- •1.Функції геологічної служби нафтогазопромислів
- •2. Типи керогену, нафтогазогенеруючий потенціал органічної речовини
- •3. Нафтогазоматеринськи світи і інші ймовірні джерела вуглеводнів
- •4. Фізичні властивості порід-колекторів нафти і газу
- •5. Склад і фізико-хімічні властивості нафт
- •6. Склад і фізико-хімічні властивості реальних газів
- •7.Склад і фізико-хімічні властивості конденсатів
- •8. Склад і фізико-хімічні властивості пластових вод
- •9. Гідрофільні та гідрофобні колектори, фазова проникність.
- •10. Показники неоднорідності продуктивного горизонту
- •11. Показники неоднорідності гідродинамічних товщ і їх поєднань
- •12. Відбір, опис та дослідження керну і шламу продуктивних розрізів
- •13. Підземна гідравлика. Визначення розходу та швидкісного напору
- •15. Зміни складу і властивостей флюїдів в покладі, що розробляється.
- •16. Оцінка в`язкості пластової нафти, насиченої і недонасиченої газом
- •17. Визначення розчинності газів у прісній та мінералізованій водах
- •18. Визначення розчинності газу в нафті і коефіцієнтів флюїдонасиченості
- •19. Способи визначення стисливості реальних газів
- •20. Методи визначення пластових термобаричних умов.
- •21. Розрахунки та моделювання фізичних властивостей вуглеводнів у пластових умовах
- •Vдег – об`єм нафти при стандартних умовах після дегазації [4].
- •23.Прогноз фазового стану покладів за вільними та супутніми газами
- •Критерії та ознаки прогнозу фазового складу покладів і родовищ
- •24. Динаміка пластових тисків і рух флюїдів. Карти ізобар
- •Картування границь колекторів
- •Картування границь покладів
- •26. Визначення просування контактів флюїдів та біжучого нафто вилучення
- •28. Призначення свердловин, схеми розміщення, порядок розбурювання пласта
- •30. Методи покращення фільтраційних властивостей при вибійної зони свердловини.
- •31. Обгрунтування норми відбору продукції з свердловини
- •32. Фазовий і компонентній склад продукції нафтової і газової свердловини.
- •33. Розкриття пластів
- •34. Методи освоєння нафтових свердловин
- •35. Методи освоєння газових свердловин
- •36. Пластова енергія та сили, що діють у покладах нафти і газу
- •37. Технологія підтримання пластового тиску закачуванням води
- •. Системи заводнення пластів: а)законтурне; б – приконтурне; в – з розрізанням на окремі площі;
- •Розміщення свердловин при приконтурному заводненні
- •Розміщення свердловин при внутрішньоконтурному заводненні
- •38. Підтримання пластового тиску закачуванням газу
- •39. Баланс енергій у видобувній свердловині
- •40. Фонтанна експлуатація свердловин
- •41. Газліфтна експлуатація свердловин
- •42. Насосна експлуатація свердловин
- •43. Експлуатація газових свердловин.
- •45. Системи розробки родовищ
- •46. Системи розробки покладів нафти
- •47. Проектування розробки нафтового покладу
- •48.Контроль та регулювання розробки нафтового покладу
- •49. Розробка газових родовищ
- •50. Розробка газоконденсатних родовищ .
- •51.Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •52. Розробка газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску
- •53. Режими роботи газових та газоконденсатних покладів
- •Водонапірний режим
- •Пружно-газоводонапірний режим
- •Газовий режим
- •54. Режими роботи нафтових покладів
- •55. Гідродинамічні дослідження свердловин на усталеному режимі
- •Побудова індикаторних діаграм
- •56. Гідропрослуховування
- •В изначення параметрів пласта за допомогою еталонних кривих
- •57. Гідродинамічні дослідження свердловин на неусталеному режимі
- •М етод р.Д.Хорнера
- •М етод дотичної
- •Метод поправочного коефіцієнта ф.А.Трєбіна, г.В.Щербакова
- •64. Поточний ремонт свердловин
- •65. Технологія капітального ремонту свердловин
- •Обстеження та дослідження свердловин
- •Ремонтно-виправні роботи
- •Цементування свердловин
- •Ізоляційні роботи
- •Боротьба з утворенням піщаних корків
- •Зворотні роботи
- •Види аварій та відповідні їм ловильні роботи
- •Зарізування і буріння другого стовбура
- •Випробування колони на герметичність
- •Ліквідація свердловин
- •Методи відновлення та збільшення продуктивних характкристик свердловин
- •Кислотні обробки свердловин
- •Гідравлічний розрив пласта
- •66. Збір та підготовка природного газу до транспортування
- •67. Організація системи збору, обліку, підготовки та транспортування продукції нафтових промислів Призначення та загальна характеристика збору і підготовки нафти
- •Системи збору і транспорту продукції нафтових свердловин
- •Установки для вимірювання і сепарації продукції свердловин.
