Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни...
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...
Топ:
Генеалогическое древо Султанов Османской империи: Османские правители, вначале, будучи еще бейлербеями Анатолии, женились на дочерях византийских императоров...
История развития методов оптимизации: теорема Куна-Таккера, метод Лагранжа, роль выпуклости в оптимизации...
Когда производится ограждение поезда, остановившегося на перегоне: Во всех случаях немедленно должно быть ограждено место препятствия для движения поездов на смежном пути двухпутного...
Интересное:
Инженерная защита территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов: Изучение оползневых явлений, оценка устойчивости склонов и проектирование противооползневых сооружений — актуальнейшие задачи, стоящие перед отечественными...
Финансовый рынок и его значение в управлении денежными потоками на современном этапе: любому предприятию для расширения производства и увеличения прибыли нужны...
Аура как энергетическое поле: многослойную ауру человека можно представить себе подобным...
Дисциплины:
2017-06-26 | 308 |
5.00
из
|
Заказать работу |
|
|
Основные миграционные потери жидких УВ определяются процессами их сорбции на поверхности пор вмещающей породы, а также их механическим улавливанием «тупиковыми порами» и микроловушками. Растворимость жидких УВ в пластовых водах весьма невысока, и этим фактором при расчете их миграционных потерь можно пренебречь.
Основная масса миграционных потерь газообразных УВ связана со способностью растворения мигрирующих газовых смесей в пластовых водах. Также как жидкие УВ, заметное количество мигрирующих газов может улавливаться «тупиковыми порами» и микроловушками. Сорбция газа породами на больших глубинах, при температуре выше 30-350С практически пропадает.
В данной главе рассматриваются методические решения учета миграционных потерь, предложенные Н.М. Кругликовым и др. (1986), С.Г. Неручевым и др. (2000).
В методике, предложенной Н.М. Кругликовым и др. (1986), априорно принимается толщина слоя, в котором происходит латеральная миграция под покрышкой – 1 метр, для которого рассчитываются миграционные потери с заданными величинами остаточной нефте- и газонасыщенности, причем вне зависимости от емкостных параметров коллектора. Однако для предварительных, экспрессных оценок миграционных потерь такой подход вполне приемлем.
Другой методический подход к учету миграционных потерь предложен С.Г. Неручевым и др. (2000). В частности, для расчета коэффициента потерь нефти в трещинно-пористых каналах миграции от подошвы до кровли коллектора (в «транзитной» зоне) предложена следующая формула:
Кпн = hк * mтр * pн * Конн /qнэм
где Кпн – коэффициент потери нефти, % от ее эмигрировавшего количества, hк – мощность коллектора, м, mтр – коэффициент трещинной пористости коллектора, доли 1, pн – плотность нефти, т/м3, Конн - коэффициент остаточной, «мертвой» нефтенасыщенности, доли 1, qнэм - плотность эмигрировавшей нефти, т/км2.
|
Миграционные потери нефти при латеральной миграции, расходующейся на формирование остаточной нефтенасыщенности в пределах нефтесборной площади, рассчитывается по формуле
qпнлат = hнн * mк * Kонн * pн * 106
где qпнлат – плотность остаточной нефтенасыщенности в прикровельной зоне коллекторов, т/км2, hнн – мощность зоны прикровельного нефтенасыщения коллеторов, в которой происходила латеральная миграция нефти.
По аналогичным формулам отдельно рассчитываются потери газа.
Предлагается также модифицированное уравнение расчета миграционных потерь, предложенных С.Г. Неручевым и др. (2000). Дополнение состоит в учете реализованного генерационного потенциала коллектора (транзитной зоны). Известно, что коллекторские породы: песчаники, алевролиты, карбонаты, как и нефтегазоматеринские породы (НГМП), содержат заметное количество рассеянного органического вещества. Это вещество, попав зону категенеза, неизбежно также генерирует жидкие и газообразные УВ в соотношениях зависящих от генетического типа РОВ и стадии катагенеза. Соответственно, эти УВ, находясь непосредственно в коллекторе по которому идет основной поток УВ эмигрировавших из НГМП - заполняют часть тупиковых пор, сорбируются породами, растворяются в пластовых водах. Тем самым, УВ генерированные органическим веществом коллектора заполняют часть возможных миграциолнных потерь в этом коллекторе и, тем самым, непосредственно не участвуя в формировании залежей нефти и газа, снижают миграционные потери УВ из нефтегазоматеринских пород, которые формируют эти скопления.
Также модификация формулы С.Г. Неручева состоит в учете не отдельно потерь жидких и газообразных продуктов генерации а мигрирующей газожидкостной смеси. Последний момент весьма актуален, например для подсолевых отложений Прикаспийской мегавпадины, для которой характерна высокая степень реализации как нефте- так и газогенерационного потенциалов, а также весьма высокая степень сохранности газообразных продуктов под региональной галогенной покрышкой. Следует также подчеркнуть, что здесь речь идет не о жидких и газообразных УВ, а о жидких и газообразных продуктах генерации, тем самым подчеркивается необходимость учета в мигрирующей газожидкостной смеси и неуглеводородных компонентов (H2S, CO2, N2).
|
Таким образом, внесены следующие дополнения в приведенные выше уравнения (Неручев С.Г. и др, 2000) Вместо двух уравнений, рассчитывающих отдельно потери жидких и газообразных УВ, предлагается одно уравнение, позволяющее учитывать потери при вертикальной миграции суммарной газожидкостной смеси, включая неуглеводородные компоненты:
Кпсм=hк*mтр*pгпл*(Когн-Кгнсин)/qсмпр
где Кпсм - коэффициент потери газожидкостной смеси, % от ее эмигрировавшего количества, pсмпл – плотность газожидкостной смеси в пластовых условиях, г/м3, Когн - коэффициент остаточной, «мертвой» нефтегазонасыщенности, доли единицы, Кгнсин - коэффициент нефтегазонасыщенности за счет сингенетичных продуктов генерации коллектора, доли единицы от суммарного порового пространства, qгпр – удельная плотность газожидкостной смеси после потерь на растворение газа в пластовых водах, млрд. м3/км2.
Соответственно, потери суммарной газожидкостной смеси в процессе ее латеральной миграции рассчитываются следующим образом:
qлсм=hгн*mк*(Kогн*-Кгнсин)pсмпл*106
где qлсм – плотность потерь УВ газо-жидкостной смеси при латеральной миграции; м3/км2, hгн – мощность прикровельной зоны газонасыщения, м (например hгн можно принять равной 1 м.).
Далее расчет потерь отдельно жидких и газообразных УВ не представляет трудности.
Таким образом, предложенная модификация уравнений С.Г. Неручева и др. (2000) позволяет существенно уточнить в сторону снижения миграционные потери. Такая корректировка достигается в результате:
· учета доли порового пространства уже занятого продуктами генерации самого коллектора;
· выполнения расчетов на газожидкостную смесь, а не отдельно для жидких и газообразных продуктов генерации;
· включения в газожидкостную смесь, наряду с УВ, и неуглеводородных компонентов.
|
Одной из важных статей в общем балансе миграционных потерь, в первую очередь, газообразных продуктов генерации является их растворение в пластовых водах.
Содержание растворенных газов в подземных водах изменяется от 10 до n*103мл/л и контролируется растворимостью газовой смеси в данных пластовых водах, при данных пластовых условиях. Растворимость газа зависит от состава газовой смеси, пластовых температуры и давления, минерализации и химического состава вод.
Для территорий, хорошо изученных бурением, такая проблема решается просто, поскольку здесь, как правило, много непосредственных определений газосодержания в водах и составов газов. В случае недостатка такой информации, при относительно низких давлениях (до 35 МПа), растворимость каждого компонента газовой смеси, как отмечает А.Ю. Намиот (1972), можно рассчитывать по закону Генри-Дальтона:
Ni 5' = РNi 5''/Hi(T)
Где: Ni 5' - молярная доля компонентов в жидкой фазе; Ni 5'' - молярная доля компонентов в газовой фазе на безводной основе; Р - давление; Hi - коэффициент Генри растворенного компонента; T - абсолютная температура.
При высоких давлениях возникает необходимость экспериментальной проверки результатов расчетов.
|
|
Индивидуальные очистные сооружения: К классу индивидуальных очистных сооружений относят сооружения, пропускная способность которых...
Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰)...
История развития пистолетов-пулеметов: Предпосылкой для возникновения пистолетов-пулеметов послужила давняя тенденция тяготения винтовок...
Адаптации растений и животных к жизни в горах: Большое значение для жизни организмов в горах имеют степень расчленения, крутизна и экспозиционные различия склонов...
© 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!