Как найти площадь нефть

Площадь
нефтеносности.
Площадь залежи ограничивается внешним
контуром нефтеносности, поэтому для
определения данного параметра необходимо
определить границы залежи, т.е. положение
контура нефтеносности. В зависимости
от степени ГРР, а следовательно от
степени изученности объекта, положение
контура нефтеносности определяется
по-разному:

1. На
   поисково-оценочном этапе площадь
   залежи определяется на основании
   структурных карт по ОГ с учетом
   коэффициента заполнения ловушки
   средневзвешенного по зоне.

2. На
   разведочном этапе площадь залежи
   определяется на основании структурных
   карт, построенных по результатам
   бурения поисково-оценочных и разведочных
   скважин, с учетом данных испытания и
   опробования этих скважин и построенной
   схемы обоснования ВНК. Также на
   разведочном этапе можно уточнить
   местоположение зон выклинивания и
   замещения коллектора.

3. В
   период разработки залежи ее площадь
   не столько определяется, сколько
   уточняется, поскольку бурение
   эксплуатационных скважин позволяет
   выявлять изменения в конфигурации
   изогипс, изменения в конфигурации
   внешнего контура нефтеносности,
   уточнения зон замещения и выклинивания,
   либо выявление новых зон замещения
   и выклинивания.

24. Особенности определения Коп и Кн на пОц и разведочном этапах и на стадии разработки.

1)
На ПОц этапе.
Коэффициент открытой пористости,
коэффициент нефтенасыщенности и
газоносности. Определяются по данным
изучения керна как среднеарифметическое,
либо по ГИС как средневзвешенное по
толщине пласта (методы ГИС). Если
определений по первой пробуренной
скважине недостаточно или они не
отвечают требованиям (с нарушениями),
данные коэффициенты могут быть определены
по аналогии с месторождениями,
расположенными в единой структурно-фациальной
зоне.

На
разведочном этапе и на стадии разработки.
Коэффициент
открытой пористости. При определении
кондиционных значений используются
аналитические зависимости между
пористостью и проницаемостью (поскольку
проницаемость первоначально определять
проще; существуют зависимости между
К_п
и К_пр).
Для определения кондиционных значений
используются два геофизических метода:
ПС и ГК (оба определяют относительную
глинистость разреза). В случае применения
ПС – α_сп,
ГК использует параметр ΔJ_γ.

Коэффициент
нефтенасыщенности.
Методика расчета кондиционных значений
аналогична. Методы определения
нефтенасыщенности.

25. Понятие о запасах и ресурсах. Схема соподчинения. Классификация категорий запасов и ресурсов по степени изученности.

Запасы
– масса нефти, конденсата или объем
газа на дату подсчета, приведенные к
стандартным условиям. Запасы
подсчитываются:

• на
  залежах, находящихся в разведке;

• на
  залежах, находящихся в разработке.

ЗАПАСЫ
ВСЕГДА ПОДСЧИТЫВАЮТСЯ.

Ресурсы
– масса нефти, конденсата или объем
газа на дату подсчета, приведенные к
стандартным условиям на следующих
объектах:

• литолого-стратиграфические
  комплексы (ЛСК) с предполагаемой или
  доказанной нефтегазоносностью;

• в
  структурах, подготовленных к глубокому
  поисковому бурению;

• на
  открытых месторождениях в продуктивных
  пластах, не вскрытых бурением.

РЕСУРСЫ
ВСЕГДА ОЦЕНИВАЮТСЯ.

Понятие
запасы и ресурсы разделяет факт
получения промышленного притока
из продуктивного пласта.

Классификация
ресурсов и запасов

Прогнозные
ресурсы категории Д₂
– ресурсы ЛСК, оцениваемые в пределах
крупных тектонических структур,
промышленная нефтегазоносность которых
еще не доказана. Перспективы
нефтегазоносности этих ЛСК прогнозируется
на основе региональных геологических,
геохимических и геофизических условиях.
Количественная оценка этих ресурсов
производитсяся по предположительным
параметрам на основе общих геологических
представлений или по аналогии с другими
более изученными регионами.

Прогнозные
ресурсы категории Д₁
– ресурсы ЛСК, оцениваемые в пределах
крупных тектонических структур с
доказанной промышленной нефтегазоносностью.
Количественная оценка этих ресурсов
проводится на основе региональных
геологических, геохимических и
геофизических исследований или по
аналогии.

Перспективные
ресурсы категории С₃
(Д₀)
– ресурсы подготовленных для глубокого
бурения площадей, находящихся в известном
нефтегазоносном районе и оконтуренные
проверенными для данного района методами
геологических и геофизических
исследований; ресурсы, не вскрытых
бурением пластов на уже разведанных
месторождениях, если их продуктивность
установлена на других месторождениях
данного района. Форма, размер и условие
залегания этих залежей определены в
общих чертах по результатам геофизических
исследований; толщины, ФЭС, свойства
нефти принимаются по аналогии с
разведанными месторождениями.
Перспективные ресурсы категории С₃
используются при планировании
поисково-разведочных работ и при росте
запасов категории С₂
и С₁.

Предварительно
оцененные запасы категории С₂
– подсчитываются в объектах:

1)
промежуточных и вышележащих пластах,
не опробованных в процессе бурения на
уже разведанных месторождениях;

2)
в неразведанных частях залежей,
примыкающих к участкам с запасами более
высоких категорий. Форма, размеры
залежи, условия залегания, толщины,
ФЭС, свойства нефти определены в общих
чертах по результатам геофизических
и геологических исследований с учетом
данных на разведанной части залежи или
в целом по аналогии с уже разведанными
месторождениями; запасы категории С₂
используются для оценки перспектив
нефтегазоносности для данного
месторождения, для планирования ГРР,
для проведения геолого-промысловых
исследований, при переводе скважин в
вышележащие пласты, частично для
проектирования системы разработки.

Разведанные
запасы категории С₁
– запасы залежи или ее части,
нефтегазоносность которой установлена
на основании получения в скв промышленного
притока и положительных результатов
геологических и геофизических
исследований в не опробованных
скважинах. Тип, форма, размеры залежи,
условия залегания установлены по
результатам бурения в разведочных
(опережающих эксплуатационных) скважин.
ФЭС, толщины, тип коллекторов изучены
по керну, результатам опробования
скважин и ГИС. Свойства флюидов, состав
изучены по данным отбора проб.
Продуктивность скважин, гидропроводность,
пластовое Р и t⁰,
дебиты нефти, изучены по результатам
испытания и опробования скважин. Запасы
категории С₁
должны быть изучены в степени,
обеспечивающей получение исходных для
составления техсхемы разработки.

Запасы
категории В
– запасы залежи или ее части,
нефтегазоносность которой установлена
на основании получения промышленных
притоков вскрывших пласт на разных
гипсометрических отметках. Изучены в
степени достаточной для составления
проекта разработки. Запасы категории
В подсчитываются по скважинам, разбуренной
в соответствии с утвержденной техсхемой.

Запасы
категории А
– запасы разрабатываемой залежи или
ее части. Изучены в степени достаточной
для получения полного представления
о строении залежи, свойства пластов и
нефти, условий разработки. Запасы
категории А подсчитываются по залежам,
разбуренным в соответствии с утвержденным
проектом разработки.

НГПГ

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Ликвидация разлива нефти

В понятие разлива нефти также входят выброс любых веществ в результате переработки нефти, аварии танкеров, а также аварии на скважинах, нефтяных платформах, буровых установках и т.п. Ликвидация последствий аварийного разлива нефти может занимать от нескольких дней до нескольких лет. Несвоевременное принятие мер по предупреждению разлива нефти, может привести к глобальным катастрофам.

По результатам исследований, выявлены следующие основные причины разлива нефти на российских предприятиях. На несанкционированную врезку приходится около 49 % аварий, 24 % приходится на повреждения, полученные в результате проведения земляных работ. Аварии по причине брака строительных работ составляют 8 %, 11 % составляют аварии по причине заводского брака. На коррозию приходится 5%, а на все остальные – 3%.

Основными методами по ликвидации аварийного разлива нефти являются:

1. Физико-химические (сорбция, промывка, дренирование).
2. Механические (сбор нефти и нефтепродуктов с поверхности воды, выемка почв).
3. Биологические (фитомедиация, биоремедиация).

Сорбционная очистка воды является одним из самых эффективных. Главным преимуществом этого метода заключается в том, что очистка возможна практически до любой остаточной концентрации, также к его преимуществам можно отнести быстрота и управляемость процесса. Основными сорбентами, которые используют при ликвидации разлива нефти – торф, опилки, графит, лигнин. Биологические методы очистки считаются самыми экологически безопасными, так как способствуют систематических и аварийных разливов нефти до нормативных показателей. Одной из современных технологий является биокомпостирование. Данный метод основан на процессе разложения углеводородов специальной микрофлорой до воды, окиси углерода. Процесс биокомпостирования осуществляется на специальных площадках, оформляемых в грядах-буртах и состоящих из таких материалов, как опилки или торф. Высокая эффективность достигается за счет поддержания тепло-влажностного режима компоста, содержание кислорода и т.п. Весь процесс занимает 2 – 4 месяца. Существует три основных стадии ликвидация аварийного разлива нефти на воде:

1. Установка ограждений, нефтеловушек, нефтеуловителей, которые препятствуют дальнейшему распространению нефти по поверхности почвы или воды.
2. Распыление сорбентов, которые способствуют естественному рассеиванию нефти и нефтепродуктов.
3. Механический сбор нефтепродуктов. Для организации этого процесса используют скимеры (специальные агрегаты для сбора нефти).

Ликвидация разливов на земле отличается от той, которую проводят на воде. Однако, если загрязнение является комплексным (пострадали вода и почва) используют универсальные схемы.

Расчет основных параметров разлива нефти

Площадь разлива нефти зависит от ряда условий: плотности нефти, вязкости нефти, ландшафтных условий места аварии, климатических условий и т.п. Например, объем нефтепродуктов при разрушении топливораздаточных колонок, переливе резервуаров из-за несрабатывания клапанов защиты, разрыве шланга топливораздаточных колонок, при сливе топлива самотеком и т.п. рассчитывается по формуле:

$Q_т = Q_o • T_a $

где, $Q¬_о$ – расход нефти в исправном нефтепроводе при работающих насосах; $Т_а$ – время остановки прокачки.

Объем нефтепродуктов, которые вылились после остановки прокачки находится по формуле:

$Q_{cт} = п • R^2 • L $

где, $п = 3,14$; $R$ – внутренний радиус поврежденного участка нефтепровода или шланга; $L$ – длина участка, на котором произошла авария.

В этом случае суммарный объем нефти и нефтепродуктов, попавших в окружающую среду, рассчитывается по формуле:

$Q_{сум} = Q_{т1} + Q_{ст}$

где $Q_{т1}$ – объем нефтепродуктов, которые вылились до остановки прокачки; $Q_{ст}$ – объем нефтепродуктов, которые вылились после остановки прокачки.

Тогда площадь разлива рассчитывается по формуле:

$S = Q_{сум} • К_{зр}$

где, $Q_{сум}$ – суммарный объем разлившихся нефтепродуктов; $К_{зр}$ – эмпирический коэффициент (табличное значение).

Еще одной формулой для определения площади разлива нефти может быть:

$S = f_p • V_ж ,$

где, $f_р$ – коэффициент разлития; $V_ж$ – объем нефтепродуктов, которые проливается при разгерметизации нефтепровода.

Коэффициент разлития зависит от свойств поверхности, на которой произошел разлив, а также от количества растворителей. В случае разлива нефти или нефтепродуктов из-за перелива из резервуара площадь может рассчитываться по формуле:

$S = f • X • Vh ,$

где, $f$ – коэффициент разлития; $Х$ – коэффициент использования резервуара; $Vh$ – номинальная вместимость резервуара.

Сегодня поговорим об основном методе подсчета запасов нефти в продуктивном пласте, а также о его ключевых параметрах.

Минутка рекламы.

Компания Экохимия занимается разработкой, производством и внедрением материалов для бурения и крепления нефтяных и газовых скважин, а также при капитальном ремонте скважин и повышении нефтеотдачи пластов при добыче.

Одним из основных направлений деятельности компании является совершенствование указанных процессов и разработка реагентов под требования каждого Заказчика.

Более подробная информация на сайте.

Итак,

В большинстве случаев применяют объемный метод подсчета тех запасов, которые подтверждены промышленным притоком – т.е. в объект пробурена скважина и получен дебит нефти.

Итак, расчет…

В первую очередь необходимо знать площадь нефтяного пласта F – этот показатель получаем от геологов, которые уже построили объект на картах и представляют его геометрические параметры.

Для перехода от площади к объему нам понадобится, конечно, толщина пласта, но именно та, в которой подтверждено нахождение нефти – ее так и называют нефтенасыщенная толщина h.

Итак, умножив площадь на толщину мы получаем некий объем, но он отнюдь не весь занят нефтью – только поровое пространство (окошки между гранулами горной породы), поэтому в формуле появляется коэффициент открытой пористости Кп, умножив на который наш объем учитывает только нефть в этих порах.

Однако, если рассмотреть каждую такую пору, то нефть она содержит только на некоторый процент – остальное занимает вода в зависимости от свойств вмещающего пласта, поэтому в формуле появляется коэффициент нефтенасыщенности Кн, который все больше уточняет рассчитываемый объем нефти.

Как известно, нефть в нашей стране принято считать в тоннах, поэтому для перехода от объема к массе, естественно, в формуле понадобится плотность нефти p.

Плюс следует учесть, что нефть в пласте и на поверхности отличается по объему за счет изменения температуры, давления и выхода из нефти растворенного газа, поэтому для подсчета запасов используют пересчетный коэффициент b, который учитывает усадку нефти при подъеме на поверхность.

Итак, перемножив все вышеуказанные параметры, получаем геологические запасы нефти Qгеол – те, которые есть в пласте.

Но не факт, что все 100 % из них мы добудем, поэтому умножаем на коэффициент нефтеотдачи (или проще говоря КИН) и получаем искомые извлекаемые запасы Qизв.

Таким образом, мы прошли путь от начальной площади до извлекаемых запасов, учитывая все необходимые показатели.

Если Вам интересны такого рода материалы на канале, поддержите статью лайком и новые статьи не заставят себя ждать.

Спасибо за прочтение!

______________________________________

Дополнительная информация:

Пообщаться с автором можно по почте anzhi.like@yandex.ru

С личностью автора можно познакомиться в инстаграме

И, конечно, если статья Вам понравилась, то отметьте сей факт лайком и подпиской, и тогда мы будем видеться чаще.

До встречи в новых статьях!

Площадь – нефтеносность

Cтраница 1

Площадь нефтеносности ( F) устанавливают на основе данных пробуренных скважин и их испытания. При подсчете запасов нефти продуктивная площадь измеряется на под-счетных планах.
 [1]

Площадь нефтеносности может быть определена полностью только путем бурения в результате сопоставления сведений о продуктивности пласта по всем скважинам – дающим нефть и непродуктивным.
 [2]

Площадь нефтеносности и мощность продуктивных пластов определяют на основе фактических данных, полученных в результате бурения поисковых и оконтуривающих скважин. Для пластовых залежей с относительно постоянными мощностью и литологическим составом пород и наличием внешнего и внутреннего контуров определение площади залежи производится по средней линии, проходящей между этими контурами.
 [3]

Площади нефтеносности уменьшаются от ПКХ к ПК3, причем залежь ПК3 подстилается подошвенной водой.
 [5]

Площадь нефтеносности составляет 525 км2, общее число пробуренных эксплуатационных скважин достигло 30 тыс., из них продолжают действовать около 18 тыс. С учетом ограничений на добычу средний дебит скважин составляет 2 7 т / сут.
 [6]

Площадь нефтеносности его составляет – 710 га. Залежь нефти приурочена к асимметричной брахи-антиклинальной складке с несколько более пологим восточным крылом по сравнению с западным. Пласт разбит многочисленными сбросами на отдельные тектонические поля.
 [8]

Площадь нефтеносности F определяется планиметрированием подсчет-ного плана, который составляют путем нанесения на структурную карту по кровле продуктивного горизонта, или карту по поверхности коллектора данных опробования скважин и промыслово-геофизических исследований.
 [9]

Площадь нефтеносности объектов составляет по I II пласту 355 га, по III пл.
 [10]

Площадь нефтеносности F определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Площади нефтеносности замеряют планиметром на подсчетных планах продуктивного объекта ( пласта) раздельно по полям различных категорий запасов. Для установления контуров нефтеносности необходимо найти положение ВНК по данным комплекса промыслово-геофизических исследований, результатов опробований скважин и данным анализа кернов. Особое значение при этом приобретают результаты по-интервального опробования. За нижнюю границу ВНК принимается граница, выше которой фазовая проницаемость для нефти выше нуля. Основная систематическая погрешность при определении площади нефтеносности связана с погрешностью определения положения ВНК. Завышение отметки ВНК приводит к занижению площади нефтеносности, занижение приводит к завышению площади нефтеносности.
 [11]

Площади нефтеносности залежей нефти Арланского месторождения, приуроченных к различным пластам, не совпадают в плане и составляют от 5 до 80 % общей площади, заключенной в сводном контуре. Эта особенность строения залежей играет большую роль в разработке нефтяного месторождения.
 [12]

Площади нефтеносности залежей нефти Арланского месторождения, приуроченных к различным пластам, не совпадают в плане и составляют от 5 до 80 % общей площади, заключенной в сводном контуре. Эта особенность строения залежей играет большую роль в разработке нефтяного месторождения.
 [13]

Небольшие размеры площади нефтеносности ( 589 га) позволяют эксплуатировать месторождение одной шахтой. Бурение стволов может быть осуществлено установкой реактивно-турбинного бурения ( УРТБ), разработанной ВНИИБТ.
 [14]

Нефтяное месторождение площадью нефтеносности 8 2500х104 м2 разрабатывается с использованием заводнения при однорядной схеме расположения скважин. Месторождение вводится в разработку за 10 лет, причем во времени месторождение разбуривается равномерно.
 [15]

Страницы:  

   1

   2

   3

   4

Задание 1. На поверхности воды разлили нефть объёмом V=1 м³. Какую площадь займёт нефтяное пятно, если толщина слоя d=2,5·10^-5 мм?

Решение задачи

Найдём какую площадь займёт нефтяное пятно:
​( S=frac{V}{d} )​

Подставим числовые значения в формулу:

​( S=frac{1}{2,5*10^{-8}}=40 )​ км².

Ответ к задаче

Ответ: 40 км².

Просмотров: 1 352