Uleiul, gazul și apa din rezervor sunt sub presiune, numită presiune rezervor. Presiunea rezervorului determină rezerva de energie a rezervorului și proprietățile uleiului și gazului în condițiile rezervorului.
Valoarea presiunii rezervorului depinde de adâncimea stratului productiv al rocilor deasupra (presiunea rocilor), a forțelor tectonice, a temperaturii, a proceselor chimice din acest rezervor. Presiunea asupra petrolului și a gazului este transmisă prin minerale care formează roci. În cusăturile izolate cu rocă, presiunea de rocă va conduce la o presiune anormală și mai mare a rezervorului hidrostatic. Forțele tectonice pot duce la o creștere sau descreștere a presiunii rezervorului în comparație cu presiunea hidrostatică datorată mișcării formării.
Efectul temperaturii se reduce la distrugerea hidrocarburilor complexe (care constă din petrol, gaze) și formarea unui număr mare de molecule simple, ceea ce conduce la o creștere a volumului de lichid (ulei, apă) și gaz, respectiv, pentru a crește presiunea rezervorului în formațiune izolată.
O schimbare a temperaturii poate duce la reacții chimice, care, în consecință, conduc la cimentarea formării și la o scădere a porozității și, în consecință, la o creștere a presiunii în formarea izolată (închisă).
Dacă densitatea lichidului și a gazului este cunoscută, presiunea de formare este determinată prin calcul. Dacă puțul este umplut cu lichid și nu se toarnă (nu curge), presiunea rezervorului este definită ca fiind hidrostatică:
unde Рпл - presiunea de formare inițială, Pa; H - adâncimea formării, m; p este densitatea lichidului, kg / m3; g este accelerarea caderii libere a corpului (g = 9,81 m / s 2).
Dacă fântâna se revarsă, atunci
unde Py este presiunea la capul puțului, Pa.
Dacă nivelul fluidului în godeu nu ajunge la gură, atunci
unde Rj este înălțimea coloanei de lichid din gaura de sondă, m.
Presiunea din rezervor este menționată la una dintre planuri. Pentru un astfel de plan, este obișnuit să se ia în considerare nivelul mării sau poziția inițială a contactului cu apă-ulei în rezervor. Presiunea rezervorului, raportată la planul convențional, se numește presiune redusă a rezervorului (a se vedea figura 4).
Presiunea de formare rezultată este definită prin formula:
unde P1 și pi sunt presiunile măsurate ale rezervorului în puțurile nr. 1 și nr. 2, Pa; h \ și h2 - distanțele față de fețele puțurilor la nivelul contactului apă-ulei, m; рн și рв - densitatea uleiului și a apei, kg / m3.
În procesul de exploatare a câmpurilor petroliere, este necesar să cunoaștem anumite tipuri de presiuni care afectează procesele tehnologice:
Fig. 4. Determinarea presiunii rezervorului
1. Presiune statică la fundul puțului. Presiunea statică este presiunea din puț, care este stabilită după o oprire lungă. Presiunea statică este egală cu presiunea hidrostatică a coloanei de lichid din puț în înălțime (verticală) egală cu distanța de la nivelul lichidului din puț până la adâncimea la care se face măsurarea. De obicei, pentru această adâncime, este presupus mijlocul intervalului de perforare a formării. Presiunea statică este adesea numită presiune rezervor.
2. Nivelul static. Nivelul coloanei de lichid stabilit în puț după oprirea lungă și gura deschisă se numește nivelul static.
3. Presiunea dinamică în fundul puțului. Presiunea dinamică din partea inferioară a puțului este presiunea stabilită la fund în timpul extracției lichidului sau gazului, precum și în timpul injecției în puț a obiectului de impact (apă, polimeri, lichide de răcire etc.). Dinamica presiunii de fund este deseori numită presiune de fund.
4. Nivelul dinamic al fluidului în puț. Nivelul de lichid instalat într-o fantă de lucru se numește nivel dinamic.
5. Presiunea medie a rezervorului. Presiunea medie a rezervoarelor dă o idee despre starea rezervorului, posibilitățile sale de extragere a petrolului și gazului și indică, de asemenea, eficacitatea efectuării anumitor GTM care contribuie la dezvoltarea rațională a acestui depozit.
Presiunea statică măsurată în puncte diferite ale rezervorului, caracterizat printr-un presiuni rezervor locale în aceste puncte de prelevare, care pot fi diferite datorită formării de heterogenitate, grade diferite de epuizare, impactul asupra rezervorului prin inundare cu apă sau alți agenți, și așa mai departe.
În acest sens, se folosește termenul de presiune medie a rezervorului. Presiunea medie a rezervorului Ρср se determină din măsurătorile presiunilor statice P, în godeurile individuale.
Presiunea medie ponderată a rezervorului pe rezervor este determinată de formula
7ie fi - aria atribuită celui de-al n-lea godeu, R; - presiunea statistică în godeul i, n - numărul de godeuri. 6. Presiunea medie ponderată în volumul rezervorului. medie; Necondiționat în volumul rezervorului, presiunea ia în considerare nu numai suprafața fi pe godeu, ci și grosimea medie a rezervorului / r, -, apoi
Presiunea medie a rezervorului este determinată de hărțile liniilor izobar de presiuni egale).
7. Presiunea inițială de formare. Presiunea medie a rezervorului, determinată de grupul de sonde experimentale în timpul procesului de încercare, se numește presiunea inițială a rezervorului.
8. Presiunea curentă a rezervorului. În timpul dezvoltării rezervorului, presiunea rezervorului se modifică ca urmare a creșterii sau limitării volumului de injecție a agentului de influență, creșterea sau limitarea selecției de petrol și gaz și așa mai departe. Prin urmare, pentru a evalua cu mai multă exactitate starea obiectului de funcționare la momente diferite, determinați presiunea medie a rezervorului și trasați graficele acestor presiuni în timp. Această presiune se numește presiunea curentă a rezervorului.
Pe lângă presiunile rezervorului de mai sus, conceptele de presiune pe conducta de evacuare și linia de extragere a fluidului din formare sunt introduse în procesul de dezvoltare a rezervorului.
În dezvoltarea câmpurilor petroliere se realizează o monitorizare sistematică a presiunii de formare, după care starea judecat de presiunea în rezervor și, dacă ajustările de luare necesare pentru a crește sau a reduce volumul de injectare a agentului de stimulare sau alte măsuri de reglementare a procesului de dezvoltare, în unele zone, și în ansamblu pentru câmp.
Presiunea rezervorului în puțuri este măsurată prin intermediul unor manometre de presiune adânci, care coboară în puț pe un fir de răzuire.
Temperatura în scoarța pământului
Temperatura de pe suprafața Pământului este diferită și variază considerabil. Depinde de iluminarea soarelui. Fluctuațiile de temperatură de pe suprafața pământului determină schimbări de temperatură la adâncimi mici. Fluctuațiile de temperatură pe zi sunt umede la o adâncime mai mică de un metru, iar anual - la o adâncime de aproximativ 15 metri. Acest nivel este numit stratul neutru, sub care temperatura este constantă
și crește uniform din acțiunea fluxului de căldură, provenind din adâncurile Pământului. Limita dintre temperatura pe suprafața crustei pământului, care depinde de soare și de câmpurile termice interne ale Pământului, este un strat cu o temperatură constantă sau negativă constantă.
Sub stratul cu o temperatură negativă constantă, există roci înghețate perene (roci permafrost). Grosimea acestor roci variază și în unele zone ajunge la 500-700 m. Pe glob, astfel de roci ocupă aproximativ 10% din suprafața solului, iar în Rusia - mai mult de 40%. Temperatura sub stratul cu o temperatură pozitivă constantă crește: j cu adâncimea. Schimbarea în adâncime, care corespunde unei creșteri de temperatură de 1 °, se numește o etapă geotermală. | În medie, este de 33 de metri. Pentru a caracteriza schimbarea temperaturii cu adâncimea, se utilizează un gradient geotermal. Gradientul geotermal este creșterea temperaturii rocilor la fiecare 100 m de depresiune din zona de temperatură constantă pozitivă. gradientul geotermal se presupune a fi de 3 ° C. Pentru a cunoaște temperatura secțiunii este depuneri importante în timpul forării, în pregătirea de dezvoltare și exploatare depozite de teren în timpul diferitelor wellwork Schemele tehnologice (GTO).
Articole similare
Trimiteți-le prietenilor: