Cтраница 2
К существенным недостаткам старого традиционного способа измерения продукции скважин относятся: 1) необходимость иметь большой штат замерщиц и лаборантов по анализу проб нефти и ее обводненности; 2) периодическое измерение обводненности нефти по скважин ам, а не систематическое, что не позволяет получать представление о росте обводненности продукции скважин. [16]
Эффективность сепарации и количество газа, находящегося в нефти в окклюдированной форме, а также в виде всплывающих более крупных пузырьков, оцениваются путем анализа проб нефти в КДФ на уровне 30 - 40 см ( см рис. 1.5) от его нижней образующей. Даже в такой вязкой нефти, как угленосная, поток расслаивается на нефть и газ в основном на расстоянии 25 - 30 м от входа в КДФ. [17]
Эффективность сепарации и количество газа, находящегося в нефти в окклюдированной форме, а также в виде всплывающих более крупных пузырьков, оцениваются путем анализа проб нефти в КДФ на уровне 30 - 40 см ( см.рис. 1.5) от его нижней образующей. Даже в такой вязкой нефти, как угленосная, поток расслаивается на нефть и газ в основном на расстоянии 25 - 30 м от входа в КДФ. [18]
Инструкция по применению Классификации запасов предусматривает требования к комплексному изучению продуктивных отложений на месторождениях нефти и газа в поисковых и разведочных скважинах-в процессе бурения скважин, исследования керна, проведения промыслово-геофизических и опробовательских работ, гидродинамических исследований, анализа проб нефти, газа, конденсата и подземных вод - с целью установления геологического строения залежей, подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленному освоению. [19]
ВИХРЬ, позволяет также вести технологический контроль процесса сепарации нефти. Для этого проводится анализ проб нефти до и после сепараииопной установки на анализаторе ДНП. Затем сигнал от ЭВМ подается на сепарационную установку для регулирования давления и печь для регулирования температуры процесса. [20]
Чем выше температура нефти и больше растворенного в ней газа, тем меньше плотность, а последний параметр в пластовых условиях всегда ниже плотности нефти, добытой из скважины, и дегазирован-ней. Плотность пластовой нефти определяется при анализе пробы нефти, отобранной в скважинах глубинными пробосборниками, в условиях, максимально приближающихся к пластовым. [21]
Постоянство PVT по глубине обычно присуще трещиноватым коллекторам, если конвективные процессы обусловлены тепловым расширением и сжатием жидкости в залежи. Для коллекторов, представленных песчаниками, результаты анализов проб нефти, взятых на различных глубинах, дают существенно разные величины давления насыщения. [22]
При решении задачи прогнозного распознавания типа коллектора нефтяной залежи ранее [ 3 4.1 в качестве косвенных поисковых признаков было обосновано шесть показателей: содержание в нефти серы, акцизных и силикагелевых смол, вязкость нефти при давлении насыщения:, плотность нефти в пластовых условиях, а также пористость коллектора. Поэтому были проведены исследования на применимость в качество косвенного поискового признака еще 53 - х показателей физико-химических свойств пластовых и разгазированных нефтей, их компонентный и фракционный состав, а также компонентный состав попутных газов, унифицированно определяемых при анализе проб нефтей. Массив выборки был выполнен на базе 246 нефтяных залежей, расположенных в Куйбышевской и Оренбургской областях и в Удмуртии. [23]
Справочник по испытанию скважин охватывает комплекс вопросов изучения продуктивных пластов, вскрываемых долотом в процессе бурения скважины. В нем рассматриваются способы выявления перспективных по нефтегазонасыщенности объектов с точки зрения геологического контроля за процессом бурения и геофизических исследований в стволе скважины, основы проектирования операций по испытанию скважин, вопросы подготовки и проведения работ с трубными испытателями пластов, отбора и анализа проб нефти и газа, оценки продуктивных характеристик скважины и гидродинамических параметров пласта по результатам испытания. Подробно описаны современное испытательное оборудование, технология ведения операций с испытателями пластов. [24]
Значительное увеличение содержания тяжелых компонентов в остаточной нефти низкопронцаемой модели пласта и большая остаточная нефтенасыщенность свидетельствуют, что в данном случае не происходит разрыва пленочной нефти. Действие касательных сил, возникающих при движении потока воды и СО2, позволяет лишь несколько уменьшить толщину нефтяной пленки. Анализ проб нефтей из скважин опытных участков Радаевского и Сергеевского месторождений, на которых проводилась закачка СО2, показал, что использование данного реагента позволяет достаточно эффективно доотмывать пленочную нефть, являющуюся остаточной после заводнения. [25]
При закачке сточных вод в пласт вносится значительное количество мехпримесей, окисленных и загущенных нефтепродуктов, в результате чего снижается приемистость скважин и, в конечном счете, коэффициент нефтеизвлечения. Взвешенные частицы оказывают также значительное влияние на реологические свойства нефти. Анализ дегазированных проб нефти Ромашкинского месторождения показал, что все они являются нелинейно-вязкими жидкостями, что связано с содержанием в них мельчайших частиц глины, кремнезема, кальцита, железной окалины и других примесей, ведущих к образованию нефтяных дисперсий со сложным реологическим поведением. [26]
Это относится не только к эксплуатационным, но и к нагнетательным скважинам при проведении мероприятий по поддержанию давления в залежи. Вязкость нефти в природных условиях зависит от температуры и количества растворенного в ней газа. Имеющийся опыт показывает, что анализ проб нефти, газа и воды, отбираемых с забоя скважин, позволяет получить данные, которые с достаточной степенью объективности могут характеризовать их свойства во всех местах залежи. [27]
За последние 15 - 20 лет были опубликованы работы, в которых приведены отдельные параметры пластовых нефтей по некоторым нефтедобывающим районам Советского Союза. В 1960 г. по материалам КуйбышевНИИ НП был опубликован справочник4, где приведены результаты исследования свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях и состава растворенных в них газоь по отдельным пробам. Большим коллективом сотрудников Нижне-Волжского НИИГГ и Волгоградского НИИНГ был опубликован справочник5, в котором приведены данные результатов анализа проб нефти, нефтяного и природного газов для отдельных скважин. Известны также работы Е. И. Суханкина по нефтям Башкирской АССР, Н. А. Пьянкова по нефтям Пермской обл. [28]
Рассмотрен комплекс вопросов изучения продуктивных пластов, вскрываемых долотом в процессе бурения скважин. Изложены способы выявления перспективных по нефтегазонасыщенности объектов. Уделено внимание проектированию режимов испытания, расчету основных узлов оборудования на прочность, подготовке и проведению работ с трубными испытателями пластов. Описаны способы отбора и анализа проб нефти и газа. Приведены методики интерпретации диаграмм давления. [29]
Приведенные из договора условия отбора проб и составления контрольных проб нефтепродуктов не являются образцом. В любом другом договоре о поставке нефти или нефтепродукта могут учитываться конкретные условия производства, специфические особенности взаимоотношений сторон. Не всегда в случае разногласий пробы должны передаваться в лабораторию ВНИИ НП. Нейтральной лабораторией по соглашению сторон может быть выбрана любая другая лаборатория, компетентная в проведении анализов проб нефти и нефтепродуктов. [30]