O creștere a temperaturii rocilor cu adâncime este caracterizată printr-un gradient geotermic (valoarea creșterii temperaturii la adâncimea de 100 m pornind de la o centură cu temperatură constantă)
unde T este temperatura rocilor la o adâncime de H, m (în ° C); Tcp este temperatura medie la nivelul curelei la o temperatură anuală constantă într-o anumită zonă, 0С; h este adâncimea benzii la o temperatură anuală constantă, m (la depozitele de ulei și gaz h = 25 ÷ 30 m).
Gradientul geotermal pentru diferite regiuni variază în intervalul 1¸100С / 100м. În rocile secvenței sedimentare se observă o creștere mai rapidă a temperaturii cu adâncimea decât în rocile igneous și metamorfice. În medie, pentru o acoperire sedimentară, se presupune că gradientul geotermal este egal cu 30 ° C / 100m. Gradientele geotermale medii pentru adâncimile dezvoltate ale depunerilor de petrol și gaze sunt prezentate în Tabelul. 3.1.
Temperatura rezervorului la adâncimea H poate fi calculată din ecuația de regresie:
unde este temperatura de formare (la 0С) la adâncime, Г este gradientul geotermal la 0С / m (vezi Tabelul 3.1).
Valoarea temperaturii rezervorului și a gradientelor geotermale în gaz. gaz condensat și câmpuri petroliere
Împreună cu temperatura, proprietățile rocilor sunt influențate în mod semnificativ de presiune. Presiunea montană se datorează greutății stâncilor care se suprapun, intensitatea și durata proceselor tectonice, transformările fizico-chimice ale rocilor și altele asemănătoare. La o grosime cunoscută h și r a fiecărui strat de rocă, componenta verticală a presiunii rocilor (în Pa) este determinată de următoarea ecuație:
unde g este accelerația datorată gravitației; n este numărul de straturi. Această ecuație exprimă presiunea geostatică.
Valoarea presiunii laterale a rocii este determinată de mărimea componentei de presiune verticală, a raportului Poisson de roci și a proprietăților geologice ale rocilor. Coeficientul de proporționalitate între componentele verticale și cele orizontale ale pantei variază în funcție de tipul de roci de la 0,33 (pentru gresie) până la 0,70 (pentru pietre solide, cum ar fi pietriș).
Presiunea rezervorului este presiunea internă a unui lichid și a unui gaz. umplerea spațiului porilor de pe stâncă, care se manifestă în momentul deschiderii lagărului de ulei. gaze și straturi acviferice. Formarea presiunii rezervoarelor este rezultatul dezvoltării geologice a regiunii. Se determină printr-un complex de factori naturali: presiunea geostatică, geotectonică și hidrostatică, gradul de comunicare între straturi, interacțiunea chimică a fluidului și a rocilor, fenomenele secundare de cimentare a straturilor permeabile poroase și altele asemenea. Valorile presiunii anormal de mari stratificate pot varia semnificativ în diferite regiuni. Pentru majoritatea depozitelor, presiunea rezervorului este de obicei egală cu presiunea hidrostatică.
Presiunea hidrostatică (în Pa) este presiunea coloanei de lichid la o anumită adâncime:
unde pw este densitatea coloanei lichide, kg / m3; H este înălțimea coloanei lichide, m.
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
Trimiteți-le prietenilor: