Студопедия
Случайная страница | ТОМ-1 | ТОМ-2 | ТОМ-3
АрхитектураБиологияГеографияДругоеИностранные языки
ИнформатикаИсторияКультураЛитератураМатематика
МедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогика
ПолитикаПравоПрограммированиеПсихологияРелигия
СоциологияСпортСтроительствоФизикаФилософия
ФинансыХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника

Исследования отобранных проб нефти, газа, конденсата и воды

Люминесцентно-битуминологический метод | Изучение технического состояния скважин | Контроль цементирования и технического состояния обсадных колонн | Комплексы ГИРС для изучения технического состояния обсаженных скважин. | ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ | Выделение коллекторов, определение эффективных нефте- и газонасыщенных толщин | Определение коэффициента пористости | Определение коэффициентов нефте- и газонасыщенности | ВСКРЫТИЕ, ОПРОБОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ | Опробование пластов в процессе бурения |


Читайте также:
  1. II. Исследования рынка.
  2. Актуальность исследования. Обоснование научной проблемы.
  3. Актуальность исследования. Обоснование научной проблемы.
  4. Актуальность темы социологического исследования.
  5. Анализ исследования
  6. Анализ исходных понятий исследования
  7. Более поздние исследования

Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984, 64 с. ГКЗ СССР.

 

В процессе исследования отобранных проб нефти, газа и конденсата должны быть определены:

— для нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального разгазирования,—фракционный и групповой состав, а в пластовых условиях—компонентный состав, содержа­ние (в процентах по массе) силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы, металлов, вязкость и плотность, величина давления насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, газосодержание, изменение объема, плотности и вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости нефти; исследование нефти проводится по глубинным пробам, а при невозможности их отбора - по рекомбинированным пробам пластовой нефти; для изучения товарных свойств нефти необходимо отбирать и исследо­вать специальные пробы;

— для газа (свободного и растворенного в нефти) — плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (в молярных процен­тах) метана, этана, пропана, бутанов, а также гелия, сероводоро­да, углекислого газа и азота; состав растворенного в нефти газа определяется при дифференциальном разгазировании глубинных проб нефти до стандартных условий;

— для конденсата (стабильного) — фракционный и групповой состав, содержание парафина и серы, плотность и вязкость при стандартных условиях, давление начала конденсации.

При оценке промышленного значения содержащихся в нефти, газе и конденсате компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, ге­лия, металлов) должны соблюдаться «Требования к комплексно­му изучению месторождений и подсчету запасов попутных полез­ных ископаемых и компонентов» (ГКЗ СССР, 1982).

При изучении состава нефти и газа необходимо опреде­лять наличие и содержание в них компонентов, оказывающих вредное влияние на оборудование при добыче, транспортировке и переработке нефти и газа (коррозионная агрессивность к металлу и цементу, выпадение парафина, серы, солей, механических при­месей и др.).

Отбор устьевых проб нефти, газа и воды производится при всех нефтегазо-водопроявлениях и при опробовании ИПТ не менее 2-х проб из каждого объекта.

Отбор сепараторных проб нефти, газа и конденсата производится не менее 2-х проб при каждом исследовании.

Отбор глубинных проб нефти и воды с замером давлений по стволу и пластовых давлений и температур производится не менее 2-х проб из каждого объекта испытания в колонне.

Лабораторные исследования проб воды. Изучение подземных вод ставится в первую оче­редь с целью выяснения гидрохимической обстановки, на­хождения и сохранения залежей нефти, а также для целей прогноза нефтеносности. В этом отношении изучение под­земных вод является обязательным элементом комплекса научно-исследовательских работ в опорном бурении.

При получении из скважин притоков подземных вод должны быть определены: химический состав подошвенных и крае­вых подземных вод, содержание в них йода, брома, бора, магния, калия, лития, рубидия, цезия, стронция, германия и др., а также состав растворенного в воде газа, дебиты воды, температура, дав­ление, коэффициент упругости вод, газосодержание и другие по­казатели для обоснования проведения специальных геолого-разве­дочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определе­ния возможности использования их для извлечения полезных ком­понентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

Особенности химического состава подземных вод галоген­ных толщ могут быть показательными в отношении содержа­ния в этих толщах отдельных имеющих промышленное значение элементов, в частности калия. В отдельных слу­чаях вскрываемые скважинами пресные подземные воды могут представлять интерес для водоснабжения населенных пунктов. Даже сильно минерализованные подземные воды могут быть иногда использованы для технических целей, и в первую очередь для глубокого бурения, например для изготовления глинистого раствора. Подземные воды даже при относительно незначительном их притоке могут заметно влиять на физические свойства глинистого раствора, а по­тому заслуживают внимания и с этой точки зрения.

