Вміст «умовно біогенно-глибинного азоту N2 бг» в суміші газів, відібраних у приповерхневих умовах: Приймається, що загальна кількість азоту складена з компонент атмосферного та біогенного походження: N2 сум = N2бг + N2 атм;
За допомогою цієї формули іще кількох інших, можна оцінити, яка частка атмосферного повітря або азоту потрапила в глибинну пробу, відібрану в свердловині. Таке відбувається, коли розгерметизувався пробовідбірник, або відбулося підсмоктування атмосферного повітря під час переведення проби в лабораторну тару.