19 Билет

19,2

подготовка скв к гидродинамич исслед.

1)с установивш отбором и 2)не с установивш отбором.

1)Производится очистка скв , запуск скв , выравнивание дебита

2) КВД остоновка скв и востановление давл.

19.2.Коэффициент сжимаемости газаZ:

Z=pV/RT, где p — давление газа, T — температура,V— молярный объём,R– универсальная газовая постоянная.

Данный параметр применяется непосредственно в расчѐтах объѐма и расхода газа. Данные вычисления можно также применять и в других видах исследований, где имеют значение взаимозависимости температуры, давления и объѐма газа. Показательный пример – расчѐты для газовых резервуаров.

19.3.

Формула притока нефти и газа: Q= η/(Pпл-Рзаб),

где Q– дебит скважины, т/сут, η – коэффициент продуктивности, т/сут*ат, Рпл и Рзаб – соответственно пластовое и забойное давление, кг/см2.

20Билет

20.1. ОПЭ (опытно-промышленная эксплуатация) – это комплекс мер, связанных с первичным введением месторождения в разработку. Запускается сразу после окончания стадии основных разведочных работ. Длится от 3 до 5 лет. Далее следует фаза основной разработки.

2. Объемный коэффициент пластовой нефти - показывает изменение объема нефти в пластовых условиях в результате изменения условий давления и температуры, но главным образом в результате выделения из нефти растворенного газа.

Объемный коэффициент (b) – это отношение объема пластовой нефти (Vпл) к объему получаемой из нее сепарированной нефти при стандартных условиях (Vст):b=Vпл/Vст. Величина, обратная объемному коэф. пластовой нефти, представляет собой пересчетный коэф. - 1/b, служащий для приведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти при стандартных условиях.

2. Виды каротажа:

1. ГК (гамма-каротаж) – используется для разделения глин и углей с высоким радиоактивным фоном от песчаников и карбонатов;

2. ПС (самопроизвольная поляризация) – позволяет отделить песчаники от глин. Используется вместе с ГК;

3. БК и МБК (боковой и микробоковой каротаж) – определяют сопротивление породы и флюида;

4. НГК (нейтронный гамма-каротаж) – позволяет отделить водонасыщенную часть от нефтенасыщенной;

5. Акустический каротаж – позволяет определить пористость.

21 Билет

1. Структурные карты, необходимые для подсчета запасов УВ:

1. Структурная карта по кровле пласта;

2. Структурная карта по подошве пласта;

3. Структурная карта эффективной мощности пласта;

4. Структурная карта мощности пласта;

5. Структурные карты пористости и проницаемости пласта;

6. Подсчетный план.

21.2. В настоящее время при производстве работ по подсчету запа­сов и оценке ресурсов следует применять ряд методов, так как лишь при комплексном сравнительном подсчете различными методами можно получить критерий для выбора наиболее достоверной цифры запасов.

В соответствии с этим существуют следующие методы. Для подсчета запасов газа:

• объемный метод по падению давления для свободного газа в чисто газоносных пластах;

• подсчет по данным о запасах нефти и растворимости газа в нефти для попутного газа.

Для подсчета запасов нефти:

• объемный

• статистический

• материального баланса.

Методы математической статистики позволяют получить необходимую точность выводимых кривых падения дебита. Построение различного рода кривых основывается на изучении статистического материала о добыче за прошедшее время. При изучении этих сведений стремятся выделить влияние тех или иных факторов на дебит. Выявленными закономерностями руководствуются при построении кривых эксплуатации и их экстраполяции на будущее для определения возможной добычи и расчета запасов нефти. В настоящее время статистический метод применяется лишь для старых месторождений, находящихся в поздней стадии эксплуатации.

Метод материального баланса основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в процессе разработки. При применении данного метода следует на дату подсчета строить карту изобар, по которой более точно можно подсчитать среднее арифметически взвешенное по площади пластовое давление. Это среднее пластовое давление и является исходным для определения всех параметров, зависящих от пластового давления.

Объемный метод подсчета запасов нефти получил широкое распространение и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разработки. Рассмотрим данный метод поподробнее.

Объемный метод основан на том, что нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.

Для подсчета запасов нефти применяют следующую формулу:

Q =F*h*m*β*k_н*ρ*θ,

где Q – извлекаемый запас нефти, т;

F –площадь нефтеносности, м²;

h – нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

β – коэффициент насыщения пласта нефтью (коэффициент нефтенасыщения)

k_н – коэффициент нефтеотдачи;

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м³

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; θ=1/b ( b – объемный коэффициент пластовой нефти.

3. . По содержанию парафина различают:

1. Беспарафинистые нефти с содержанием парафина не более 1%;

2. Слабопарафинистые с содержанием параф. 1-2%;

3. Парафинистые с содержанием параф. Более 2%.

По содержанию серы различают нефти:

1. Малосернистые – серы не более 0,5%

2. Сернистые – серы более 0,5%.

По содержанию смол различают нефти:

1. Малосмолистые – смол менее 8%;

2. Смолистые – смол 8-28%;

3. Сильно смолистые – смол более 28%.