Результаты изучения подземных вод, вскрытых скважиной, будучи использованы в совокупности с прочими данными по гидрогеологии определенного района или даже целой обширной области, имеют большое значение для понимания закономерностей распределения различного типа подземных вод, что в свою очередь важно в нефтепоисковых целях.

Изучение подземных вод должно проводиться в тесной связи с изучением литологических особенностей разреза, с определениями пористости и проницаемости пород и увя­зываться с данными электрокаротажа. Анализы солевого состава подземных вод и связанных с ними растворен­ных и свободных газов должны представляться одновре­менно.

По каждому испытанному горизонту исследуются две пробы воды: первая, отобранная после установления постоян­ства ее химизма, и вторая —после дополнительного отбора жидкости.

Лабораторному изучению подвергаются отобран­ные на месте бурения пробы пластовых вод, полученные при испытании скважины или отобранные во время бурения (при переливании или фонтанировании водой).

При выполнении анализов, которые производятся в соответствии с общепринятыми указаниями руководств по аналитической химии и гидрохимии, делают следующие определения.

А. Полевые: 1. Описание физических свойств воды: цвет, прозрач­ность, характер осадка или мути, запах.

2. При наличии запаха H2S последний определяется на месте отбора пробы и затем в стационарной лаборатории.

Примечание. Пробу следует брать после откачки из скважины трех объемов технической воды, после чего не менее трех раз проверяется постоянство состава С1 и уд. веса воды.

Б. Лабораторные: 1. Уд. вес воды.

2. рН — концентрация водородных ионов.

3. Жесткость (общая, постоянная и временная).

4. Полный химический анализ с определением микро­компонентов СГ, SO/', НСО,,', СОз", Са", Mg--, К-, Na", Вг', В-, Г, NH4, Fe--, Fe", H2S, SiO2, NO2, NО3, нафте­новые кислоты, окисляемость, радиоактивность.

5. Спектральный анализ сухого остатка, полученного путем выпаривания воды.

Методом люминесцентно-битуминологического анализа определяется качественный состав содержащихся в воде ор­ганических веществ. Результаты химического анализа даются в ионной форме (за исключением полуторных окислов, крем­незема и нафтеновых кислот) в весовых количествах; для слабоминерализованных вод с сухим остатком до 5 г/л — в мг на 100 г и для всех остальных вод в г на 100 г.

Весовые качества пересчитываются в миллиграмм-экви­валентную и процент-эквивалентную формы и эти данные также приводятся в результатах анализов. Общая минерали­зация воды исчисляется суммированием весовых количеств всех компонентов и также включается в результаты ана­лиза.

 

 

4.9. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ КАТЕГОРИЙ С1 И С2

Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984, 64 с. ГКЗ СССР.

 

На новых месторождениях нефти и газа, а также выявлен­ных залежах уже известных месторождений по данным поисково­го и оценочно-разведочного бурения проводится изучение геологи­ческого строения площади, дается оценка продуктивного разреза и предварительная оценка объема залежей, определяются основ­ные природные факторы, влияющие на выбор методики дальней­ших разведочных работ. По данным поискового и оценочно-разве­дочного бурения подсчитываются запасы нефти, газа и конденсата по категориям C1 и С2 и дается геолого-экономическая оценка ме­сторождений (залежей) для определения целесообразности их разведки и подготовки к разработке.

Запасы категории C1 могут быть выделены на новой площади по данным бурения и испытания одной скважины при условии по­лучения в ней промышленного притока нефти или газа (открытие месторождения). В этом случае параметры подсчета запасов опре­деляются по данным геофизических исследований скважин, изу­чения керна или принимаются по аналогии с соседними разведан­ными месторождениями. Границы участка подсчета запасов про­водятся в радиусе, равном удвоенному расстоянию между экс­плуатационными скважинами, принятому в данном районе для аналогичных месторождений.

Запасы категории C1 выделяются на разведанных месторождениях (залежах) в границах, про­веденных по данным испытаний и геофизических исследований скважин, достоверно обосновывающим гипсометрическое положе­ние контактов газ-нефть-вода, а для неисследованной части зале­жи — в границах, проведенных на расстоянии, равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотрен­ному технологической схемой или проектом разработки.

Запасы категории С2 выделяются на неразведанных ча­стях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высо­ких категорий, в промежуточных и вышезалегающих неопробован­ных пластах разведанных месторождений, степень изученности которых отвечает соответствующим требованиям «Классифика­ции»; к ним относятся также запасы отдельных неопробованных куполов многокупольных месторождений, если доказана их пол­ная аналогия с изученными частями данного месторождения по геологическому строению и коллекторским свойствам пластов-кол­лекторов. Границы запасов проводятся по контурам выявленных залежей на планах, со­ставленных на основе структурных карт. Масштабы планов (1:5000—1:50000) зависят от размера и сложности геологиче­ского строения залежи.

Подсчет запасов проводится раздельно по залежам с выделе­нием запасов нефтяной, газовой, водонефтяной, газонефтяной, газонефтеводяной, газоводяной зон и в целом по месторождению объемным методом. Под­счет запасов нефти производится с использованием объемного ко­эффициента и плотности нефти, определяемых по результатам дифференциального разгазирования глубинных или рекомбинированных проб пластовой нефти до стандартных условий.

Подсчет запасов растворенного в нефти газа проводится по его содержанию в нефти в пластовых условиях, которое определяется по результатам дифференциального разгазирования глубинных проб нефти до стандартных условий.

Подсчет извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, для месторождений с водонапорным режимом проводится по извлекаемым запасам нефти, а для месторождений с другими режи­мами—по балансовым запасам нефти с учетом степени ее дега­зации при разработке.

Принадлежность забалансовых запасов нефти, газа, кон­денсата и содержащихся в них компонентов к различным катего­риям определяется так же, как и для балансовых запасов. При подсчете забалансовых запасов должны быть указаны причины отнесения их к этой группе (экономические, технологические и др.).

Запасы и перспективные ресурсы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в соответствии с требованиями «Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» и «Требований к комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископае­мых и компонентов» (ГК3 СССР, 1982).

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти, конденсата, серы, металлов, этана, пропана, бутанов подсчитыва­ются и оцениваются в тысячах тонн. Запасы месторождений и перспективные ресурсы горючих газов подсчитываются и оценива­ются в миллионах кубических метров, гелия и аргона — в тыся­чах кубических метров.

 

При подсчете запасов нефти используется формула:

Qн бал. = S*h*Kп*Kн* γ ст.*Кпер.,

где Qн бал. - балансовые запасы нефти, тонн,

S - площадь, м2,

hэф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м,

Кп - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, ед.,

Кн - коэффициент нефтенасыщенности, ед.,

γн ст. - плотность нефти на поверхности, т/м3 ,

Кпер. - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, ед.

Кпер.=1/в>1.0,

где в - объемный коэффициент плотности нефти, ед.

в= v пл. / v ст,

где v пл. - объем нефти в пластовых условиях,

v ст. - объем нефти в стандартных условиях.

Он изв.= Обал*Киз.н,

где Qн изв. - извлекаемые запасы нефти,

Киз.н - коэффициент нефтеотдачи

При подсчете запасов газа используется формула:

Qг=S*h*Kп*Kг*Pпл*1/z*f *Киз.г,

где S - площадь, м2,

hэф - эффективная газонасыщенная толщина, м,

Кп - коэффициент пористости, ед.,

Кг - коэффициент газонасыщенности, ед.,

Рпл - начальное пластовое давление, атм (МПах10,197),

z - коэффициент сверхсжимаемости газа, ед.,

f - поправка на температуру, ед.,

Киз.г -коэффициент извлечения газа, ед.

f=(T+tст.)/(T+tпл.)

где T –2730 Кельвина,

tст. – 200С,

tпл. – пластовая температура 0С.

Извлекаемые запасы растворенного газа подсчитываются по формуле:

Vр.г.= Qн изв. * ηр.г,

где ηр.г – газовый фактор, м3/т,

Киз.к -коэффициент извлечения конденсата, ед.

Извлекаемые запасы конденсата подсчитываются по формуле:

Qк= Qг*ηк*γк ст. * Киз.к,

где ηк – среднее начальное содержание в газе стабильного конденсата, см33,

γк ст. - плотность стабильного конденсата на поверхности, т/м3,

Киз.к -коэффициент извлечения конденсата, ед.

 


Дата добавления: 2015-07-16; просмотров: 84 | Нарушение авторских прав


<== предыдущая страница | следующая страница ==>
Испытание скважин в эксплуатационной колонне| Глава 5. РАЗВЕДОЧНЫЙ ЭТАП ГРР

mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.013 сек.)