Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Глубинная проба нефти


Качество глубинных проб нефти | Разработка нефтяных и газовых месторождений

Чашка кофею пишет:

Господа, мне кажется, мы немножко ушли от темы=)) Вопрос-то был всё-таки о том, как выбрать пробу (лаб. отчет по ней), чтоб построить ПВТ-модель.

Чашка кофею, я всегда смотрю на пробу с нескольких сторон:1. Кто делал.Если я знаю эту контору, то я знаю их слабые и сильные места и могу спрогнозировать стандартные ошибки.2. Виды исследованийЕсли это нефть или газ, то тут все более менее стандартно. Для газа - это состав, для нефти - это параметры разгазирования, отгонка, основные параметры по плотности и моль весам газа и нефти3. Сравнение результатов.Если район отбора и пласты мне знакомы, то смотрю на цифры и проверяю. Если есть сомнения, то открываю "Справочник по нефтям СССР" и сверяю основные параметры.4. Проверка результатов исследованийОчень часто бывает так, что в отчете можно увидеть различные опечатки, которые влияют на дальнейший расчет. Как правило - это несовпадение мол масс, мол состава и другие мелочи, но которые потом будут влиять на плотность и газ фактор.5. Сборка модели.Это самое интересное. Модель можно собирать не только в различных PVTi, симах, но и в других программах. По нефти, самое первое, что я смотрю - это результаты разгонки по эксперименту и полученные на её основе псевдокомпоненты (фракции) и то, что получилось у меня по модели. Если разгонка или псевдокомпоненты "нарисованные", то результат моей модели и псевдокомпонент по отчету начнет не совпадать при различных термобарических условиях.После этого можно собрать вместе модель с газом и поиграться со ступенчатым разгазированием. Здесь тоже можно найти различные нестыковки. Далее можно написать еще трактат, но пока сделаю стоп, бо пальцы печатать устали smile.gif .К чему я все это. Если резюмировать, то этим анализом должны заниматься специально обученные эксперты, которые и должны давать заключение по пробе. Я же все правильно говорю, уважаемый visual73 smile.gif?

www.petroleumengineers.ru

Требования к глубинным пробам н и г — Мегаобучалка

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.

 

megaobuchalka.ru

Геология нефти и газа.

Нефть – смесь углеводородов, содержит кислородные, сернистые, азотистые соединения. Если в нефти преобладает углеводороды метанового ряда, нефть – метановая. Если в нефти преобладают углеводороды нафтенового ряда (Cnh3n), нефть нафтеновая. Если ароматического ряда (Cnh3n-6), нефть – ароматическая.

Состав нефти устанавливается путем разгонки и отбора фракций при определенной темпиратуре:

До 100 – бензин первого сорта.

До 110 – бензин специальный.

До 130 – бензин второго сорта.

До 265 – керосин сорта «метеор».

До 270 – керосин обычный.

До 400 – отбор масленных фракций.

В зависимости от количества нефти делят на тяжелые (топливные асфальтэновые) и на легкие (маслянистые, бензиновые).

По содержанию парафина выделяют:

  1. безпорафиновые (1% парафина)

  2. слабо порафиновые (1% - 2%)

  3. парофинистые (более 2%)

По содержанию серы:

  1. малосернистые (0,5% S).

  2. сернистые (более 0,5% серы) – месторождения Татарстана и Башкирии.

По содержанию смол:

  1. малосмолистые (до 8%)

  2. смолистые (8-28%)

  3. сильносмолистые (более 28%)

В нефти в небольших количествах присуцтвуют: йод, бром, натрий, магний, хлор, калий, кальций, асмий.

Товарные качества нефти зависят от содержания в ней парафина. Чем больше парафина, тем процесс добычи сложней и дороже.

Основные физические свойства нефти.

  1. Плотность – (m/V, кг/м^3, гр/см^3) 0,73-1,06 плотность устанавливается приt=20. Плотность воды приt=4 равна 1 гр/cм^3. Чем выше температура нефти и больше в ней растворено газов, тем меньше ее плотность. Следовательно плотность нефти в пластовых условиях будет ниже плотности нефти добытой из скважины и дозированной. В лабораторных условиях определяют плотность которая равна отношению массы некоторого объема нефти к массе того же объема воды. В России плотность нефти определяется при темпиратуре 20 градусов и сравнивается с массой воды при температуре 4 градуса. В США масса объема нефти определяется при темпиратуре 15.5 градусов.

  2. Вязкость – это свойство нефти оказывать при определенных условиях сопротивления частиц при движении относительно друг друга. За единицу вязкости принимается вязкость такой среды, в которой на площадь 1 м^2 действует сила 1 Н.

  3. Сжимаемость – определяется коэффициентом сжимаемости B=((b0–bk)/b0)/P, гдеb– объемный коэффициент, который равен отношению некоторого объема нефти в пластовых условиях к этому же объему нефти в стандартных условиях.P– разность давлений.B=(Vпл/Vст).Bк– при конкретном давлении,b0– объемный коэффициент при начальном давлении.

  4. Давление насыщения – при снижении давления наступает момент, когда из нефти пачинает выделятся газ.

Отбор глубинных проб нефти.

От качества отобранных проб будет зависеть точность характеристик углеводородного сырья. Пробу отбирают из работающих скважин при помощи специального пробоотборника. Чтобы установить из каких скважин следует отбирать пробу необходимо изучить геологическое строение района, установить сложность залегания продуктивных горизонтов. Техническое состояние скважины должно гарантировать безопасную работу пробоотборника (исправны задвижки, фонтанные трубы в диаметре не меньше 50,8 мм).

Если нефть парафиновая, то перед отбором пробы следует прочистить трубы. Замерить давление (забойное и пластовое) и температуру. После подъема пробоотборника пробу помещают в специальный контейнер, который преднозначен для длительного хранения нефти под давлением).

При исследовании проб прлучаю следующие характеристки:

  1. давление насыщения

  2. растворимость газа в нефти

  3. объемный коэффициент

  4. сжимаемость

  5. вязкость

  6. плотность

studfiles.net

Отбор - глубинная проба - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Отбор - глубинная проба

Cтраница 3

Поэтому при выборе скважин для отбора глубинных проб необходимо руководствоваться геологическим строением месторождения и данными промысловых испытаний скважин. Чем детальнее изучен объект, тем легче выбрать скважины. Привести какую-либо универсальную схему невозможно, и вопрос выбора скважин для отбора проб в каждом отдельном случае должен решаться особо.  [31]

Кроме того, следует избегать отбора глубинных проб из скважин, дающих нефть с водой, а также из скважин, эксплуатировавшихся перед отбором пробы при низком забойном давлении, которое могло быть ниже давления насыщения. Если давление в скважине ниже давления насыщения, то отобрать полноценную пробу, правильно характеризующую пластовые условия, чрезвычайно трудно.  [32]

Следует отметить, что при отборе глубинных проб пробоотборник свободно перемещался по стволу скважины в течение всего периода наблюдения. Это указывает на то, что жидкость консервации более года сохраняла свои реологические свойства и не образовывала пробок по стволу скважины.  [33]

Следовательно, при выборе скважин для отбора глубинных проб необходимо руководствоваться геологическим строением месторождения и данными промысловых испытаний скважин. Чем детальнее изучен объект, тем легче выбрать скважины. Привести какую-либо универсальную схему невозможно, и вопрос выбора скважин для отбора проб в каждом конкретном случае должен решаться особо.  [34]

Изучение свойств пластовых нефтей начинают с отбора глубинных проб нефти.  [35]

Пробоотборник - это прибор, предназначенный для отбора глубинных проб нефти, воды или газа из скважин с сохранением условий ( давления, газонасыщенности) в месте отбора.  [36]

Для оценки свойств пластовой нефти анализируются сведения об отборе глубинных проб, условиях отбора и апппаратуре; указывается расположение скважин, в которых проведен отбор проб. По результатам исследований составляются таблицы. Анализируются зависимости Давления насыщения от глубины и температуры пласта, составляются соответствующие графики.  [37]

При измерении забойного и пластового давлений, забойной температуры и отборе глубинной пробы можно прекратить подачу газа и спускать прибор без утяжелителя, если башмак лифта позволяет пропускать прибор. Затем - необходимо медленно открыть задвижку и пустить скважину в работу на установленном режиме. При подъеме прибора скважину следует остановить.  [38]

При испытании и исследовании отдельных объектов в скважинах должен быть проведен отбор глубинных проб нефти и воды, а также отбор газа и конденсата методом промышленных отборов газа при исследованиях на газоконденсатность. Число отбираемых глубинных проб нефти и воды должно быть не менее трех, причем отбор считается качественным, если физико-химические характеристики окажутся идентичными не менее чем по двум пробам.  [40]

При эксплуатации скважин на режимах растворенного газа состав газа, определяемый способом отбора глубинных проб, не является представительным вследствие их разбавления свободным газом, дополнительно поступающим из-пласта в отбираемую пробу. Условия сепарации в этом случае оказываются не главным фактором, влияющим на изменение концентраций компонентов смеси, в большей степени состав газов меняется и функционально зависит от газового фактора. Применительно к величинам газового фактора и следует характеризовать составы добываемых газов.  [41]

Пробоотборники системы ПД снабжены термометрами, поэтому пластовая температура измеряется одновременно с отбором глубинных проб. Данные о температурах используют для расчета геотермических параметров, а также на последующих этапах работы скважин для сравнительного анализа и получения сведений о динамике изменения температурного режима в процессе разработки. При нефтегазопромысловых исследованиях большое значение приобретает отбор проб для определения содержания органических веществ и естественной радиоактивности. Содержание и состав органических веществ используют для оценки перспектив нефтегазоносности.  [42]

Метод составления искусственных проб может быть оправдан только в тех случаях, когда отбор глубинных проб из скважин по каким-либо причинам невозможен. В этом случае из трапа отбираются нефть и газ и смешиваются в соотношениях, соответствующих пластовым. В остальном этот метод ничем не отличается от метода исследования глубинных проб.  [43]

Наиболее правильным методом определения количества растворенного в нефти газа по отдельным залежам является отбор глубинных проб нефти из скважин. При исследовании этих проб следует иметь в виду, что процесс дегазирования нефти может протекать в различных условиях. Если весь выделяющийся из раствора газ до окончания дегазирования остается в контакте с жидкостью, процесс называется контактным дегазированием. Если же в процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ по мере снижения давления периодически отводится из системы и вследствие этого в контакте с жидкостью находятся только что выделившиеся из раствора более тяжелые фракции, процесс называется дифференциальным дегазированием.  [44]

Как отмечалось выше, из-за скопления на забое газоконденсат-ной скважины жидкой фазы обычная технология отбора глубинных проб из таких скважин не пригодна. Таким образом, все пробы пластовых растворов, используемых при анализе газоконденсатных систем, являются или рекомбинированными, или отбираются на устье скважины пропорционально общему расходу. В большинстве случаев газ и жидкость для анализа отбирают из сепаратора высокого давления и проводят в промысловых условиях такие же измерения, как и в рассмотренном случае приготовления рекомбинирован-ной пробы по газу и нефти, отобранных из сепаратора. Жидкость и газ, отобранные из сепаратора, подвергают тщательному лабораторному анализу, а затем рекомбинируют для воспроизведения пластовой углеводородной системы. Для газоконденсатных систем необходимы те же предосторожности, которые рекомендуются при реком-бинировании проб газо-нефтяных смесей.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Глубинная проба - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Глубинная проба

Cтраница 3

При отсутствии глубинных проб плотность нефти определяют по поверхностным пробам ( при стандартных условиях на поверхности), а объемный коэффициент - косвенным путем по данным фракционного состава растворенного в нефти газа.  [31]

Перед отбором глубинной пробы исследуют скважину на различных режимах работы и замеряют пластовое давление.  [32]

Перед отбором глубинных проб необходимо замерить пластовые давление и температуру. Данные эти требуются для того, чтобы выбрать тот режим работы скважины, при котором забойное давление выше давления насыщения, вследствие чего в забое не будет свободного газа.  [33]

Если отбор качественных глубинных проб невозможен, Р7Г - соотношения могут быть установлены путем исследования проб, искусственно составленных из нефти и газа, отобранных из сепаратора, в соотношениях, отвечающих действительным. Такой способ, очевидно, будет надежным только при том условии, когда газовый фактор на поверхности равен пластовому газовому фактору, что соответствует начальному периоду эксплуатации месторождения на режиме истощения, или когда нефть добывается при давлении ниже давления насыщения при вытеснении ее очень активной водой.  [35]

Для отбора качественных глубинных проб большое значение имеет уменьшение величины переходной зоны между дизельным топливом ( легкой нефтью) и тяжелой высоковязкой нефтью.  [36]

Для получения качественных и представительных глубинных проб их отбирают, как правило, в фонтанирующих скважинах, дающих чистую нефть или газ, или воду. Этим обеспечивается очистка интервала ствола скважины, из которого берут пробы, от примесей промывочной жидкости, а также достигается лучшая промывка пробоотборников с проточной камерой. Особенности отбора глубинных проб в глубиннонасосных и простаивающих скважинах анализируют специально.  [37]

Результаты анализа глубинных проб жидкости Вынгапу-ровского месторождения, отобранных желонкой, показали, что на забое добывающих скважин образуется столб неоднородной жидкости ( табл. 2.5), в то время, как во всех скважинах, в ко торых отбирались глубинные пробы ( за исключением скв.  [38]

Узлы ШТ, глубинные пробы и приборы, упакованные в специальные ящики, транспортируют на специализированную Сазу экспедиции по ис-пытйнию.  [39]

Следовательно, только правильно отобранная глубинная проба позволила бы точно определить характер этой залежи.  [40]

В результате исследования глубинных проб необходимо получить следующие характеристики пластовой нефти: 1) давление насыщения; 2) растворимость газа в нефти; 3) объемный коэффициент; 4) сжимаемость; 5) плотность и 6) вязкость.  [41]

Производится поинтервальный отбор глубинных проб над кровлей каждого из пластов, начиная с нижнего.  [42]

В результате исследования глубинных проб получают следующие характеристики пластовой нефти: 1) давление насыщения, 2) растворимость газа в нефти, 3) объемный коэффициент, 4) сжимаемость, 5) плотность и 6) вязкость.  [43]

Исследования на запах глубинных проб воды при других обследованиях показали, что в большинстве определений нефтяной запах воды с глубиной несколько ослабевает; однако в октябре интенсивность запаха в глубинных пробах была равной интенсивности залаха поверхностных проб, а в более отдаленных местах, как это было выше отмечено, превышала ее. Последнее обстоятельство следует приписать нарушению стратификации в водоеме в связи с понижением температуры воды.  [44]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Отбор - глубинная проба - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Отбор - глубинная проба

Cтраница 1

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.  [1]

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.  [3]

Отбор глубинных проб осуществляется нефтегазодобывающими управлениями с помощью глубинных пробоотборников. При лабораторных исследованиях моделируются пластовые условия термодинамического состояния нефти и термобарические условия.  [4]

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.  [6]

Отбор глубинных проб жидкости осуществляют с помощью глубинных пробоотборников, спускаемых аналогично, как и глубинные манометры.  [7]

Отбор глубинных проб ниже верхних отверстий перфорации не допускается, кроме случаев поинтервальных отборов проб.  [8]

Производится поинтервальный отбор глубинных проб над кровлей каждого из пластов, начиная с нижнего.  [9]

Если отбор качественных глубинных проб невозможен, Р7Г - соотношения могут быть установлены путем исследования проб, искусственно составленных из нефти и газа, отобранных из сепаратора, в соотношениях, отвечающих действительным. Такой способ, очевидно, будет надежным только при том условии, когда газовый фактор на поверхности равен пластовому газовому фактору, что соответствует начальному периоду эксплуатации месторождения на режиме истощения, или когда нефть добывается при давлении ниже давления насыщения при вытеснении ее очень активной водой.  [11]

Точка отбора глубинных проб не должна находиться выше 5 - 10 м от башмака фонтанного лифта, если это требование по техническому состоянию невыполнимо, допускается отбор проб на более высоких отметках, но обязательно ниже глубины сква-жинного давления насыщения пластовой нефти газом.  [12]

Для отбора глубинных проб применяются батометры ( QM.  [13]

Способ отбора глубинных проб нефти изложен в заводских инструкциях по применению глубинных пробоотборников.  [14]

Для отбора качественных глубинных проб большое значение имеет уменьшение величины переходной зоны между дизельным топливом ( легкой нефтью) и тяжелой высоковязкой нефтью.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Глубинная проба - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Глубинная проба - нефть

Cтраница 4

Давление насыщения пластовой нефти определяют с большей надежностью, хотя этот параметр желательно рассчитывать при прямом исследовании глубинной пробы нефти.  [46]

По уравнению ( 2) на электронной вычислительной машине Проминь - М были рассчитаны значения коэффициента разгазирования ам глубинной пробы нефти из скважины 674 Туймазин-ского месторождения.  [47]

Возможно также, что с этим связаны более низкие значения плотности и вязкости пластовой воды, выделенной из глубинных проб нефти в 2004 г., по сравнению с пластовой водой, отобранной с устья в 2006 г. В ОАО Сибнефть был проведен качественный повторный отбор глубинных проб в 2005 г. Это позволило провести исследование в соответствии с ОСТ 153 - 39.2 - 048 - 2003 Нефть.  [48]

Целесообразность применения этого способа обусловлена прежде всего возможностью изучения растворимости твердых углеводородов в нефти при различной газонасыщенности с использованием глубинных проб нефтей.  [50]

Пластовым газовым фактором называется количество газа, приходящегося на 1 т нефти, определенное в лабораторных условиях путем разгазирования глубинной пробы нефти при однократном снижении давления от пластового до атмосферного.  [51]

И о в а н к е в и ч, X а р ч е в, Поршневой безртутный пробоотборник для глубинных проб нефти, ННТ, Серия нефтепромысловое дело, вып.  [52]

Объемный метод подсчета запасов следует считать наиболее точным, поскольку в его основу положены лабораторные и промысловые исследования проницаемости и пористости пород, глубинных проб нефти и всех остальных параметров, которые обосновывают все коэффициенты формулы. Объемный метод подсчета запасов может быть применен как для залежей, еще не вступивших в разработку, так и для залежей, эксплуатируемых с поддержанием и без поддержания пластового давления.  [53]

На рис. 14 и 15 приведены схемы равных значений давления насыщения и вязкости пластовой нефти горизонта Дх Ромашкин-ского месторождения, построенные А. Ф. Гильманшиным по данным исследования 160 глубинных проб нефти. Из этих схем видно, что изменение обоих параметров пластовой нефти по площади месторождения подчиняется определенной закономерности.  [55]

Если забойное давление превышает давление насыщения нефти газом ( рза5 Риас) и обводненность продукции скважин состзв-ляет не более 10 %, пластовый фактор определяют в результате однократного разгазирования глубинных проб нефти. Пробы отбираются в соответствии с инструкциями по применению пробоотборников из скважин, равномерно распределенных по нефтеносной площади пласта. Если пласт разбит на отдельные блоки, то глубинные пробы отбирают из каждого блока.  [56]

Если по условиям разработки давление на забое эксплуатируемой скважины поддерживается выше давления насыщения нефти газом ( рэабр ас) и продукцией скважины является безводная нефть, рабочий газовый фактор Гр определяется по данным разгазирования глубинных проб нефти.  [57]

Работы по замещению тяжелой высоковязкой нефти в стволе скважины дизельным топливом или легкой нефтью необходимы для спуска скважинных приборов в насосно-компрессорных трубах, а также снятия двусторонних КВД при комплексных исследованиях, включающих и отбор глубинных проб нефти.  [58]

Как видно из уравнений, коэффициенты приведения для накопленной добычи нефти, накопленной добычи газа и заместившей УВ в пласте воды зависят лишь от величины 5 и параметров, связанных только с пластовыми давлениями и сравнительно легко определяемых для каждой залежи по данным анализов глубинных проб нефти и газа. В случае отсутствия газовой шапки коэффициенты приведения существенно упрощаются и становятся зависимыми лишь от давления.  [60]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru