Valoarea oricărui câmp de petrol și gaze este determinată în primul rând de mărimea rezervelor principalelor minerale, care sunt compuse din rezervele de depozite descoperite în interiorul acestuia.
Particularitățile apariției petrolului și gazului în subsol necesită o cercetare care vizează studierea:
1) fluidele mineralelor principale (condensatul de petrol și gaze), mineralele asociate (apele subterane), precum și cele conținute în aceste și alte componente utile;
2) roci de rezervoare din interiorul capcanelor, spațiul gol al căruia servește ca rezervor de fluide;
3) condițiile de apariție a fluidelor în capcane;
4) principalele caracteristici ale depozitelor care determină condițiile de dezvoltare (modul de funcționare, productivitatea, presiunea rezervorului, debitele de gaze și gaze, conductivitatea hidraulică a cusăturilor etc.);
5) procesele care se produc în adâncimi în timpul formării depozitelor și dezvoltării lor.
Uleiul, gazul și condensul sunt amestecuri naturale de compuși de hidrocarburi și non-hidrocarburi.
OIL - amestecul natural, constând în principal din compuși hidrocarbonați metan (SpN2p + 2), naftenice (SpNap) și aromatice (SpN2p-2), grupe, care sunt condiții standard și rezervor sunt în fază lichidă. În plus hidrocarburile (HC) sunt prezente în uleiurile de sulf, azot, oxigen compuși, complecși organometalici. Oxigenul din uleiuri se găsește de obicei în acizi naftenici și grași, rășini și asfaltene. Componentele persistente ale uleiului includ sulful, care este prezent atât sub formă de compuși diferiți cât și în stare liberă. În majoritatea uleiurilor în condiții de rezervor, gazul dizolvat este conținut în una sau în alta cantitate.
Prin compoziția de hidrocarburi în grup (în procente în greutate) se eliberează metan, uleiuri naftenice și aromatice.
Conținutul de sulf al uleiului este împărțit în sulfuri cu conținut scăzut de sulf (până la 0,5%), sulfuroase (0,51-2%) și sulf ridicat (peste 2%). Sulful în uleiuri cu un conținut mai mare de 0,5% este de importanță industrială.
Rășinile de rășină redusă (mai puțin de 5%), rășinoase (5-15%) și foarte rășinoase (peste 15%) se disting prin conținutul de rășină. Concentrația de metale rare (vanadiu, titan, nichel etc.) într-un ulei de gudron de mare capacitate poate atinge valori industriale.
GAZELE - amestecul natural al compușilor hidrocarbonați și de hidrocarburi și elemente in situ, în faza gazoasă ca grupuri discrete sau dizolvate într-o stare de ulei sau apă, în condiții standard - numai în faza gazoasă. Metanul și omologii săi - etanul, propanul, butanele, sunt principalele componente ale gazului de rezervor. Gazul conține deseori hidrogen sulfurat, heliu, monoxid de carbon, azot și gaze inerte, uneori mercur. Etanul la un conținut în gazul este de 3% sau mai mult, în heliu liber la o concentrație de gaz de 0,05% și în gazul dizolvat în ulei de 0,035%, și hidrogen sulfurat, la un conținut de 0,5% (în volum) sunt de importanță industrială.
Parametrii cei mai importanți ai gazului sunt masa moleculară, densitatea în condiții standard, densitatea relativă a aerului, temperatura și presiunea critică medie, coeficientul de supercompresibilitate, coeficientul de volum, vâscozitatea, formarea hidratului, căldura de combustie.
CONDENSATUL este un amestec natural de compuși de hidrocarburi, în principal, prezenți într-un gaz în stare dizolvată în anumite condiții termobarice și trecând într-o fază lichidă cu o scădere a presiunii sub presiunea de condensare. În condiții standard, condensul (stabil) este în stare lichidă și nu conține hidrocarburi gazoase. Compoziția condensatului poate include sulf și parafină. Condensatele diferă în funcție de compoziție în grup și fracționare. Parametrii principali ai condensului care conține gazul de formare, în plus față de cei menționați mai sus, includ, de asemenea, factorul de condens condensator și presiunea de pornire a condensării. Condensul este caracterizat prin densitate și viscozitate în condiții standard.
Un rezervor natural (în conformitate cu IO Brodu) este un rezervor natural pentru petrol. gaz și apă, în interiorul căruia pot circula și a căror formă este determinată de raportul dintre rezervor și rocile slab permeabile care o înconjoară (colector).
Petrolul și gazele sunt acumulate în spațiul gol al rezervoarelor colectoare ale rezervoarelor naturale din capcane, formând acumulări naturale. petrol Capcane si gaze sunt numite o parte naturala a rezervorului, care datorită diferitelor tipuri de dislocații structurale, constrângeri stratigrafice și litologice, precum și screeningul condițiilor tectonice pentru acumularea de petrol și gaze.
