Асфальтени є найбільш складними сполуками нафт. Це гетероатоатомні сполуки з молекулярною масою в межах 1000-6000. У нафті вони можуть знаходитись у вигляді колоїдних частинок

Асфальтени від смол відрізняються мало. Їх розділення ведеться за аналітичними ознаками. Типові асфальтени не розчинні в нищих метанових вуглеводнях (С₃-С₇). Вміст асфальтенів в нафтах коливається в широких межах (0-17 %), але здебільшого не перевищує 3-5%.

Асфальтени у чистому вигляді – тверді, порошкоподібні речовини бурого або чорного кольору з густиною біля 1140 кг/м³.

4.3 Порядок проведення роботи.

4.3.1 Досліджувану нафту добре перемішують на протязі 3 хвилин.

4.3.2 Нафту (5-6 г) зважують у сухій колбі екстракційного апарату з точністю до 0,01 г і доливають 100 мл ефіру петролейного або гексану;

4.3.3 Складають екстракційний апарат (Рис. 1.), встановлюють його колбу у термостат, доводять температуру до кипіння розчинника (55 ⁰С для ефіру петролейного та 69 ⁰С для гексану). Кип’ятять 30 хвилин. Дають охолонути.

4.3.4 Одержаний розчин фільтрують через попередньо зважений та висушений фільтр “синя стрічка”. Після фільтрування промивають фільтр розчинником для кінцевого відмиву смол та масел.

4.3.5 Висушений при температурі 105 ⁰С фільтр з асфальтенами зважують на технічних вагах з точністю 0,01 г.

Вміст асфальтенів (Х) у вагових процентах від вихідної нафти вираховують за формулою:

В₁

Х = ---------- · 100,

В

де В – вага нафти у грамах;

В₁ – вага асфальтенів у грамах.

Записують результати, вказуючи колір та блиск асфальтенів. Одержані асфальтени повинні бути крихкими та блискучими, чорно-коричневого кольору. Матовий та мазеподібний вид асфальтенів вказує на присутність у них масел (олії), парафінів, потрібно повторити їх відмив або осадження.

Після закінчення лабораторної роботи привести робоче місце у належний стан.

4.4 Звіт з лабораторної роботи повинен містити:

Сформульовану мету лабораторної роботи, короткі теоретичні відомості з методики визначення вмісту асфальтенів у нафті.

4.4.2 Хід роботи.

4.4.3. Розрахункові дані з визначення вмісту асфальтенів у нафті.

4.4.4. Заключення та висновки.

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №5

Автоматизована обробка даних геохімічних пошуків

5.1 Мета роботи: вивчення методичних прийомів інтерпретації результатів геохімічних пошукових досліджень на підставі вивчення критерійних вуглеводнео – газогеохімічних ознак і показників дати оцінку перспектив, та видати рекомендації для подальших геологорозвідувальних робіт. (із застосуванням прикладних програм на ПЕОМ).

5.2 Основні теоретичні положення.

Геохімічні методи пошуків нафти і газу базуються на виявленні ореолів розсіювання вуглеводневих компонентів родовищ нафти і газу та їх зв’язку з геологічною будовою району пошуків. В залежності від конкретних пошукових задач, об’єкта дослідження та виду аналітичних визначень в геохімічних методах пошуків нафти і газу використовуються такі методи: газогеохімічний, біохімічний, бітумінологічний та деякі інші.

Газогеохімічний метод основний в геохімічному комплексі, що базується на вивченні якісного та кількісного складу газів у керні, шламі, глинистому розчині та грунтах (вільний і сорбований газ). Мета методу - виявлення по газовим показникам просторового положення аномалій і, з врахуванням геологічної будови району, оцінка достовірності зв’язку цих аномалій з наявністю на глибині покладів нафти і газу. Газогеохімічний метод застосовується як самостійний метод або разом з іншими методами на всіх стадіях пошуків покладів нафти і газу.

Прямi геохiмiчнi методи пошукiв родовищ нафти i газу заснованi на явищах мiграцiї вуглеводнiв вiд покладiв до денної поверхнi. Газовi геохiмiчнi дослiдження представляють собою прямi методи пошукiв нафти i газу, що базуються на виявленi ознак нафтоносностi в неглибоко залягаючих шарах у виглядi тих чи iнших концентрацiй вуглеводнiв газiв у породах дослiджуваної площi.

Мiграцiйний вуглеводневий потiк, що йде вiд нафтогазового покладу, утворює деякий ореол розсiювання навколо цього покладу, який проявляється i в верхнiх частинах розрiзу площi. Мiгруючи iз покладу (або групи покладiв) вуглеводнi мають неоднакову концентрацiю в рiзних гiрських породах по шляху мiграцiї. Це залежить вiд пористостi i проникностi порiд, розчинення, i сорбцiї газу, тиску газу, явищ випаровування i конденсацiї вуглеводнiв в залежностi вiд температурних умов i тискiв, що iснують на рiзних глибин ах. В зв’язку з тим, що мiгруючi вуглеводнi мають певний характер розподiлення у розрiзу на шляху руху вiд покладу нафти i газу до земної поверхнi. За межами ореолу розсiювання, що спостерiгаємо, наявний лиш газовий фон, зумовлений вмiщаючими у породах розсiяним газом, концентрацiя якого набагато менша, нiж у покладi. Таким чином, у товщi порiд над покладом i поверхневих шарах iснують завдяки процесам мiграцiї пiдвищенi в порiвняннi з фоном концентрацiї мiгруючих з покладу газiв. Цi пiдвищенi концентрацiї мiгруючих з покладу газiв, розмiщених певним чином над площею покладу, прийнято називати “газовими аномалiями”. Такi газовi аномалiї наявнi у кожному горизонтi над нафтогазовим покладом по всьому стратиграфiчному розрiзу аж до поверхневих вiдкладiв.

Основною задачею при геохiмiчнiй зйомцi є пошуки нових родовищ нафти i газу, закладання пошукових і розвідувальних свердловин в місця скупчень вуглеводнів шляхом виявлення площових i профiльних газових аномалiй у тих чи iнших геохiмiчних газових показниках, отриманих в результатi вивчення газонасиченостi рiзних горизонтiв.

Найбiльш простi геохiмiчнi ознаки (критерiї) нафтогазоносностi, якi дають початкову загальну характеристику вуглеводневого газового складу, - це концентрацiя метану, сумарні концентрації ненасичених вуглеводневих газів, сумарні концентрації насичених вуглеводневих газів.

Для встановлення таких критерiїв нафтогазоносностi при газохiмiчнiй зйомцi необхiдно виявити закономiрностi у розповсюдженні мiкроконцентрацiї цих вуглеводневих газiв у підповерхневих відкладах шляхом обробки великих сукупностей аналiтичних даних за допомогою методiв математичної статистики.

Теоретичною передумовою газогеохімічного способу прогнозування перспектив нафтогазоносності є відомі положення про існування ореолів розсіювання вуглеводневих газів в товщi осадових порід, що перекривають нафтогазові скупчення.

На очікуваний результат прогнозування перспектив нафтогазоносності має вибір системи спостережень i раціональне розміщення пунктів вiдбору проб. Пiд системою спостережень розуміється просторове положення пунктів вiдбору проб для одержання газогеохімічної інформації, з метою оцінки перспектив нафтогазоносності досліджуваної території. В практиці геолого-геохiмiчних досліджень віддають перевагу регулярним сіткам в зв’язку із необхідністю обробки результатів досліджень засобами обчислювальної техніки.

Наступним відповідальним етапом газометричної технології є вилучення газової фази методом термовакуумної дегазації. Метод дозволяє витягати 95-98% вуглеводневих газів. Дуже важливим етапом в технології створення газометричної інформації є газова хроматографія. Газова хроматографія - основний метод дослідження складу природних газів - є різновид хроматографічного методу розділення легких з'єднань, при якому рухомою фазою постає газ, а нерухомою фазою - твердий сорбент. Процес завершується записом на діаграмній стрічці самописцем у вигляді хроматограми, на якій вихід компонентів фіксується піками, розміщеними на основній (нульовій) лінії. Хроматограма стає джерелом інформації про склад аналізованої суміші, яка оброблюється як вручну так і за допомогою ПЕОМ.

Безпосередньо комп’ютерна обробка газоаналітичної інформації, що поступила після польових і лабораторних спостережень і вимірів, проводилась за такою методикою і в такій послідовності:

- розраховуємо концентрації компонентів в пробі у відсотках для вільного і сорбованого газів;

- підготовлюються вхідні дані (координат точок спостережень) до побудови карт ізоліній газогеохімічних полів для кожного індивідуального компонента суміші ВВГ;

- дані концентрацій індивідуальних компонентів ВВГ, ГП і нових координат використовуються як вхідні дані для побудови таких карт ізоліній: вмісту метану, вмісту ВВГ, ГП. (побудова вказаних карт ведеться за допомогою пакету прикладних програм SURFER фірми GOLDEN SOFTWARE INC.

Подальшим етапом обробки газогеохімічної інформації є її порівняльний аналіз критеріїв перспектив нафтогазоносності. До них віднесені: підвищені в порівнянні з фоновими вміст метану і важких вуглеводнів (ВВ), газонасиченість вод вуглеводневими газами, загальна і парціальна пружність газів. Крiм того, вміст важких вуглеводнів, особливо бутану, пентану, гексану, а також відношення метану до важких вуглеводнів можуть свідчити про характер покладу (нафтовий чи газовий). Різні відношення і коефіцієнти вважають непрямими ознаками і використовують в комплексі з іншими показниками. Головним результатом всіх статистичних підходів є аномалія.

Під геологічною результативністю газогеохімічного прогнозування розуміють кінцевий підсумок, наслідок впровадження в практику розробленої технології. Таким наслідком може бути:

- відкриття промислових покладів нафти або газу на площі досліджень;

- встановлення безперспективності площі досліджень щодо можливої наявності покладів нафти і газу;

- часткове вирішення поставлених завдань через неоднозначність одержаного результату.

Аналiз i інтерпретація результатів газогеохімічного прогнозування перспектив нафтогазоносності на сучасному рівні вирішення комплексних проблем розвитку пошуків нафтових i газових родовищ з кінцевою метою отримання продукції в першій пошуковій свердловині на прогнозно-перспективному об’єкті.

При цьому для кожного вуглеводневого компоненту будують кривi розподiлу i кумулятивнi кривi. На основi розгляду цих кривих встановлюються:

- межi вмiсту в породах даного компоненту;

- вмiст кiлькостi, що найчастiше зустрiчається;

- фоновi значення газонасиченостi порiд.

5.3 Порядок проведення роботи.

5.3.1 Перед початком проведення лабораторної роботи студентам видаються:

- система спостережень, тобто просторове положення пунктів пробовідбору;

- результати розрахунку концентрацій різних компонентів ВВГ.

5.3.2 Розрахунок аномальних значень проводяться зі застосуванням ПЕОМ, використовуючи методи математичної статистики, а саме програми EXEL, STATISTICA.

Для визначення фонових і аномальних значень потрібно студентам:

- пiдготувати таблицю розподiлу метану, сумарні концентрації ненасичених вуглеводневих газів, сумарні концентрації насичених вуглеводневих газів;

- провести групування вихiдних даних у рангований ряд;

- пiдрахувати частоти, частковiсть i накопиченi частковостi для кожного iз значень вмiсту в породi вуглеводневих газiв;

- побудувати кривi розподiлу газонасиченостi порiд (окремо для метану i для сумарної концентрації ненасичених вуглеводневих газів, сумарної концентрації насичених вуглеводневих газів);

- побудувати кумулятивнi кривi газонасиченостi порiд метаном i його гомологами.

- визначити фоновi значення вмiсту в породi СН₄ i концентрацій ненасичених вуглеводневих газів, концентрацій насичених вуглеводневих газів.

- показати на картi розповсюдження аномальних зон досліджуваних критеріїв;

- виділити за пріоритетами прогнозно – нафтогазоперспективні об’єкти;

- запроектувати місця закладання пошукових і розвідувальних свердловин.

5.4 Звіт з лабораторної роботи повинен містити:

5.4.1 Фоновi та аномальнi значення вмiсту метану та сумарні концентрації ненасичених вуглеводневих газів, сумарні концентрації насичених вуглеводневих газів.

5.4.2 Карти розповсюдження в породах метану та сумарні концентрації ненасичених вуглеводневих газів, сумарні концентрації насичених вуглеводневих газів.

5.4.3 Прогнозно – нафтогазоперспективні об’єкти.

5.4.4 Обґрунтування місце закладання пошукових і розвідувальних свердловин на площі, яку необхідно дослідити.

5.4.5 Висновок про доцільність проведення подальших пошуково-розвідувальних робіт на територiї за геохiмiчними показниками.

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №6

Побудова та аналiз карт К_сп нафти при розробцi родовищ

6.1 Мета роботи: вивчення фізико-хімічних властивостей і закріплення знань з методики побудови та аналiз карт К_сп нафти при розробцi родовищ.

6.2 Основні теоретичнi положення.

Вiдомо, що властивостi нафти в межах окремих покладiв зазнають закономiрних змiн. Досить добре вивченi i змiни нафти в процесi розробки родовищ. Цi змiни можуть вiдбуватись за рахунок просторового перемiщення з одних частин в iншi. Вони можуть бути зафiксованi лабораторними дослiдженнями.

Дослiдженнями доведено, що найбiльш чутливим параметром змiни властивостей нафти в межах покладу є коефiцiєнт свiтлопоглинання (К_сп) або оптична густина. К_сп нафти залежить, головним чином, вiд вмiсту смолисто-асфальтенових компонентiв i зазнає в межах покладiв значних змiн у широкому дiапазонi значень, що дозволяє легко ним користуватись.

При використаннi Ксп для визначення перемiщень нафти в пластi при експлуатацiї покладу та стягування контуру нафтоносностi потрiбно також не забувати про можливiсть змiн за рахунок адсорбцiї смолисто - асфальтенових речовин та випадання їх з розчинiв. Величина К_сп, як правило закономірно зростає від склепіння до водонафтового контакту.

Величина К_сп нафти визначається за допомогою фотоколориметра.

6.3 Порядок проведення роботи.

6.3.1 Нанести свердловини на план, враховуючи, що вони розмiщенi квадратною мережею (по п'ять свердловин вiд № 11 до № 45 в семи вертикальних рядах).

6.3.2 Згiдно iз заданим варiантом (Додаток А) вибрати значення величини К_сп на першу дату і побудувати карту, попередньо вибравши рацiональне сiчення iзолiнiй К _сп.

6.3.3 Аналогiчно побудувати карту на другу дату.

6.3.4 Зробити аналiз карт та викласти його письмово з висновками та рекомендацiями щодо покращення розробки покладу нафти.

6.4 Звіт з лабораторної роботи повинен містити:

6.4.1 Сформульовану мету лабораторної роботи, короткі теоретичні відомості з методики побудови та аналiз карт К_сп нафти при розробцi родовищ.

6.4.2 Заключення та висновки про напрямки руху нафти в пластах та стягування контуру нафтоносності (ВНК).

ДОДАТОК

ДОДАТОК А

Таблиця А.1

Поиск по сайту: