3. Что такое «Анализ разработки»?

Анализ разработки – это многопрофильное исследование и изучение нефтяного месторождения. Основные задачи, решаемые при анализе разработки: уточнение геологической характеристики; изучение технологии разработки; анализ состояния выработки запасов нефти из пластов и участков; оценка эффективности применяемой системы контроля за разработкой и состоянием фонда добывающих и нагнетательных скважин и эффективности мероприятий по регулированию процесса разработки.

4. 29. Как подсчитать запасы газа, растворенного в нефти? Начальные балансовые запасы газа Q н.г., растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Qн.н. и начальному газосодержанию r_о, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании: Q н.г. = Qн.н r_о На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q г.и. оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодо-напорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и начальным газородержанием: Q г.и. = Qн.и. r_о

5.В чем состоит оценка возможности объединения нескольких пластов для совместной эксплуатации?

В процессе проектирования разработки этажи разработки обычно выбираются таким образом, чтобы производительность нижнего (базисного) объекта эксплуатации была гораздо выше производительности верхних (возвратных) объектов. Обычно с целью повышения эффективности разработки, увеличения производительности скважин, снижения капитальных вложений в один эксплуатационный объект объединяется значительное количество продуктивных пластов. При решении вопроса о возможности объединения нескольких пластов для совместной разработки необходимо учитывать пять групп соответствующих факторов: 1) геологопромысловые; 2) технологические; 3) техни­ческие; 4) гидродинамические; 5) экономические.

6. Что такое барьерное заводнение?

Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтя­ной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образу­ется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обяза­тельной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с други­ми его видами или с использованием энергии напора пласто­вых вод.

7.Опишите методы контроля за разработкой эксплуатационных объектов.

Контроль за изменением свойств нефти, газа и воды_в_процессе_разработки.

Контроль изменения свойств нефти в процессе разработки. Контроль за изменением свойств нефти проводится после отбора глубинных проб специальными пробоотборниками.

Kонтроль изменения свойcmв воды в процессе разработки. Контроль изменения свойств воды в процессе разработки осуществляется путем отбора проб глубинными пробоотборниками или на устье скважины с последующим их анализом. Анализы вод производят как в стационарных, так и в полевых гидрохимических лабораториях.

При исследовании вод в первую очередь определяют ионы Сl^- , НСО₃^- , SО₄^2- , Са²⁺ , Mg²⁺ , Na⁺, а также плотность и рН воды.

Контроль изменения свойств газа в процессе разработки. Для определения состава газа пробы его, отобранные глубинными пробоотборниками непосредственно в скважине или из газосепаратора на устье скважины. Для покомпонентного анализа газа, не содержащего конденсат, используют газовые хроматографы. Хроматография заключается в разделении сложных смесей газов на индивидуальные компоненты при их движении вдоль слоя сорбента. Сорбент, находящийся в хроматографической колонке, разделяет сложную анализируемую газовую смесь на временную последовательность бинарных смесей газаносителя с одним из анализируемых компонентов (метаном, этаном, пропаном, бутаном, пентаном, гексаном). После прохождения бинарных смесей через газоанализатор получают хроматограмму -последовательность пик, каждая из которых характеризует содержание определенного компонента в анализируемой смеси в %. Время хроматографического анализа одной пробы газовой смеси на современных хроматографах около 6-8 мин.

Контроль за составом газа при разработке газоконденсатных месторождений нужно проводить дважды - после сепарации газа на нефтепромысле и отделения нестабильного конденсата (на заводе при дальнейшем снижении давления).