Structura rezervoarelor naturale este determinată de tipul lor, de compoziția materială a rocilor constituente, de tipul spațiului gol al rocilor de rezervor și de coerența acestor roci peste zonă.
Există trei tipuri principale de rezervoare: rezervor, limitat masiv și litologic. Ele pot fi compuse din roci de diferite compoziții materiale: teriogene, carbonate, evaporite, vulcanice. Un rol deosebit îl joacă materialul de cimentare al rezervorului de rocă.
Rase - colectori cu compoziție diferită de material se caracterizează prin tipul corespunzător de spațiu gol - pori, crăpați, caverni, amestecați în diverse combinații, care determină, în general, structura sa.
Valoarea spațiului gol este estimată în fracțiuni ale unității cu următorii coeficienți:
Voidness în ansamblul său - k p y u s t
Porozitatea - k p
Fracturare - k t r
Cavernitatea - k la un in
Fracturarea secundară - k în tone.
Cavernitatea secundară - k in t.
Sub gol sunt înțelese toate tipurile de goluri din roci formate de pori, caverne și crăpături:
k n y c m = k n + k m p + k k a in
În rezervorul poros, porozitatea comună, deschisă, închisă, estimată de coeficienții k n total, se deosebește una de cealaltă de porii porilor. k on. k și z.
k n b b u = k n o + k n s
În funcție de capacitatea porilor de a primi, a conține și de a da un lichid sau gaz liber, o porozitate eficientă, estimată prin coeficientul
k k ο ο φ = k n o (1 - k in o),
unde k in o este coeficientul de saturație reziduală (nefluidă) a apei.
Stâncile saturate cu apă sunt caracterizate de coeficientul de saturație a apei
k = k în o + k în n.
unde k in n este coeficientul mobil de saturație a apei.
Coeficientul de saturație a uleiului kn (saturația gazului kg) este raportul dintre volumul de gaz (gaz) conținut în spațiul liber gol și volumul total al spațiului gol. O parte a spațiului gol în zonele de saturație saturată a depunerilor de petrol (gaz) este ocupată de apa reziduală. Fracțiunea sa în spațiul gol este estimată prin coeficientul de saturație a reziduului de apă kvo.
În rezervorul cu saturație în ulei
În consecință, într-un rezervor cu gaz saturat
Dacă uleiul rezidual conține și ulei rezidual, atunci
k în o + k r + k n = 1
În zonele de tranziție, proporția spațiului void saturat cu apă crește datorită apei mobile. În aceste zone și sub BHC, saturația spațiului gol liber cu apă este estimată prin coeficientul de saturație a apei.
k în + k n = 1; k în + k r = 1
Valorile minime ale parametrilor care caracterizează saturarea rezervoarelor de petrol sau gaze la contactul petrolier (gaz-apă) se numesc valori limită. Dimpotrivă, valorile minime ale parametrilor straturilor productive care caracterizează roca ca rezervor sunt numite valori condiționale.
În rezervorul fracturat, proprietățile capacitive ale rezervorului sunt determinate de fractura cauzată de un sistem de fisuri cu o deschidere diferită, lungime și orientare spațială. Sistemul de fisuri împarte roca în blocuri de matrice impermeabile, caracterizate prin
k p r. b n = 0 și k n. ef = 0
Într-un rezervor de cavern fisurat, raportul k la o in / k t p este de 5 - 10, crescând în calcar.
În funcție de capacitatea porilor de a primi, a conține și de a da un lichid sau gaz liber, o porozitate eficientă, estimată prin coeficientul
k k ο ο φ = k n o (1 - k in o),
unde k in o este coeficientul de saturație reziduală (nefluidă) a apei.
Toate straturile productive într-un fel sau altul se caracterizează prin eterogenitate, exprimată prin variabilitatea formei de apariție și a proprietăților fizice ale rezervoarelor din rezervorul considerat. Eterogenitatea rezervorului are un efect semnificativ asupra distribuției rezervelor de petrol și gaze și asupra naturii filtrării lichidelor și gazelor.
Formarea productivă formă Variabilitate inegală determinată de grosimea sa (total și efectiv), disecție, subtierea întregul rezervor și straturile intermediare sale componente, diferențele lor impermeabile lithofacies de substituție, care fuzionează.
Variabilitatea proprietăților fizice ale rezervorului este determinată în primul rând de diferența în proprietățile rezervorului: goliciunea în general și specia sa - porozitatea, fracturarea, cavernitatea. Proprietățile de colectare sunt afectate de rotunjimea, sortarea și ambalarea boabelor, tortuozitatea și mărimea canalelor de pori și suprafața specifică. Proprietățile importante ale rocilor rezervoare sunt densitatea și compresibilitatea acestora.
CONDIȚII DE FILDARE ÎN DEPT
Orice acumulare naturală de petrol și gaze în capcană se numește depozit.
Gazul, uleiul și apa din depozite sunt distribuite sub influența factorului gravitațional, adică în funcție de densitatea lor. În mod obișnuit, gazul și uleiul ocupă partea superioară a capcanei, iar apa le împinge de jos, umplând restul rezervorului. De asemenea, gazul și petrolul sunt distribuite sub influența factorului gravitațional: gazul, deoarece bricheta este situată deasupra uleiului.
Condițiile de apariție a zăcămintelor de țiței și gaze în poziția de ulei de apă determinat hipsometric (BHK), gaz- (HVA) și gaz-petrol (SOC.) Contacte; înălțimea depozitului; dimensiunea uleiului. gaze, apă-petrol, gaz-petrol și gaz-zone ale valorilor formării hidrocarburilor de saturație a grosimii de saturare a petrolului și a gazelor de saturație roci inițiale și reziduale - colectori și schimbarea lor de suprafață și secțiune; presiunea și temperatura rezervorului inițial.
PRINCIPALELE TIPURI DE DEPOZITE
În funcție de structura rezervorului, se disting următoarele tipuri principale de depozite de petrol și gaze. formarea (figura 1); masiv; litologic sau stratigrafic limitat; scanate tectonic.
zăcăminte de petrol și gaze poate fi limitată la un singur rezervor natural izolat sau asociat cu un grup de rezervoare interconectate hidrodinamic naturale, în care nivelul de gaz-lichid și contactele de ulei în apă, respectiv, identice. În al doilea caz, depozitul este alocat ca rezervor masiv sau masiv.
Fig. 1. Schema rezervorului rezervorului.
Părți ale formării: 1 - apă, 2 - ulei de apă, 3 - ulei. 4 - gaz natural, 5 - gaz; 6 - roci - colectori; Н - înălțimea depozitului; Hg, Нн - înălțimile capacului de gaz și, respectiv, partea de ulei a depozitului
CLASIFICAREA DEPOZITELOR PE STADIUL FAZA HC
În funcție de starea de fază și de compoziția de bază a compușilor de hidrocarburi din interior, depozitele de petrol și gaz sunt împărțite în (Figura 2):
- ulei. conținând numai ulei, într-un grad diferit, saturat cu gaz;
- gaz petrolier și petrol și gaze (în două faze); în depozitele de petrol și gaze, cea mai mare parte a petrolului și cea mai mică - gaz (capac de gaz); în petrol și gaz - capacul de gaz depășește volumul părții petroliere a sistemului; De asemenea, petrolul și gazele includ depozite cu o cantitate foarte mică de petrol - jantă de ulei;
- gaz, conținând numai gaz
- uleiul de condensat de gaze și condensul de petrol și gaze: în primul - cel mai mare în ceea ce privește petrolul, iar în al doilea - condensul de gaze (figura 2).
CARACTERISTICI PRINCIPALE DE CARACTERISTICI DE DEZVOLTARE A DEPOZITELOR
Orice rezervor de petrol sau gaze naturale are un potențial energetic care este consumată în procesul de dezvoltare privind deplasarea petrolului și a gazelor dintr-un rezervor (formarea productivă). Deplasarea fluidelor din depozit are loc sub influența forțelor naturale - purtătorii energiei rezervorului. Astfel de transportatori sunt în primul rând capul apelor marginale, precum și forțele elastice ale petrolului, apei, a rocilor; de gaz. comprimat în depozite de gaze și capace de gaz și gaz dizolvat în ulei. În plus, depozitele sunt afectate de gravitatea uleiului.
Afișaj caracter forță motrice în formarea, provocând admisia fluidelor în sonde de producție, numite depozite de regim. În conformitate cu caracterul de afișare sursa dominantă de energie în rezervor în timpul dezvoltării în depozite de petrol recuperate moduri: Apa, uprugovodonaporny, gazonaporny (capac de gaz), gazul dizolvat și gravitație, și depozite de gaz - gaz și uprugovodonaporny.
O manifestare a unui regim în rezervor datorită heterogenității formării productive în interiorul rezervorului și în afara structurii și stării de fază a zăcămintelor de hidrocarburi, depărtării sale din domeniul nutriției, aplicată în dezvoltarea unor soluții tehnologice. Despre regimurile rezervoarelor se judecă după schimbarea în timp a producției de petrol. .. Dioxide și apă, producția de apă, presiunea în rezervor, factorii de gaz pentru a promova apele de frontieră, etc. depozite de dezvoltare Termeni determinate de mulți alți factori: Gatere de permeabilitățile fază, productivitatea a sondelor, permeabilitatea apei, difuzivitate straturi productive, gradul de Gatere hidrofobizare, deplasare plinătate agent de deplasare a uleiului.
De ce poate scădea roțile autoturismelor arăta aici kamael.com.ua
Cum să închiriezi o cameră într-un apartament comun aici
Sistem de drenare a drenajului în subsol - stroidom-shop.ru
Articole similare
-
Determinarea parametrilor de bază și calculul transportorului cu bandă
-
Aldus, pe scurt despre principalii parametri ai obiectivului
Trimiteți-le prietenilor: