Uleiul și gazele din depozitele de petrol și gaz saturază golurile între granule, crăpături și caverne de roci care formează straturi. Cele mai multe câmpuri de petrol și gaze sunt limitate la roca sedimentară - un bun colectori de non-FTI (nisipuri, gresii, conglomerate, calcarele și dolomitele fracturate și ka-vernoznye). Uneori, petrolul se găsește în crăpături și pori de roci ignifuge, dar aceste acumulări nu au, de obicei, semnificație industrială.
Pietrele care formează siturile de naștere și gaze naturale, în funcție de proprietățile lor, joacă un rol diferit. Unele dintre ele, având un număr mare de pori mari, sunt rezervoare de petrol și gaze (depozite de petrol și gaze). Pore-dy, cum ar fi argila, șisturi sau un alt rezervor substanțial neproni-permeabile pentru amestecurile lichide, - anvelope naturale productive rezervoare de petrol și gaze, spo-Property acumularea lor. Valoarea industrială luni torozhdeniya determinată nu numai de dimensiunea sa, dar, de asemenea, într-o mare măsură proprietățile fizice ale rezervoarelor, fluide de zăcământ și gaze, precum și punctele de vedere și marja de energie pla-STOV.
Depozitele de petrol și gaze sunt situate în părțile superioare ale structurilor formate din roci poroase, blocate de straturi impermeabile (așa-numitele capcane). Rezervoarele naturale de petrol și gaze după origine și forma geometrică pot fi foarte diferite. Cea mai simplă capcană structurală este depozitul anticlinal. În funcție de condițiile de apariție și de raportul cantitativ dintre petrol și gaz, depozitele sunt împărțite în următoarele: 1) gaz pur; 2) condensatul de gaz; 3) motorină (cu capac de gaz); 4) ulei fără capac de gaz cu ulei dizolvat în ulei. Uleiul, gazul și apa sunt distribuite în rezervoare în funcție de densitățile lor.
Lichidele și gazele din rezervor sunt sub presiune. Presiunea rezervorului depinde de rezerva de energie și de proprietățile lichidelor și gazelor în condițiile rezervorului. Prin presiune, împreună cu alți parametri, se determină rezervele de gaz din depozit, debitul de depozite de petrol și gaze și condițiile de exploatare a depozitelor.
Experiența arată că presiunea inițială a rezervorului (măsurată înainte de operare) în Pa, depinde de adâncimea depozitului și poate fi determinată aproximativ prin formula [9]
# 945; - factor de conversie, Pa / m;
Н - adâncimea așternutului, m.
De regulă, presiunea reală a rezervorului este mai mare sau mai mică decât presiunea calculată prin formula (1.1). În practică, factorul de conversie este, de regulă, # 945; = (0,8 ÷ 1,2) 10 4 Pa / m.
Presiunea Formarea rezervorului de gaz în mod egal pe întreaga suprafață sau doar ușor modificate, iar în rezervorul de ulei la unghiuri semnificative de depozite de incidență RPL în diferite părți diferit: aripile - maxim, în partea de arc manual - minim (Figura 1.1.).
Astfel, schimbările de presiune corespunzătoare în zonă sunt impuse asupra presiunii efective în depozit, datorită modificărilor adâncimii formării.
Prin urmare, este mai convenabil să se atribuie presiunea rezervorului la rezervor la un singur plan. Adesea, un astfel de plan este presupus a fi nivelul mării sau planul condițional al poziției inițiale a contactului cu apă-ulei. Presiunea din rezervor, raportată la acest plan condițional, se numește redusă. Dacă presiunea rezervorului în puț. 1 și 2 sunt respectiv px și p2. vor fi presiunile reduse în ele, raportate la nivelul inițial al contactului cu apă-ulei
unde x1 și x2 sunt distanțele de la fundul puțului până la nivelul de contact de apă-ulei; # 961; - densitatea lichidului în formare; g - accelerarea gravitației.
Modificările presiunii rezervorului sunt înregistrate în timpul exploatării câmpurilor de petrol și gaze. Acest lucru face posibilă judecarea proceselor care apar în formare. Pe baza datelor privind dinamica schimbărilor în presiunile rezervoarelor, se dezvoltă măsuri pentru creșterea eficienței operării în câmp.
Fig. 1.1. Schimbarea presiunii rezervorului în funcție de adâncimea formării depunerilor
Odată cu adâncimea crescândă a rezervorului este crescut și ritmul-turii. Distanța pe verticală, la care temperatura crește în mod natural roci la 1 ° C se numește etapa geotermală. Valoarea medie a stadiului geotermal este de 33 m; pentru diferite depozite, magnitudinea nu este aceeași.
Proprietățile uleiului, apei și gazului de la suprafață sunt foarte diferite de proprietățile lor în condițiile rezervoarelor, unde acestea se găsesc la presiuni și temperaturi relativ ridicate. Proprietățile uleiului, apei și gazelor în condițiile rezervorului afectează modelele de mișcare ale acestora într-un mediu poros.
Articole similare
Trimiteți-le prietenilor: