Прогнозирование

Как показали проведенные исследования, циклы нефтегазообразования различаются по особенностям формирования зон нефтегазонакопления, по расположению зон генерации УВ, их близости или удаленности от зон аккумуляции, по интенсивности и длительности региональной миграции, наличию зон гипергенеза, их расположению и масштабам окислительных процессов в них, по интенсивности катагенных процессов и т. д. Поэтому для более обоснованного прогнозирования особое внимание следует уделить на первом этапе геохимических исследований выявлению и изучению закономерных изменений в составе нефтей. Для этого строят серию карт по стратиграфическим комплексам для определенного генотипа нефти, на которые наносят информацию о плотности нефти, содержании бензинов, их составе, количестве парафино-нафтеновой фракции с [c.158]

Руководство. API по взаимозаменяемости базовых масел определяет минимальные благоразумные физические и химические определения, необходимые для гарантии, что качество моторного масла не пострадает при замене одного базового масла на другого. Руководство основано на реальных данных испытаний эксплуатационных свойств ряда моторных масел, путем применения разных базовых масел для моторных масел бензиновых и дизельных двигателей. Было использована технология получения масел с применением присадок API SG уровня качества, дополнена до качества API SH и SJ. При составе присадок таких высоких уровней качества, большинство различий в базовых масел перекрывается качеством пакета присадок. В виду этого, Руководство не следовало бы применять для прогнозирования эквивалентную взаимную замену для масел, составленных из пакета присадок уровня качества, меньшего, чем API SH. [c.143]

Для прогнозирования вероятности образования того или иного продукта реакций в термодинамике пользуются данными по энергиям связи в химических веществах. [c.13]

Однако при геохимических исследованиях нефтей, которые лежат в основе прогнозирования состава углеводородных флюидов, наряду с генетической типизацией нефтей очень важна правильная оценка масштабов изменения нефтей при окислении, выветривании, при воздействии высокой температуры. Эта информация нужна прежде всего для прогнозирования состава нефтей в зонах гипергенеза, катагенеза и т. д. Многие исследователи этим процессам придавали главенствующее значение и даже называли различия нефтей, вызванные ими, генетическими. Очень важно, хотя подчас и трудно, выявить, с чем связаны различия изучаемых нефтей с их генетической неоднородностью или же с изменением их под влиянием вторичных факторов. Поэтому большое внимание в книге уделяется критериям генетической и геохимической классификации нефтей. [c.4]

Одним из наиболее ответственных и металлоемких элементов технологического оборудования являются трубопроводы. Они чаще всего работают без резерва выход трубопровода из строя в большинстве случаев влечет за собой остановку агрегатов, установок и даже комплексов, поэтому очень важно обеспечить надежную работу трубопровода в течение всего межремонтного периода, что определяется конструкцией трубопровода, правильным подбором материалов и элементов трубопровода, своевременным проведением ревизии, прогнозированием износа и ремонта, качеством ремонтных работ, испытаний и др. [c.194]

Необходимость решения проблем совершенствования методов заводнения, изыскания и применения новых высокоэффективных вытесняющих агентов, рациональной разработки нефтегазоконденсатных залежей и залежей летучих нефтей и т.д. ставит новые газогидродинамические задачи, связанные с прогнозированием показателей разработки месторождений в этих условиях. [c.252]

Весьма важным является определение конца пробега катализатора и тем более прогнозирование длительности его работы. Вследствие большого числа переменных, определяющих конечный результат, вопрос этот является весьма сложным и на сегодня пока отсутствует общепризнанный метод. Это определяется продолжительностью эксперимента по оценке общей длительности работы данного катализатора, на конкретном сырье, в определенных условиях, что делает весьма дорогим накопление в достаточном объеме экспериментального материала. [c.140]

Для геологов и геохимиков научно-исследовательских организаций, занимающихся изучением генезиса углеводородов и формирования залежей, а также раздельным прогнозированием нефте- и газоносности. [c.2]

Как показали проведенные нами статистические исследования (анализ тесноты связи и уравнений регрессий) по изучению влияния условий залегания на состав нефтей разных генотипов, масштабы преобразования нефтей при процессах окисления, физического выветривания, катагенеза и миграции неодинаковы. Нефти разных генотипов могут существенно изменяться при одинаковых термобарических условиях. В связи с этим на одних и тех же глубинах нефти разных генотипов могут иметь разный состав. Последнее обстоятельство очень важно при прогнозировании типа [c.10]

Все три классификации (химическая, генетическая и геохимическая) логически связаны между собой. В любом регионе нефти в первую очередь классифицируют по составу на химические типы, затем после детальных геохимических исследований определяют генетические типы нефтей, т. е. классифицируют их генетически. Для каждого генетического типа выделяют нефти разной геохимической истории и проводят геохимическую классификацию, которая основывается на изменениях свойств нефтей и основных показателей каждого генотипа с учетом воздействия на нефти процессов миграции, катагенеза или гипергенеза. Все эти сведения необходимы для прогнозирования типа и фазового состава углеводородных скоплений. [c.11]

Уравнения регрессии для расчета физикохимических параметров по спектральным Коэффициенты корреляции состава нефти с условиями залегания пород Уравнения регрессии для прогнозирования состава нефти по заданным геологическим параметрам [c.46]

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СОСТАВА НЕФТЕЙ [c.149]

Геохимические исследования нефтей, их химическая, геохимическая и генетическая типизации имеют конечной целью прогнозирование фазового состояния углеводородных флюидов и их состава как в новых районах, что очень важно, так и в тех, где уже территория хорошо разведана, на новых разведочных площадях. [c.149]

В зонах нефтеобразования также возможно присутствие газовых скоплений, которые могли образоваться в результате дифференциального улавливания первыми ловушками на пути миграции газовых УВ, а в последующих — жидких. В этом случае раздельное прогнозирование следует проводить с учетом пространственного размещения зон генерации и зон нефтегазонакопления и возможных направлений миграции. [c.151]

Прогнозирование типа скоплений УВ и их состава важно не только для нефтедобывающей и перерабатывающей промышленности, но также и для качественной оценки ресурсов в целом. Возрастание в ряде регионов роли газоконденсатных залежей остро ставит вопрос о поисках в этих регионах залежей УВ не любого состава, а с хорошими товарными свойствами (с высоким содержанием бензиновых фракций, малосернистых или бессернистых и т. д.). Для газоконденсатных залежей чрезвычайно важно знать не только для оценки качества флюида, но и в особенности для разработки залежи, имеется ли нефтяная оторочка или нет. [c.149]

V.l. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ СОСТАВА НЕФТЕЙ И ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ [c.149]

Таким образом, раздельное прогнозирование является комплексной проблемой, она не может решаться с каких-либо одних позиций. Распределение залежей разного фазового состава по разрезу и площади может быть обусловлено рядом факторов, связанных как с особенностями генезиса УВ, так и их миграции и формирования залежей. [c.150]

При раздельном прогнозировании нефте- и газоносности нами учитываются [c.151]

Разработанная нами методика прогнозирования типа углеводородных флюидов и их состава. основывается на теории цикличности процессов нефтегазообразования. [c.152]

При прогнозировании учитываются три основных фактора [c.152]

Все указанные выше особенности состава нефтей (генетические, вторичные изменения и т. д.) в совокупности находят отражение в корреляционных связях между составом нефти и современными условиями ее залегания. Выявление таких связей особенно важно для прогнозирования типа скоплений УВ и их состава, так как позволяет по заданным геологическим параметрам (при наличии высоких значений коэффициентов корреляции) прогнозировать в новых районах изученного региона или в новом регионе, близком по геологическому строению, тип углеводородных скоплений и состав УВ. [c.159]

Прогнозирование типа углеводородных флюидов и их состава по данной методике с построением карт прогноза было выполнено в ряде регионов Советского Союза. Следует еще раз подчеркнуть, что подобное прогнозирование требует предварительных детальных, региональных геохимических исследований углеводородных флюидов. [c.161]

V.2. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ И состава нефтей на ПРИМЕРЕ РЯДА РЕГИОНОВ советского СОЮЗА [c.161]

Прогнозирование состава углеводородных флюидов осуществлялось длн каменноугольного, пермского, триасового и юрского комплекса. Для них использовалась вся указанная выше информация. По остальным комплексам (девонскому, меловому) полной информации не имелось, и поэтому качественный состав нефтей прогнозировался на основе геохимической характеристики нефтей. [c.161]

В настоящее время подсолевой комплекс (С—Pi) в Прикаспийской впадине — весьма перспективный объект для разведки. В этих отложениях открыто около 20 месторождений, среди которых много газоконденсатных, особенно на северном и западном бортах. Прогнозирование фазового состояния углеводородных флюидов в залежах для данного комплекса весьма актуально. Поэтому специально для комплекса -Pi был сделан такой прогноз и составлена карта прогноза состава нефтей и фазового состояния углеводородных флюидов. [c.165]

При решении конкретной мини-задачи желательно получить результат при минимальном расходовании ВПР. Поэтому целесообразно использовать в первую очередь внутрисистемные ВПР, за-т1ем внешнесистемные ВПР и в последнюю очередь надсистемные ВПР. При развитии же полученного ответа и при решении задач на прогнозирование (т. е, макси-задач) целесообразно задействовать максимум различных ВПР. [c.193]

Полная математическая модель процесса включает основные переменные процесса, связи между основными переменными в статике, ограничения на процесс, критерий оптимальности, функции оптимальности, связи между основными переменными в данамике. Эта модель предназначена для прогнозирования оптимальных режимов процесса и получения информации, необходимой при разработке автоматизированной системы управления объектами нефтепереработки и нефтехимии. [c.9]

При прогнозировании состава нефтей особое внимание уделяется закономерностям его изменения в региональном плане и обязательно с учетом стратиграфической принадлежности нефтей. Закономерные изменения могут быть прежде всего связаны с региональной миграцией, о чем было сказано выше, с наличием зон гипергенеза и катагенеза. Выявление пространственного размещения этих зон, а также региональных закономерностей изменения параметров состава нефтей, в частности содержания бензиновой фракции, количества метановых и ароматических УВ в них, смолисто-асфальтеновых компонентов и других показателей, дает возможность сделать предположение о направлении региональной миграции, о возможном расположении зон генерации, наличие которых прогнозируется нами по палеотемпературным максимумам. [c.158]

Рассмотрены генетические основы классификации нефтей. Проанализированы критерии выделения генетических типов и факторы, влияющие на формирование состава нефтей. Отмечена унаследованность структурных особенностей углеводородов нефтей от органического вещества пород. Рассмотрены методы прогнозирования свойств и состава нефтей. [c.2]

Приведенные данные показывают, что изменения нефтей под воздействием различных факторов — глубины, температуры, пластовых вод — в Тимано-Печорской НГП контролируются генетическим типом нефтей, что очень важно для прогнозирования их состава. Наличие в разрезе нескольких генетических типов связано с тем, что они генерировались разными нефтематеринскими породами, именно этим обусловлены разли- [c.54]

В последнее время основное внимание стало уделяться прогнозированию фазового состояния углеводородных флюидов, в основе которого лежат разные теоретические представления ученых и разный исходный аналитический и фактический материал. Так, В.А. Чахмахчев (33) прогнозирует фазовое состояние УВ и тип залежей по составу легких фракций нефтей и конденсатов. Используя в качестве показателей типа залежей, в частности, отношения арены/алканы, цикланы/алканы, циклогексаны/ циклопентаны, и-алканы/изоалканы, бензол/гексан, толуол/и-гексан, ме- [c.149]

При прогнозировании состава углеводородных скоплений в Западной Сибири И.И. Нестеров и А.В. Рыльков моделировали условк1я формирования залежей нефти и газа. При этом определяющими являлись тип ОВ и степень его метаморфизма. При моделировании процесса формирова ния залежей авторы исходили из предположения о близости залежей к источникам генерации УВ. Теоретическая модель выражалась формулой = f (МррХ), где — количество мигрировавших нефтяных и [c.150]

В качестве факторов раздельного прогнозирования используются не только тип ОВ и стадии катагенеза ОВ, но и температура недр и давление и т. д. Температура несомненно влияет на изменение состава нефтей. Ряд ученых считают, что процессы термической деструкции нефтяных У В начинаются с температуры 150 °С, другие в качестве температурного предела, выше которого существование жидких УВ невозможно, принимают 200 °С. Так, С.И. Сергиенко и Г.Т. Юдин считают, что температура 150— 160 °С является границей перехода нефтяных залежей в газоконденсатные. На этот же температурный рубеж указывают Г.А. Амосов и др. [12] -Следует, однако, отметить, что в настоящее время имеются нефтяные залежи при температуре 204 °С. А.Н. Резников, А.В. Томкина, А.М. Бринд-зинский и др. прогнозируют тип углеводородных флюидов не только по температуре, но и по давлению. Раздельное прогнозирование нефтяных и газовых скоплений, в том числе и газоконденсатных залежей, может выполняться и с учетом принципа дифференциального улавливания. [c.150]

Исходя из вышеизложенного, раздельное прогнозирование на первом этапе следует проводить, учитывая тип ОВ, — выделяют зоны преимущественно газонакопления и преимущественно нефтенакопления. В последующем проводят более детальный анализ возможного нахо 1ения залежей газа и газоконденсата с учетом особенностей миграции, инверсионных движений, катагенных преобразований. [c.152]

Прогнозирование типа углеводородных скоплений и их состава с учетом трех основных факторов влечет за собой комплексный анализ геологических и геохимических факторов - тектонического строения, литологии, фациально-генетического типа ОВ, размещение зон генерации УВ, направления региональной миграции, палеотемпературного режима недр. Учет лишь одного какого-либо фактора (например, температуры или фациально-генетического типа ОВ и т. д.) не позволяет правильно прогнозировать состав углеводородных флюидов, так как упрощает проблему сложного взаимовлияния УВ с окружающей средой. В то же время привлечение комплекса необходимой информации без учета специфики нефтегазообразования (генотипа, особенностей изменения нефтей) в каждой конкретной толще также может привести к ошибкам при прогнозировании. [c.152]

По данным корреляционно-регрессионного анализа о составе нефтей, глубине их залегания, пластовой температуре и давлении, типе вод и коллекторов был рассчитан предполагаемый тип углеводородного флюида исходя из плотности и содержания парафино-нафтеновых УВ. При прогнозировании типа скоплений УВ были приняты следующие предпосылки при плотности > 0,800 г/см - нефть, 0,800 - 0,790 г/см - нефть и конденсат, 0,790-0,700 г/см - конденсат, < 0,700 г/см — газ. Как видно из табл. 49, на одних и тех же глубинах в зависимости от генетического типа нефтей могут быть встречены разные типы скоплений УВ. Так, например, на глубине 4 км в юрских и нижнемеловых отложениях предполагаются нефтегазоконденсатные залежи, в верхнемеловых — нефтяные, в палеоценовых - газоконденсатные, в олигоценовых - газоконденсатнонефтяные. [c.153]

Для нефтей, залегающих в каменноугольных отложениях, не выявлено корреляционной связи между их свойствами и составом, с одной стороны, и глубиной их залегания и пластовой температурой, с другой [5]. Поэтому использовать уравнения регрессии для прогнозирования состава нефтей этих отложений не представляется возможным. Единственный показатель, который можно прогнозировать для всех нефтей палеозоя, — это степень их ароматичности (содержание ароматических УВ в бензиновой фракции), которая является функцией сульфатности вод и пластовой температуры (/ 0,85). Из табл. 52 видно, что содержание низкокипящих ароматических УВ возрастает с увеличением как температуры, так и сульфатности вод, причем резкое изменение последней (55-275 мг/л) слабо сказывается на степени ароматичности бензиновой фракции. Рост температуры вызывает более заметное ее увеличение. [c.163]

Стойкость эластомеров в эксплуатационных условиях (1986) -- [ c.0 ]

Организация планирование и управление промышленным предприятием (1982) -- [ c.56 , c.220 ]

Количественные методы анализа хозяйственной деятельности (1999) -- [ c.184 , c.222 ]

Химия окружающей среды (1982) -- [ c.0 ]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология