Главная -> Словарь

Пластовыми давлениями

Кратко рассмотрим общепринятые определения, применяемые в литературе по фазовому состоянию пластовых нефтегазовых систем.

Значения табулированы и соответственно показаны на диаграммах . При анализе этого материала прежде всего ясно то, что показатель адиабаты К для условий реальных углеводородных компонентов представляется величиной переменной и зависит прежде всего от температуры. При увеличении температуры коэффициент К. заметно убывает вследствие повышения изо-хорной теплоемкости. При прочих равных условиях увеличение содержания газа в смеси закономерно приводит к уменьшению показателя адиабаты.

Отсюда следует, что энтропия является мерой бесполезного тепла или, как еще иногда ее называют в термодинамике, мерой обесцененной энергии. Однако такое понятие энтропии для изолированных пластовых нефтегазовых систем следует полностью исключить хотя бы потому, что любое приложение тепла к этой системе приводит к увеличению совершения полезной работы по извлечению флюида "из глубин залежи на дневную поверхность. . С изменением гидро- и термодинамической обстановки в залежи р, Т значение энтропии пластовой си-

процессе при постоянной скорости фильтрации вся работа расходуется на преодоление сил трения и целиком превращается в тепловую энергию, что приводит к повышению температуры жидкости вдоль пути ее фильтрации . Значит, в изолированной системе, какой является пластовая, работа, выполненная ею и превращенная в тепловую энергию, не исчезает и не переходит в какую-либо другую систему, а остается в той же системе. Тогда совершенно неправомерно для условий пластовых нефтегазовых систем утверждать, что энтропия такой системы является и характеризует собой меру бесполезно выработанной тепловой и обесцененной энергии. Очевидно, энтропию нефтегазовой системы следует характеризовать с точки зрения рассеянной в фильтрующемся через поры пласта потоке жидкости, отнесенной к какой-либо конкретной термодинамической обстановке Т и р . Такое определение энтропии для изолированной пластовой нефтегазовой системы не должно было бы, по-видимому, вызывать возражения.

менить графический способ изучения термодинамических процессов, происходящих в пластовых нефтегазовых

Попытаемся обобщить имеющиеся, в литературе результаты изучения энтальпии и энтропии для нефти и газа в пластовых условиях при различных значениях Тирс тем, чтобы выявить пределы изменения величин I и s для нефтегазовых потоков в залежи. В табл. 3 сопоставляются величины i и s для нефти и газа месторождений Долинского и Песчаный-море и некоторым нефтяным и газовым месторождениям США .

5. Энтальпия и энтропия пластовых нефтегазовых систем позволяют проследить за порядком изменения этих термодинамических функций в зависимости от режима фильтрации в залежи ..

ческого потенциала ' и константы равновесия, необходимых для подробного и объективного изучения тепловых процессов, происходящих в пластовых нефтегазовых системах.

/Ср) пластовых нефтегазовых систем при широком варьировании переменных Тир позволяет в значительной степени пополнить наши познания о тех термодинамических процессах, которые происходят в нефтяной или газовой залежи, и на этой основе давать прогнозы свойств нефтегазовой смеси на различных глубинах вновь вскрываемого пласта, планировать технологиче^ ский режим разработки месторождения,' уточнять запасы нефти, растворенного и свободного газа, составлять проекты водного и теплового воздействия на залежи, устанавливать рациональные режимы эксплуатации нефтяных и газовых скважин и др.

2. Константа равновесия с увеличением значений внешних параметров заметно возрастает, иначе говоря, тенденция к изменению состояния пластовых нефтегазовых систем в большой степени зависит от температуры и давления и возрастает с повышением Тир, так как при этом, очевидно, быстро увеличивается средняя кинетическая энергия молекул, что особенно наблюдается в газовом потоке.

величины /Ср от внешних параметров, сопоставим' полученные значения равновесных соотношений различных пластовых нефтегазовых систем /Ср для некоторых нефтяных и газовых месторождений США и легких и тяжелых углеводородных компонентов, составляющих основу бинарной системы — газонефтяного потока .

ные с разрушением неустойчивых пород призабойной зоны и образованием песчаво-глинистых пробок. В связи с этим "продуктивность скважин сминается. Удаление песчаных'пробок в настоящее время проводится промывкой скважины водой и глинистыми растворами. Однако в этих случаях возможно поглощение промывочной жидкости и набухание глинистых частиц, что снижает проницаемтеть пород. Поэтому на месторождениях с низкими Пластовыми давлениями с целью предупреждения поглощения промывочной жидкости пластом и для сохранения его проницаемости промывку и очистку скважин проводят с применением пен.

Залежь тяжелого углеводородного газа на месторождении находится в глубокопогруженных нижнеюрских отложениях в интервале глубин 3300—3400 м, она характеризуется высокими пластовыми давлениями 330— 350 кгс/см2 и высокими температурами 130—135° С. На месторождении установлено наличие нефтяной оторочки.

Промышленно нефтеносны верхне- и нижнемеловые отложения. Залежи характеризуются высокими пластовыми давлениями, температурой и содержат большие количества растворенного газа.

Месторождение характеризуется большим этажом газоносности — более 2000 м, большими глубинами залегания 3600—6300 м и высокими пластовыми давлениями залежей 384—500 кгс/см2.

Основная газоконденсатная залежь месторождения приурочена к VII горизонту, залегающему на глубине 2600—3900 м. Залежь характеризовалась высокими пластовыми давлениями около 360 кгс/см2, и на глубине 3900 м оно составляло 410 кгс/см2, температура до 100° С.

Утяжеленный цемент применяется при тампонировании скважин с высокими пластовыми давлениями. Согласно техническим требованиям, предъявляемым к этому виду цемента, временное сопротивление его изгибу должно быть порядка 17 кГ/см2 , удельный вес раствора— минимум 2,25 г/см3, водоцементное отношение подбирается экспериментально и зависит от количества наполнителя и технологии изготовления утяжеленного цементного порошка. К количеству воды для затвердения следует подходить с известной осторожностью, так как неправильное водоцементпое отношение .может привести к осаждению утяжелителя и, следовательно, нарушению стабильности цементного раствора.

Применение пеноцементных растворов является эффективным средством для ограничения притока и изоляции вод на месторождениях, вступивших на позднюю стадию разработки, особенно со слабо сцементированными коллекторами. высокой степенью обводненности продукции скважин и низкими пластовыми давлениями.

Условия залегания нефтяных пластов характеризуются умеренными пластовыми давлениями и температурами. Нефть имеет повышенную плотность, высокую вязкость и низкое газосодержание.

Условия залегания нефтяных пластов Южно-Орловского месторождения в обоих пластах одинаковы, характеризуются повышенными пластовыми давлениями и температурами. Нефти пластов Дг, Дг и Дп близки по свойствам в пластовых условиях, характеризуются низкими значениями давления насыщения, высокими — плотностью, средней вязкостью и пониженным газосодержанием.

Нефть этой залежи, так же как и на месторождении Эльдаровское, находится в условиях аномально высокой пластовой температуры; для этой залежи характерно чрезвычайно высокое пластовое давление. Из описанных в настоящем справочнике месторождений залежь верхнемеловых отложений Брагунского месторождения характеризуется самыми высокими пластовыми давлениями и температурой.

Свойства нефтей определяли по пробам из XVI и XVII горизонтов, характеризующихся относительно низкими пластовыми давлениями и умеренными температурами. По условиям залегания залежей и свойствам нефть горизонта XVI близка к нефти горизонта XVII. В то же время и та и другая нефть существенно отличаются по значениям всех параметров от средней нефти. Данная нефть имеет относительно высокое газосодержание, низкие плотность и вязкость. Кроме того, довольно высоки коэффициенты усадки и растворимости газа .