Требования к глубинным пробам н и г

Отбирается глубинными проботборниками

Испытатели пластов. Требования к отборам: давление должно совпадать либо с пластовым либо с забойным. В пластовой пробе нефти не должно быть воды. В пробе газа не должно быть нефти или конденсата, не допускается привнос компонентов с поверхности. Что должно быть определно по этим пробам. НЕФТЬ – состав, термобарические усл, газосодержание, комплекс физических и химических параметров. ГАЗ-состав, термобарические усл, содерж конденс, физич и химич свойства.

3) Глубинные пробы отбирают после исследования скважины методом установившихся отборов. При этом скважину переводят на режим с минимально допустимым отбором и отрабатывают на этом режиме в течение нескольких суток.
Исследуются глубинные пробы, отобранные над кровлей каждого из пластов, и определяются параметры смесей пластовых нефтей.
Если глубинная проба не соответствует пластовым условиям и не содержит всех компонентов жидкости в соотношениях, существующих в пласте, то данные, полученные при исследовании такой пробы, нельзя использовать с полной уверенностью. В результате исследования глубинной пробы нефти должны быть, получены следующие данные: 1) количество свободного газа в месте отбора пробы; 2) давление насыщения нефти; 3) содержание газа в нефти; 4) кривая зависимости растворимости газа в нефти от давления; 5) кривая зависимости усадки нефти от давления; 6) сжимаемость нефти и 7) термическое расширение нефти.
Однако глубинные пробы пластовых вод отбираются в недостаточном количестве. Для расчетов нередко используются соответствующим образом откорректированные анализы поверхностных проб. Такая практика для приближенных оценок может быть и приемлема, но точные расчеты ( например, связанные с определением гидростатического градиента давлений и др.) нуждаются в анализах глубинных проб пластовой воды.
Отбор глубинных проб из газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважин также имеет свою специфику, обусловленную высокими устьевыми давлениями, большими скоростями потока в трубах и наличием небольшого количества жидкой фазы ( конденсат, гидраты, нефть) по отношению к газовой фазе. Движение газа и небольших количеств жидкой фазы происходит таким образом, что в центральной части фонтанных труб поднимается газ, а по стенкам - жидкость. При этом жидкая фаза срывается со стенок от неровностей и стыков труб, некоторое время поднимается в общем потоке с газом, но затем вновь оказывается на внутренних стенках труб, по которым она движется вверх, увлекаемая центральным газовым потоком. В зависимости от места остановки пробоотборника им будет отобрано меньшее или большее количество жидкой фазы. При остановке в области невозмущенного потока, когда жидкость поднимается в основном по стенкам труб, в пробоотборнике будет лишь одна газовая фаза.
Зависимость критерия П от средней температуры кипения. Отбор глубинных проб вряд ли поможет, так как в стволе движется двухфазная смесь, а в пробоотборнике может оказаться жидкая фаза, состав которой не соответствует составу исходной пластовой системы.
Бур системы Некрасова.| Схема устройства бура системы Некрасова. Количество глубинных проб определяется задачами исследования.
Отбор глубинных проб осуществляется нефтегазодобывающими управлениями с помощью глубинных пробоотборников. При лабораторных исследованиях моделируются пластовые условия термодинамического состояния нефти и термобарические условия.
График зависимости плотности пластовых вод от общей минерализации при температуре 20 С. Отбор глубинных проб воды занимает важное место при гидрогеологическом опробовании. На дневной поверхности газ выделяется в свободную фазу и переводится в специальные емкости. Для более глубокой дегазации, особенно при малой газонасыщенности, пробоотборник подогревают. Однако этот способ малоэффективен при высокой концентрации в воде кислых газов ( сероводорода, углекислоты), основная часть которых остается в растворенном состоянии в воде глубинной пробы. Эти недостатки обычного метода отбора глубинных проб устраняют применением других методик ( В. И. Вещезерова и др.) и специальных приборов.
Отбор глубинных проб жидкости осуществляют с помощью глубинных пробоотборников, спускаемых аналогично, как и глубинные манометры.
Отбор глубинных проб ниже верхних отверстий перфорации не допускается, кроме случаев поинтервальных отборов проб.

Билет

7,1 среднее растояние м-ду скв.

Определянтся контуром продуктивности залежи. Определяется радиус контура влияния сквумнож на 2 и выбирается растояние м-ду скв. (идеальный вариант). В традиционной схеме размещения скв, растояние м-ду рядами или элементами выбирается на основе средней продуктивности скв. Для нефти и плотной схемы размещения растояние 400-500 м. в случае высоких фильтрационно-емкостных свойств пласта растояние до 1 км (как и для газовых).

7,2 какие первичные материалы прилагаются к отчёту с подсчётом запасов.

Данные интерпритации сейсмики из которых мы получаем структуру скв, общую мощность и положение контактов. Результаты изучения керна из разведовательных скв. По ним определяется общая и эффективная пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность, гидрофильность и гидрофобность пород, механичиская крепость, состав минерального скелета и цемента.

Результаты анализа каратажей в разведочных скважинах. Результаты анализа глубинных проб.

7,3 Плотность нефти (р). При подсчете запасов обычно принимают плотность нефти, определенную при стандартных условиях (при 20° С) в лаборатории. Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин. В тех случаях, когда имеются данные определения глубинных проб нефтн, вместо плотности при стаидартных условиях (р) может быть взята плотность при пластовых условиях (рпл). В этом случае при подсчете запасов нефти пересчетный коэффициент 9 в объемную формулу вводить не следует.

Билет

1)Категория С,: запасы залежей, нефтегазоносность которых установлена на основании получения промышленных притоков нефти или горючих газов в отдельных скважинах (часть скважин может быть опробована испытателем пластов) и благоприятных промыслово-геофизических данных в ряде других скважин, а также запасы части залежи (тектонического блока), примыкающей к площадям « запасами более высоких категорий.

Условия залегания нефти или горючих газов установлены проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, коллекторские свойства продуктивных пластов и другие параметры изучены по отдельным скважинам или приняты по аналогии с более изученной частью залежи и соседними разведанными месторождениями.

Категория С2: запасы нефти и горючих газов, наличие которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических данных в отдельных неразведанных полях, тектонических блоках и пластах изученных месторождений, а также запасы в новых структурах в пределах известных нефтегазоносных районов, оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований.

Забалансовые запасы категории С2 не подсчитываются-

9.Запасы сопутствующих компонентов, содержащихся в нефти

и горючих газах, подсчитываются и учитываются по категориям,

соответствующим степени изученности запасов этих компонентов.

2)Пересчетный: коэффициент (б). Пересчетный коэффициент или величину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти 6, вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности.

Как уже указывалось, объемный коэффициент пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем, либо по специальным графикам .

Билет №9

1. Роль давления и коэффициента сверхсжимаемости.

Основными источниками энергии в пластах являются: напор краевой воды, подошвенной воды, газа газовой шапки, давление растворенного газа в нефти в момент выделения газа из раствора, сила тяжести, упругости пласта и насыщающих его нефти, воды и газа. Эти силы могут проявляться раздельно или совместно. Таким образом, энергетические ресурсы нефтеносного пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем выше давление, тем больше при прочих равных условиях запасы энергии и тем полнее может быть использована залежь нефти.

Значительное снижение пластового давления в процессе разработки залежи при наличии в ней больших остаточных запасов нефти указывает на быстрое истощение пластовой энергии. Это приводит к большому недобору нефти, которая из-за отсутствия энергмм не способна двигаться по пласту к забоям скважины.

Коэффициент сверхсжимаемости газа Z характеризует отклонение объема реального газа от объема «идеального». Этот коэффициент зависит от состава смеси пластового газа, давления и температуры.