2)Конструкция гидроциклонного сепаратора.

1-корпус,

2-гидроциклонный элемент,

3-наклонные полки,

4-каплеотбойник

I-входящий поток нефти,

II-выделившийся газ

III-разгазированная нефть.

3)Категории запасов нефти.

А - разведанные запасы залежи (или ее части) разбуренные и изученные разведочными и эксплуатационными скважинами, пробуренными в соответствии с Технологической и Проектом разработки.

В - разведанные запасы залежи (или ее части) разбуренные и изученные разведочными и эксплуатационными скважинами, пробуренными в соответствии с Технологической схемой. Они необходимы для уточнения запасов утвержденных в ГКЗ и составления проекта разработки.

С1 -разведанные запасы подготовленные для разработки. Изучены по данным разведочного бурения. Получены промышленные притоки нефти.

С2 - предварительно оцененные запасы вскрытые бурением (не опробованные, или не получены в них притоки нефти), но не подготовленные к разработке. Запасы залежи, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований.

С3(Д0) - перспективные ресурсы (прогнозные ресурсы), не вскрытые бурением продуктивных пластов в нефтегазоносном регионе (считаются для определения необходимого объема работ и капиталовложений в поисковое в бурение и оценены по сейсмике).

Категория Д₁ - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д₁ производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д₂ - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.

Билет №32

1)Методы интерпретации квд и определяемые по ним параметры.

1. В основе обработки КВД лежит уравнение М.Маскета . Вычисляются следующие характеристики зоны реагирования:

— коэффициент гидропроводности;

— коэффициент подвижности;

— коэффициент пьезопроводности;

— коэффициент проницаемости

—приведенный радиус скважины

—Рпласт

Интерпретация КВД возможна 2мя способами:

1) без учета притока -исп в осн. аналитические методы

а) (Горбунов-Николаевский). Основан на вычислении отношения площадей (площадь КВД-ось времени/ площадь прямоугольника ΔРзаб-t)

; =i1/i2; ;

→k/µ→k

б) (Бузинов-Умрихин) Основан на работе с прямой частью графика КВД.

основными параметрами являются А-зависимость и В-зависимость

→k/µ→k

2) с учетом притока - исп. в осн.графоаналитические методы - в основе всех методов лежит определенная зависимость, используя и преобразуя которую находят ряд параметров для перестраивания КВД в новых координатных осях(где она имеет вид прямой линии). В дальнейшем уже работают с этим перестроенным графиком, по которому определяют угловой коэффициент и точку пересечения с вертикальной координатной осью и рассчитывают все искомые параметры исследуемой зоны пласта.

- интегральный метод

В основе след зав-ть: , после преобразования графиков с помощью трололо формул с интергалами исп след формулы: ; →k/µ→k. Сложность метода на одном из этапов в получении интеграла , который преобразуют в , В берут из спец таблиц.

- дифференциальный метод

В основе след зависимость

, где . В координатах КВД превращается в прямую и далее как в интегральном методе. Сложность метода на одном из этапов в получении интеграла σ(τ), который преобразуют в , В берут из спец таблиц.

- операционный метод

В основе след зависимость , где P(t0), F(t0) функции Лапласа для давления и дебита, вычисляются по приближенным значениям по спец формулам.. В координатах КВД превращается в пряму, определяется угл коэффициент и точка пересечения с вертикальной осью В. Далее исп формулы , →k/µ→k.