Эмиссия газов от очистных сооружений канализации: В последние годы внимание мирового сообщества сосредоточено на экологических проблемах...
Индивидуальные и групповые автопоилки: для животных. Схемы и конструкции...
Топ:
Установка замедленного коксования: Чем выше температура и ниже давление, тем место разрыва углеродной цепи всё больше смещается к её концу и значительно возрастает...
Комплексной системы оценки состояния охраны труда на производственном объекте (КСОТ-П): Цели и задачи Комплексной системы оценки состояния охраны труда и определению факторов рисков по охране труда...
Интересное:
Подходы к решению темы фильма: Существует три основных типа исторического фильма, имеющих между собой много общего...
Средства для ингаляционного наркоза: Наркоз наступает в результате вдыхания (ингаляции) средств, которое осуществляют или с помощью маски...
Лечение прогрессирующих форм рака: Одним из наиболее важных достижений экспериментальной химиотерапии опухолей, начатой в 60-х и реализованной в 70-х годах, является...
Дисциплины:
2018-01-29 | 286 |
5.00
из
|
Заказать работу |
|
|
Энергия нефтяного пласта, за счет которой происходит извлечение пластового флюида на поверхность, характеризуется существующим в нем давлением.
В среднем нормальное пластовое давление близко по величине гидростатическому, т.е. возрастает на 0,1 МПа на каждые 10 м глубины: 100 МПа на глубине 1000 м, 250 МПа – на глубине 2500 м и т.д. Вместе с тем, практически во всех нефтегазоносных районах, и на разных глубинах, встречаются и зоны аномально высокого пластового давления (АВПД). Особенно часто такие зоны встречаются на глубине свыше 4000 м и в подсолевых комплексах– коллекторах, экранированных толщей каменной соли. Обычно АВПД в 1,3-1,8 раз больше гидростатического давления, изредка превышения достигают 2,0-2,2 раза.
В пределах зон АВПД требуются особые режимы бурения, испытаний и разработки залежей. Основным средством профилактики газопроявлений в зонах АВПД является использование утяжеленных буровых растворов (УБР), применяется также устьевое противовыбросовое оборудование.
Учет величины пластового давления при бурении в интервалах вероятного проявления АВПД чрезвычайно важен для нормальной проводки скважин – в проекте в этом случае требуется точный выбор технологического режима бурения, в первую очередь – промывочной жидкости.
Измерение пластовой температуры и оценка ее изменений при строительстве глубоких скважин необходимы для определения свойств пластовых флюидов, подсчета запасов нефти и газа, проектирования разработки продуктивного горизонта, расчетов режима его работы, а также для решения различных технических задач, связанных с цементированием скважин и их перфорацией. В среднем, температура верхних слоев земной коры (до глубину до 10-20 км) повышается на 1ºС с погружением на каждые 33 м. Но это слишком усредненный показатель геотермической ступени, чтобы им пользоваться на практике. Реальные скорости изменения температуры с глубиной резко различаются в разных районах. Температуру можно замерять как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах. Перед замером скважину полагается закрыть на срок 20-25 суток для восстановления естественного температурного режима, нарушенного бурением. На практике температуру замеряют обычно через 4-6 часов после остановки скважины. При замерах следует учитывать, что в зонах возможных газопроявлений (превышения пластового давления над забойным) происходит снижение температуры относительно ее естественного уровня.
|
Режим нефтяной (газовой) залежи. Режимом залежи называется характер проявления пластовой энергии нефтегазоносного горизонта, обуславливающей движение флюида. Режим зависит от физико-геологических природных условий и техногенных воздействий, связанных с разработкой и эксплуатацией.
В зависимости от доминирующей формы пластовой энергии различают 5 основных видов режима: водонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный (режим расширяющегося газа), растворенного газа и гравитационный.
При водонапорном режиме нефть или газ перемещаются к забоям скважин под действием гидростатического напора воды. Коэффициент извлечения нефти при водонапорном режиме составляет от 0,5 до 0,65 в зависимости от коллекторских свойств породы, темпов отбора пластовой жидкости и т.п. Для поддержания пластового давления выше уровня насыщения (и предотвращения перехода к менее эффективному режиму) прибегают к искусственному воздействию на пласт.
Упруго-водонапорный режим является разновидностью водонапорного, но основными источниками пластовой энергии в этом случае являются упругость пластовой жидкости и самой породы. Снижение пластового давления при таком режиме происходит непрерывно, даже при стабильном объеме добычи. По этой причине коэффициент извлечения нефти составляет не более 0,4-0,5, и поддержание уровня добычи требует искусственных мер поддержания пластового давления.
|
При газонапорном режиме нефть нагнетается к забоям скважин газом, образующим газовую шапку пласта. Пластовое давление непрерывно снижается по мере отбора нефти, и объем газовой шапки увеличивается параллельно сокращению объема пласта занимаемого нефтью. В процессе добычи в скважинах расположенных вблизи газовой шапки непрерывно возрастает газовый фактор, вплоть до перехода на фонтанирование скважин газом. Такой режим рассматривается как благоприятный при малой вязкости нефти, высокой проницаемости и крутом залегании коллектора. Но коэффициент извлечения нефти составляет в этом случае 0,3-0,4, редко достигая 0,5.
При режиме растворенного газа основной составляющей пластовой энергии является упругость газа растворенного в нефти и выделяющегося при снижении пластового давления ниже уровня насыщения. Этот режим может проявиться и в залежах с водоупорным, упруго-водоупорным и газонапорным режимом. По мере истощения запасов растворенного в ней газа, дебиты скважин все более снижаются, с постепенным переходом к гравитационному режиму залежи. Коэффициенты извлечения нефти при добыче в режиме растворенного газа составляют 0,2-0,3.
Гравитационный режим предполагает движение нефти по пласту к забоям скважин только за счет тяжести самой нефти. В высоко проницаемых и круто наклоненных пластах нефть перемещается в нижнюю их часть, где дебиты скважин могут быть значительными и коэффициент извлечения достигает 0,3. В полого залегающих пластах нефть притекает к скважине лишь из прилегающей к ней зоны, и коэффициенты извлечения не превышают обычно 0,2-0,1.
|
|
Эмиссия газов от очистных сооружений канализации: В последние годы внимание мирового сообщества сосредоточено на экологических проблемах...
Индивидуальные очистные сооружения: К классу индивидуальных очистных сооружений относят сооружения, пропускная способность которых...
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...
Индивидуальные и групповые автопоилки: для животных. Схемы и конструкции...
© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!