EntrataFondamenti di geologia dei giacimenti di petrolio e gas. origine del petrolio e del gas
Università tecnica statale di Astrachan '
Dipartimento di Geologia del Petrolio e del Gas
CORSO DI LEZIONE
per disciplina:
Base geologica per lo sviluppo di giacimenti di petrolio, gas e condensati di gas
Introduzione
Il corso di lezioni "Fondamenti geologici dello sviluppo dei giacimenti di petrolio, gas e condensato di gas" è composto da tre parti correlate:
1.Fondamenti di geologia dei giacimenti di petrolio e gas 2.Calcolo delle riserve e valutazione delle risorse di idrocarburi .Base geologica per lo sviluppo dei giacimenti di petrolio e gas. L'obiettivo principale dello studio di questa disciplina è il supporto geologico per lo sviluppo efficace di petrolio e gas. La prima parte mostra che la geologia dei giacimenti di petrolio e gas è una scienza che studia i depositi di petrolio e gas in stato statico e dinamico come fonti di materie prime di idrocarburi. La geologia dei giacimenti di petrolio e gas come scienza ha avuto origine all'inizio del secolo scorso (1900) e ha attraversato un lungo percorso di sviluppo. Questo percorso è suddiviso in più fasi, che differiscono per la gamma di problemi da risolvere, metodi e mezzi per risolverli. Palcoscenico moderno, iniziato alla fine degli anni '40 del XX secolo, è caratterizzato dall'uso diffuso di metodi per influenzare le formazioni produttive nello sviluppo dei giacimenti petroliferi. I risultati degli studi geologici sui giacimenti di petrolio e gas servono come base geologica per la progettazione e la regolamentazione dei depositi di idrocarburi. La geologia dei giacimenti di petrolio e gas considera un giacimento di petrolio e gas prima dello sviluppo come un sistema geologico statico costituito da elementi interconnessi: un serbatoio naturale di una certa forma con un volume vuoto specifico; fluidi di formazione; condizioni termobariche. Il deposito di idrocarburi sviluppato è considerato come un sistema dinamico complesso che cambia il suo stato nel tempo. La seconda parte del manuale fornisce le definizioni di gruppi e categorie di riserve e risorse di petrolio, gas e condensati. Vengono discussi in dettaglio i metodi per il calcolo delle riserve e la valutazione delle risorse di petrolio, gas, condensato e componenti associati. Per calcolare le riserve di petrolio e gas, è necessario uno studio geologico completo del campo a cui sono associati i depositi di petrolio e gas e la conoscenza delle condizioni specifiche della loro presenza. La terza parte fornisce i concetti base del supporto geologico e di campo per lo sviluppo dei giacimenti di petrolio e gas. Vengono presi in considerazione i sistemi per lo sviluppo di giacimenti di petrolio e gas multistrato e un impianto di produzione separato, vengono inoltre forniti sistemi per lo sviluppo di giacimenti petroliferi con il mantenimento della pressione del giacimento, metodi di controllo geologico e sul campo sul processo di sviluppo dei depositi di idrocarburi e metodi per migliorare il recupero del petrolio sono discussi in dettaglio. Il corso si conclude con il tema: “Tutela del sottosuolo e ambiente nel processo di perforazione di pozzi e di sviluppo di giacimenti di idrocarburi”. Pertanto gli obiettivi principali di questa disciplina sono i seguenti: studio dettagliato dei depositi di idrocarburi giustificazione geologica della scelta dei sistemi di sviluppo controllo sullo sviluppo dei giacimenti di petrolio e gas al fine di giustificare e selezionare misure per gestire i processi di sviluppo generalizzazione dell’esperienza nello sviluppo di giacimenti di petrolio e gas pianificazione della produzione di petrolio, gas e condensati; calcolo delle riserve di petrolio, gas, condensato e componenti associati; tutela del sottosuolo e dell'ambiente durante la perforazione di pozzi e lo sfruttamento di giacimenti di idrocarburi. Ogni giacimento di petrolio, gas e condensati viene messo in sviluppo secondo un documento di progetto redatto da un organismo di ricerca specializzato e che prevede il sistema di sviluppo che, dal punto di vista nazionale, è il più razionale per un dato giacimento. Lo sviluppo di un giacimento di petrolio (gas) è un insieme di lavori eseguiti per controllare il processo di movimento dei fluidi di formazione attraverso la formazione sul fondo dei pozzi di produzione. Lo sviluppo di un giacimento di petrolio (gas) comprende i seguenti elementi: Ø numero di pozzi per deposito; Ø posizionamento di pozzi su depositi; Ø procedura (sequenza) per la messa in funzione dei pozzi; Ø buona modalità operativa; Ø bilancio energetico del serbatoio; Il sistema per lo sviluppo di un giacimento di petrolio (gas) consiste nella perforazione del giacimento con pozzi di produzione secondo uno schema specifico e un piano accettato, tenendo conto delle misure per influenzare la formazione. Un sistema di sviluppo è detto razionale quando, con il massimo utilizzo dell’energia del giacimento e l’applicazione di misure per influenzare il giacimento, garantisce la massima estrazione di petrolio e gas dal sottosuolo nel più breve tempo possibile e a costi minimi, tenendo conto delle specificità condizioni geologiche ed economiche della regione. Lo sviluppo dell'industria del petrolio e del gas in Russia ha una storia di oltre un secolo. Fino alla metà degli anni '40 del XIX secolo, lo sviluppo dei giacimenti petroliferi veniva effettuato esclusivamente utilizzando l'energia naturale dei giacimenti. Ciò era dovuto al livello insufficientemente elevato della tecnologia e della tecnologia di sviluppo, nonché alla mancanza di prerequisiti oggettivi per un cambiamento radicale in questo approccio allo sviluppo. Dalla metà degli anni '40, a seguito della scoperta di nuove aree petrolifere, lo sviluppo dell'industria petrolifera è stato associato allo sviluppo di giacimenti di tipo piattaforma con grandi aree petrolifere, significativa profondità di formazioni produttive e un regime naturale inefficace - pressione elastica dell'acqua, che si trasforma rapidamente nel regime di gas disciolto. Scienziati e addetti alla produzione russi in breve tempo hanno teoricamente dimostrato e dimostrato in pratica la necessità e la possibilità di utilizzare sistemi di sviluppo fondamentalmente nuovi con l'introduzione artificiale di energia aggiuntiva nei giacimenti petroliferi produttivi iniettandovi acqua. Il passo successivo nel progresso scientifico e tecnologico è stata la ricerca di processi che garantissero ulteriore aumento efficienza dello sviluppo dei giacimenti petroliferi. Negli ultimi anni, il pensiero scientifico e ingegneristico ha lavorato per creare modi per aumentare l’efficienza delle inondazioni. Allo stesso tempo, vengono ricercati e testati, testati e implementati industrialmente nuovi metodi per influenzare i giacimenti petroliferi, che si basano su processi fisici e chimici fondamentalmente nuovi di spostamento del petrolio dalle rocce del giacimento. Tenendo conto dello sviluppo dei depositi di gas alta efficienza I loro regimi naturali finora sono stati realizzati utilizzando l'energia naturale senza influenza artificiale sulla formazione. Nell'ultimo periodo, i giacimenti di gas condensati svolgono un ruolo importante nel bilancio dei giacimenti di idrocarburi. E qui uno dei compiti più urgenti è la ricerca di metodi economicamente fattibili per lo sviluppo di giacimenti di gas condensato che impediscano la perdita di condensa nella formazione. Sezione 1: “Metodi di studio” struttura geologica sottosuolo e depositi di idrocarburi nelle aree produttive"
Capitolo 1. Osservazioni geologiche e ricerca durante la perforazione di pozzi
I depositi di idrocarburi sono sempre isolati dalla superficie e si trovano a diverse profondità - da diverse centinaia di metri a diversi chilometri - 5,0-7,0 km. L'obiettivo principale delle osservazioni geologiche del processo di perforazione dei pozzi è studiare la struttura geologica dei depositi e dei singoli orizzonti produttivi e dei fluidi che saturano questi orizzonti. Quanto più complete e migliori saranno queste informazioni, migliore sarà il progetto di sviluppo sul campo. Il processo di perforazione dei pozzi deve essere attentamente monitorato dal punto di vista geologico. Al termine della perforazione di un pozzo, il geologo dovrebbe ricevere le seguenti informazioni a riguardo: sezione geologica del pozzo, litologia dell'opera completata; posizione nella sezione dei pozzi di roccia serbatoio; natura della saturazione delle rocce serbatoio, di cosa sono sature, quale fluido di formazione condizioni tecniche dei pozzi (progettazione del pozzo, distribuzione della pressione e della temperatura lungo il pozzo) Un controllo geologico particolarmente accurato dovrebbe essere effettuato durante la perforazione di pozzi esplorativi, sulle informazioni su cui si baserà la perforazione di pozzi di produzione di petrolio e gas. I metodi per studiare le sezioni dei pozzi perforati sono divisi in 2 gruppi: 1.metodi diretti 2.metodi indiretti I metodi diretti consentono di ottenere direttamente informazioni sulla sezione litologica delle rocce, sulla composizione dei materiali, sulla posizione dei serbatoi e sulla loro saturazione. I metodi indiretti forniscono informazioni sulla sezione dei pozzi in base a segni indiretti, ovvero la relazione delle loro proprietà fisiche con le stesse caratteristiche della resistenza al passaggio di corrente elettrica, magnetica, elastica. I metodi diretti si basano sullo studio: campioni di roccia prelevati dal pozzo durante il processo di perforazione (carota, talee, supporto laterale del terreno) campionamento dei fluidi durante le prove incidentali e stazionarie. campionamento del fluido di formazione durante il test in un involucro di produzione registrazione del gas monitoraggio delle complicazioni durante il processo di perforazione (crolli delle pareti del pozzo, assorbimento del fluido di perforazione, manifestazioni di fluido di formazione) I metodi indiretti consentono di giudicare la composizione materiale di una sezione del pozzo, le proprietà del serbatoio, la natura della saturazione delle rocce serbatoio con il fluido di formazione sulla base di segni indiretti: radioattività naturale o artificiale, capacità di una roccia di condurre corrente elettrica, proprietà acustiche , magnetico, termico. Studio fondamentale Il materiale principale è l'informazione principale su un pozzo. La scelta dell'intervallo di perforazione con la selezione del carotaggio dipende dagli obiettivi geologici. In campi nuovi, ancora poco studiati, quando si perforano i primi pozzi, si consiglia di effettuare carotaggi continui in collaborazione con complessi di ricerca geofisica. Per i depositi in cui la parte superiore della sezione è stata studiata, e la parte inferiore è ancora oggetto di studio, nell'intervallo studiato il carotaggio dovrebbe essere effettuato solo ai contatti delle formazioni, e nell'intervallo non studiato, il carotaggio continuo dovrebbe essere effettuato essere effettuato (vedi Fig. 1) Nessuna carota viene prelevata dai pozzi di produzione e tutte le osservazioni si basano su informazioni di registrazione e osservazioni del processo di perforazione. In questo caso viene prelevato un nucleo dall'orizzonte produttivo per il suo studio dettagliato. Quando si studia il nucleo, è necessario ottenere le seguenti informazioni sul pozzo: presenza di tracce di petrolio e gas composizione materiale delle rocce e loro appartenenza stratigrafica proprietà di serbatoio delle rocce caratteristiche strutturali delle rocce e possibili condizioni del loro verificarsi I campioni di roccia che vengono inviati al laboratorio per studiare il contenuto di idrocarburi vengono paraffinati (avvolti in garze e immersi più volte nella paraffina fusa, lasciando ogni volta che la paraffina imbevuta nella garza si indurisca). I campioni cerati vengono quindi posti in barattoli di metallo con coperchio piatto. I campioni vengono ricoperti con cotone idrofilo o carta morbida e inviati al laboratorio per i test. La parte rimanente del nucleo viene consegnata all'impianto di stoccaggio del nucleo. I segni di petrolio e gas nelle carote devono essere prima studiati sul sito di perforazione utilizzando campioni freschi e fratture e poi più in dettaglio nel laboratorio di gestione sul campo. Fig.1 - a - perforazione senza carotaggio; b - perforazione con carotaggio Gli intervalli per la perforazione di un pozzo con carotaggio sono determinati dallo scopo della perforazione e dal grado di studio della sezione. Tutti i pozzi profondi sono suddivisi in 5 categorie: - riferimento, parametrici, prospezione, esplorazione, produzione. Vengono perforati pozzi chiave per studiare la struttura geologica generale in nuove aree che non sono state esplorate mediante perforazione profonda. Il carotaggio viene effettuato uniformemente in tutto il pozzo. In questo caso la perforazione con carotaggio va dal 50 al 100% della profondità totale dei pozzi. Vengono perforati pozzi parametrici per studiare la struttura geologica e il potenziale di petrolio e gas di nuovi territori, nonché per collegare materiali geologici e geofisici. La perforazione con carotaggio è pari ad almeno il 20% della profondità totale del pozzo. Vengono perforati pozzi esplorativi per la ricerca di giacimenti di petrolio e gas. Il carotaggio qui viene effettuato negli intervalli di occorrenza di orizzonti produttivi e contatti di varie unità stratigrafiche. Con il carotaggio non viene coperto più del 10-12% della profondità del pozzo. I pozzi esplorativi vengono perforati in aree con un potenziale consolidato di petrolio e gas al fine di preparare i depositi per lo sviluppo. Il carotaggio viene prelevato solo in intervalli di orizzonti produttivi entro il 6-8% della profondità del pozzo. Vengono perforati pozzi di sviluppo per sviluppare depositi di petrolio e gas. Il core, di regola, non è selezionato. Tuttavia, in alcuni casi, per studiare una formazione produttiva, si pratica il carotaggio nel 10% dei pozzi uniformemente distanziati sull'area. Gli intervalli di carotaggio vengono eseguiti con punte speciali - corone, che lasciano la roccia non perforata, detta carota, al centro della punta e la sollevano in superficie. La parte perforata della roccia è chiamata talea e viene portata in superficie da un flusso di fluido di perforazione durante il processo di perforazione. Selezione di campioni di roccia mediante portatori di terreno laterali Questo metodo viene utilizzato quando non è stato possibile selezionare un nucleo nell'intervallo pianificato. Inoltre, anche quando, a seguito della ricerca geofisica dopo il completamento delle trivellazioni, sono stati identificati orizzonti interessanti dal punto di vista del contenuto di petrolio e gas, questo intervallo non è illuminato dal nucleo. Utilizzando un trasportatore di terreno laterale, viene prelevato un campione di roccia dalla parete del pozzo. Attualmente vengono utilizzati 2 tipi di separazioni: 1.sparare ai trasportatori di terreno laterali 2.perforazione di trasportatori laterali del terreno Il principio di funzionamento di un vettore di tiro a terra: una ghirlanda di cartucce scende sui tubi nell'intervallo che ci interessa. Quando si verifica un'esplosione, i bossoli si schiantano contro le pareti del pozzo. Quando si solleva l'utensile, i manicotti sui conduttori in acciaio con la roccia catturata dalla parete del pozzo si sollevano verso l'alto. Svantaggi di questo metodo: otteniamo roccia frantumata piccolo campione L'attaccante non penetra nella roccia dura fuoriescono rocce sciolte Perforazione di supporti laterali del terreno - imitazione della perforazione orizzontale, otteniamo campioni di piccolo volume. Selezione dei fanghi Durante il processo di perforazione, le punte distruggono la roccia e un flusso di fluido di perforazione trasporta i frammenti di roccia in superficie. Questi frammenti, particelle di roccia, sono chiamati liquami. In superficie vengono selezionati, lavati dal fluido di perforazione e studiati attentamente, ovvero determinare la composizione materiale di questi frammenti. I risultati della ricerca vengono tracciati in base alla profondità di campionamento dei fanghi. Tale diagramma è chiamato diagramma dei liquami (vedere Fig. 2). Durante il processo di perforazione, i detriti vengono campionati in tutte le categorie di pozzi. Riso. 2 Grafico dei fanghi Metodi geofisici per l'esplorazione dei pozzivengono studiati in modo indipendente durante lo studio del corso GIS. Metodi di ricerca geochimica Registrazione del gas Durante il processo di perforazione dei pozzi, il fluido di perforazione lava la formazione produttiva. Le particelle di petrolio e gas cadono nella soluzione e vengono trasportate con essa in superficie, dove uno speciale campionatore degassa il fluido di perforazione e viene studiato il contenuto di idrocarburi leggeri e il contenuto totale di gas idrocarburi. I risultati della ricerca sono riportati su uno speciale diagramma di registrazione del gas (vedere Fig. 3). Fig.3 Diagramma di registrazione del gas Se durante il processo di perforazione viene determinata la presenza di una formazione produttiva, il campione di gas viene esaminato utilizzando un cromatografo per il contenuto dei singoli componenti direttamente nel pozzo. Registrazione meccanica Viene studiata la velocità di penetrazione, viene registrato il tempo impiegato per la perforazione di 1 m e i risultati vengono riportati su un modulo speciale (vedere Fig. 4). Riso. 4. modulo di registrazione meccanica Calipermetria Calipermetria -determinazione in continuo del diametro del pozzo mediante un calibro. Durante il processo di perforazione, il diametro del foro è diverso dal diametro dello scalpello e varia a seconda del tipo litologico della roccia. Ad esempio, nell'intervallo in cui si verificano rocce sabbiose permeabili, si verifica un restringimento, una diminuzione del diametro del pozzo, a seguito della formazione di una torta di argilla sulle pareti del pozzo. Nell'intervallo di occorrenza delle rocce argillose, invece, si verifica un aumento del diametro del pozzo rispetto al diametro dello scalpello a seguito della saturazione delle rocce argillose con il filtrato del fluido di perforazione e ulteriore collasso delle pareti del pozzo (vedi Fig. 5). Nell'intervallo delle rocce carbonatiche il diametro del pozzo corrisponde al diametro dello scalpello. Riso. 5. Aumentare e diminuire il diametro del pozzo a seconda della litologia delle rocce Osservazioni dei parametri dei fluidi di perforazione, spettacoli di petrolio, gas e acqua Durante il processo di perforazione di un pozzo, possono verificarsi le seguenti complicazioni: crollo delle pareti del pozzo, che porta al bloccaggio degli strumenti di perforazione; assorbimento del fluido di perforazione, fino alla sua perdita catastrofica - quando si aprono zone di faglie discontinue; liquefazione del fluido di perforazione, riducendone la densità, che può portare al rilascio di petrolio o gas. Prove incidentali e stazionarie della formazione produttiva Ci sono prove incidentali e stazionarie della formazione produttiva. Il test incidentale di una formazione produttiva prevede il prelievo di campioni di petrolio, gas e acqua da formazioni produttive durante il processo di perforazione utilizzando strumenti speciali: tester di formazione sul cavo di registrazione OPK tester di formazione su aste di perforazione - KII (set di strumenti di prova) Le prove stazionarie vengono eseguite al termine della perforazione del pozzo. Come risultato del test di formazione, si ottengono le seguenti informazioni: Carattere del fluido di formazione; Informazioni sulla pressione del serbatoio; Posizione di VNK, GVK, GNK; Informazioni sulla permeabilità della roccia serbatoio. Documentazione di progettazione per la costruzione del pozzo Il documento principale per la costruzione dei pozzi è l'ordine di lavoro geologico e tecnico. Si compone di 3 parti: parte geologica parte tecnica La parte geologica contiene le seguenti informazioni sul pozzo: sezione progettazione bene età della roccia, profondità di sepoltura, angoli di immersione, resistenza intervalli di possibili complicanze, intervalli di carotaggio. La parte tecnica prevede: modalità di perforazione (carico sulla punta, prestazioni della pompa fango, velocità del rotore) profondità di discesa delle colonne e loro numero, diametro altezza del sollevamento del cemento dietro la colonna, ecc. Capitolo 2 Metodi di lavorazione geologica dei materiali di perforazione dei pozzi e studio della struttura geologica del campo L'elaborazione geologica dei materiali di perforazione dei pozzi consente di costruire un profilo del campo e mappe strutturali della parte superiore della formazione produttiva, consentendo di ottenere un quadro completo della struttura del campo. Per uno studio dettagliato di tutti i problemi della struttura del campo, è necessario condurre una correlazione approfondita (confronto delle sezioni dei pozzi). La correlazione delle sezioni dei pozzi consiste nell'identificare gli strati di supporto e nel determinare la profondità della loro presenza al fine di stabilire la sequenza di presenza delle rocce, identificando gli strati con lo stesso nome per tenere traccia dei cambiamenti nel loro spessore e nella composizione litologica. Nel settore petrolifero si distingue tra correlazione generale delle sezioni dei pozzi e correlazione zonale (dettagliata). Con la correlazione generale, le sezioni del pozzo vengono confrontate nel loro complesso dalla testa pozzo al fondo lungo uno o più orizzonti (benchmark) Vedere Figura 6. La correlazione dettagliata (zonale) viene eseguita per uno studio dettagliato dei singoli strati e unità. I risultati della correlazione sono presentati sotto forma di diagramma di correlazione. Un punto di riferimento (marcatura dell'orizzonte) è uno strato in una sezione del pozzo che differisce nettamente nelle sue caratteristiche (composizione del materiale, radioattività, proprietà elettriche, ecc.) dagli strati sovrastanti e sottostanti. Egli deve: facile da trovare nella sezione pozzi; essere presente in tutti i pozzi; hanno un valore piccolo ma costante. Riso. 6. Superficie di riferimento Nel caso di correlazione zonale, viene assunto come superficie di riferimento il tetto della formazione produttiva. Se è sfocato, usa la suola. Se è anche sbiadito, allora scegli uno strato mantenuto all'interno dell'area, un interstrato all'interno dello strato. Stesura sezioni del campo - tipico, medio normale, riassuntivo Eseguendo una correlazione generale, otteniamo informazioni sulla stratificazione delle rocce e sul loro spessore. Queste informazioni sono necessarie per costruire una sezione del campo. In questa sezione sono riportate le caratteristiche medie delle rocce, la loro età e spessore. Se viene utilizzato lo spessore verticale degli strati, la sezione viene denominata sezione standard. Tali sezioni vengono realizzate nelle zone di pesca. Nelle aree di esplorazione vengono compilate le sezioni normali medie, dove vengono utilizzati gli spessori reali (normali) della formazione. Nel caso in cui la sezione del campo cambi in modo significativo nell'area, vengono costruite sezioni di riepilogo. Quando si compila una colonna litologica su una sezione riassuntiva, viene utilizzato lo spessore massimo di ciascuno strato, e i suoi valori massimo e minimo sono riportati nella colonna “spessore”. Stesura del profilo geologico della sezione del campo Sezione del profilo geologico - una rappresentazione grafica della struttura del sottosuolo lungo una determinata linea in proiezione su un piano verticale. A seconda della posizione sulla struttura si distinguono i tagli profilati (1-1), trasversali (2-4) e diagonali (5-5). Esistono alcune regole per orientare la linea del profilo nel disegno. A destra c'è nord, est, nord-est, sud-est. Da sinistra: sud, ovest, sud-ovest, nord-ovest. Per costruire una sezione di profilo di un campo, le scale più comunemente utilizzate sono 1:5000, 1:10000, 1:25000, 1:50000, 1:100000. Per evitare distorsioni degli angoli di inclinazione della roccia, si presuppone che le scale verticale e orizzontale siano le stesse. Ma per chiarezza dell'immagine, le scale verticale e orizzontale sono considerate diverse. Ad esempio, la scala verticale è 1:1000 e la scala orizzontale è 1:10000. Se i pozzi sono curvi, costruiamo prima le proiezioni orizzontali e verticali dei pozzi curvi, applichiamo le proiezioni verticali al disegno e costruiamo un profilo. Sequenza di costruzione di una sezione di profilo del campo Viene tracciata una linea sul livello del mare - 0-0 e su di essa viene tracciata la posizione del pozzo. La posizione del primo pozzo viene scelta arbitrariamente. Attraverso i punti ottenuti tracciamo delle linee verticali, sulle quali tracciamo le quote delle teste pozzo sulla scala del profilo. Colleghiamo le teste dei pozzi con una linea morbida: otteniamo il terreno. Riso. 9. Sezione profilo del deposito Dalla testa del pozzo costruiamo ben pozzi fino al fondo. Ritagliamo in un disegno le proiezioni dei tronchi curvi. Lungo il pozzo tracciamo le profondità degli orizzonti stratigrafici, gli elementi di occorrenza e le profondità delle faglie, che vengono fornite per prime. Costruzione di una mappa strutturale Una mappa strutturale è un disegno geologico che mostra in linee di contorno il rilievo sotterraneo del tetto o della base di qualsiasi orizzonte, in contrasto con una mappa topografica che mostra il rilievo in linee di contorno La superficie terrestre, la cui struttura può coinvolgere orizzonti di epoche diverse. La mappa della struttura dà idea chiara sulla struttura del sottosuolo, garantisce una progettazione accurata dei pozzi di produzione ed esplorazione, facilita lo studio dei giacimenti di petrolio e gas e la distribuzione delle pressioni dei giacimenti sull'area del giacimento. Un esempio di costruzione di una mappa strutturale è mostrato nella Figura 10. Riso. 10. Esempio di costruzione di una mappa strutturale Quando si costruisce una mappa strutturale, il piano di base viene solitamente considerato il livello del mare, da cui vengono misurati i contorni orizzontali (isoipsi) del rilievo sotterraneo. Le quote sotto il livello del mare si prendono con il segno meno, quelle sopra con il segno più. Vengono chiamati gli spazi di uguale altezza tra le isoipsi sezione trasversale di isoipsum.
Nella pratica della pesca vengono solitamente utilizzati i seguenti metodi per costruire mappe strutturali: il metodo del triangolo è per strutture indisturbate. metodo del profilo - per strutture gravemente danneggiate. combinato. La costruzione di una mappa strutturale utilizzando il metodo del triangolo implica il collegamento dei pozzi con linee, formando un sistema di triangoli, preferibilmente equilateri. Quindi interpoliamo tra i punti di apertura della formazione. Colleghiamo i segni con lo stesso nome e otteniamo una mappa strutturale. L'elevazione assoluta del punto di apertura della formazione è determinata dalla formula: + A.O.=+Al-,
A.O.-L'elevazione assoluta del punto di apertura della formazione è la distanza verticale dal livello del mare al punto di apertura della formazione, m. Al- altitudine della testa pozzo - distanza verticale dal livello del mare alla testa pozzo, m. l- profondità dell'apertura di formazione - distanza dalla testa pozzo al punto di apertura della formazione, m. ΣΔ
l- correzione per curvatura del pozzo, m. La Figura 11 mostra varie opzioni per aprire la formazione: Riso. 11. Varie opzioni apertura della formazione Condizioni di presenza di petrolio, gas e acqua nel sottosuolo Per attuare un sistema razionale per lo sviluppo e l'organizzazione di uno sfruttamento efficace dei giacimenti di petrolio e gas, è necessario conoscerne le proprietà fisiche e di giacimento, proprietà fisiche e chimiche fluidi di formazione in essi contenuti, condizioni della loro distribuzione nella formazione, caratteristiche idrogeologiche della formazione. Proprietà fisiche rocce - serbatoi Le formazioni produttive di giacimenti petroliferi contenenti idrocarburi sono caratterizzate dalle seguenti proprietà fondamentali: porosità; permeabilità; saturazione delle rocce con petrolio, gas, acqua condizioni diverse il loro verificarsi; composizione granulometrica; proprietà della superficie molecolare quando interagiscono con petrolio, gas, acqua. Porosità La porosità di una roccia indica la presenza di vuoti (pori, caverne, fessure) al suo interno. La porosità determina la capacità della roccia di accogliere il fluido del serbatoio. La porosità è il rapporto tra il volume dei pori di un campione e il suo volume, espresso in percentuale. n=VN/VO *100%
La porosità è caratterizzata quantitativamente dal coefficiente di porosità - il rapporto tra il volume dei pori del campione e il volume del campione in frazioni di unità. kN=VN/VO
Sono caratterizzate varie rocce significati diversi porosità, ad esempio: scisti argillosi - 0,54 - 1,4% argilla - 6,0 - 50% sabbie - 6,0 - 52% arenarie - 3,5 - 29% calcari, dolomiti - 0,65 - 33% Nella pratica della pesca si distinguono i seguenti tipi di porosità: totale (assoluto, fisico, totale) è la differenza tra il volume del campione e il volume dei suoi grani costituenti. aperto (porosità di saturazione) - il volume di tutti i pori e le fessure interconnessi in cui penetra liquido o gas; efficace: il volume dei pori saturi di petrolio o gas meno il contenuto acqua legata nei pori; Il coefficiente di efficienza della porosità è il prodotto del coefficiente di porosità aperta e del coefficiente di saturazione di petrolio e gas. Le rocce carbonatiche sono produttive con una porosità del 6-10% e superiore. La porosità delle rocce sabbiose varia dal 3 al 40%, principalmente dal 16 al 25%. La porosità viene determinata mediante analisi di laboratorio dei campioni o risultati GIS. Permeabilità delle rocce Permeabilità delle rocce [A]- la sua capacità di passare il fluido di formazione. Alcune rocce, come le argille, hanno un'elevata porosità ma una bassa permeabilità. Altri calcari – al contrario – hanno una bassa porosità, ma un'elevata permeabilità. Nella pratica dei giacimenti petroliferi, si distinguono i seguenti tipi di permeabilità: assoluto; efficace (fase); relativo; La permeabilità assoluta è la permeabilità di un mezzo poroso quando una fase (olio, gas o acqua) lo attraversa. La permeabilità assoluta è considerata la permeabilità delle rocce determinata dal gas (azoto) - dopo l'estrazione e l'essiccazione della roccia fino a un peso costante. La permeabilità assoluta caratterizza la natura del mezzo stesso. La permeabilità di fase (effettiva) è la permeabilità di una roccia per un dato fluido in presenza e movimento nei pori di sistemi multifase. La permeabilità relativa è il rapporto tra la permeabilità di fase e la permeabilità assoluta. Quando si studia la permeabilità delle rocce, viene utilizzata la formula della legge di filtrazione lineare di Darcy, secondo la quale la velocità di filtrazione di un liquido in un mezzo poroso è proporzionale alla caduta di pressione e inversamente proporzionale alla viscosità del liquido. V=Q/ F =kΔP/
μL ,
Q- portata volumetrica del fluido attraverso la roccia in 1 secondo. - M 3
V-velocità di filtrazione lineare - m/s μ
- viscosità dinamica del liquido, n/s/m2
F- zona filtrazione - M2
ΔP- caduta di pressione lungo la lunghezza del campione L,MPa
k- coefficiente di proporzionalità (coefficiente di permeabilità), determinato dalla formula: K=QML/FΔP
Le unità di misura sono le seguenti: [L]esimo [F]esimo2
[Q]-m3
/s[P]-n/m2
[
μ
]-ns/m2
Per tutti i valori dei coefficienti pari all'unità, la dimensione k è m2
Significato fisico della dimensione kquesta è la zona. La permeabilità caratterizza l'area della sezione trasversale dei canali del mezzo poroso attraverso i quali viene filtrato il fluido di formazione. Nella pesca, per valutare la permeabilità viene utilizzata un'unità pratica: Darcy- che è alle 10 12volte meno di k=1 m2
.
Per unità pollici 1dprendere la permeabilità di un mezzo così poroso, quando filtrato attraverso un campione di cui con un'area 1 cm2
lunghezza 1 cmcon caduta di pressione 1kg/cm2
viscosità del flusso del fluido 1 sp(centi-poise) è 1 cm3
/Con. Grandezza 0,001 d- chiamato millidarcy.
Le formazioni contenenti petrolio e gas hanno una permeabilità dell'ordine da 10-20 md a 200 md. Riso. 12. Permeabilità relativa dell'acqua e del cherosene Dalla fig. 12, è chiaro che la permeabilità relativa del cherosene Cucinare- diminuisce rapidamente con l'aumentare della saturazione idrica della formazione. Quando viene raggiunta la saturazione dell'acqua Kv- fino al 50% di coefficiente di permeabilità relativa per il cherosene Cucinareridotto al 25%. Quando aumenta Kvfino all'80%, Cucinarediminuisce a 0 e l'acqua pulita viene filtrata attraverso il mezzo poroso. La variazione della permeabilità relativa all'acqua avviene nella direzione opposta. Condizioni per la presenza di petrolio, gas e acqua nei depositi I depositi di petrolio e gas si trovano nelle parti superiori di strutture formate da rocce porose e sovrastanti impermeabili (pneumatici).Queste strutture sono chiamate trappole.
A seconda delle condizioni di occorrenza e del rapporto quantitativo tra petrolio e gas, i depositi sono suddivisi in: gas puro condensa di gas gasolio (con tappo) olio con gas disciolto nell'olio. Il petrolio e il gas si trovano nel giacimento in base alla loro densità: il gas si trova nella parte superiore, il petrolio in quella inferiore e l'acqua ancora più in basso (vedere Figura 13). Oltre al petrolio e al gas, le parti di petrolio e gas delle formazioni contengono anche acqua sotto forma di strati sottili sulle pareti dei pori e nelle fessure subcapillari, tenuti in posizione dalle forze di pressione capillare. Quest'acqua si chiama "associato" o "residuo".Il contenuto di acqua “legata” è pari al 10-30% del volume totale dello spazio poroso. Figura 13. Distribuzione di petrolio, gas e acqua nei serbatoi Depositare elementi petrolio e gas:
contatto olio-acqua (OWC) - il confine tra le parti olio e acqua del deposito. contatto gasolio (GOC) - il confine tra le parti gassose e petrolifere del deposito. contatto gas-acqua (GWC) - il confine tra le parti sature di gas e quelle sature di acqua del deposito. il contorno esterno della capacità petrolifera è l'intersezione del contatto acqua-olio con il tetto della formazione produttiva. il contorno petrolifero interno è l'intersezione dell'OWC con la base della formazione produttiva; la zona marginale è la parte del giacimento petrolifero compresa tra i contorni petroliferi esterno ed interno; I pozzi praticati all'interno del contorno interno del cuscinetto petrolifero rivelano l'intero spessore del giacimento petrolifero. I pozzi perforati all'interno della zona di confine rivelano una formazione satura di petrolio nella parte superiore e una parte satura di acqua al di sotto dell'OWC. I pozzi perforati dietro i profili del contorno petrolifero esterno rivelano la parte satura d'acqua della formazione. Il coefficiente di saturazione dell'acqua è il rapporto tra il volume dell'acqua nel campione e il volume dei pori del campione. KV=Vacqua/Vda allora
Il coefficiente di saturazione dell'olio è il rapporto tra il volume dell'olio nel campione e il volume dei pori del campione. AN=Vnava/Vporo
Tra questi coefficienti esiste la seguente relazione: AN+KV=1
Spessore del serbatoio Nella pratica dei giacimenti petroliferi si distinguono i seguenti tipi di spessori di formazione produttiva (vedi Fig. 14): spessore totale della formazione Hgeneralmente- lo spessore totale di tutti gli strati intermedi - permeabili e impermeabili - la distanza dal tetto al fondo della formazione. spessore efficace Hef- lo spessore totale degli strati porosi e permeabili attraverso i quali è possibile il movimento del fluido. spessore effettivo saturo di petrolio o gas Hefn-noi- lo spessore totale degli intercalari saturi di petrolio o gas. Hgeneralmente-(spessore totale) ef= h1
+h2efn-naso= h1
+h3
Riso. 14 Variazione dello spessore degli strati produttivi Per studiare il modello delle variazioni di spessore, viene compilata una mappa: spessori totali, effettivi ed effettivi saturi di petrolio e gas. Le linee di uguale spessore sono chiamate isopache e la mappa è una mappa isopaca. La tecnica di costruzione è simile alla costruzione di una mappa strutturale utilizzando il metodo del triangolo. Condizioni termobariche del sottosuolo dei giacimenti di petrolio e gas Conoscere la temperatura e la pressione nelle profondità dei giacimenti di petrolio e gas è necessario per affrontare correttamente la soluzione di questioni di importanza sia scientifica che economica nazionale: 1.formazione e posizionamento di giacimenti di petrolio e gas. 2.determinazione dello stato di fase degli accumuli di idrocarburi a grandi profondità. .questioni di tecnologia per la perforazione e il pompaggio di pozzi profondi e ultraprofondi. .bene lo sviluppo. Temperatura nelle viscere Numerose misurazioni della temperatura in pozzi inattivi hanno notato che la temperatura aumenta con la profondità e questo aumento può essere caratterizzato da un gradino geotermico e da un gradiente geotermico. All’aumentare della profondità delle formazioni produttive aumenta anche la temperatura. Viene chiamata la variazione di temperatura per unità di profondità. gradiente geotermico. Il suo valore varia dal 2,5 al 4,0%/100 m. Il gradiente geotermico è l’aumento della temperatura per unità di lunghezza (profondità). grado t=t2
-T1
/H2
-H1
[
0
Cm]
Il passo geotermico [G] è la distanza alla quale è necessario scendere più in profondità affinché la temperatura aumenti di 10 CON. G=H2
-H1
/ T2
-T1
[M/0
CON]
Riso. 15. Cambiamento di temperatura con la profondità Questi parametri sono determinati dalle misurazioni della temperatura nei pozzi inattivi. Le misurazioni della temperatura con profondità vengono effettuate o con un termometro elettrico lungo tutto il pozzo, oppure con un termometro a massima per scopi scientifici. Il termometro massimo mostra temperatura massima alla profondità alla quale viene abbassato. Un termometro elettrico registra una registrazione continua della temperatura lungo il pozzo mentre il dispositivo viene sollevato. Per ottenere la temperatura reale delle rocce, il pozzo deve restare a riposo per lungo tempo, almeno 25-30 giorni, in modo che in esso si stabilisca il regime termico naturale perturbato dalla perforazione. Sulla base dei risultati delle misurazioni della temperatura, vengono costruiti i termogrammi: curve di temperatura in funzione della profondità. Utilizzando i dati del termogramma è possibile determinare il gradiente e il gradino geotermico. In media Al globo il gradiente geotermico ha un valore di 2,5-3,0 0S/100m. Pressione del serbatoio nelle profondità dei giacimenti di petrolio e gas Ogni serbatoio sotterraneo è riempito con petrolio, acqua o gas e ha l'energia di un sistema idrico a serbatoio. L'energia del serbatoio è l'energia potenziale del fluido di formazione nel campo gravitazionale terrestre. Dopo la perforazione di un pozzo, si verifica uno squilibrio nel sistema naturale di pressione dell'acqua: l'energia potenziale si trasforma in energia cinetica e viene spesa per spostare i fluidi in formazione sul fondo dei pozzi di produzione e sollevarli in superficie. Una misura dell'energia del giacimento è la pressione del giacimento: questa è la pressione del liquido o del gas situato negli strati del giacimento in condizioni naturali. Nei giacimenti di petrolio e gas, la pressione del giacimento (P per favore ) aumenta con la profondità per ogni 100 m di profondità di 0,8 - 1,2 MPa, cioè di circa 1,0 MPa/100 m. La pressione che è bilanciata da una colonna di acqua mineralizzata con una densità ρ = 1,05 - 1,25 g/cm 3 (103kg/m 3) è chiamata pressione idrostatica normale. Si calcola così: Rn.g.= Hρ
V/100 [MPa]
H - profondità, m. ρ
V- densità dell'acqua, g/cm3
, kg/m3
.
