Главная -> Словарь

Пластовая температура

Формирование зон нефтегазонакопления в верхневизейско-нижне-пермском комплексе связано с поступлением УВ из нескольких зон генерации. Наиболее крупная зона генерации расположена на севере Денисовской и Хорейверской впадин. Вторая по значению — зона генерации на северо-востоке Верхнепечорской впадины, к востоку — северо-востоку от Вуктылского месторождения. По всей вероятности, УВ в зоны нефтегазонакопления поступали также и из более мелких зон генерации. Корреляционно-регрессионный анализ выявил мало высоких коэффициентов корреляции. Наиболее значительный отмечен для связи между количеством бензина и глубиной. По уравнению регрессии рассчитано количество бензиновой фракции в нефтях для глубин 1,5 км и 2 км для Шапкинско-Юрьяхинского вала и Денисовской впадины. Для нефти нижнепермских отложений было получено уравнение, отражающее связь между плотностью нефти и пластовым давлением с высоким коэффициентом корреляции: Y = 4,3342 — 0,01009 X —

Ограниченность природных ресурсов требует вовлечения в процессы газопереработки менее качественного газового сырья с высоким содержанием сероводорода и меркаптанов, с неблагоприятным соотношением сероводорода и диоксида углерода, низким пластовым давлением и т.д. В результате этого возникает необходимость модернизации действующих на ГПЗ установок с использованием накопленного опыта эксплуатации аналогичных установок как в нашей стране, так и за рубежом.

взрывом горных пород с ухудшеннвши емкостно-фильтрационными свойствами и сжатыми трещинами. Сохранность защитных свойств зоны уплотненных горных пород аргументировалось данными повторного гамма-каротажа 35 скважин, вскрывших водоносную часть разреза ниже ВНК, не выявившего здесь отклонений в радиоактивности. Отсюда следовал вывод о том, что поскольку "защитная оболочка" сохранила свою герметичность под ВНК, то "утечка" радионуклидов в подошвенные воды не произошла. А это в свою очередь позволяло не опасаться того, что в результате перепада между пластовым давлением под ВНК и в нефтяной части произойдет "засасывание" в залежь пластовой воды с радионуклидами. В результате для обеспечения радиационной безопасности Осинского промысла была разработана схема создания охранных целиков недр вокруг боевых скважин 1001 и 1002 радиусом 655 м и определено положение об охране этих целиков. По существу это был модифицированный вариант упомянутой выше концепции двух защитных экранов с той лишь разницей, что в данном случае атомщики уже не упоминали остеклованную непроницаемую корку в стенках полостей ПЯВ, которая якобы обеспечивает герметичность этих полостей. От одного из экранов им пришлось здесь все же отказаться.

Для вскрытия продуктивных пластов любой проницаемости с низким пластовым давлением, проводки скважины в осложненных геологических условиях, бурения скважин при высоких температурах применяют буровые растворы на нефтяной основе , гидронефтяные эмульсии и инвертные эмульсии . Эти растворы оказывают смазывающее действие, увеличивают срок службы бурового оборудования. Условный предел коррозионно-уста-лостной прочности при базе испытания 10 млн. циклов для стали группы прочности Д составил на воздухе 260 МПа, в буровом растворе на водной основе 90 МПа, в эмульсии дизельного топлива с минерализованной водой в соотношении 1 : 1 160 МПа. Введенные поверхностно-активные вещества увеличили предел коррозионно-усталостной прочности образцов стали марки Д до 240 МПа.

В Кировской области азот получен в Вочагальском районе, около г. Со-ветска; на южном Тимане — на Кельтминской площади с пластовым давлением газа около 100 кгс/см2; в Татарской АССР — из отложений карбона в Булдырском районе, на Азово-Салаушской, Кучуковской и других площадях.

В разрезе выделены четыре продуктивных пласта, залегающих в интервале глубин 2300—2450 м. Месторождение характеризуется высоким начальным пластовым-давлением.

В отложениях неоком-апта, представленного чередованием крепких известняков, глин и песчаников, выявлена пластовая сводовая залежь с пластовым давлением 260 кгс/см2 и температурой 113° С. Состав газов этой залежи аналогичен составу газов, выявленных в сеноманских и туронских отложениях. В отложениях юры, представленных мелкозернистыми песчаниками, выявлена пластовая сводовая залежь с пластовым давлением 271,2 кгс/см2, превышающим гидростатическое. Пластовая температура в залежи 117° С. Совместно с газом получено и значительное количество конденсата с плотностью 0,783, содержащим ароматических углеводородов около 30% и до 2% парафинов.

Залежь сводовая. Месторождение характеризуется высоким начальным пластовым давлением 368 кгс/см2 и высокой температурой 137° С.

На месторождении выявлена газовая залежь в IV горизонте туркестанских слоев, газонефтяная залежь — в VII горизонте алайских слоев палеогеновых отложений и газоконденсатная залежь в IX горизонте бухарского яруса. Газовая залежь IX горизонта залегает на глубине 3500—3600 м и характеризуется высоким начальным пластовым давлением 372 кгс/см2. Пластовое давление в газовой шапке VII горизонта также высокое — 326 кгс/см2.

Газонефтяное месторождение расположено в 30 км к западу от г. Душанбе» представляет собой антиклинальную складку субширотного простирания. На месторождении газоконденсатная залежь выявлена в юрских отложениях на глубинах 2735—2790 м с пластовым давлением 300 кгс/см2, температурой 116° С. Составы газов этой залежи даны по скв. 78, расположенной в сводовой части структуры .

Г))) а Восточно-Сухокумском месторождении в отложениях средней юры выявлена газоконденсатная залежь на глубине 3320 м и 3850 м . Залежь характеризуется высоким пластовым давлением — около 388 кгс/см3 и температурой 140° С.

щих соображениях. Во-первых, чаще всего пластовая температура как в наших, так и в зарубежных месторождениях укладывается в принятых интервалах, и, во-вторых, наиболее устойчиво можно соблюдать режим термостатирования именно в интервалах до 40° С и более . Пределы изменения давления составляют 30 — 300 кГ/см2 . Изобарная теплоемкость ср определялась по формуле , после чего с помощью уравнения вычислялась изохорная теплоемкость cv. Пересчет величин Ср и cv на среднее значение мольной и объемной теплоемкостей осуществлялся по формулам .

5 — стандартное отклонение г — пластовая температура р — пластовое давление

Нефти : а — с признаками окисления ; б — окисленные , в — с признаками потери бензиновой фракции , г — потерявшие бензиновую фракцию , д —без признаков окисления или потери бензиновой фракции; зоны: е — идиогипергенеза; ж — криптогипергенеза, з — катагенеза, и — условная граница геохимической зоны.

Реологические исследования асфальтеносодержащих нефтей позволили обнаружить у них структурно-механические свойства, характерные для многих коллоидных систем . В.В.Девликамов, З.А.Хабибуллин и М.М.Кабиров показали, что в пластовых условиях основными структурообразующими компонентами нефтей являются частицы асфальтенов, так как для большинства месторождений пластовая температура превышает температуру кристаллизации парафинов. Установлены зависимости структурно-механических свойств нефти от содержания в ней асфальтенов и смол, содержания и состава растворенного газа, а также от температуры и давления.

Горизонт Средняя глубина залегания кровли, м Начальное пластовое давление, кгс/см3 Пластовая температура, °С

В отложениях неоком-апта, представленного чередованием крепких известняков, глин и песчаников, выявлена пластовая сводовая залежь с пластовым давлением 260 кгс/см2 и температурой 113° С. Состав газов этой залежи аналогичен составу газов, выявленных в сеноманских и туронских отложениях. В отложениях юры, представленных мелкозернистыми песчаниками, выявлена пластовая сводовая залежь с пластовым давлением 271,2 кгс/см2, превышающим гидростатическое. Пластовая температура в залежи 117° С. Совместно с газом получено и значительное количество конденсата с плотностью 0,783, содержащим ароматических углеводородов около 30% и до 2% парафинов.

Рпл— пластовое давление, МПа; ^пд — пластовая температура, °С; нас — давление насыщения, МПа; G — газосодержание, м3/м3; G'— газосодержание, м3/т; / — количество газа, выделившегося из нефти ,

Пластовая температура/С

При описании залежей, приводимых в справочнике значения различных параметров сопоставлялись со среднеарифметическими значениями, полученными для всех залежей. Такие сопоставления выполнены по условиям залегания нефтей и по величинам параметров нефти в пластовых и поверхностных условиях, а также по составам растворенных в нефтях газов. Отдельные сопоставления были выполнены по данным средних величин параметров, рассчитанных для конкретной области .

При описании условий залегания пластов, в частности по пластовым давлениям и температурам, в книге использованы термины: низкое, умеренное, среднее, повышенное и высокое. По всему тексту справочника принимались следующие диапазоны изменения соответствующих параметров: пластовое давление — низкое , умеренное , среднее , повышенное , высокое ; пластовая температура — низкая , умеренная , средняя , повышенная , высокая .

Начальные пластовые давления составляли примерно 17,5 МПа, пластовая температура равнялась примерно 40° С. Давление насыщения менялось по площадям от 8,3 до 9,5 МПа. Следовательно, нефть в значительной степени недонасыщена газом. Температура насыщения нефти парафином, определенная в ТатНИПИнефти и во ВНИИ для отдельных площадей Ромашкинского месторождения, изменяется в пределах от 21 до 28° С.