Цінність будь-якого родовища нафти і газу в першу чергу визначається величиною запасів основних корисних копалин, які складаються із запасів виявлених в його межах покладів.
Особливості залягання нафти і газу в надрах вимагають проведення досліджень, спрямованих на вивчення:
1) флюїдів основних корисних копалин (нафти. Газу. Конденсату), попутних корисних копалин (підземних вод), а також містяться в тих і інших корисних компонентів;
2) порід-колекторів в межах пасток, пустотное простір яких служить вмістилищем флюїдів;
3) умов залягання флюїдів в пастках;
4) основних особливостей покладів, що визначають умови їх розробки (режим роботи, продуктивність свердловин, пластовий тиск, дебіти нафти. Газу і конденсату, гідропроводності пластів і т. Д.);
5) процесів, що протікають в надрах при формуванні покладів і їх розробці.
Нафта, газ і конденсат є природні суміші вуглеводневих і не вуглеводневого з'єднань.
НАФТА - природна суміш, що складається переважно з вуглеводневих сполук метанової (СпН2п + 2), нафтеновой (СпНап) і ароматичної (СпН2п-2) груп, які в пластових і стандартних умовах перебувають в рідкій фазі. Крім вуглеводнів (УВ) в нафтах присутні сірчисті, азотисті, кисневі сполуки, металлорганические комплекси. Кисень в нафтах зазвичай входить до складу нафтенових і жирних кислот, смол і асфальтенів. До постійних компонентів нафти відноситься сірка, яка присутня як у вигляді різних сполук, так і у вільному стані. У більшості нафт в пластових умовах в тій або іншій кількості міститься розчинений газ.
По груповому вуглеводневому складу (у відсотках по масі) виділяються нафти метанові, нафтенові і ароматичні.
За змістом сірки нафти поділяються на малосірчисті (до 0,5%), сірчисті (0,51-2%) і високосірчисті (вище 2%). Сірка в нафті при утриманні її більш 0,5% має промислове значення.
За змістом смол виділяються нафти малосмолисті (менше 5%), смолисті (5-15%) і високосмолістие (вище 15%). Концентрація рідкісних металів (ванадію, титану, нікелю та ін.) В деяких високосмолістих нафтах може досягати промислових значень.
ГАЗИ - природна суміш вуглеводневих і не вуглеводневого з'єднань і елементів, що знаходяться в пластових умовах в газоподібному фазі у вигляді окремих скупчень або в розчиненому в нафті або воді стані, а в стандартних умовах - тільки в газоподібній фазі. До основних компонентів пластового газу відносяться метан і його гомологи - етан, пропан, бутан. Газ часто містить сірководень, гелій, оксид вуглецю, азот і інертні гази, іноді ртуть. Етан при утриманні в газі 3% і більше, гелій при концентрації у вільному газі 0,05% і в розчиненому в нафті газі 0,035%, а також сірководень при утриманні 0,5% (за обсягом) мають промислове значення.
Найважливіші параметри газу - молекулярна маса, щільність в стандартних умовах, відносна щільність по повітрю, среднекрітіческіе температура і тиск, коефіцієнт сверхсжімаемості, об'ємний коефіцієнт, в'язкість, гідратоутворення, теплота згоряння.
КОНДЕНСАТ - природна суміш в основному легких вуглеводневих сполук, що знаходяться в газі в розчиненому стані за певних термобаричних умов і переходять у рідку фазу при зниженні тиску нижче тиску конденсації. У стандартних умовах конденсат (стабільний) знаходиться в рідкому стані і не містить газоподібних УВ. До складу конденсату можуть входити сірка і парафін. Конденсати розрізняються по груповому і фракційного складу. До основних параметрів пластового газу, що містить конденсат, крім перерахованих вище, відносяться також конденсатно-газовий фактор і тиск початку конденсації. Конденсат характеризується щільністю і в'язкістю в стандартних умовах.
Природним резервуаром (по І.О. Броду) називається природна ємність для нафти. газу та води, всередині якої вони можуть циркулювати і форма якої обумовлена співвідношенням колектора з утворюючим його (колектор) погано проникними породами.
Нафта і газ акумулюються в пустотном просторі порід-колекторів природних резервуарів в межах пасток, утворюючи природні скупчення. Пастками нафти і газу називаються частини природних резервуарів, в яких завдяки різного роду структурним дислокациям, стратиграфическому або литологическому обмеження, а також тектонічному екрануванню створюються умови для скупчення нафти і газу.
Будова природних резервуарів визначається їх типом, речовим складом їхніх порід, типом пустотного простору порід-колекторів і витриманістю цих порід по площі.
Розрізняють три основних типи резервуарів: пластові, масивні і литологически обмежені. Вони можуть бути складені породами різного речовинного складу: теригенними, карбонатними, евапорітовимі, вулканогенними. Особливу роль при цьому відіграє і цементуючою речовина породи - колектора.
Породи - колектори різного речовинного складу характеризуються відповідним типом пустотного простору - поровим, тріщини, кавернозним, змішаним в різних поєднаннях, що в цілому визначає його структуру.
Величина пустотного простору оцінюється в частках одиниці такими коефіцієнтами:
Порожнеча в цілому - k п у с т
Пористість - k п
Тріщинуватість - k т р
Кавернозность - k до а в
Вторинна трещиноватость - k в т. П у с т
Вторинна кавернозность - k в т. П у ст
Під пустотностью розуміються всі види пустот в породах, утворених порами, кавернами і тріщинами:
k п у с т = k п + k т р + k до а в
У поровом колекторі по сообщаемости пір один з одним розрізняють пористість загальну, відкриту, закриту, які оцінюються відповідно коефіцієнтами k п заг. k п о. k п з.
k п о б щ = k п про + k п з
За здатністю пір приймати, утримувати і віддавати вільну рідину або газ виділяють пористість ефективну, оцінювану коефіцієнтом
k п про е ф = k п про (1 - k в о),
де k в - коефіцієнт залишкової (несжіжаемой) водонасиченому.
Водонасичені породи характеризуються коефіцієнтом водонасиченому
k в = k в про + k в п.
де k в п - коефіцієнт рухомий водонасиченому.
Коефіцієнтом нефтенасищенності k н (газонасищенности kг) називається відношення обсягу нафти (газу), що міститься у відкритому пустотном просторі, до сумарного обсягу пустотного простору. Частина відкритого пустотного простору в зонах граничного насичення нафтових (газових) покладів зайнята залишкової водою. Її частка у відкритому пустотном просторі оцінюється коефіцієнтом залишкової водонасиченому kво.
У нефтенасищенних колекторі
Відповідно в газонасичених колекторі
Якщо разом із залишковою водою міститься і залишкова нафта, то
k в про + k г + k н = 1
У перехідних зонах частка пустотного простору, насиченого водою, зростає за рахунок рухомий води. У цих зонах і нижче ВНК насичення відкритого пустотного простору водою оцінюється коефіцієнтом водонасиченому k в.
k в + k н = 1; k в + k г = 1
Мінімальні значення параметрів, що характеризують насичення колекторів нафтою або газом на контакті нафту - газ (газ - вода), названі граничними значеннями. На відміну від них мінімальні значення параметрів продуктивних пластів, що характеризують породу як колектор, названі кондиційним значеннями.
У тріщини колекторі ємнісні властивості колектора визначаються тріщинуватістю, зумовленої системою тріщин різної розкритості, протяжності і просторової орієнтації. Система тріщин розділяє породу на блоки непроникною матриці, для яких характерні
k п р. б л = 0 і k п. о. е ф б л = 0
У тріщини-каверновом колекторі відношення k до а в / k т р становить 5 - 10, зростаючи в закарстованних вапняках.
За здатністю пір приймати, утримувати і віддавати вільну рідину або газ виділяють пористість ефективну, оцінювану коефіцієнтом
k п про е ф = k п про (1 - k в о),
де k в - коефіцієнт залишкової (несжіжаемой) водонасиченому.
Всім продуктивним пластів в тій чи іншій мірі властива неоднорідність, що виражається в мінливості форми залягання і фізичних властивостей колекторів в межах розглянутого пласта. Неоднорідність продуктивного пласта має суттєвий вплив на розподіл запасів нафти і газу і характер фільтрації рідин і газу.
Мінливість форми продуктивного пласта визначається неоднаковою його товщиною (загальної та ефективної), розчленованою, виклинцьовуванням всього пласта і складають його пропластков, їх літолого-фаціальні заміщенням непроникними різницями, злиттям.
Мінливість фізичних властивостей продуктивного пласта обумовлюється в першу чергу різницею його колекторських властивостей: пустотности в цілому і її видів - пористості, тріщинуватості, кавернозному. На колекторські властивості впливають окатанность, отсортірованності і упаковка зерен, звивистість і розміри порових каналів, величина питомої поверхні. Важливими властивостями порід - колекторів є їх щільність і стисливість.
УМОВИ ЗАЛЯГАННЯ флюїди в покладі
Будь-яке природне скупчення нафти і газу в пастці називається залежью.
Газ, нафта і вода в поклади розподіляються під впливом гравітаційного фактора, т. Е. В залежності від їх щільності. Зазвичай газ і нафту займають верхню частину пастки, а вода підпирає їх знизу, заповнюючи всю іншу частину резервуара. Газ і нафта в свою чергу також розподіляються під впливом гравітаційного фактора: газ як більш легкий розташовується над нафтою.
Умови залягання нафти і газу в покладах визначаються гіпсометричним становищем водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) і газонафтового (ГНК.) Контактів; висотою поклади; розмірами нафтової. газової, водонефтяной, газонафтової і газоводяного зон, нафтогазонасиченості товщиною пласта, величинами початкової і залишкової нефтенасищенності і газонасиченості порід - колекторів і їх зміною по площі і розрізу; початковими пластовими тиском і температурою.
ОСНОВНІ ТИПИ покладів
Залежно від будови резервуара виділяються наступні основні типи покладів нафти і газу. пластовий (рис. 1); масивний; литологически або стратиграфически обмежений; тектонічно екранований.
Поклад нафти і газу може бути приурочена до одному ізольованому природному резервуару або пов'язана з групою гидродинамически сполучених природних резервуарів, в яких позначки газорідинного і водонефтяного контактів відповідно однакові. У другому випадку поклад виділяється як масивна або пластово-масивна.
Мал. 1. Схема пластової сводовой поклади.
Частини пласта: 1 - водяна, 2 - водонефтяная, 3 - нафтова. 4 - газонафтова, 5 - газова; 6 - породи - колектори; Н - висота поклади; Нг, Нн - висоти відповідно газової шапки і нафтової частини поклади
Класифікація покладів ПО фазового стану УВ
Залежно від фазового стану та основного складу вуглеводневих сполук в надрах поклади нафти і газу поділяються на (рис. 2):
- нафтові. містять тільки нафту, в різного ступеня насичену газом;
- газонафтових і нафтогазові (двофазні); в газонафтових покладах основна за обсягом частина нафтова і менша - газова (газова шапка); в нафтогазових - газова шапка перевищує за обсягом нафтову частину системи; до нафтогазових відносяться також поклади з вкрай незначною за обсягом нафтової частиною - нафтовий облямівкою;
- газові, які містять тільки газ
- газоконденсатнонефтяние і нафтогазоконденсатні: в перших - основна за обсягом нафтова частина, а по-друге - газоконденсатна (рис. 2).
ОСНОВНІ ОСОБЛИВОСТІ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ УМОВИ розробки покладів
Будь-яка нафтова чи газова поклад має потенційну енергією, яка в процесі розробки витрачається на витіснення нафти і газу з резервуара (продуктивного пласта). Витіснення флюїдів з поклади відбувається під дією природних сил - носіїв пластової енергії. Такими носіями є в першу чергу натиск крайових вод, а також пружні сили нафти, води, породи; газу. стисненого в газових покладах і газових шапках, і газу, розчиненого у нафті. Крім того, в покладах діє сила тяжіння нафти.
Характер прояву рушійних сил в пласті, що обумовлюють приплив флюїдів до видобувних свердловин, називається режимом поклади. Відповідно до характером прояву домінуючого джерела пластової енергії в процесі розробки в нафтових покладах виділяють режими: водонапірний, упруговодонапорний, Газонапірний (газової шапки), розчиненого газу і гравітаційний, а в газових покладах - газовий і упруговодонапорний.
Прояв того або іншого режиму в поклади обумовлено неоднорідністю продуктивного пласта в межах поклади і поза нею, складом і фазовим станом УВ поклади, її віддаленістю від області харчування, застосовуваними в процесі розробки технологічними рішеннями. Про режими поклади судять по зміні в часі дебітів нафти. газу та води, обводнення продукції, пластових тисків, газових факторів, по просуванню крайових вод і т. п. Умови розробки покладів визначаються також багатьма іншими факторами: фазовими проницаемостями порід, продуктивністю свердловин, гідропроводності, пьезопроводності продуктивних пластів, ступенем гідрофобізації порід, повнотою витіснення нафти витісняє агентом.
Чому можуть спускати колеса авто дивіться тут kamael.com.ua
Як зняти кімнату в комунальній квартирі тут
Дренажна система водовідведення навколо фундаменту - stroidom-shop.ru