Se ρ V preso uguale a 1,0, questa pressione è chiamata idrostatica condizionale La pressione idrostatica condizionale è la pressione creata da una colonna di acqua dolce con una densità di 1,0 g/cm 3altezza dalla testa pozzo al fondo. Ru.g.= N/100 [MPa]
La pressione bilanciata dal fluido di lavaggio con una densità ρ E =1,3 g/cm 3inoltre, l'altezza dalla testa del pozzo al fondo del pozzo è chiamata pressione di formazione superidrostatica (SGPD) o pressione di formazione anormalmente alta (AHRP). Questa pressione è superiore del 30% o più alla pressione idrostatica condizionale e superiore del 20-25% alla normale pressione idrostatica. Il rapporto tra la pressione ad alta pressione e la normale pressione idrostatica è chiamato coefficiente di anomalia della pressione del giacimento. AUN=(PAVPD/Pn.g..) >1,3
La pressione al di sotto della pressione idrostatica è una pressione di giacimento anormalmente bassa (ANPR): si tratta della pressione bilanciata da una colonna di fluido di perforazione con una densità inferiore a 0,8 g/cm 3. Se Ka< 0,8 - это АНПД.
Una delle caratteristiche più importanti di una formazione è la pressione rocciosa: questa è la pressione che è una conseguenza dell'influenza totale della pressione geostatica e geotettonica sulla formazione. La pressione geostatica è la pressione esercitata su una formazione dalla massa dell'ammasso roccioso sovrastante. Rad esempio=
HρN/100 [MPa]
Dove, ρ N = 2,3 g/cm 3 - densità media delle rocce. La pressione geotettonica (pressione di stress) è la pressione che si forma negli strati a seguito di movimenti tettonici continuamente intermittenti. La pressione delle rocce viene trasmessa dalle rocce stesse e all'interno delle rocce dal loro scheletro (i granuli che compongono lo strato). In condizioni naturali, la pressione rocciosa è contrastata dalla pressione del giacimento. La differenza tra la pressione geostatica e quella del giacimento è chiamata pressione di compattazione. Rupl=Pad esempio- Rper favore
Nella pratica sul campo, per pressione di giacimento si intende la pressione in un certo punto del giacimento che non è influenzata dagli imbuti di depressione dei pozzi vicini (vedi Fig. 16). Depressione sul giacimento Δ
Pcalcolato utilizzando la seguente formula: Δ
P=Pper favore-Pzab ,
Dove, Persone-serbatoio pressione Dimenticare-pressione al fondo di un pozzo attivo. Riso. 16 Distribuzione della pressione nei serbatoi durante l'esercizio dei pozzi Pressione iniziale del serbatoio P0
- è la pressione misurata nel primo pozzo penetrato nella formazione, prima che una quantità apprezzabile di liquido o gas fosse prelevata dalla formazione. La pressione attuale del giacimento è la pressione misurata ad una certa data in un pozzo in cui è stato stabilito l'equilibrio statistico relativo. Per escludere l'influenza della struttura geologica (profondità di misura) sul valore della pressione del giacimento, la pressione misurata nel pozzo viene ricalcolata al centro del contenuto di petrolio o gas, al punto medio del volume del deposito, o ad un piano coincidente con l'OWC. Durante lo sviluppo dei giacimenti di petrolio o gas, la pressione cambia continuamente; durante il monitoraggio dello sviluppo, la pressione viene periodicamente misurata in ciascun pozzo. Per studiare la natura delle variazioni di pressione all'interno dell'area del deposito, vengono costruite mappe di pressione. Le linee di uguale pressione sono chiamate isobare e le mappe sono chiamate mappe isobare. Riso. 17. Grafico delle variazioni di pressione nel tempo per pozzi Il monitoraggio sistematico delle variazioni della pressione del giacimento consente di giudicare i processi che avvengono nel giacimento e di regolare lo sviluppo del giacimento nel suo insieme. La pressione del serbatoio viene determinata utilizzando manometri di fondo pozzo abbassati nel pozzo su un filo. I liquidi e il gas nella formazione sono sotto pressione, come viene chiamato plastovy.Dal valore della pressione del serbatoio Pper favore- dipendono la riserva di energia del giacimento e le proprietà dei liquidi e dei gas nelle condizioni del giacimento. Pper favoredetermina le riserve di gas, le portate dei pozzi e le condizioni operative dei depositi. L'esperienza lo dimostra P0
(pressione iniziale del giacimento) misurata nel primo pozzo perforato dipende dalla profondità del deposito e può essere determinata approssimativamente dalla seguente formula: P= Un abbraccio [MPa] H - profondità del deposito, m ρ- densità del liquido, kg/m 3
g-accelerazione di caduta libera Se il pozzo scorre (trabocca), P per favore determinato dalla formula: P per favore =Un abbraccio +P (pressione pozzo) Se il livello del liquido nel pozzetto non raggiunge la bocca P per favore =H 1ρg H 1- altezza della colonna di liquido nel pozzo, m. Riso. 18. Determinazione della pressione ridotta del giacimento In un deposito di gas o in una parte gassosa di un giacimento petrolifero, la pressione del giacimento è quasi la stessa in tutto il volume. Nei giacimenti petroliferi, la pressione del giacimento è varie parti diverso: sulle ali - massimo, nell'arco - minimo. Pertanto, l’analisi delle variazioni della pressione del giacimento durante il funzionamento del giacimento è difficile. È più conveniente mettere in relazione i valori di pressione del giacimento su un piano, ad esempio, sul piano del contatto olio-acqua (WOC). La pressione riferita a questo piano è detta ridotta (vedi Fig. 18) ed è determinata dalle formule: P1pr=P1
+X1
ρg P2pr=P2
- X2
ρg
Proprietà fisiche del petrolio, del gas e dell'acqua I gas provenienti dai giacimenti di gas sono chiamati gas naturali, mentre i gas prodotti insieme al petrolio sono chiamati petrolio o gas associati. I gas naturali e di petrolio sono costituiti principalmente da idrocarburi saturi della serie C N N 2n+2 : metano, etano, propano, butano. A partire dal pentano (C 5H 12) e superiori sono liquidi. I gas idrocarburici spesso contengono idrocarburi (CO 2, idrogeno solforato H 2S, azoto N, elio He, argon, Ar, vapori di mercurio e mercaptani. contenuto di CO 2 e H 2S a volte raggiunge decine di percentuali e altre impurità - frazioni percentuali, ad esempio, nella miscela del serbatoio AGCF, il contenuto di anidride carbonica è del 12-15% e l'idrogeno solforato è del 24-30%. La massa molecolare (M) dei gas idrocarburi è determinata dalla formula: M=∑MioYio
Mio- peso molecolare i-esimo componente Yio- la quota in volume dell'i-esimo componente nella miscela. La densità è il rapporto tra la massa di una sostanza e il suo volume occupato. ρ
=m/V[kg/m3
].
La densità è compresa tra 0,73 e 1,0 kg/m 3. In pratica, usano la densità relativa di un gas, il rapporto tra la massa di un dato gas e la massa d'aria dello stesso volume. Di seguito sono riportate le densità relative dei vari gas: Aria - 1.0CH 4 - 0,553N 2-0,9673C 8H 6 - 1,038CO 2- 1.5291C 3H 8 - 1,523H 2S-1.1906C 4H 10 - 2,007
Per passare dal volume in condizioni normali al volume occupato dalla stessa quantità in condizioni di giacimento, viene utilizzato il coefficiente volumetrico del gas di giacimento V, il volume che occuperebbe 1 m 3 gas in condizioni di giacimento. V=V0
Z (TP0
/T0
*P)
Dove, V0
- volume di gas in condizioni normali alla pressione iniziale P 0
, e temperatura T0
.
V è il volume del gas alla pressione attuale P e alla temperatura T. è il coefficiente sopra la comprimibilità del gas. Coefficiente volumetrico del gas di giacimento V è dentro 0.01-0.0075
La viscosità del gas è la proprietà di un gas di resistere al movimento di alcune particelle rispetto ad altre. Nel sistema SI, la viscosità dinamica è misurata in mPa*s (miglia-pascal al secondo), ad esempio, la viscosità dinamica dell'acqua a t 0 200C è µ=1 mPa*s. La viscosità del gas proveniente dai giacimenti di gas varia da 0,0131 a 0,0172 mPa*s. La viscosità della miscela del serbatoio AGCM è 0,05 - 0,09 mPa*s. Solubilità dei gas nell'olio Il volume di un gas monocomponente che si dissolve in un volume unitario di liquido è direttamente proporzionale alla pressione VG/VE =
αP
Dove, V G - volume del gas di dissoluzione V E - volume di liquido
ISTITUTO EDUCATIVO STATALE DI BILANCIO FEDERALE DI ISTRUZIONE PROFESSIONALE SUPERIORE
"UNIVERSITÀ TECNOLOGICA STATALE KUBAN"
Facoltà di studi a tempo pieno dell'Istituto del petrolio e del gased energia.
Dipartimento di produzione di petrolio e gas
APPUNTI DELLE LEZIONI
Per disciplina:
« Geologia del petrolio e del gas»
per gli studenti di tutte le forme di specialità di studio:
130501 Progettazione, costruzione e gestione di oleodotti e gasdotti e di impianti di stoccaggio di petrolio e gas;
130503 Sviluppo e funzionamento
130504 Perforazione di pozzi di petrolio e gas.
Lauree in 131000 “Ingegneria del petrolio e del gas”
Compilato da: docente senior
Shostak A.V.
KRASNODAR 2012
LEZIONE 3-
CARATTERISTICHE DI ACCUMULO E TRASFORMAZIONE DEI COMPOSTI ORGANICI DURANTE LA LITOGENESI………………………………….19
LEZIONE 4 -
COMPOSIZIONE E PROPRIETÀ FISICHE E CHIMICHE DEL PETROLIO E DEL GAS….2
5
LEZIONE 5 -
LA NATURA DEI CAMBIAMENTI NELLA COMPOSIZIONE E NELLE PROPRIETÀ FISICHE E CHIMICHE DEL PETROLIO E DEL GAS DIPENDE DALL'INFLUENZA DI VARI FATTORI NATURALI……………. ………………….. 4
5
LEZIONE 6 -
PROBLEMI DI ORIGINE DEL PETROLIO E DEL GAS…………….56
LEZIONE 7 -
MIGRAZIONE DEGLI IDROCARBURI…………………..62
LEZIONE 8 -
FORMAZIONE DEI DEPOSITI…………………..………….75
LEZIONE 9 -
ZONIZZAZIONE DEI PROCESSI DI FORMAZIONE DEL PETROLIO………………….81
LEZIONE 10- REGOLARITA' DELLA DISTRIBUZIONE SPAZIALE DEGLI ACCUMULI DI PETROLIO E GAS NELLA CROSTA TERRESTRE................................................101
LEZIONE 11 - GIACIMENTI DI PETROLIO E GAS E LORO PRINCIPALI CARATTERISTICHE DI CLASSIFICAZIONE……………..108
RIFERIMENTI……………………………………………………………………….112
LEZIONE 1
INTRODUZIONE
Tra i tipi più importanti di prodotti industriali, uno dei posti principali è occupato dal petrolio, dal gas e dai loro prodotti.
Fino all'inizio del XVIII secolo. Il petrolio veniva estratto principalmente da scavi delimitati da recinzioni di canniccio. Man mano che si accumulava, il petrolio veniva raccolto e trasportato ai consumatori in borse di pelle.
I pozzi erano fissati con un telaio di legno, il diametro finale del pozzo rivestito era solitamente compreso tra 0,6 e 0,9 m con qualche aumento verso il basso per migliorare il flusso del petrolio al foro inferiore.
L'olio veniva sollevato dal pozzo utilizzando un argano a mano (poi trainato da cavalli) e una corda alla quale era legato un otre (un secchio di cuoio).
Negli anni '70 del XIX secolo. La maggior parte del petrolio in Russia e nel mondo viene estratta dai pozzi petroliferi. Così, nel 1878 a Baku ce n'erano 301, la cui portata era molte volte superiore alla portata dei pozzi. Il petrolio veniva estratto dai pozzi utilizzando una bailer, una nave metallica (tubo) alta fino a 6 m, sul fondo della quale era montata una valvola di ritegno, che si apriva quando la bailer veniva immersa nel liquido e si chiudeva quando si muoveva verso l'alto. Il sollevamento della sassola (tartan) veniva effettuato manualmente, poi con la trazione di cavalli (inizi anni '70 del XIX secolo) e con l'ausilio di un motore a vapore (anni '80).
Le prime pompe per pozzi profondi furono utilizzate a Baku nel 1876 e la prima pompa per pozzi profondi a Grozny nel 1895. Tuttavia, il metodo tartaro rimase per lungo tempo quello principale. Ad esempio, nel 1913 in Russia, il 95% del petrolio veniva prodotto mediante gelificazione.
Geologia del petrolio e del gas– una branca della geologia che studia le condizioni di formazione, posizionamento e migrazione del petrolio e del gas nella litosfera. La formazione della geologia del petrolio e del gas come scienza avvenne all'inizio del XX secolo. Il suo fondatore è Ivan Mikhailovich Gubkin.
1.1. Breve storia dello sviluppo della produzione di petrolio e gas
I moderni metodi di estrazione del petrolio sono stati preceduti da metodi primitivi:
raccolta del petrolio dalla superficie dei serbatoi;
lavorazione di arenaria o pietra calcarea impregnata di olio;
estrazione del petrolio da fosse e pozzi.
Trattamento di arenaria o calcare impregnati di olio, ai fini della sua estrazione, furono descritti per la prima volta dallo scienziato italiano F. Ariosto nel XV secolo: vicino a Modena in Italia, i terreni contenenti petrolio venivano frantumati e riscaldati in caldaie; venivano poi messi in sacchi e pressati mediante un torchio. Nel 1819, in Francia, furono sviluppati strati petroliferi di calcare e arenaria mediante attività mineraria. La roccia estratta veniva posta in una vasca piena di acqua calda. Quando veniva agitato, l'olio galleggiava sulla superficie dell'acqua e veniva raccolto con una sacca. Nel 1833-1845. Sulle rive del Mar d'Azov veniva estratta la sabbia imbevuta di petrolio. Successivamente veniva posto in fosse dal fondo inclinato e annaffiato. L'olio dilavato dalla sabbia veniva raccolto dalla superficie dell'acqua con ciuffi d'erba.
Estrazione del petrolio da fosse e pozzi conosciuto anche fin dall'antichità. A Kissia, l'antica regione tra l'Assiria e la Media nel V secolo. A.C il petrolio veniva estratto utilizzando secchi di cuoio e otri.
In Ucraina le prime menzioni della produzione di petrolio risalgono all'inizio del XV secolo. Per fare questo, hanno scavato fosse profonde 1,5-2 m, nelle quali fuoriusciva l'olio insieme all'acqua. Successivamente il composto veniva raccolto in botti, sigillate sul fondo con tappi. Quando l'olio più leggero galleggiava, i tappi venivano rimossi e l'acqua depositata veniva scaricata. Nel 1840, la profondità degli scavi raggiunse i 6 m, e successivamente il petrolio iniziò ad essere estratto da pozzi profondi circa 30 m.
Nella penisola di Kerch e Taman, la produzione dell'olio fin dall'antichità veniva effettuata utilizzando un palo a cui era legato il feltro o una crocchia di crine di cavallo. Furono calati nel pozzo e poi l'olio fu spremuto nel contenitore preparato.
Nella penisola di Absheron, la produzione di petrolio dai pozzi è nota fin dal XIII secolo. A.D Durante la loro costruzione, è stato prima praticato un foro a forma di cono rovesciato (rovesciato) fino al serbatoio del petrolio. Successivamente sono state realizzate delle sporgenze ai lati della fossa: con una profondità media di immersione del cono di 9,5 m, almeno sette. La quantità media di terra rimossa durante lo scavo di un pozzo del genere era di circa 3100 m 3, quindi le pareti dei pozzi dal fondo alla superficie venivano fissate con un telaio di legno o con assi nelle corone inferiori per l'afflusso di olio. Si prelevava dai pozzi utilizzando otri, che venivano sollevati con un argano a mano o con l'ausilio di un cavallo.
Nel suo rapporto su un viaggio nella penisola di Absheron nel 1735, il dottor I. Lerche scrisse: “... A Balakhany c'erano 52 giacimenti petroliferi con una profondità di 20 braccia (1 fathom - 2,1 m), di cui alcuni colpirono duramente , e vengono consegnati ogni anno 500 batman di petrolio...” (1 batman 8,5 kg). Secondo l'accademico S.G. Amelina (1771) la profondità dei pozzi petroliferi a Balakhany raggiungeva i 40-50 me il diametro o lato della sezione quadrata del pozzo era di 0,7-1 m.
Nel 1803, il commerciante di Baku Kasymbek costruì due pozzi petroliferi nel mare a una distanza di 18 e 30 m dalla riva di Bibi-Heybat. I pozzi erano protetti dall'acqua da una scatola di assi a maglia fitta. Da molti anni se ne estrae il petrolio. Nel 1825, durante una tempesta, i pozzi furono rotti e allagati dalle acque del Mar Caspio.
Con il metodo del pozzo, la tecnologia per l’estrazione del petrolio non è cambiata da secoli. Ma già nel 1835, un funzionario del dipartimento minerario di Fallendorf a Taman utilizzò per la prima volta una pompa per pompare il petrolio attraverso un tubo di legno abbassato. Numerosi miglioramenti tecnici sono associati al nome dell'ingegnere minerario N.I. Voskoboynikova. Per ridurre il volume dei lavori di scavo, propose di costruire pozzi petroliferi sotto forma di pozzo minerario e nel 1836-1837. ha effettuato la ricostruzione dell'intero sistema di stoccaggio e distribuzione del petrolio a Baku e Balakhani. Ma uno degli affari principali della sua vita fu la perforazione del primo pozzo petrolifero al mondo 1848.
Per molto tempo nel nostro Paese l'estrazione del petrolio mediante trivellazione di pozzi è stata trattata con pregiudizio. Si credeva che poiché la sezione trasversale del pozzo è inferiore a quella di un pozzo petrolifero, il flusso di petrolio ai pozzi è significativamente inferiore. Allo stesso tempo, non si è tenuto conto del fatto che la profondità dei pozzi è molto maggiore e che l'intensità del lavoro per la loro costruzione è inferiore.
Quando gestivano i pozzi, i produttori di petrolio cercavano di trasferirli in modalità flusso, perché era il massimo modo semplice produzione Il primo potente sgorgatore di petrolio a Balakhany avvenne nel 1873 nel sito di Khalafi. Nel 1887, il 42% del petrolio di Baku veniva prodotto con il metodo del flusso.
L'estrazione forzata del petrolio dai pozzi portò al rapido esaurimento degli strati petroliferi adiacenti al loro tronco, e il resto (la maggior parte) rimase nelle profondità. Inoltre, a causa della mancanza di un numero sufficiente di strutture di stoccaggio, si sono già verificate perdite significative di petrolio sulla superficie terrestre. Così nel 1887 furono gettate via dalle fontane 1.088mila tonnellate di petrolio, ma ne furono raccolte solo 608mila tonnellate. Vasti laghi petroliferi si formarono nelle zone attorno alle fontane, dove le frazioni più pregiate andarono perdute per evaporazione. Lo stesso olio stagionato divenne inadatto alla lavorazione e fu bruciato. Laghi petroliferi stagnanti bruciarono per molti giorni di seguito.
Il petrolio veniva estratto dai pozzi in cui la pressione non era sufficiente per defluire, utilizzando secchi cilindrici lunghi fino a 6 m. Sul fondo era installata una valvola che si apriva quando il secchio si abbassava e si chiudeva sotto il peso del liquido estratto quando il secchio premuto verso l'alto. È stato chiamato il metodo per estrarre il petrolio utilizzando bailer tartan,V Nel 1913, il 95% di tutto il petrolio veniva estratto con il suo aiuto.
Tuttavia, il pensiero ingegneristico non si è fermato. Negli anni '70 del XIX secolo. V.G. suggerì Shukhov metodo del compressore per la produzione di petrolio fornendo aria compressa nel pozzo (ponte aereo). Questa tecnologia fu testata a Baku solo nel 1897. Un altro metodo di produzione del petrolio, il gas lift, fu proposto da M.M. Tichvinskij nel 1914
Gli sbocchi di gas naturale provenienti da fonti naturali sono stati utilizzati dall'uomo da tempo immemorabile. Successivamente, trovò applicazione il gas naturale ottenuto da pozzi e pozzi. Nel 1902 fu perforato il primo pozzo a Surakhani vicino a Baku, producendo gas industriale da una profondità di 207 m.
Nello sviluppo dell'industria petrolifera Si possono distinguere cinque fasi principali:
Fase I (prima del 1917) – periodo pre-rivoluzionario;
Fase II (dal 1917 al 1941) il periodo prima della Grande Guerra Patriottica;
Fase III (dal 1941 al 1945) – il periodo della Grande Guerra Patriottica;
Fase IV (dal 1945 al 1991) – il periodo prima del crollo dell’URSS;
Fase V (dal 1991) – periodo moderno.
Periodo pre-rivoluzionario. Il petrolio è noto in Russia da molto tempo. Già nel XVI secolo. I mercanti russi commerciavano il petrolio di Baku. Sotto Boris Godunov (XVI secolo), il primo petrolio prodotto sul fiume Ukhta fu consegnato a Mosca. Poiché la parola “petrolio” entrò nella lingua russa solo alla fine del XVIII secolo, allora fu chiamata “acqua densa e ardente”.
Nel 1813 i khanati di Baku e Derbent con le loro più ricche risorse petrolifere furono annessi alla Russia. Questo evento ha avuto una grande influenza sullo sviluppo dell'industria petrolifera russa nei successivi 150 anni.
Un’altra grande area di produzione petrolifera nella Russia pre-rivoluzionaria era il Turkmenistan. È stato accertato che l'oro nero veniva estratto nell'area di Nebit-Dag circa 800 anni fa. Nel 1765 sull'isola. Cheleken aveva 20 pozzi petroliferi con una produzione annua totale di circa 64 tonnellate all'anno. Secondo l'esploratore russo del Mar Caspio N. Muravyov, nel 1821 i turkmeni inviarono in Persia via nave circa 640 tonnellate di petrolio. Nel 1835 fu portata dall'isola. Cheleken più che da Baku, sebbene sia stata la penisola di Absheron a essere oggetto di maggiore attenzione da parte degli industriali petroliferi.
Lo sviluppo dell'industria petrolifera in Russia iniziò nel 1848.
Nel 1957, la quota Federazione Russa rappresentavano oltre il 70% del petrolio prodotto e Tataria era al primo posto nel paese nella produzione di petrolio.
L'evento principale di questo periodo fu la scoperta e l'inizio dello sviluppo dei giacimenti petroliferi più ricchi della Siberia occidentale. Nel 1932, l'accademico I.M. Gubkin espresse l'idea della necessità di avviare ricerche sistematiche di petrolio sul versante orientale degli Urali. Innanzitutto, sono state raccolte informazioni sulle osservazioni delle infiltrazioni naturali di petrolio (fiumi Bolshoi Yugan, Belaya, ecc.). Nel 1935 Qui hanno iniziato a lavorare gruppi di esplorazione geologica, che hanno confermato la presenza di sostanze simili al petrolio. Tuttavia, non esisteva la Big Oil. I lavori di esplorazione continuarono fino al 1943, per poi riprendere nel 1948. Solo nel 1960 fu scoperto il giacimento petrolifero di Shaimskoye, seguito da quello di Megionskoye, Ust-Balykskoye, Surgutskoye, Samotlorskoye, Varieganskoye, Lyantorskoye, Kholmogorskoye e altri la produzione nella Siberia occidentale è considerata nel 1965, quando furono prodotte circa 1 milione di tonnellate. Già nel 1970 la produzione di petrolio qui ammontava a 28 milioni di tonnellate e nel 1981 a 329,2 milioni di tonnellate. Siberia occidentale divenne la principale regione produttrice di petrolio del paese e l’URSS divenne il primo produttore mondiale di petrolio.
Nel 1961 furono prodotte le prime fontane a olio nei campi di Uzen e Zhetybai nel Kazakistan occidentale (penisola di Mangyshlak). Il loro sviluppo industriale iniziò nel 1965. Solo in questi due giacimenti le riserve recuperabili di petrolio ammontavano a diverse centinaia di milioni di tonnellate. Il problema era che gli oli Mangyshlak erano altamente paraffinici e avevano un punto di scorrimento di +30...33 °C. Tuttavia, nel 1970, la produzione petrolifera della penisola aumentò fino a raggiungere diversi milioni di tonnellate.
La crescita sistematica della produzione petrolifera nel paese continuò fino al 1984. Nel 1984-85. C'è stato un calo della produzione di petrolio. Nel 1986-87 è cresciuto di nuovo, raggiungendo il suo massimo. Tuttavia, a partire dal 1989, la produzione di petrolio iniziò a diminuire.
Periodo moderno. Dopo il crollo dell’URSS, il calo della produzione petrolifera in Russia è continuato. Nel 1992 ammontava a 399 milioni di tonnellate, nel 1993 a 354 milioni di tonnellate, nel 1994 a 317 milioni di tonnellate, nel 1995 a 307 milioni di tonnellate.
Il continuo calo della produzione petrolifera è dovuto al fatto che l'influenza di una serie di fattori negativi oggettivi e soggettivi non è stata eliminata.
In primo luogo, la base delle materie prime del settore si è deteriorata. Il grado di coinvolgimento nello sviluppo e nell’esaurimento dei depositi per regione è molto elevato. Nel Caucaso settentrionale, il 91,0% delle riserve accertate di petrolio sono coinvolte nello sviluppo e l'esaurimento dei giacimenti è pari all'81,5%. Nella regione degli Urali-Volga queste cifre sono rispettivamente dell'88,0% e del 69,1%, nella Repubblica dei Komi del 69,0% e del 48,6%, nella Siberia occidentale del 76,8% e del 33,6%.
In secondo luogo, l’aumento delle riserve petrolifere dovuto ai nuovi giacimenti scoperti è diminuito. A causa della forte diminuzione dei finanziamenti, le organizzazioni di esplorazione geologica hanno ridotto il volume del lavoro geofisico e delle perforazioni di prospezione. Ciò ha portato a una diminuzione del numero di giacimenti scoperti di recente. Quindi, se nel 1986-90. Le riserve di petrolio nei giacimenti appena scoperti ammontavano a 10,8 milioni di tonnellate, quindi nel 1991-95. solo 3,8 milioni di tonnellate.
In terzo luogo, il taglio dell’acqua del petrolio prodotto è elevato. Ciò significa che a parità di costi e volumi di produzione del fluido di formazione, viene prodotto sempre meno petrolio stesso.
In quarto luogo, influiscono i costi della ristrutturazione. In seguito al crollo del vecchio meccanismo economico, è stata eliminata la rigida gestione centralizzata del settore e ne sta nascendo appena uno nuovo. Il conseguente squilibrio dei prezzi del petrolio, da un lato, e delle attrezzature e dei materiali, dall'altro, ha complicato l'attrezzatura tecnica dei giacimenti. Ma questo è necessario proprio ora, quando la maggior parte delle attrezzature è scaduta e molti campi richiedono il passaggio dal metodo di produzione a flusso al metodo di pompaggio.
Infine, numerosi errori di calcolo commessi negli anni passati stanno mettendo a dura prova. Pertanto, negli anni '70 si credeva che le riserve petrolifere nel nostro Paese fossero inesauribili. Di conseguenza non è stata posta alcuna enfasi sullo sviluppo della nostra specie produzione industriale e per l'acquisto di prodotti industriali finiti all'estero utilizzando la valuta ricavata dalla vendita del petrolio. Enormi quantità di denaro furono spese per mantenere l'apparenza di prosperità nella società sovietica. L'industria petrolifera ha ricevuto finanziamenti minimi.
Sullo scaffale di Sakhalin negli anni '70 e '80. erano aperti grandi depositi, che non sono ancora stati messi in funzione. Nel frattempo, viene loro garantito un enorme mercato nei paesi della regione Asia-Pacifico.
Cosa sono prospettive future sviluppo dell’industria petrolifera nazionale?
Non esiste una valutazione univoca delle riserve petrolifere in Russia. Diversi esperti indicano il volume delle riserve recuperabili tra 7 e 27 miliardi di tonnellate, ovvero tra il 5 e il 20% della superficie mondiale. La distribuzione delle riserve petrolifere in tutta la Russia è la seguente: Siberia occidentale 72,2%; Regione degli Urali-Volga 15,2%; Provincia di Timan-Pechora 7,2%; Repubblica di Sakha (Yakutia), Regione di Krasnojarsk, regione di Irkutsk, piattaforma del Mare di Okhotsk circa 3,5%.
Nel 1992 è iniziata la ristrutturazione strutturale dell'industria petrolifera russa: seguendo l'esempio Paesi occidentali iniziò a creare compagnie petrolifere integrate verticalmente che controllano la produzione e la raffinazione del petrolio, nonché la distribuzione dei prodotti petroliferi da esso ottenuti.
1.2. Scopi e obiettivi della geologia dei giacimenti di petrolio e gas
Per molto tempo, la produzione naturale di petrolio e gas ha soddisfatto pienamente i bisogni dell’umanità. Tuttavia, lo sviluppo dell’attività economica umana richiedeva sempre più fonti energetiche. Nel tentativo di aumentare la quantità di petrolio consumato, le persone iniziarono a scavare pozzi nei luoghi in cui era visibile il petrolio in superficie, e poi a perforare i pozzi. Inizialmente furono posati dove il petrolio affiorava sulla superficie della terra. Ma il numero di tali posti è limitato. Alla fine del secolo scorso fu sviluppato un nuovo metodo di ricerca promettente. Sono iniziate le perforazioni su una linea retta che collega due pozzi che già producevano petrolio.
Nelle nuove aree, la ricerca di giacimenti di petrolio e gas è stata effettuata quasi alla cieca, sfrecciando da una parte all'altra. Il geologo inglese K. Craig ha lasciato interessanti ricordi della posa del pozzo.
Per selezionare un sito, i responsabili della perforazione e quelli sul campo si sono riuniti e hanno determinato congiuntamente l'area all'interno della quale dovrebbe essere posizionato il pozzo. Tuttavia, con la cautela consueta in questi casi, nessuno ha osato indicare il punto in cui avrebbero dovuto iniziare le perforazioni. Allora uno dei presenti, distinto da un grande coraggio, disse, indicando il corvo che volteggiava sopra di loro: “Signori, se per voi è lo stesso, cominciamo a perforare dove si trova il corvo...”. La proposta è stata accettata. Il pozzo si è rivelato insolitamente efficace. Ma se il corvo avesse volato un centinaio di metri più a est, non ci sarebbe stata alcuna speranza di incontrare il petrolio… È chiaro che ciò non potrebbe continuare a lungo, perché trivellare ogni pozzo costa centinaia di migliaia di dollari. Pertanto, è sorta la domanda urgente su dove perforare i pozzi per trovare con precisione petrolio e gas.
Ciò ha richiesto una spiegazione dell'origine del petrolio e del gas e ha dato un forte impulso allo sviluppo della geologia, la scienza della composizione e della struttura della Terra, nonché i metodi per la ricerca e l'esplorazione dei giacimenti di petrolio e gas.
La geologia dei giacimenti di petrolio e gas è una branca della geologia che si occupa dello studio dettagliato dei giacimenti e dei depositi di petrolio e gas nello stato iniziale (naturale) e nel processo di sviluppo per determinare il loro significato economico nazionale e l'uso razionale del sottosuolo.
Da questa definizione è chiaro che la geologia dei giacimenti di petrolio e gas si avvicina allo studio dei giacimenti e dei depositi di idrocarburi (HC) da due punti di vista. Innanzitutto
, i depositi di idrocarburi dovrebbero essere considerati in uno stato statico come oggetti geologici naturali per la progettazione dello sviluppo basata sul calcolo delle riserve e sulla valutazione della produttività di pozzi e strati /condizioni geologiche naturali/. In secondo luogo , i depositi di idrocarburi dovrebbero essere considerati in uno stato dinamico, poiché al momento della messa in servizio iniziano i processi di movimento di petrolio, gas e acqua verso il fondo dei pozzi di produzione e dal fondo dei pozzi di iniezione. Allo stesso tempo, è ovvio che la dinamica dell'oggetto è caratterizzata non solo dalle proprietà geologiche naturali del deposito (cioè proprietà in uno stato statico), ma anche dalle caratteristiche sistema tecnico
(ovvero sistemi di sviluppo). In altre parole, un giacimento di petrolio o di gas messo in fase di sviluppo è un insieme inestricabile, costituito da due componenti: geologica (il giacimento stesso) e tecnica (il sistema tecnico concepito per lo sfruttamento del giacimento). Chiameremo tutto questo il complesso geologico-tecnico (GTC). Caratteristiche della geologia dei giacimenti di petrolio e gas , consistente in quello lei è ampia utilizza concetti teorici e dati fattuali ottenuti con metodi di altre scienze, e nelle sue conclusioni e generalizzazioni molto spesso si basa su modelli stabiliti nel quadro di altre scienze.
Obiettivi Geologia dei giacimenti di petrolio e gas sono conclusi soprattutto nella fondatezza geologica modi efficaci organizzare la produzione di petrolio e gas, garantendo l’uso razionale e la tutela del sottosuolo e dell’ambiente. Questo obiettivo principale viene raggiunto studiando la struttura interna del giacimento di petrolio e gas e i modelli del suo cambiamento durante il processo di sviluppo.
L’obiettivo principale è suddiviso in una serie di componenti, che agiscono come obiettivi privati della geologia dei giacimenti di petrolio e gas, che includono:
modellazione geologica sul campo dei depositi
conteggio dell'inventario petrolio, gas e condensa;
fondatezza geologica del sistema di sviluppo giacimenti di petrolio e gas;
fondatezza geologica delle attività migliorare l'efficienza dello sviluppo e del recupero di petrolio, gas o condensati;
giustificazione di una serie di osservazioni nel processo di esplorazione e sviluppo.
protezione del sottosuolo giacimenti di petrolio e gas;
manutenzione geologica del processo di perforazione pozzi;
migliorare la nostra metodologia e la nostra base metodologica.
Tra questo insieme si può distinguere tre tipi di problemi:
compiti scientifici specifici geologia dei giacimenti di petrolio e gas, finalizzata all'oggetto della conoscenza;
compiti metodologici;
compiti metodologici.
1. Studio della composizione e delle proprietà delle rocce comporre sedimenti produttivi, contenenti e non contenenti petrolio e gas; studio della composizione e delle proprietà di petrolio, gas e acqua, condizioni geologiche e termodinamiche della loro presenza. Particolare attenzione dovrebbe essere prestata alla variabilità della composizione, delle proprietà e delle condizioni di presenza delle rocce e dei fluidi che le saturano, nonché ai modelli a cui è soggetta questa variabilità.
2. Compiti di selezione(basato sulla risoluzione dei problemi del primo gruppo) di corpi geologici naturali, determinandone la forma, le dimensioni, la posizione nello spazio, ecc. In questo caso vengono identificati strati, strati, orizzonti, zone di sostituzione del serbatoio, ecc Il gruppo combina compiti, volti a identificare la struttura primaria di un deposito o deposito.
3. Compiti di smembramento corpi geologici naturali in condizionali, tenendo conto dei requisiti e delle capacità delle attrezzature, della tecnologia e dell'economia dell'industria petrolifera e del gas. I compiti più importanti qui saranno stabilire le condizioni e altri valori limite dei corpi geologici naturali (ad esempio, per separare le rocce ad alta, media e bassa produttività).
4. Compiti legati alla costruzione di una classificazione del comitato doganale statale basata su molteplici caratteristiche, e principalmente dai tipi di strutture interne di depositi e depositi.
5. Compiti relativi allo studio della natura, delle caratteristiche, dei modelli di relazione tra la struttura e la funzione del comitato doganale statale, cioè. l'influenza della struttura e delle proprietà del deposito sugli indicatori del processo di sviluppo e sulle caratteristiche della struttura e dei parametri della componente tecnica, nonché sugli indicatori di prestazione del complesso del gas e delle dogane nel suo insieme (sostenibilità del petrolio ed estrazione del gas, ritmi di sviluppo, costi di produzione, recupero finale del petrolio, ecc.).
Compiti metodologici sviluppo di attrezzature metodologiche per la geologia dei giacimenti di petrolio e gas, ad es. miglioramento del vecchio e creazione di nuovi metodi per risolvere specifici problemi di produzione scientifica e geologici.
Necessità di una soluzione compiti metodologici nasce dal fatto che le norme della conoscenza, i metodi di organizzazione della conoscenza e i metodi di lavoro scientifico sono cambiati di epoca in epoca, di periodo in periodo. Al giorno d'oggi, lo sviluppo della scienza avviene in modo estremamente rapido. In tali condizioni, per tenere il passo con il ritmo generale di sviluppo della scienza, è necessario avere un'idea di cosa si basa la scienza, di come viene costruita e ricostruita conoscenza scientifica. Ottenere risposte a queste domande è l’essenza della metodologia. . La metodologia è un modo di comprendere la struttura della scienza e i metodi del suo lavoro. Esistono metodologie scientifiche generali e scientifiche specifiche.
LEZIONE 2
FOSSILE COMBUSTIBILE NATURALE
Il petrolio è un liquido infiammabile, oleoso, con odore specifico, costituito da una miscela di idrocarburi, contenente non più del 35% di sostanze resinose-asfalteniche e presente nelle rocce serbatoio allo stato libero. L’olio contiene 8287% di carbonio, 1114% di idrogeno (in peso), ossigeno, azoto, anidride carbonica, zolfo e piccole quantità di cloro, iodio, fosforo, arsenico, ecc.
Gli idrocarburi isolati dai vari oli appartengono a tre serie principali: metanici, naftenici e aromatici:
metano (paraffina) con formula generale C n H 2 n +2;
naftenico – C n H 2 n;
aromatico – C n H 2 n -6.
Gli idrocarburi predominanti sono la serie del metano (metano CH 4, etano C 2 H 6, propano C 3 H 8 e butano C 4 H 10), che si trovano allo stato gassoso a pressione atmosferica e temperatura normale.
Il pentano C 5 H 12, l'esano C 6 H 14 e l'eptano C 7 H 16 sono instabili e passano facilmente dallo stato gassoso allo stato liquido e viceversa. Gli idrocarburi da C 8 H 18 a C 17 H 36 sono sostanze liquide.
Gli idrocarburi contenenti più di 17 atomi di carbonio (C 17 H 36 -C 37 H 72) sono solidi (paraffine, resine, asfalteni).
Classificazione degli oli
A seconda del contenuto di idrocarburi leggeri, pesanti e solidi, nonché di varie impurità, gli oli sono suddivisi in classi e sottoclassi. Ciò tiene conto del contenuto di zolfo, resine e paraffina.
Per contenuto di zolfo gli oli si dividono in:
basso contenuto di zolfo (0 ≤ S ≤ 0,5%);
zolfo medio (0,5
solforoso (1
alto contenuto di zolfo (S>3%).
Paraffina di petrolio-questa è una miscela di idrocarburi solidi due gruppi che differiscono nettamente l'uno dall'altro nelle proprietà - paraffineC 17 H 36 -CON 35 N 72 E ceresine C 36 N 74 - C 55 H 112 . Punto di fusione del primo 27-71°C, secondo- 65-88°С. Allo stesso punto di fusione, le ceresine hanno una densità e una viscosità maggiori. Il contenuto di paraffina nell'olio talvolta raggiunge il 13-14% o più.
Unità petrolifere mondiali
1 barile a seconda della densità circa 0,136 tonnellate di petrolio
1 tonnellata di petrolio equivale a circa 7,3 barili
1 barile = 158,987 litri = 0,158 m3
1 metro cubo circa 6,29 barili
Proprietà fisiche dell'olio
Densità(massa volumetrica) – rapporto tra la massa di una sostanza e il suo volume. La densità dell'olio nel giacimento è la massa di petrolio estratto in superficie dal sottosuolo mantenendo le condizioni del giacimento, per unità di volume. L'unità SI di densità è espressa in kg/m3. ρn =m/V
In base alla densità l’olio si divide in 3 gruppi:
oli leggeri (con densità da 760 a 870 kg/m 3)
oli medi (871970 kg/m 3)
pesante (oltre 970 kg/m3).
La densità del petrolio in condizioni di giacimento è inferiore alla densità del petrolio degasato (a causa dell'aumento del contenuto di gas nel petrolio e della temperatura).
La densità si misura con un idrometro. Un idrometro è un dispositivo per determinare la densità di un liquido in base alla profondità di immersione di un galleggiante (un tubo con divisioni e un peso sul fondo). La scala dell'idrometro ha divisioni che mostrano la densità dell'olio da testare.
Viscosità– la proprietà di un liquido o gas di resistere al movimento di alcune sue particelle rispetto ad altre.
Coefficiente di viscosità dinamica ( ). è la forza di attrito per unità di area degli strati di liquido in contatto con un gradiente di velocità pari a 1. / Pa s, 1P (poise) = 0,1 Pa s.
Il reciproco della viscosità dinamica chiamata fluidità.
Viene caratterizzata anche la viscosità di un liquido coefficiente di viscosità cinematica , cioè. il rapporto tra la viscosità dinamica e la densità del fluido. In questo caso, come unità viene preso m 2 /s. Stokes (St) = cm2/s = 10 -4 m2/s.
In pratica, il concetto viene talvolta utilizzato condizionale (relativo) viscosità, che è il rapporto tra il tempo di flusso di un certo volume di liquido e il tempo di flusso dello stesso volume di acqua distillata ad una temperatura di 20 0 C.
La viscosità dell'olio di giacimento è una proprietà del petrolio che determina il grado della sua mobilità nelle condizioni del giacimento e influenza in modo significativo la produttività e l'efficienza dello sviluppo del giacimento.
La viscosità dell'olio di giacimento proveniente da diversi depositi varia da 0,2 a 2000 mPa s o più. I valori più comuni sono 0,8-50 mPa s.
La viscosità diminuisce con l'aumentare della temperatura e con l'aumento della quantità di gas idrocarburi disciolti.
Gli oli sono classificati in base alla loro viscosità
bassa viscosità - n
bassa viscosità - 1
con maggiore viscosità-5
altamente viscoso - n > 25 mPa s.
La viscosità dipende dalla composizione chimica e frazionata del contenuto di olio e resina (il contenuto di sostanze resinose-asfalteniche in esso contenute).
Pressione di saturazione (inizio vaporizzazione) dell'olio di giacimento- la pressione alla quale da esso iniziano a fuoriuscire le prime bolle di gas disciolto. L'olio del serbatoio è detto saturo se la pressione del giacimento è pari alla pressione di saturazione, se la pressione del giacimento è superiore alla pressione di saturazione; Il valore della pressione di saturazione dipende dalla quantità di gas disciolto nell'olio, dalla sua composizione e dalla temperatura del giacimento.
La pressione di saturazione è determinata dai risultati dello studio di campioni di petrolio profondi e di grafici sperimentali.
G=Vg/V p.n.
Il contenuto di gas è solitamente espresso in m 3 /m 3 o m 3 /t.
Fattore del gas di campo G è la quantità di gas prodotta in m3 per 1 m3 (t) di olio degasato. Viene determinato sulla base dei dati sulla produzione di petrolio e gas associato in un determinato periodo di tempo. Esistono fattori del gas: iniziale, determinato per il primo mese di funzionamento del pozzo, attuale - per qualsiasi periodo di tempo e media per il periodo dall'inizio dello sviluppo a qualsiasi data arbitraria.
Tensione superficiale – si tratta di una forza che agisce per unità di lunghezza del contorno dell'interfaccia e che tende a ridurre al minimo tale superficie. È dovuta alle forze di attrazione tra le molecole (con SI J/m 2; N/m o dyne/cm) per l'olio 0,03 J/m 2, N/m (30 dyne/cm); per acqua 0,07 J/m 2, N/m (73 dyne/cm). Maggiore è la tensione superficiale, maggiore è la risalita capillare del liquido. La tensione superficiale dell'acqua è quasi 3 volte maggiore di quella dell'olio, il che determina le diverse velocità del loro movimento attraverso i capillari. Questa proprietà influisce sullo sviluppo dei depositi.
Capillarità- la capacità di un liquido di salire o scendere in tubi di piccolo diametro sotto l'influenza della tensione superficiale.
P = 2σ/ R
P – pressione di sollevamento; σ - tensione superficiale; R –
raggio capillare .
H= 2σ/ Rρ
G
H - altezza di sollevamento; ρ – densità del liquido; G - accelerazione di gravità.
Colore ad olio varia dal marrone chiaro al marrone scuro e al nero.
Un'altra proprietà principale del petrolio è volatilità. L'olio perde le sue frazioni leggere, quindi deve essere conservato in contenitori sigillati.
Coefficiente di comprimibilità dell'olio β Nè la variazione del volume dell'olio di giacimento con una variazione della pressione di 0,1 MPa.
Caratterizza l'elasticità dell'olio ed è determinata dalla relazione
dove V 0 è il volume iniziale dell'olio; ΔV - variazione del volume dell'olio quando la pressione cambia di Δр;
Dimensione β n -Pa -1.
Il coefficiente di comprimibilità dell'olio aumenta con un aumento del contenuto di frazioni leggere di olio e della quantità di gas disciolto, un aumento della temperatura, una diminuzione della pressione e ha valori di (6-140) 10 -6 MPa -1 . Per la maggior parte degli oli di giacimento il suo valore è (6-18) 10 -6 MPa -1.
Gli oli degasati sono caratterizzati da un coefficiente di comprimibilità relativamente basso β n =(4-7) 10 -10 MPa -1 .
Coefficiente di dilatazione termica N– grado di espansione della variazione della temperatura dell'olio di 1 °C
N = (1/ Vo) (V/t).
Dimensione - 1/°C. Per la maggior parte degli oli, i valori del coefficiente di dilatazione termica vanno da (1-20) * 10 -4 1/°С.
Il coefficiente di dilatazione termica dell'olio deve essere preso in considerazione quando si sviluppa un deposito in condizioni di condizioni termoidrodinamiche instabili quando la formazione è esposta a vari agenti freddi o caldi.
Coefficiente volumetrico dell'olio di giacimentoB mostra quanto volume occupa 1 m in condizioni di giacimento
3
olio degasato:
B N = V pl.n /V deg = n./ pl.n
Dove V pl.n - volume di olio in condizioni di giacimento; Vdeg è il volume della stessa quantità di olio dopo degasaggio a pressione atmosferica e t=20°C; pl.p - densità dell'olio in condizioni di giacimento; -densità dell'olio in condizioni standard.
Utilizzando il coefficiente volumetrico è possibile determinare il “ritiro” del petrolio, ovvero determinare la diminuzione del volume del petrolio del giacimento quando viene estratto in superficie. Ritiro del petrolio U
U=(bn-1)/bn*100
Quando si calcolano le riserve di petrolio utilizzando il metodo volumetrico, la variazione del volume del petrolio del giacimento durante la transizione dalle condizioni del giacimento a quelle della superficie viene presa in considerazione utilizzando il cosiddetto fattore di conversione.
Fattore di conversione– il valore reciproco del coefficiente volumetrico dell'olio di giacimento. 
=1/b=Vdeg/Vp.n.=p.n./n
FONDAMENTI DI GEOLOGIA DEI PESCI E SVILUPPO DEI GIACIMENTI DI PETROLIO E GAS 1 pagina
La geologia dei giacimenti di petrolio e gas (OGPG) è una branca della geologia che si occupa dello studio dettagliato dei giacimenti e dei depositi di petrolio e gas nello stato iniziale (naturale) e nel processo di sviluppo per determinare il loro significato economico nazionale e l'uso razionale del sottosuolo .
Gli obiettivi principali dell’NGPG sono i seguenti:
Modellazione geologica in campo dei depositi;
Strutturazione delle riserve di petrolio, gas e condensati;
Conferma geologica del sistema per lo sviluppo di giacimenti di petrolio e gas;
Conferma geologica delle misure volte a migliorare l'efficienza dello sviluppo e del recupero di petrolio, gas o condensa.
I compiti dell'NGPG sono risolvere varie questioni relative a: ottenere informazioni sull'oggetto della ricerca; con la ricerca di modelli che uniscano i fatti disparati osservati sulla struttura e il funzionamento del deposito in un unico insieme; nella creazione di metodi per elaborare, riassumere e analizzare i risultati di osservazioni e ricerche; nel valutare l'efficacia di questi metodi in varie condizioni geologiche, ecc.
Questo manuale metodologico offre 11 lavori di laboratorio, la cui implementazione consente di padroneggiare una serie di tecniche per la raccolta e l'elaborazione di informazioni geologiche e sul campo, comprendere molti concetti chiave della geologia del campo, come: depositi di petrolio e gas, confini dei giacimenti, eterogeneità dei strati produttivi, limiti condizionati dei giacimenti, imperfezione dei pozzi, pressione di formazione, caratteristiche di filtrazione della formazione (permeabilità, conducibilità idraulica,
conducibilità piezoelettrica), diagramma indicatore, curva di recupero della pressione (PRC), dinamica di sviluppo, fattore di recupero dell'olio.
Lavoro di laboratorio N. 1 Determinazione della posizione dei confini di un giacimento petrolifero sulla base dei dati
bene perforazione
Individuare la struttura interna di un deposito sulla base di misurazioni, osservazioni e determinazioni è compito della costruzione di un modello della struttura del deposito. Un passo importante nella risoluzione di questo problema è tracciare i confini geologici. La forma e il tipo del deposito dipendono dalla natura dei confini geologici che lo delimitano.
I confini geologici includono superfici: strutturali,
associato al contatto di rocce di età e litologie diverse; disconformità stratigrafiche; disturbi tettonici; così come le superfici che separano le rocce serbatoio (RC) a seconda della natura della loro saturazione, cioè contatti olio-acqua, gasolio e gas-acqua (WOC, GOC, GWK). La maggior parte dei depositi di petrolio e gas sono associati a strutture tettoniche (pieghe, sollevamenti, cupole, ecc.), la cui forma determina la forma del deposito.
Le forme strutturali, inclusa la forma delle superfici strutturali (il tetto e la base dei depositi) vengono studiate utilizzando mappe strutturali.
I dati iniziali per la costruzione di una mappa strutturale sono la planimetria del pozzo e le quote assolute della superficie mappata in ciascun pozzo. L'elevazione assoluta è la distanza verticale dal livello del mare alla superficie mappata:
H=(A+Al)-L, (1.1)
dove A è l'altitudine della testa pozzo, L è la profondità della superficie mappata del pozzo, D1 è l'allungamento del pozzo dovuto alla curvatura.
Il metodo del triangolo è un modo tradizionale di costruire mappe strutturali.
I confini dei depositi associati all'eterogeneità dei serbatoi sono disegnati lungo le linee lungo le quali i PC permeabili della formazione produttiva, a causa della variabilità facciale, perdono le loro proprietà di serbatoio e diventano impermeabili, o si è verificato il pizzicamento o l'erosione della formazione . Con un numero limitato di pozzi, la posizione della linea di sostituzione del serbatoio, delle linee di pinch-out o di erosione viene tracciata condizionatamente a metà della distanza tra coppie di pozzi, in uno dei quali la formazione è composta da PC e nell'altro - impermeabile rocce o qui la formazione non si è depositata o è stata erosa.
Una posizione più corretta della linea di transizione di facies dei serbatoi viene determinata sulle mappe dei cambiamenti nei parametri di formazione: porosità,
permeabilità, ampiezza del potenziale di polarizzazione spontanea
(SP), ecc., per i quali è stato stabilito un limite condizionato, ovvero il valore del parametro al quale la formazione perde le sue proprietà di serbatoio.
La posizione dell'OWC nel deposito è giustificata costruendo un diagramma speciale. Consideriamo innanzitutto i pozzi che portano informazioni sulla posizione del contatto acqua-acqua. Si tratta di pozzi situati nella zona olio-acqua, in cui l'OWC può essere determinato utilizzando i dati GIS. Vengono utilizzati anche pozzi provenienti da zone puramente petrolifere e acquatiche, in cui, rispettivamente, la base e la sommità della formazione si trovano in prossimità dell'OWC.
Il diagramma mostra le colonne dei pozzi selezionati che indicano la natura della saturazione della formazione (petrolio, gas o acqua) in base ai dati di registrazione dei pozzi, agli intervalli di perforazione e ai risultati dei test sui pozzi. Sulla base di queste informazioni, viene selezionata e tracciata una linea che corrisponde più pienamente alla posizione dell'OWC.
Sulla pianta (mappa), i confini del deposito sono i contorni del contenuto di petrolio e gas. Esistono contorni esterni ed interni del contenuto di petrolio e gas. Il contorno esterno è la linea di intersezione dell'OWC (GWC, GOC) con il tetto della formazione, e il contorno interno è la linea di intersezione dell'OWC (GWC, GOC) con il fondo della formazione. Il contorno esterno si trova sulla mappa strutturale lungo la parte superiore della formazione, mentre il contorno interno si trova sulla mappa strutturale lungo il fondo della formazione. All'interno del contorno interno si trova una parte di petrolio o gas del deposito, e tra i contorni interno ed esterno si trova una parte di acqua-olio o acqua-gas.
Con OWC orizzontale (GOC, GWC), la posizione delle curve di livello del contenuto di petrolio e gas si trova sulle mappe strutturali vicine
isoipsum corrispondente corrispondente a quello accettato
posizione isometrica del contatto. Quando il contatto è in posizione orizzontale, le linee di contorno non intersecano le isoipsi.
Se l'orizzonte produttivo è costituito da numerosi strati caratterizzati da tratti intermittenti litologicamente inconsistenti
struttura, quindi la posizione delle curve di livello del giacimento nel suo insieme per l'orizzonte viene determinata combinando mappe strutturali lungo il tetto di ciascuno strato (su queste vengono tracciati anche i confini della sostituzione del giacimento e il contorno del giacimento di un dato strato mappe).
Sulla carta combinata si ottiene un confine di giacimento di forma complessa, che passa in alcune zone lungo le linee di sostituzione del giacimento, ed in altre lungo la curva di livello esterna all'interno di vari strati.
I dati iniziali per l'esecuzione del lavoro proposto sono: una tabella con informazioni relative alle altitudini delle teste pozzo, allungamenti, profondità del tetto della formazione, spessori della formazione, profondità OWC; diagramma della posizione del pozzo.
1. Determinare le quote assolute del tetto e del fondo della formazione.
2. Calcolare i voti assoluti dell'OWC nei pozzi e giustificare la posizione dell'OWC nel deposito nel suo complesso.
E. Determinare i confini della distribuzione del giacimento sul piano di ubicazione del pozzo.
4. Costruisci mappe strutturali della parte superiore e inferiore della formazione e analizzale.
5. Mostrare sulle mappe strutturali indicate la posizione dei contorni petroliferi esterni ed interni.
6. Descrivere il tipo di giacimento petrolifero e giustificarne la posizione classificazioni moderne giacimenti di petrolio e gas.
ESEMPIO. Determinare i confini del deposito in questo diagramma di localizzazione dei pozzi in base ai dati di perforazione e di indagine geofisica (Tabella 1.1) e alle profondità della perforazione OWC.
Tabella 1.1
| Kskv | Altitudine, m | Allungamento, m | Profondità del tetto, m | Spessore, m | Ass. elevazione del tetto, m | Ass. |
| 125.7 | 0.4 | 2115.1 | -1989 | -1992 | ||
| 121.5 | 0.8 | 2120.3 | -1998 | -2002 | ||
| 120.5 | 2106.9 | 8.2 | -1983.4 | -1991.6 | ||
| 123.5 | 1.2 | 2129.7 | 11.8 | -2005 | -2016.8 | |
| 122.3 | 0.2 | 2121.5 | -1999 | -2002 | ||
| 121.9 | 1.6 | 2110.5 | 12.6 | -1987 | -1999.6 | |
| 125.5 | 0.6 | 2120.1 | 14.4 | -1994 | -2008.4 | |
| 125.9 | 0.2 | 2129.7 | 15.4 | -2003.6 | -2019 | |
| 124.3 | 0.8 | 2124.7 | -1999.6 | -2016.6 | ||
| 126.7 | 1.4 | 2142.1 | 18.8 | -2014 | -2032.8 | |
| 0.5 | 3.5 | -1994.5 | -1998 | |||
| 120.2 | 0.7 | -1986.1 | -1991.1 | |||
| 0.5 | -1993.5 | -1999.5 | ||||
| 121.5 | 0.6 | 4.5 | -1995.9 | -2000.4 | ||
| 0.7 | 4.3 | -1991.3 | -1995.6 | |||
| 0.8 | 5.1 | -1996.2 | -2001.3 | |||
| 0.9 | 5.5 | -1996.1 | -2001.6 | |||
| 1.5 | 4.1 | -2000.5 | -2004.6 |
marchio unico, m
La profondità dell'estrazione OWC secondo GIS è stata determinata in tre pozzi: pozzo 2 (2120,3 m), pozzo 7 (2124,4 m) e pozzo 6 (2121,5 m).
Avanzamento del compito:
Utilizzando la formula (1.1), vengono determinate le quote assolute del tetto della formazione (i risultati del calcolo sono riportati nella Tabella 1.1). La stessa formula è applicabile per determinare l'elevazione assoluta dell'OWC, che è meno 1998 m in tutti e tre i pozzi.
Se assumiamo che la superficie dell'OWC sia piana e orizzontale, i dati provenienti da tre pozzi sono sufficienti per delineare il deposito, poiché il piano è determinato da tre punti.
In questo caso è più semplice determinare le quote assolute del fondo della formazione utilizzando i dati sullo spessore della formazione (i risultati del calcolo sono riportati nella Tabella 1.1). Le mappe strutturali del tetto e del fondo della formazione sono costruite sulla base delle quote assolute delle superfici indicate (Fig. 1.1 e 1.2).
Il contorno esterno del giacimento di petrolio è disegnato sulla mappa strutturale lungo la sommità della formazione, mentre il contorno interno del giacimento di petrolio è disegnato sulla mappa strutturale lungo il fondo della formazione lungo l'isolinea -1998m.
I contorni del deposito non sono chiusi. In base alla parte studiata del deposito, può essere caratterizzato come una cupola a strati, poiché è confinato nella parte a cupola della struttura, i PC hanno una struttura omogenea e uno spessore ridotto;
La zona dell'olio è limitata dal contorno interno del cuscinetto d'olio e la zona acqua-olio è limitata dai contorni interno ed esterno del cuscinetto d'olio.
Lavoro di laboratorio n. 2 Determinazione della macroeterogeneità dell'orizzonte produttivo
Lo scopo di questo lavoro è introdurre il concetto di eterogeneità geologica utilizzando l'esempio della macroeterogeneità, di cui si tiene conto nell'identificazione degli oggetti operativi e nella scelta di un sistema di sviluppo. Sviluppo di metodi per studiare l'eterogeneità geologica e tenerne conto nel calcolo delle riserve e nello sviluppo dei depositi - il compito più importante geologia commerciale.
Eterogeneità geologica significa variabilità caratteristiche naturali rocce sature di petrolio e gas all'interno del deposito. L'eterogeneità geologica ha un enorme impatto sulla scelta dei sistemi di sviluppo e sull'efficienza dell'estrazione del petrolio dal sottosuolo, sul grado di coinvolgimento del volume del giacimento nel processo di drenaggio.
Esistono due tipi principali di eterogeneità geologica: macroeterogeneità e microeterogeneità.
La macroeterogeneità riflette la morfologia della presenza delle rocce serbatoio nel volume del deposito, vale a dire caratterizza la distribuzione dei collezionisti e dei non collezionisti al suo interno.
Per studiare la macroeterogeneità, i materiali GIS vengono utilizzati per tutti i pozzi perforati. Una valutazione attendibile della macroeterogeneità può essere ottenuta solo se esiste una correlazione dettagliata e qualificata della parte produttiva delle sezioni di pozzo.
La macroeterogeneità è studiata verticalmente (per spessore dell'orizzonte) e lungo la linea degli strati (per area).
In termini di spessore, la macroeterogeneità si manifesta nella divisione dell’orizzonte produttivo in strati e strati separati.
Lungo lo sciopero, la macroeterogeneità si manifesta nella variabilità degli spessori delle rocce serbatoio fino a zero, cioè la presenza di zone di assenza di serbatoi (sostituzione litologica o pinchout). In questo caso è importante la natura delle zone di distribuzione del giacimento.
La macroeterogeneità è visualizzata da costruzioni grafiche e indicatori quantitativi.
Graficamente, la macroeterogeneità verticale (lungo lo spessore dell'oggetto) viene visualizzata utilizzando profili geologici (Fig. 2.1.) e schemi di correlazione dettagliati. Per area, viene visualizzata utilizzando mappe della distribuzione dei serbatoi di ciascuno strato (Fig. 2.2.), che mostrano i confini delle aree di distribuzione del serbatoio e non serbatoio, nonché le aree di confluenza degli strati vicini .
 |
Fig.2.2. Frammento della mappa di distribuzione delle rocce serbatoio di uno degli strati dell'orizzonte: 1 - file di pozzi (N - iniezione; D - produzione), 2 - confini della distribuzione delle rocce serbatoio, 3 - confini delle zone di confluenza, sezioni 4 - distribuzione di rocce serbatoio, 5 - assenza di rocce serbatoio, 6 - confluenza della formazione con la formazione sovrastante, 7 - confluenza della formazione con la formazione sottostante.
Esistono i seguenti indicatori quantitativi che caratterizzano la macroeterogeneità:
1. Coefficiente di dissezione che mostra il numero medio di strati
(interstrati) dei serbatoi all'interno del deposito, Kr = (X Ø)/ N (2.1), dove n -
numero di strati di serbatoio in bene; N - numero di pozzi.
2. Coefficiente di sabbiosità, che mostra la proporzione del volume del giacimento (o spessore della formazione) sul volume totale (spessore) dell'orizzonte produttivo:
Ksch = [ X (Кф^ totale)]i/ N (2.2), dove h^ è lo spessore effettivo della formazione in
BENE; N - numero di pozzi. Il coefficiente di sabbiosità è un buon portatore di informazioni per i seguenti motivi: è collegato da dipendenze di correlazione con molti altri parametri geologici e caratteristiche degli oggetti operativi: suddivisione, discontinuità degli strati sull'area, loro connettività litologica lungo la sezione, ecc.
Come indicatore di macroeterogeneità, tenendo conto sia della dissezione che della sabbiosità, viene utilizzato un indicatore complesso:
Coefficiente di macroeterogeneità: K m = (X no io )/(X CIAO ) (2.3), dove n -
io=1 io =1
numero di strati permeabili; h è lo spessore degli strati permeabili penetrati dal pozzo. Il coefficiente di macroeterogeneità caratterizza la dissezione dell'oggetto di sviluppo per unità di spessore.
3. Coefficiente di connettività litologica - coefficiente di fusione, che valuta il grado di fusione dei serbatoi di due strati, K sl = S^/S^ dove S CT è l'area totale delle aree di fusione; Sj. - area di distribuzione dei serbatoi all'interno del giacimento. Maggiore è il coefficiente di connettività litologica, maggiore è il grado di connettività idrodinamica degli strati adiacenti.
4. Il coefficiente di distribuzione dei serbatoi sull'area del deposito, che caratterizza il grado di discontinuità della loro presenza sull'area (sostituzione dei serbatoi con rocce impermeabili),
K dis = SA dove S è l'area totale delle zone di distribuzione dei serbatoi;
5. Il coefficiente di complessità dei confini della distribuzione dei serbatoi, necessario per studiare e valutare la complessità della struttura di strati discontinui, facies variabili, K sl = L^/n, dove è la lunghezza totale dei confini delle aree con la distribuzione dei serbatoi; P è il perimetro del deposito (la lunghezza del contorno esterno del cuscinetto petrolifero). È stato accertato che per formazioni eterogenee e discontinue, man mano che la configurazione dei pozzi diventa più densa, il coefficiente di complessità diminuisce costantemente. Ciò indica che anche con una fitta rete di pozzi di produzione, tutti i dettagli della variabilità dei giacimenti rimangono ancora sconosciuti.
6. Tre coefficienti che caratterizzano le zone di distribuzione dei giacimenti in termini di condizioni per lo spostamento del petrolio da essi:
Kspl = Yasil/Yak; Kpl = S^S* Kl= S^S*
dove K spl, Kpl, K l sono rispettivamente i coefficienti di distribuzione continua di collettori, semilenti e lenti; I spl è l'area delle zone di distribuzione continua, cioè zone che ricevono l'influenza di un agente dislocante da almeno due lati; S ra è l'area delle mezze lenti, cioè zone che ricevono influenza unilaterale; - zona delle lenti non interessata; K spl + K pl + K p =1.
Lo studio della macroeterogeneità consente di risolvere i seguenti problemi nel calcolo delle riserve e nella progettazione degli sviluppi: modellare la forma di un corpo geologico complesso che funge da serbatoio per petrolio o gas; identificare le aree di maggiore spessore del giacimento risultanti dalla fusione di interstrati (strati) e, di conseguenza, possibili luoghi per il flusso di petrolio e gas tra gli strati durante lo sviluppo del giacimento; determinare la fattibilità di combinare strati in un unico impianto di produzione; giustificare l'effettiva ubicazione dei pozzi di produzione e di iniezione; prevedere e valutare il grado di sviluppo della copertura dei depositi; selezionare depositi simili in termini di macroeterogeneità al fine di trasferire l'esperienza di sviluppo di oggetti precedentemente sviluppati.
I dati iniziali per completare l'attività sono una tabella con dati sullo spessore dell'orizzonte e sulle rocce serbatoio da cui è composto, un diagramma di localizzazione del pozzo, informazioni sul deposito (profondità del deposito, tipo litologico del serbatoio, permeabilità del serbatoio, viscosità, regime del giacimento, dimensione del giacimento).
1. Costruire mappe isopach per ogni strato e per l'orizzonte nel suo complesso, indicare i confini della distribuzione dei giacimenti su di essi e fornire la loro analisi.
H. Determinare i coefficienti che caratterizzano la macroeterogeneità dell'orizzonte.
ESEMPIO. Determinare i coefficienti del contenuto di sabbia, della dissezione e della macroeterogeneità per un orizzonte multistrato.
Dati nella tabella 2.1.
| Tabella 2.1
|
I dati calcolati sono presentati nella tabella 2.2
| Tabella 2.2
|
Utilizzando le formule 2.1, 2.2, 2.3 determiniamo che il coefficiente di dissezione Kr = 32/14 = 2,29; coefficiente di sabbiosità Kpesch=280/362=0,773;
coefficiente di macroeterogeneità Km = 32/280 = 0,114.
L'uso combinato di Kr, Kpesch, Km permette di avere un'idea della macroeterogeneità della sezione: più Kr, Km e meno Kpesch, maggiore è la macroeterogeneità. Strati relativamente omogenei includono strati (orizzonti) con Ksch > 0,75 e Kr< 2,1. К неоднородным соответственно относятся пласты (горизонты) с Кпесч < 0,75 и Кр >2.1. Secondo questi criteri, l’orizzonte considerato nell’esempio può essere caratterizzato come leggermente eterogeneo (Ksch = 0,773, Kr = 2,29)
Lavoro di laboratorio n. 3 Determinazione dei limiti standard dei parametri delle formazioni produttive
Il calcolo corretto delle riserve di petrolio e gas implica la divulgazione della struttura interna dell'oggetto di calcolo, la cui conoscenza è necessaria per organizzare uno sviluppo efficace dei giacimenti, in particolare per scegliere un sistema di sviluppo. Per identificare la struttura interna di un deposito è necessario conoscere anche la posizione in termini di confini tra serbatoi e non serbatoi, tracciati in base ai valori delle proprietà filtrazione-capacitive (o di qualsiasi altra natura) delle rocce, detti standard.
I limiti standard dei parametri delle formazioni produttive sono i valori limite dei parametri in base ai quali le rocce della formazione produttiva sono divise in serbatoi e non serbatoi, nonché in serbatoi con diverse caratteristiche di produzione al fine di distinguere in modo più affidabile nel volume totale del deposito, il suo volume effettivo nel suo complesso e volumi di diversa produttività, t .e. Determinare le condizioni dei giacimenti significa determinare i criteri di selezione nel contesto dei giacimenti e la loro classificazione per litologia, produttività, ecc.
Gli standard di riserva sono un insieme di requisiti per i parametri geologico-fisici, tecnico-economici e tecnico-minerari di un giacimento, garantendo il raggiungimento di un modello di recupero del petrolio con la redditività del processo di sviluppo nel rispetto delle leggi sulla tutela del lavoro, del sottosuolo e dell'ambiente. La determinazione degli standard di riserva viene utilizzata per valutare il potenziale di pesca di un deposito e classificare le riserve geologiche in base alla loro importanza industriale.
Le condizioni dei collezionisti sono determinate grande gruppo fattori che determinano le proprietà di filtrazione e capacità delle rocce (FPP). I principali parametri che influenzano le proprietà del giacimento sono porosità, permeabilità, saturazione di petrolio, gas e bitume, integrati dai parametri di contenuto di carbonato, contenuto di argilla, acqua residua, natura di petrolio, gas e saturazione di bitume, distribuzione granulometrica, materiale tipizzazione genetica e parametri di registrazione dei pozzi (GIS) - parametro di saturazione, parametro di porosità, ecc., nonché indicatori di campo - produttività o portata specifica. Il metodo per comprovare le condizioni è un'analisi di correlazione tra le proprietà specificate delle rocce secondo studi di laboratorio, secondo dati di registrazione dei pozzi e studi idrodinamici.
Gli standard di riserva dipendono dal fabbisogno pubblico di materie prime idrocarburiche e dal livello di sviluppo tecnico e tecnologico della produzione di petrolio, gas e bitume. Gli standard di riserva sono giustificati tenendo conto delle riserve specifiche, dei tassi di produzione iniziale e finale dei pozzi, del coefficiente di spostamento, del fattore di recupero del petrolio (ORF), del sistema di sviluppo e del costo marginale. Il metodo per comprovare le condizioni è costituito da calcoli tecnici ed economici basati sulle opzioni per lo sviluppo dell'impianto.
Isolamento dei collettori.
Il serbatoio naturale contenente idrocarburi comprende almeno due classi di rocce: serbatoi e non serbatoi. Queste classi differiscono nella struttura dello spazio dei pori, nei valori dei parametri petrofisici e nella natura della loro distribuzione.
I confini di classe sono i confini della transizione qualitativa e quantitativa da una proprietà all'altra, indipendentemente dalle tecnologie utilizzate per lo sviluppo degli strati produttivi. Tuttavia, va tenuto presente che quando si utilizzano metodi di stimolazione intensiva della formazione, che influenzano in modo significativo la struttura dello spazio dei pori (espansione dei canali di filtrazione, dissoluzione dei carbonati sotto influenza fisica e chimica, creazione di crepe, ecc.) , è possibile trasferire i serbatoi a classi superiori e quando si utilizzano metodi di calmazione - a quelli inferiori.
È già stato notato sopra che i principali parametri che caratterizzano i giacimenti sono la porosità Kp, la permeabilità Kpr, il contenuto di acqua residua Kow, per un giacimento contenente idrocarburi - petrolio, gas, saturazione del bitume Kn (g, b).
Le relazioni tra parametri geologici e produttivi sono statistiche, complesse e comprendono componenti che caratterizzano determinate classi di rocce o serbatoi. Quando si elaborano tali dipendenze, viene utilizzato il metodo dei minimi quadrati. La pratica ha dimostrato che queste dipendenze sono approssimate dalla parabola Y=a*X b .
Il cambiamento nella natura della dipendenza è controllato dai cambiamenti nei coefficienti della parabola per diverse parti del campo di correlazione, e i punti di intersezione delle parabole indicano la posizione dei confini delle classi.
Per trovare questi confini, spesso viene costruito un campo di correlazione in coordinate logaritmiche (metodo di linearizzazione), dove la parabola viene convertita in una linea retta: LgY=Lga+b*LgX. I punti di intersezione delle linee indicano i confini delle classi.
L'argomento e la funzione devono essere selezionati in base al loro significato fisico, ad esempio nella coppia Kp-Kb: Kp è un argomento e Kb è una funzione, nella coppia Kp-Kpr: Kp è un argomento, Kpr è una funzione.
Come base per determinare i confini delle classi, si consiglia il campo di correlazione Kpr=f (Kp).
Ci sono due limiti condizionali. Il primo limite è il limite oltre il quale la roccia può contenere idrocarburi. Il secondo limite è il limite oltre il quale la razza è in grado di rilasciare idrocarburi. Il primo limite è il confine inferiore del giacimento, il secondo limite è il confine del giacimento produttivo. Il primo limite è stabilito sulla base di studi litologici e petrografici delle proprietà centrali e petrofisiche delle rocce. Il secondo limite è stabilito sulla base dei risultati degli studi sulle caratteristiche di spostamento sui campioni di carotaggio, secondo le curve di permeabilità di fase e in base alla dipendenza dell'acqua residua dalla porosità e dalla permeabilità. Il secondo limite deve essere confermato dai risultati dei test sui pozzi: un confronto tra permeabilità e produttività. La dipendenza della produttività (o portata specifica) dalla permeabilità, tenendo conto della portata minima al di sotto della quale lo sviluppo non è redditizio, consente di determinare il terzo limite: tecnologico.
I GIS sono i più in forma di massa ricerca. Sulla base dei dati GIS, vengono determinati e classificati i principali parametri delle formazioni.
Esistono due modi per comprovare le condizioni sulla base dei dati geofisici sul campo.
Concetto di sviluppo del campo olio. Schema di posizionamento dei pozzi, metodi per influenzare la formazione: allagamenti intracircuiti e periferici. Il concetto di controllo sullo sviluppo del campo.
Il concetto di metodi di miglioramento recupero del petrolio strati. Metodi termici.
Olio depositi
Le rocce che compongono gli strati terrestri sono divise in due tipologie principali: ignee e sedimentarie.
· Rocce ignee - si formano quando il magma liquido si solidifica nello spessore della crosta terrestre (granito) o lave vulcaniche sulla superficie della terra (basalto).
· Rocce sedimentarie - formate per sedimentazione (principalmente in ambiente acquatico) e successiva compattazione di sostanze minerali ed organiche di varia origine. Queste rocce di solito si presentano a strati. Un certo periodo di tempo durante il quale è avvenuta la formazione di complessi rocciosi in determinate condizioni geologiche è chiamato era geologica (eratema). La relazione di questi strati nella sezione della crosta terrestre l'uno rispetto all'altro è studiata dalla STRATIGRAFIA e riassunta in una tabella stratigrafica.
Tavola stratigrafica
|
Eratema |
Sistema, anno e luogo di stabilimento |
Indice |
Numero di dipartimenti |
Numero di livelli |
|
Cenozoico |
Quaternario, 18229, Francia Neogene, 1853, Italia Paleogene, 1872, Italia |
|||
|
Mesozoico |
Gesso, 1822, Francia Giurassico, 1793, Svizzera Triassovaya, 1834, Centro. Europa |
|||
|
Paleozoico |
Permskaja, 1841, Russia Carbonifero, 1822, Regno Unito Devoniano, 1839, Regno Unito Selurskaya, 1873, Regno Unito Ordoviciano, 1879, Regno Unito Cambriano, 1835, Regno Unito |
Depositi più antichi appartengono all'eonotema Criptozoico, che si divide in ARCHEO e PROTEROSOICO. Nel Proterozoico Superiore si distinguono il RIFEO a tre divisioni ed il VENDIANO. Non è stata sviluppata una scala tassometrica per i depositi precambriani.
Tutte le rocce hanno pori, spazi liberi tra i grani, cioè avere porosità. Cluster industriali olio (gas) si trovano principalmente nelle rocce sedimentarie - sabbie, arenarie, calcari, che sono buoni collettori di liquidi e gas. Queste rocce sono permeabili, cioè la capacità di far passare liquidi e gas attraverso un sistema di numerosi canali che collegano i vuoti nella roccia.
Olio E gas si trovano in natura sotto forma di ammassi situati a profondità da diverse decine di metri a diversi chilometri dalla superficie terrestre.
Strati di roccia porosa, i cui pori e le cui fessure sono riempiti olio, sono chiamati giacimenti petroliferi (gas) o orizzonti.
Formazioni in cui sono presenti accumuli di petrolio ( gas) sono chiamati giacimenti petroliferi ( gas).
Insieme di depositi olio E gas, concentrato nelle profondità dello stesso territorio e subordinato nel processo di formazione a una struttura tettonica è chiamato giacimento di petrolio (gas).
Di solito incolto olio (gas) può essere confinato ad una determinata struttura tettonica, intesa come la forma di comparsa delle rocce.
Strati di rocce sedimentarie, originariamente disposte orizzontalmente, a causa della pressione, della temperatura e delle fratture profonde si alzavano o abbassavano nel loro insieme o l'una rispetto all'altra, e si piegavano anche in pieghe di varie forme.
Le pieghe convesse verso l'alto sono chiamate anticlinali, mentre le pieghe convesse verso il basso sono chiamate sinclinali.
Sinclinale anticlinale
Il massimo punto più alto Un'anticlinale si chiama apice, mentre la parte centrale si chiama arco. Le parti laterali inclinate delle pieghe (anticlinali e sinclinali) formano le ali. L'anticlinale le cui ali hanno angoli di inclinazione uguali su tutti i lati si chiama cupola.
Maggioranza olio E gas i depositi del mondo sono confinati nelle pieghe anticlinali.
Tipicamente, un sistema piegato di strati (strati) è un'alternanza di convessità (anticlinali) e concavità (sinclinali), e in tali sistemi le rocce delle sinclinali sono piene d'acqua, perché occupano la parte inferiore della struttura, olio (gas) se presenti, riempiono i pori delle rocce delle anticlinali. Gli elementi principali che caratterizzano la comparsa degli strati sono
direzione di caduta;
· prostrazione;
angolo di inclinazione
L'inclinazione degli strati è l'inclinazione degli strati della crosta terrestre rispetto all'orizzonte. L'angolo maggiore formato dalla superficie dello strato con il piano orizzontale è chiamato angolo di inclinazione dello strato.
La linea che giace nel piano della formazione e perpendicolare alla direzione della sua flessione è chiamata strike della formazione
Le strutture favorevoli all'accumulo del petrolio, oltre alle anticlinali, sono anche monoclinali. Una monoclinale è un pavimento di strati rocciosi con la stessa pendenza in una direzione.
Quando si formano le pieghe, solitamente gli strati vengono solo schiacciati, ma non strappati. Tuttavia, durante il processo di costruzione della montagna, sotto l'influenza delle forze verticali, gli strati spesso subiscono una rottura, si forma una fessura lungo la quale gli strati vengono spostati l'uno rispetto all'altro. In questo caso si formano diverse strutture: faglie, faglie inverse, spinte, rastrelli, ustioni.
· Faglia - spostamento dei blocchi di roccia l'uno rispetto all'altro lungo una superficie verticale o fortemente inclinata di una rottura tettonica. La distanza verticale di cui gli strati si sono spostati è chiamata ampiezza della faglia.
· Se lungo lo stesso piano non si verifica una caduta, ma un sollevamento degli strati, allora tale disturbo si chiama faglia inversa.
· Spinta - un disturbo discontinuo in cui alcune masse di rocce vengono spinte su altre.
· Rastrello - una sezione della crosta terrestre abbassata lungo le faglie.
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Bruciato è una sezione della crosta terrestre sollevata lungo faglie.
I disturbi geologici hanno una grande influenza sulla distribuzione olio (gas) nelle viscere della Terra - in alcuni casi contribuiscono al suo accumulo, in altri, al contrario, possono essere mezzi di irrigazione petrolio e gas saturi formazioni o olio che affiorano in superficie e gas.
Per la formazione di un giacimento petrolifero sono necessarie le seguenti condizioni:
§ Disponibilità di serbatoio
§ La presenza di strati impermeabili sopra e sotto di esso (il fondo e la parte superiore dello strato) per limitare il movimento dei fluidi.
La combinazione di queste condizioni è chiamata trappola dell'olio. Distinguere
§ Trappola della volta
§ Serigrafato litologicamente
§ Schermato tettonicamente
§ Selezionato stratigraficamente
FONDAMENTI DEL BUSINESS PETROLIFERO
FONDAMENTI DI GEOLOGIA DEL PETROLIO E DEL GAS
FONDAMENTI SULLO SVILUPPO DEI GIACIMENTI DI PETROLIO E GAS
Concetto di giacimento petrolifero. Proprietà di serbatoio delle rocce. Il concetto di porosità e permeabilità. Pressione del serbatoio. Proprietà fisiche degli oli in giacimento e condizioni superficiali. Forze agenti nella formazione, pressione dell'acqua nella formazione, pressione del gas compresso, ecc. Il concetto di sviluppo del giacimento petrolifero. Schema di posizionamento dei pozzi, metodi per influenzare la formazione: allagamenti intracircuiti e periferici. Il concetto di controllo sullo sviluppo del campo.
Il concetto di metodi per migliorare il recupero del petrolio. Metodi termici.
Campi petroliferi
Le rocce che compongono gli strati terrestri sono divise in due tipologie principali: ignee e sedimentarie.
· Rocce ignee- si formano quando il magma liquido solidifica nella crosta terrestre (granito) o lave vulcaniche sulla superficie della terra (basalto).
· Rocce sedimentarie - si formano per precipitazione (prevalentemente in ambiente acquatico) e successiva compattazione di sostanze minerali e organiche di varia origine. Queste rocce di solito si presentano a strati. Un certo periodo di tempo durante il quale è avvenuta la formazione di complessi rocciosi in determinate condizioni geologiche è chiamato era geologica (eratema). La relazione di questi strati nella sezione della crosta terrestre l'uno rispetto all'altro è studiata dalla STRATIGRAFIA e riassunta in una tabella stratigrafica.
Tavola stratigrafica
Depositi più antichi appartengono all'eonotema Criptozoico, che si divide in ARCHEO e PROTEROSOICO. Nel Proterozoico Superiore si distinguono il RIFEO a tre divisioni ed il VENDIANO. Non è stata sviluppata una scala tassometrica per i depositi precambriani.
Tutte le rocce hanno pori, spazi liberi tra i grani, cioè Avere porosità. Gli accumuli industriali di petrolio (gas) sono contenuti principalmente nelle rocce sedimentarie: sabbie, arenarie, calcari, che sono buoni serbatoi per liquidi e gas. Queste razze hanno permeabilità, cioè. la capacità di far passare liquidi e gas attraverso un sistema di numerosi canali che collegano i vuoti nella roccia.
Petrolio e gas si trovano in natura sotto forma di accumuli situati a profondità da diverse decine di metri a diversi chilometri dalla superficie terrestre.
Vengono chiamati strati di roccia porosa, i cui pori e fessure sono pieni di olio giacimenti petroliferi (gas) o orizzonti.
Vengono chiamati gli strati in cui sono presenti accumuli di petrolio (gas). depositi di petrolio (gas).
Insieme di depositi di petrolio e gas , concentrato nelle profondità dello stesso territorio e subordinato ad una struttura tettonica in via di formazione si chiama giacimento di petrolio (gas). .
Tipicamente, un giacimento di petrolio (gas) è confinato in una determinata struttura tettonica, che si riferisce alla forma delle rocce.
Strati di rocce sedimentarie, originariamente disposte orizzontalmente, a causa della pressione, della temperatura e delle fratture profonde si alzavano o abbassavano nel loro insieme o l'una rispetto all'altra, e si piegavano anche in pieghe di varie forme.
Vengono chiamate pieghe convesse verso l'alto anticlinali , e pieghe convesse dirette verso il basso - sinclinali .
Sinclinale anticlinale
Il punto più alto dell'anticlinale è chiamato suo superiore e la parte centrale volta. Si formano le parti laterali inclinate delle pieghe (anticlinali e sinclinali). ali. Si chiama anticlinale le cui ali hanno angoli di inclinazione uguali su tutti i lati cupola.
La maggior parte dei giacimenti mondiali di petrolio e gas sono confinati nelle pieghe anticlinali.
Tipicamente, un sistema piegato di strati (strati) è un'alternanza di convessità (anticlinali) e concavità (sinclinali), e in tali sistemi le rocce delle sinclinali sono piene d'acqua, perché occupano la parte inferiore della struttura, mentre il petrolio (gas), se presente, riempie i pori delle rocce anticlinali. Gli elementi principali che caratterizzano la comparsa degli strati sono
direzione di caduta;
· prostrazione;
angolo di inclinazione
Strati cadenti- questa è l'inclinazione degli strati della crosta terrestre rispetto all'orizzonte. Viene chiamato l'angolo più grande formato dalla superficie della formazione con un piano orizzontale angolo di inclinazione della formazione.
Viene chiamata una linea giacente nel piano della formazione e perpendicolare alla direzione della sua incidenza per tratto formazione
Le strutture favorevoli all'accumulo del petrolio, oltre alle anticlinali, sono anche monoclinali. Monoclinale- questo è il fondo degli strati rocciosi con la stessa pendenza in una direzione.
Quando si formano le pieghe, solitamente gli strati vengono solo schiacciati, ma non strappati. Tuttavia, durante il processo di costruzione della montagna, sotto l'influenza delle forze verticali, gli strati spesso subiscono una rottura, si forma una fessura lungo la quale gli strati vengono spostati l'uno rispetto all'altro. In questo caso si formano diverse strutture: faglie, faglie inverse, spinte, rastrelli, ustioni.
· Reset- spostamento dei blocchi di roccia l'uno rispetto all'altro lungo una superficie verticale o fortemente inclinata di una rottura tettonica. La distanza verticale di cui gli strati si sono spostati è chiamata ampiezza della faglia.
· Se lungo lo stesso piano non si verifica una caduta, ma un sollevamento degli strati, si parla di tale violazione colpa inversa(ripristino inverso).
· Spinta- una faglia nella quale alcuni ammassi rocciosi vengono spinti sopra altri.
· Grabel- una sezione della crosta terrestre abbassata lungo le faglie.
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Bruciando- una sezione della crosta terrestre sollevata lungo faglie.
I disturbi geologici hanno una grande influenza sulla distribuzione del petrolio (gas) nelle viscere della Terra - in alcuni casi contribuiscono al suo accumulo, in altri, al contrario, possono essere modi di inondare formazioni sature di petrolio e gas o il rilascio di petrolio e gas in superficie.
Per la formazione di un giacimento petrolifero sono necessarie le seguenti condizioni:
§ Disponibilità di serbatoio
§ La presenza di strati impermeabili sopra e sotto di esso (il fondo e la parte superiore dello strato) per limitare il movimento dei fluidi.
L'insieme di queste condizioni viene chiamato trappola per olio. Distinguere
§ Trappola della volta
§ Serigrafato litologicamente
§ 
Schermato tettonicamente
§ Selezionato stratigraficamente
Gas di petrolio e loro proprietà
Vengono chiamati i gas estratti dai giacimenti di petrolio e gas insieme al petrolio gas di petrolio. Sono una miscela di idrocarburi: metano, propano, butano, pectano, ecc.
Il più leggero tra tutti gli idrocarburi è il metano. I gas estratti dai giacimenti di petrolio e gas contengono dal 40 al 95% di metano.
Una delle caratteristiche principali dei gas idrocarburi è densità relativa, che è intesa come la deviazione della massa di un volume di un dato gas rispetto alla massa dello stesso volume d'aria in condizioni normali.
Densità relativa gas di petrolio varia da 0,554 per il metano a 2,49 per il pentano e oltre. Più idrocarburi leggeri sono presenti nel gas di petrolio: metano CH 4 ed etano C 2 H 6 (densità relativa - 1.038), più leggero è questo gas. In condizioni normali, il metano e l'etano sono allo stato gassoso. I seguenti in termini di densità relativa, anche il propano C 3 H 8 (1.522) e il butano C 4 H 0 (2.006) appartengono ai gas, ma si trasformano facilmente in liquidi anche a basse pressioni.
Gas naturale- una miscela di gas. I componenti del gas naturale sono idrocarburi paraffinici: metano, etano, propano, isobutano, nonché gas non idrocarburici: idrogeno solforato, anidride carbonica, azoto.
Durante lo sfruttamento dei giacimenti di gas e di condensato di gas nei pozzi, nelle reti di raccolta del gas e nei principali gasdotti, in determinate condizioni termodinamiche si formano idrati cristallini. Di aspetto sembrano una massa simile a fuliggine o ghiaccio. Gli idrati si formano in presenza di umidità gocciolante e determinate pressioni e temperature.
A seconda della predominanza di idrocarburi leggeri (metano, etano) o pesanti (propano e superiori) nei gas petroliferi gas sono divisi in
· Asciutto - gas naturale che non contiene idrocarburi pesanti o li contiene in piccole quantità.
· Grasso- gas contenente idrocarburi pesanti in quantità tali che è consigliabile ricavarne gas liquefatti o benzina gassosa.
In pratica, è consuetudine considerare un gas grasso quello che contiene più di 60 g di gas benzina per 1 m 3 . Con un contenuto inferiore di benzina, il gas viene chiamato secco. Con gli oli pesanti si produce prevalentemente gas secco, costituito principalmente da metano. Oltre agli idrocarburi, i gas di petrolio contengono piccole quantità di anidride carbonica, idrogeno solforato, ecc.
Una caratteristica importante del gas naturale è la sua solubilità nel petrolio.
Coefficiente di solubilità del gas(fattore gas) mostra la quantità di gas che si dissolve in un volume unitario di liquido quando la pressione aumenta di un'unità. Il coefficiente di solubilità, a seconda delle condizioni di dissoluzione, varia da 0,4x10 -5 a 1x10 -5 Pa -1. Con una diminuzione della pressione a un certo valore ( pressione di saturazione) il gas disciolto nell'olio inizia a essere rilasciato.
Quando il petrolio e il gas fluiscono dal fondo del pozzo, il gas tende ad espandersi, di conseguenza il volume del gas è maggiore del volume del petrolio fornito.
Il fattore gas non è lo stesso in tutti i campi e in tutte le formazioni. Solitamente varia da 30 m 3 /m 3 a 100 m 3 /m 3 e oltre.
Si chiama la pressione alla quale le prime bolle di gas disciolto cominciano ad emergere dall'olio pressione di saturazione dell'olio del serbatoio. Questa pressione dipende dalla composizione del petrolio e del gas, dal rapporto tra i loro volumi e dalla temperatura.
Viene chiamata la temperatura più alta alla quale un gas non si trasforma allo stato liquido, indipendentemente dalla pressione temperatura critica.
Viene chiamata la pressione corrispondente alla temperatura critica pressione critica. Così, pressione critica- questa è la pressione massima alla quale o al di sotto della quale il gas non passa allo stato liquido, non importa quanto sia bassa la temperatura.
Quindi, ad esempio, la pressione critica per il metano è 4,7 MPa e la temperatura critica è 82,5 0 C (meno).
Acqua del serbatoio
L'acqua dei giacimenti si trova nella maggior parte dei giacimenti di petrolio e gas ed è un comune compagno del petrolio. Oltre alle formazioni in cui l'acqua è presente insieme al petrolio, esistono anche formazioni puramente acquifere.
L'acqua prodotta nei depositi di petrolio e gas può essere trovata non solo nella zona puramente idrica, ma anche nella zona del petrolio e del gas, saturando le rocce produttive dei depositi insieme a petrolio e gas. Quest'acqua si chiama imparentato O sepolto.
Prima che il petrolio penetrasse nei depositi sedimentari, lo spazio poroso tra i granelli di roccia era pieno d’acqua. Durante e dopo i movimenti tettonici verticali delle rocce (serbatoi di petrolio e gas), gli idrocarburi migrarono verso le parti più alte delle formazioni, dove avveniva la distribuzione di liquidi e gas a seconda della loro densità. Il contenuto di acqua legata nelle rocce dei giacimenti petroliferi varia da una frazione percentuale al 70% del volume dei pori e nella maggior parte dei giacimenti è pari al 20-30% di questo volume.
Le acque di formazione sono generalmente elevate mineralizzato. Il grado della loro mineralizzazione varia da diverse centinaia di grammi per 1 m 3 in acqua dolce e fino a 80 kg/m 3 in salamoie concentrate.
Minerali, contenuti nelle acque di formazione, sono rappresentati da sali di sodio, calcio, magnesio, potassio e altri metalli. I principali sali delle acque di formazione sono i cloruri, così come i carbonati di metalli alcalini. Tra le sostanze gassose, le acque di formazione contengono gas idrocarburi e talvolta idrogeno solforato. Densità l'acqua di formazione, a seconda della quantità di sali in essa disciolti, varia da 1,01-1,02 g/cm 3 o più.
In base al valore della densità, insieme ad altri dati, viene giudicata l'origine dell'acqua.
La viscosità dell'acqua di formazione nella maggior parte dei giacimenti petroliferi è inferiore alla viscosità del petrolio. All’aumentare della temperatura, la viscosità dell’acqua diminuisce. Le acque del serbatoio hanno conduttività elettrica, che dipende dal grado di mineralizzazione.
· Sabbia- roccia sciolta a grana fine costituita da granelli (granelli di sabbia), suddivisi in a grana grossa, a grana fine, a grana media e a grana fine. In base alla forma dei granelli le sabbie si dividono in tondeggianti e spigolose.
· Arenaria- Roccia sedimentaria clastica costituita da sabbia cementata. È costituito principalmente da grani di quarzo.
· Argille- rocce a grana fine costituite principalmente da minerali argillosi - silicati con struttura cristallina stratificata. Nei giacimenti di petrolio e gas, le argille svolgono il ruolo di soffitti impermeabili tra i quali si trovano strati di rocce pieni di petrolio, gas e acqua.
PLASTICA
Liquidi e gas sono nella formazione sotto pressione, come si chiama serbatoio. La pressione del serbatoio è un indicatore che caratterizza l'energia naturale. Maggiore è la pressione della formazione, maggiore è l'energia della formazione.
Serbatoio iniziale pressione: la pressione nella formazione prima dell'inizio del suo sviluppo, di norma, è in relazione diretta con la profondità della formazione di petrolio (gas) e può essere determinata approssimativamente dalla formula:
dove: Ppl.n - pressione iniziale del giacimento
H - profondità della formazione, m
r - densità dell'acqua, kg/m 3
g - accelerazione di caduta libera (9,81 m/sec 2)
10 4 - fattore di conversione, Pa.
Solitamente la pressione del giacimento è maggiore o minore di quella calcolata dalla formula. Questo valore è determinato mediante misurazioni dirette con un manometro di profondità, che di solito viene utilizzato per determinare pressione del fondo pozzo- pressione sul fondo di un pozzo funzionante o inattivo.
Quando si utilizza un pozzo importanza vitale ha caduta di pressione del fondo pozzo, che è decisivo durante il funzionamento del pozzo. Rappresenta la differenza tra la pressione del giacimento e la pressione del fondo pozzo e si chiama depressione.
Caduta di pressione = Ppl. - Dimenticalo.
Il movimento del petrolio inizia da una certa distanza, il cosiddetto raggio di drenaggio del giacimento; man mano che il fluido di formazione si sposta verso il pozzo, il suo flusso aumenta, con conseguente aumento della pressione idrodinamica. Raggiunge il suo massimo valore in zona di formazione vicino al pozzo(PZP), pari a 0,8 - 1,5 metri. La pressione di fondo pozzo gioca un ruolo decisivo; quanto più bassa è la pressione di fondo pozzo, tanto più produttivo può essere il pozzo. La maggiore caduta di pressione nella zona della formazione vicino al pozzo porta a vari fenomeni, ad esempio la precipitazione di sali, particelle solide, resine, asfalteni in questa zona e può verificarsi un movimento turbolento del fluido. Tutti questi fenomeni riducono il deflusso del fluido dalla formazione e sono chiamati effetto pelle.
· in buone condizioni pseudo-stabili
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Dove μ n è la viscosità del fluido di formazione
Bene – bene raggio
k – permeabilità
β n – fattore di volume del serbatoio
r sala – raggio della zona di formazione da cui viene effettuata la produzione
h – spessore della formazione
Flusso del fluido ridotto
· in basso
· a causa della bassa permeabilità naturale della formazione.
In faccia
blocco della sabbia
· contaminazione della perforazione
Contaminazione da paraffina
asfalteni
problemi simili
Zona del fondo pozzo del serbatoio potrebbe essere intasato
fluido di perforazione
· cemento
fluido di completamento
· durante l'estrazione mineraria, o
· limo, argilla.
BEN COSTRUZIONE
Nel capitolo precedente abbiamo esaminato le forme di presenza del petrolio e scelto il metodo di sviluppo del giacimento. Ora il nostro compito è raggiungere il giacimento e portare il petrolio in superficie. Ciò si ottiene perforando pozzi.
Bene, perforazioneè il processo di costruzione estrazione direzionale di grande lunghezza e piccolo diametro.
La parte superiore del pozzo è chiamata testa pozzo; viene installata sulla testa pozzo durante la perforazione:
· teste di colonna, utilizzate per legare le corde dell'involucro, controllare la pressione nello spazio anulare e svolgere una serie di operazioni tecnologiche.
· Dispositivi anti-esplosione (BOP)
· Imbuto per grondaia
· Attrezzature speciali per lavori speciali (cementatura, perforazione, ecc.)
Durante il funzionamento viene installato:
· Albero di Natale (albero di massa) - per collegare una o due condutture di pozzi (ascensori), monitorare e controllare il flusso del mezzo di pozzo;
Si chiama la parte sotterranea del pozzo
pozzo, il massimo parte inferiore si chiama il tronco macellare. La superficie di uno scavo cilindrico si chiama bene le pareti, i luoghi con dimensioni maggiori del diametro nominale dell'utensile per il taglio delle rocce a causa del distacco o del dilavamento delle rocce sono chiamati caverne causato dall'usura dell'utensile durante le operazioni di sollevamento grondaie.
L'intero ciclo di costruzione dei pozzi prima della loro messa in esercizio è costituito dai seguenti principali collegamenti sequenziali:
1. Costruzione di strutture a terra;
2. L'effettivo approfondimento del pozzo, la cui attuazione è possibile solo quando vengono eseguiti due processi paralleli: l'effettivo approfondimento e lavaggio del pozzo;
3. Isolamenti della formazione, consistente in due tipi di lavori: fissaggio del pozzo con tubi ribassati collegati in una colonna e tamponamento (cementazione) dello spazio anulare;
4. Bene lo sviluppo.
Classificazione dei pozzi per scopo
· Pozzi di prospezione strutturale
· Esplorazione pozzi
· Pozzi di produzione
· Pozzi di iniezione
· Pozzi di produzione leader
· Pozzi di valutazione
· Pozzi di monitoraggio e osservazione
· Pozzi di riferimento
Metodi e tipi di perforazione.
Il processo di perforazione comprende una serie di operazioni:
· Calatura di aste di perforazione nel pozzo con strumenti distruttivi
· Distruzione della parete rocciosa
· Rimozione della roccia distrutta dal pozzo
· Sollevamento delle aste di perforazione dal pozzo per la sostituzione degli strumenti distruttivi usurati;
· Rafforzamento (fissaggio) delle pareti del pozzo quando si determina una certa profondità con tubi di rivestimento, seguito dalla cementazione dello spazio tra la parete del pozzo e i tubi abbassati (isolamento a strati)
Metodi di perforazione di base
· 
Foratura rotativa
Perforazione con motori downhole
Perforazione di turbine
Foratura con motori a vite
Foratura con trapano elettrico
Tipi di perforazione
· Foratura verticale
· Perforazione direzionale
Perforazione di pozzi cluster
· Perforazione multilaterale
· Perforazione di pozzi in aree offshore
Impianti di perforazione per la produzione
Isolamento della formazione
Per isolare gli strati, evitare crolli delle pareti del pozzo, prevenire perdite e manifestazioni, si abbassano nel pozzo involucro tubi. La malta cementizia viene pompata nello spazio tra i tubi e le pareti dei pozzi.
L'ubicazione delle colonne di rivestimento, indicandone il diametro, la profondità di discesa, l'altezza di risalita della malta cementizia, il diametro delle punte utilizzate per forare per ciascuna colonna è denominata ben progettato.
Ogni colonna inclusa nella stringa del pozzo ha il proprio scopo.
· Direzione- la corda di rivestimento più grande, progettata per proteggere la testa pozzo dall'erosione, proteggere le pareti del pozzo dallo sgretolamento e dirigere il fluido di lavaggio nel sistema di trincea. A seconda della resistenza delle rocce, la profondità di discesa varia dai 5 ai 40 metri.
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Conduttore- isola le falde acquifere, copre le rocce instabili e consente l'installazione di apparecchiature per il controllo dello scoppio. La profondità di discesa va dai 200 agli 800 metri.
· Rubrica tecnica- serve a coprire le piastre in condizioni geologiche difficili di perforazione (interstrati incompatibili con le pressioni di formazione, zone ad elevato assorbimento, depositi soggetti a rigonfiamento, sgretolamento, ecc.). Colonna di produzione- necessari per il funzionamento del pozzo. Scende nella profondità della formazione produttiva. Data l'importanza del suo scopo, viene prestata grande attenzione alla sua resistenza e tenuta.
I tubi del rivestimento vengono abbassati nel pozzo in sequenza uno per uno utilizzando connessioni filettate. Il fondo dell'involucro è dotato di un tappo guida (pattino), una valvola di ritorno e un anello di arresto sono installati su tutta la lunghezza di un tubo per fermare il tappo su di esso alla fine della compressione. I design moderni forniscono un unico meccanismo che combina entrambi i design e gli anelli OK e di arresto. Sulla colonna sono installati centralizzatori per la disposizione concentrica della colonna nel pozzo, raschiatori per la pulizia meccanica delle pareti del pozzo e il fissaggio del cemento, turbolatori per la modifica della portata del fluido per il riempimento di alta qualità delle cavità.
Installato sulla parte superiore dell'involucro testa di cementazione, attraverso il quale vengono pompati liquidi tampone per lavare le pareti del pozzo; malta cementizia riempire lo spazio tra le pareti del pozzo e i tubi di rivestimento; spremere il fluido- per spingere la boiacca di cemento dallo spazio intratubo dell'involucro; e anche per iniziare tappi di separazione.
Dopo aver portato il rivestimento alla profondità prevista, il pozzo viene lavato e cementato. Il processo di cementazione viene eseguito come segue:
· Viene pompato il liquido tampone;
· Viene pompata malta cementizia a bassa densità per evitare la fratturazione idraulica delle formazioni instabili;
· La malta cementizia viene pompata per un isolamento di alta qualità della zona di formazione produttiva;
· Si chiudono le linee di alimentazione del cemento sulla testa di incollaggio, si apre il tappo sul tappo divisore e si aprono le linee di alimentazione del fluido dislocante;
· Il fluido dislocante viene pompato in un volume pari al volume interno dei tubi del mantello;
· Nel momento in cui il tappo di separazione è in sede sull'anello di arresto, la pressione di iniezione aumenta, questo valore è chiamato segnale FERMARE.
· Il pozzo è chiuso e installato tempo di attesa per l'indurimento della malta cementizia OZZ.(almeno 24 ore).
Lavori finali
La gamma di lavori di completamento dei pozzi comprende:
· 
Attrezzatura della testa pozzo
· Determinazione della tenuta della corda dell'involucro (prova di pressione)
· Ricerca geofisica
Apertura secondaria della formazione (perforazione), vengono utilizzati quattro tipi di perforatori
· Proiettile
· Cumulativo
· Siluro
· Idrosabbiatura
· Sviluppo e messa in servizio del pozzo
Sviluppare un pozzo significa svolgere una serie di attività volte a provocare un afflusso di petrolio, portandone la selezione ai valori massimi e sollevandolo in superficie. Ciò si ottiene:
· Sostituzione della soluzione di argilla con acqua o olio
Tamponamento (pistone)
· Pompa profonda
· 
Iniettando gas inerte compresso nel pozzo.
Attrezzatura della testa pozzo
Allestimenti per l'albero di Natale serve per
· sigillatura della testa pozzo,
direzione del movimento della miscela gas-liquido nella linea di flusso,
· regolazione e controllo della modalità di funzionamento del pozzo mediante creazione di contropressione sul fondo.
Gli accessori per l'albero di Natale sono assemblati da vari raccordi a T flangiati, croci e dispositivi di intercettazione (valvole o rubinetti), collegati tra loro tramite prigionieri. I giunti vengono sigillati con un anello metallico a sezione ovale, che viene inserito nelle scanalature presenti sulle flange e poi serrato con prigionieri.
Allestimenti per l'albero di Natale consiste di
- testa del tubo e
- albero della fontana.
La testa del tubo è installata su testa di colonna. È progettato per appendere i tubi delle fontane e sigillare lo spazio anulare tra i tubi delle fontane e l'involucro di produzione, nonché per eseguire varie processi tecnologici relativi allo sviluppo e alla pulizia dei pozzi, rimozione di depositi di paraffina dai tubi delle fontane, sabbia dal fondo, ecc.
Testa del tubo consiste di
· croci,
tee e
· bobina di trasferimento.
Tee installato quando si dotano i pozzi di un ascensore a doppia fila. In questo caso, la prima fila di tubi è fissata alla bobina di trasferimento mediante un manicotto di trasferimento e la seconda fila di tubi mediante un manicotto di trasferimento. Quando si equipaggiano i pozzi con una sola fila di tubi della fontana, sui raccordi non viene installata una T.
Si posizionano sulla croce e sul raccordo a T della testa del tubo valvole a saracinesca, che servono a collegare le apparecchiature tecnologiche con un intertubo o spazio anulare, nonché a sigillarle.
albero della fontana installato sulla tubazione. È progettato per indirizzare la produzione del pozzo verso le linee di flusso, regolare l'estrazione di liquidi e gas, eseguire vari lavori di ricerca e riparazione e anche, se necessario, chiudere il pozzo.
L'albero della fontana è composto da
· magliette,
· valvola centrale,
valvola tampone,
· valvole sulle linee di flusso per trasferire il funzionamento del pozzo ad uno di essi.
La valvola tampone viene utilizzata per chiudere e installare un lubrificatore, che viene utilizzato per abbassare i maiali e vari strumenti di misura del fondo pozzo sotto pressione nel pozzo senza interrompere il funzionamento del pozzo che scorre. Quando si utilizza un pozzo, sulla valvola tampone è installato un tappo tampone con manometro.
Tutte le valvole dell'albero della fontana, ad eccezione delle valvole su una delle linee di flusso, devono essere aperte quando il pozzo è in funzione. La valvola centrale viene chiusa solo in casi di emergenza, dirigendo il liquido attraverso l'anello verso le linee di flusso della testa del tubo.
Gli accessori per l'albero di Natale si distinguono per resistenza e caratteristiche di progettazione: pressione di esercizio o di prova, dimensione della sezione del foro, design dell'albero della fontana e numero di file di tubi della fontana abbassati nel pozzo e tipo di chiusura dispositivi.
Riparazione del pozzo sotterraneo.
L'insieme dei lavori relativi alla risoluzione dei problemi relativi alle apparecchiature sotterranee e al pozzo e all'impatto sulle zone del fondo pozzo delle formazioni è denominato riparazioni sotterranee.
Durata del tempo di inattività dello stock di pozzo esistente dovuto a lavori di riparazione viene preso in considerazione dal coefficiente di funzionamento, che è il rapporto tra il tempo di funzionamento effettivo del pozzo e il tempo di calendario totale per un mese o un anno.
· attuale
capitale
A riparazione del pozzo attuale (TRS) includere:
· cambio pompa,
· eliminazione di rotture o svitamenti di aste e tubi della pompa,
· sostituzione di tubi o aste,
· modifica della profondità di immersione dei tubi di sollevamento,
· pulire e cambiare l'ancora da sabbia,
· pulire i pozzi dai tappi di sabbia,
· rimozione di paraffina, sali, ecc. dalle pareti delle tubazioni.
Questi lavori vengono eseguiti da squadre specializzate nella manutenzione dei pozzi organizzate presso ciascuna impresa di produzione di petrolio e gas. Le squadre di manutenzione lavorano a rotazione e sono composte da tre persone:
· operatore senior
· e l'operatore lavora alla testa pozzo,
· conducente - sull'argano del meccanismo di sollevamento.
Lavori più complessi legati
· con l'eliminazione degli incidenti con le attrezzature sotterranee,
· correzione delle stringhe di produzione danneggiate,
· isolamento degli afflussi d'acqua nel pozzo,
· transizione verso un altro orizzonte operativo,
· elaborazione delle zone di fondo pozzo delle formazioni, ecc.,
La riparazione dei pozzi sotterranei viene eseguita utilizzando una serie di attrezzature costituite da sollevamento e veicoli, strumenti per l'esecuzione di operazioni manuali, attrezzature per la meccanizzazione, attrezzature per la pulizia dei pozzi, ecc.
FONDAMENTI DEL BUSINESS PETROLIFERO
FONDAMENTI DI GEOLOGIA DEL PETROLIO E DEL GAS