Термобарические условия

Cтраница 4

Изменение упругих параметров в области нефтегазовых залежей определяется преимущественно литологией пород, пористостью коллекторов и свойствами заполняющих их флюидов. Влияние некоторых других факторов, таких как глубина, термобарические условия залегания, имеет обычно региональный характер и в пределах одного месторождения может не учитываться. Анализ опубликованных данных [ 1 ] показывает, что в высокопористых ( Кп 15 %) водонасыщен-ных коллекторах, как песчаных, так и карбонатных, наблюдается уменьшение скорости продольных волн по сравнению со слабопористыми породами ( Кп 5 %) на 15 - 20 %, плотности на 5 - 10 %, акустической жесткости на 20 - 30 % и более. Нефтенасыщение приводит к дальнейшему уменьшению акустической жесткости на 5 - 10 % в песчаниках и до 5 % в карбонатных породах. Газонасыщение даже в небольшом объеме ( 5 %) вызывает еще большее понижение акустической жесткости - до 15 - 20 % в песчаниках и до 7 - 10 % в известняках. Существенное отличие упругих свойств водонасыщенных, нефтена-сыщенных и особенно газонасыщенных коллекторов от слабопористых пород создает принципиальную возможность их непосредственного выделения и прослеживания по данным ВСП, а тесная связь скорости продольных волн и плотности с пористостью - для оценки пористости коллекторов в околоскважинном пространстве. Однако практическое решение задачи сталкивается с целым рядом трудностей. Главными из них являются небольшая толщина большинства залежей по сравнению с длиной сейсмических волн, неоднородность свойств коллектора по разрезу и площади, многофакторный интерференционный характер отражений, формирующихся в области залежей. [46]

Отбор глубинных проб осуществляется нефтегазодобывающими управлениями с помощью глубинных пробоотборников. При лабораторных исследованиях моделируются пластовые условия термодинамического состояния нефти и термобарические условия. [47]

Газоконденсатные залежи нередко в погруженной части продуктивных ловушек содержат оторочку обычной жидкой нефти. В тех случаях, когда ресурсы газа в пласте достаточны и термобарические условия его благоприятны для испарения всей жидкой части, оторочка нефти, как правило, отсутствует. [48]

Отметим, что с целью определения рабочих дебитов скважин и производительности кустов скважин проводится следующий комплекс расчетных исследований: расчет диапазонов дебитов, при которых реализуется безгид-ратный режим эксплуатации скважин; расчет минимального дебита, при котором выносится жидкость ( вода и углеводородный конденсат) с забоя скважины; оценка критического дебита, при котором еще не разрушается призабойная зона пласта; оценка предельного безводного дебита и др. На основании полученных данных проводится выбор нижней и верхней границ рабочих дебитов, а также средних рабочих дебитов скважин. По средним рабочим дебитам рассчитываются прогнозные забойные давления скважин, а также термобарические условия на устье скважин. Указанные данные по кустам скважин и прогнозным ( проектным) технологическим режимам их эксплуатации при достаточной достоверности информации позволяют грамотно проектировать газосборную систему, предусматривать подачу ингибиторов гидратообразования в скважины и коллекторы ( шлейфы), при необходимости проектировать устьевые подогреватели газа и пр. На этой же стадии технологического проектирования целесообразно оценивать возможности применения газовых эжекторов на кустах скважин. Новое направление исследований - использование эжекторов с активным и пассивным газожидкостными потоками для оптимизации работы куста скважин - развивается сейчас в Уренгойгаз-проме и ВНИИГАЗе. [49]

Промысловый геолог должен осуществлять контроль за вскрытием пласта. При вскрытии продуктивных пластов необходимо учитывать геолого-физические свойства коллектора, физико-химическую характеристику насыщающих его флюидов и термобарические условия - пластовые давление и температуру. [50]

Значит, если заданы давление и температура, то определены и составы сосуществующих паровой и жидкой фаз. Либо, если задан состав смеси, то на фазовой диаграмме в координатах давление - температура можно отобразить термобарические условия, при которых заданный состав смеси равен составу насыщенных паровой или жидкой фаз. [51]

Зависимость коэффициента нефтеотдачи TJH от параметра Tl при отношениях вязкостей Д. [52]

На цилиндрических моделях определяют коэффициент вытеснения, который, как видно из рис. 15 по данным опытов на модели Р-51, не зависит от тг. Аналогичные количественные и качественные результаты получены в опытах на моделях Р-76 и В-64, в которых применяли естественные флюиды и соблюдали пластовые термобарические условия. [53]

Геолого-физические факторы, определяющие конечное извлечение углеводородов. Условия залегания нефти и газа в недрах, неоднородность продуктивных пластов; тип, емкостные и фильтрационные характеристики коллекторов; физико-химические свойства флюидов; термобарические условия ( близк. [54]

Как уже отмечалось, эксплуатация крупных газовых месторождений Крайнего Севера ( Тюменская область, Красноярский край и Республика Саха - Якутия) происходит в условиях довольно низких температур газонасыщенного пласта, в ряде случаев незначительно превышающих равновесную температуру гидратообразования. Поэтому не только при бурении и освоении, но и при эксплуатации скважин ( и что более вероятно - при газодинамических исследованиях [ НО ]) возможны термобарические условия для гидратообразования в призабойной зоне. [55]

Страницы: 1 2 3 4