foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Основные сведения о нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

Аккумулятором или вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служит пласт-коллектор, называемый природным резервуаром, в кровле и подошве которого залегают покрышки, сложенные плохо проницаемыми породами.

 Хорошими коллекторами являются осадочные породы: пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые  и кавернозные известняки и доломиты.

 Иногда нефть может быть в трещинах и порах изверженных пород, но эти скопления, как правило, не имеют промышленного значения.

 Слабопроницаемые породы, являющиеся кровлей и подошвой нефтяного месторождения: глина, сланц, и др.

 Образовавшиеся при определенных условиях, нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к его кровле, скапливаются там и попадают в ловушку.

 Примечание: существует две гипотезы образования нефти – органическая и неорганическая.

 В природе существуют самые разнообразные виды ловушек  (рис.2.1а, б), наиболее распространенными из которых являются сводовые ловушки (рис.2.1, а).

 В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Совокупность залежей  одной и той же группы (например, сводовых), находящихся в недрах земной коры единой площади, называется месторождением нефти и газа.

Подпись: Рис. 2.1, а. Сводовая ловушка.   1 -  внешний контур газоносности;2 -  внешний контур нефтеносности

Подпись: Рис. 2.1, б. Литологически экранированная ловушка.

Подпись: Рис. 2.1, в. Тектонически экранированная ловушка.Подпись: Рис. 2.1, г. Статиграфически экранированная ловушка.

Месторождения могут быть нефтяными, газоконденсатными, газонефтяными. Существование в земной коре двух основных геологических  структур - геосинклиналей и платформ предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:

1 класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;

2 класс – месторождения, сформировавшиеся в платформенных  областях.

Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но в значительной степени и физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии.

Породы нефтяной (газовой) залежи характеризуются пористостью, проницаемостью, гранулометрическим составом, удельной поверхностью, карбонатностью, сжимаемостью и насыщенностью нефтью, газом  и водой. Эти параметры пород продуктивного пласта необходимы для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом.

 Различают пористости полную (абсолютную, физическую) и открытую, характеризующиеся соответствующими коэффициентами.

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор  в образце породы к видимому его объему Vобр. Измеряется пористость в долях единицы или в %.

В долях единицы mп =; в % mп =· 100.

Коэффициентом открытой пористости mo называется отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца.

 Статическая полезная емкость коллектора  Vcт характеризует относительный объем пор и пустот, которые могут быть заняты жидкостью или газом.

Динамическая полезная емкость Vдин. характеризует относительный объем пор и пустот, через которые фильтруются или могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.

Таблица 2.1 - Пределы измерения полной пористости некоторых горных пород

Породы

Пористость, %

Изверженные

Глинистые сланцы

Глина

Пески

Песчаники

Известняки и доломиты

0,05 ¸ 1,25

0,54 ¸ 1,4

  6,0 ¸ 50,0

  6,0 ¸ 52,0

  3,5 ¸ 29,0

  0,6 ¸ 33,0

Таблица 2.2 - Пористость коллекторов, содержащих нефть

Коллектор

Пористость, %

Пески

Песчаники

Карбонатные коллекторы

20,0 ¸ 25,0

10,0 ¸ 30,0

10,0 ¸ 25,0

Различают поровые каналы:

1.      Сверхкапиллярные - Æ больше 0,5 мм (поровых каналов), движение жидкости свободно.

2.      Капиллярные - Æ 0,5 ¸ 0,0002 мм, движение жидкости возможно при значительных перепадах давления газы движутся легко.

3.      Субкапиллярные - Æ меньше 0,0002 мм, при существующих в пластах перепадах давления жидкость перемещаться не может.

Широкие измерения предела пористости одних и тех же пород объясняются действием многих факторов: взаимное расположение зерен, процесса цементации, растворения и отношения солей и др.

Почему могут спускать колеса авто смотрите тут kamael.com.ua
Предложения строителей смотрите здесь
Дренажная система водоотвода вокруг фундамента - stroidom-shop.ru

Статистика



Яндекс.Метрика