- •Резервуарні парки і насосні станції
- •Компресорні станції для перекачування попутного газу
- •Внутрішньопромисловий трубопровідний транспорт
- •Підготовка нафти на родовищах до переробки
- •Підготовка попутного газу до транспорту і переробки
- •Підготовка води для заводнення пластів
- •Транспортування нафти і нафтопродуктів на далекі відстані
- •69. Основні фактори, які обумовлюють корозію нафтогазопромислового обладнання
- •70. Захист нафтогазопромислового обладнання від корозії
- •71.Класиф запасів та ресурсів за вивченістю та промисловим значенням
- •72. Підрахункові параметри, вимоги до точності. Підрахункові плани покладів
- •73. Підрахунок запасів вуглеводнів статистичним методом
- •74. Підрахунок запасів вуглеводнів об`ємним методом
15. Зміни складу і властивостей флюїдів в покладі, що розробляється.
Розгланемо спершу нафтові поклади. Властивості нафт при розробці змінюються:
- в процесі переміщення цього флюїду до вибою свердловини;
- в покладі в цілому в результаті фізико-хімічних процесів.
В більшості випадків густина нафт в процесі розробки таких покладів зростає. Основна причина - зміна складу та кількості розчинених вуглеводневих і супутніх газів В процесі тривалої розробки зміни нафт можуть відбуватися також внаслідок таких причин:
втрати легких фракцій, в результаті чого густина збільшується;
окиснення водами (збільшення густини);
адсорбційного очищування породами-колекторами (пониження густини, смоли й асфальтени відстають або переходять в нерухомий стан).
Відомо, що на контакті газів з нафтами першими розчиняються важкі вуглеводні (від пропану і вище), гіршу розчинність мають гази від СН4 (метан) до С4Н10 бутан). В умовах більшого тиску метан і етан розчиняються вже краще. Оскільки в процесі розробки пластовий тиск знижується, першими з нафт дегазується метан. Далі виділяються решта газів, більш розчинних в нафті.
Газові поклади. В газових покладах по глибині спостерігається диференціація вмісту важких вуглеводнів. Їх вміст зростає з наближенням до ГВК. Зазвичай з початку розробки першим відбирається сухіший вуглеводневий газ, з найбільш проникних пластів. Вміст сірководню у процесі розробки зростає в кілька разів. Якщо газові поклади полікомпонентні, то в процесі розробки з падінням пластового тиску з газового розчину випадає сірка, змінюються вмісти гелію, а також азоту, меркаптанів.і ін. Коли розробляється газоконденсатний поклад, відбір газоконденсатної суміші приводить до падіння пластового тиску. З падінням тиску нижче початку конденсації (ретроградна конденсація) частина висококиплячих вуглеводнів виділяється в рідку фазу. Якщо газоконденсатний поклад з початку розробки мав високий пластовий тиск, то конденсат при такому тиску більше збагачений високомолекулярними сполуками більшої густини, тому й густина конденсату буде висока. Із зниженням пластового тиску, наприклад, коли поклад розробляється в режимі поступового виснаження, в рідку фазу починають переходити також низькокиплячі сполуки. При цьому зростає газоконденсатний фактор, зменшується вихід конденсату і зменшується його густина. Розробка покладу супроводжується пониженням в`язкості пластового газу. Це відбувається тому, що газ передає рідкій (конденсатній) фазі частину високомолекулярних (висококиплячих) сполук. Це підвищує текучість газу.
Закономірні зміни властивостей нафт, газів і конденсатів в межах покладів та по розрізу багатопластових родовищ, а також їх зміни в процесі розробки використовують з метою контролю переміщення ВНК.
16. Оцінка в`язкості пластової нафти, насиченої і недонасиченої газом
В'язкість — одна з найважливіших технічних характеристик нафти, що визначає характер процесів її видобування, піднімання на денну поверхню, промислового збирання і підготовку, умови перевезення і перекачування продуктів та ін.
В’язкість пластової нафти - властивість нафти, що визначає ступінь її рухливості в пластових умовах і значно впливає на продуктивність і ефективність розробки покладів. В’язкість пластової нафти різних покладів змінюється від 0,2 до 2000 мПас і більш. В’язкість зменшується з ростом температури, підвищенням кількості розчинених вуглеводневих газів, особливо високомолекулярних; зростає зі збільшенням тиску, підвищенням молекулярної маси нафти та зі збільшенням кількості розчиненого азоту.
В'язкість пластових нафт Визначається впливом двох факторів: виділенням розчиненого газу, що приводить до збільшення в'язкості залишкової нафти, і об’ємним розширенням нафти при зниженні тиску, що приводить до зменшення в'язкості. Великий вплив має перший фактор. Підвищення температури викликає зменшення в'язкості нафти. Підвищення тиску, нижче тиску насичення призводить до збільшення газового фактору і, як наслідок, до зменшення в'язкості. Підвищення тиску вище тиску насичення для пластової нафти призводить до збільшення величини в'язкості. Мінімальна величина в'язкості має місце, коли тиск у пласті стає рівним пластовому тиску насичення.
Розрізняють нафти: з незначною в’язкістю (1 мПас), малов’язкі (15 мПас), з підвищеною в’язкістю (5<25 мПас) і високов’язкі (25 мПас).
Наближене значення в’язкісті пластової нафти, насиченї і недонасиченої газом можна за допомогою діаграм, а саме: 1. Залежність між в’язкістю і густиною нафти при різних температурах. 2. кількість газу, що розчиняється в нафті в залежності від тиску та густини нафти. 3. криві в’язкості насиченої газом нафти. 4. в’язкість недонасиченї газом нафти. В’язкість вимірюється в сантипуазах.