Deformări și dărâmături ale suprafeței pământului - pagina 26

Pagina 26 din 50

Deformări și dărâmături ale suprafeței pământului

Deformarea și suprafața tragerilor pământ sunt detectate doar atunci când ajung periculoase valoare (critică) sau rezultatele efectelor asupra obiectelor și sistemul de dezvoltare a zăcământului. - concasare, ulei de puțuri resturi rafale, deformarea clădirilor, etc. Etapa inițială a acestor procese se găsesc numai pe rezultatele monitorizării speciale. Setul de condiții care pot conduce la apariția deformațiilor anormale ale suprafeței pământului în timpul selecției hidrocarburilor include:







- disponibilitatea AVPD și a ratelor de reducere a acestora în procesul de dezvoltare a terenului;

- predispoziția rezervoarelor la compresibilitate puternică;

- prezența unei porozități ridicate a rocilor de rezervoare productive (terifiante) - până la 30-35%;

- capacitatea totală semnificativă a orizonturilor productive;

- prezența zonelor de eroziune a straturilor slab permeabile în rezervoarele cu mai multe straturi.

În centrul estimărilor predictive ale deformărilor de pe crustă a pământului în timpul exploatării intensive a zăcămintelor de petrol este presupunerea că compactarea rocilor într-o secțiune poate implica aceeași cantitate de subestimare a suprafeței pământului. Pentru o evaluare aproximativă a subsidenței, B.V. Borovsky și alții (1989) au propus următoarea formulă:

unde S este cantitatea de subsidență a terenului, m; ; - schimbarea tensiunii efective, MPa; as - coeficientul de compactare a rocilor rezervoare, MPa; m este grosimea (grosimea) rezervorului, pentru care se estimează posibila scădere, m.

Schimbarea stresului efectiv (Δ) se calculează ca diferența dintre munte sau geostatică (presiunea rocilor suprapuse) și presiunea plăcii. Factorul de compactare a rocilor (as) este determinat din încercările de compresie a solurilor într-o stare neperturbată sau pe baza datelor calculate (Tabelul 5.17), așa cum se recomandă în [31].

Pentru rocile argiloase, atunci când se calculează prognozele de diminuare, se recomandă utilizarea unui factor de compactare (2,0-3,0) * 10 -4 MPa, ale cărui valori variază în funcție de adâncimea de apariție. Fenomenele sedimentare, după cum sa arătat mai sus, depind de mulți factori, iar pentru estimări mai precise trebuie să se țină seama de un complex de factori și să se stabilească o monitorizare geodinamică specializată.

Trebuie remarcat faptul că, prin intensificarea apelor de apă endogene, procesul de diminuare a suprafeței pământului se manifestă nesemnificativ sau încetează. Atunci când se exploatează depozitele în roci carbonatate, de regulă nu apar fenomene puternice de subestimare a suprafeței pământului (mai mult decât primele decimetre).

Una dintre problemele moderne de dezvoltare și exploatare a depozitelor este conservarea rezervoarelor în procesul de producție a hidrocarburilor. Deschiderea multiplă a cusăturilor datorită perforației repetate și a altor tipuri de impact conduce la sistemul termodinamic "fluide de saturare a colectorilor" către starea de neechilibru. În acest caz, este mai bine să vorbim despre sistemele geologice și tehnice de petrol și gaze (GTNGS), a căror reacție la influențele externe nu este strict deterministă, depinde de mulți factori și este, în esență, stochastic.

Natura stochastică a manifestării parametrilor de ieșire ai GTGNS se datorează în primul rând structurii lor eterogene. Altfel, am avea același tip de răspuns al elementelor sistemului la acțiunea externă, de exemplu PPD etc.

Tabelul 5.1 - Coeficientul de compactare a rocilor de rezervoare

Tensiunea efectivă, MPa Adâncimea de imersie, m

Având în vedere structura GTNGS ca o multitudine de elemente omogene (relativ indivizibile) cu funcții comune care interacționează (de exemplu, de a primi și reține un anumit volum de fluid), pentru asigurarea obiectivelor generale ale sistemelor, putem spune că este pe heterogenitatea și are următoarele proprietăți.







1. Limitele în spațiu sunt clar delimitate și determinate în mare măsură de modelele interne de structură și funcționare.

2. Structura GTNGS are o morfologie clară, fluxurile de schimb de masă și energie între componente se realizează prin anumite canale - nu prin omogenități localizate în spațiu. Canalele sunt una dintre cele mai importante proprietăți ale eterogenității.

3. Retragerea a cel puțin unei componente din GTNG duce la distrugerea sistemului sau la criza sa și la adăugarea unei alte componente într-o schimbare semnificativă a proprietăților sale.

4. Reacția GTGNS față de influențele externe nu este strict definită în timp și spațiu, ceea ce creează anumite limitări în gestionarea lor prin influențe externe. O astfel de proprietate face imposibilă aducerea acestora în orice poziție dorită, iar costurile energiei nu sunt întotdeauna compensate de un efect pozitiv în funcție de scopul acțiunilor.

În evaluarea impactului asupra GTGNS, abordarea eterogenităților ca cea mai importantă proprietate sistemică se datorează rolului lor fundamental în răspunsul la extragerea fluidelor. În plus față de redistribuirea spațiu-timp a rezervelor recuperabile și factorul de inițiere a evenimentelor geodinamice pot fi considerate ca fiind proprietatea de limitare a organizațiilor spontane GTNGS-guvernamentale în forme mai complexe (sau, dimpotrivă, promovarea acesteia).

Rețineți că sub un set omogen (omogenitate), după DA. Rodionovii vom înțelege un astfel de set, ale cărui elemente se formează sub influența cauzelor și condițiilor comune, iar legile distribuției lor au o structură simplă. Un set eterogen este un set în care se formează diferite elemente sub influența diferitelor cauze și condiții.

Unul dintre cele mai importante din GTNGS este proprietatea dominanței, esența căreia se manifestă prin faptul că sistemul întotdeauna domină elementul, determinând comportamentul acestuia. În cazul schimbării proprietăților elementelor fără a lua în considerare proprietățile sistemului, acestea din urmă vor continua să păstreze traiectoria de dezvoltare.

De exemplu, atunci când se analizează soldurile materiale și energetice în macrocomenzi, se consideră că, pentru a-și menține stabilitatea, variațiile componentelor balanței nu trebuie să depășească 10%; când acestea cresc de la 7 la 17%, transferurile de energie către nivelul superior al organizației, ceea ce conduce la apariția unor noi proprietăți. Se pare că aceste proprietăți sunt inerente în GTGNS.

Din teoria sistemelor neechilibru deschise este, de asemenea cunoscut faptul că materia camping dvizhuschey- (substanță), în plus față de tendința de a degradării spontane (proces entropie), este, de asemenea, tendința inerentă a organizațiilor auto-guvernamentale în sisteme mai complexe.

Întreruperile și sarele în GTNGS se manifestă sub forma modificărilor parametrilor spațio-temporali ai recuperării de petrol. Atunci când se transferă impactul (selecția fluidelor, PPD, etc.), sistemul este forțat să schimbe proprietățile pentru a îndeplini noile condiții. Acest lucru se întâmplă prin manifestarea unor noi tipuri de conexiuni între componente. În GTGNS acest efect poate fi exprimat în interacțiunea elementelor (corpurilor) de neomogenități care conțin rezerve diferite de lichide, adesea cu alte produse de calitate.

Acest efect se numește întrerupere a adaptării; în timp ce sistemul este fie flexibil, fie se schimbă semnificativ. În practică, efectul perturbările se manifestă ca o schimbare în caracteristicile canalelor rămase de masă și de energie ca urmare a trecerii la funcționarea diferitelor tipuri de dezvoltare a neomogenitati spațiale colectoare nistrații - de la micro la mega-. Sistematizarea nivelurilor de eterogenitate a fost adoptată în conformitate cu ideile prezentate în [64, etc.]. Cel mai adesea schimbări bruște dobyvnyh parametri sunt explicate practicieni petroliștilor alte efecte -. În măsurătorile de eroare Aa, inclusiv în activitatea altor tampoane bine etc. În tortura pentru a explica efectele de mai sus, cu utilizarea metodelor tradiționale de simulare de petrol geologice si hidrodinamice rar la-conduce la soluții satisfăcătoare . Eșecul majorității se datorează subestimării structurii complicate, organisme eterogene, polyfacies - elemente GTNGS care contribuie la formarea rezervelor de petrol, produce rău în timpul inundațiilor.

Coeficientul de inundare a apei depinde în principal de raportul în rezervoarele elementelor care formează structura mezo- și macroinhomogenităților (Tabelul 5.18).

Elementele de mai sus sunt receptive la neuniformitatea expunerea nu este izolat, dar este, de obicei, în conjuncție cu microinhomogeneities: gli nistostyu, compoziția minerală, gradul de cementare, micro, dimensiunea porilor și forma, proprietățile fizico-chimice și alte fluide.

Modelarea numerică a distrugerii scheletului spațiului porilor în rezervoare omogene și neomogene pe baza reprezentărilor neliniare ale proceselor de filtrare a fluidelor în cusături [79] a făcut posibilă deducerea următoarelor concluzii:

- influența activă asupra formării (funcționarea forțată a puțurilor, retragerea de lungă durată a fluidului din formare fără compensare prin injecție etc.) conduce la o reacție neliniară a sistemului de formare;

- reacția se manifestă sub forma proceselor de undă în zonele presiunii crescute a rezervoarelor și depresiunilor crescute;

- amplitudinea undei nu depinde de condițiile inițiale și este determinată numai de proprietățile neliniare ale mediului;

- într-un colector neomogen spațial, valul se propagă în primul rând în regiunea cu permeabilitate ridicată și practic nu penetrează în regiunea cu permeabilitate scăzută.







Articole similare

Trimiteți-le prietenilor: