Pintu masukAsas geologi medan minyak dan gas. asal usul minyak dan gas
Universiti Teknikal Negeri Astrakhan
Jabatan Geologi Minyak dan Gas
KURSUS KULIAH
mengikut disiplin:
Asas geologi untuk pembangunan medan kondensat minyak, gas dan gas
pengenalan
Kursus kuliah "Asas geologi pembangunan medan kondensat minyak, gas dan gas" terdiri daripada tiga bahagian yang saling berkaitan:
1.Asas geologi medan minyak dan gas 2.Pengiraan rizab dan penilaian sumber hidrokarbon .Asas geologi untuk pembangunan medan minyak dan gas. Matlamat utama mempelajari disiplin ini ialah sokongan geologi untuk pembangunan minyak dan gas yang berkesan. Bahagian pertama menunjukkan bahawa geologi medan minyak dan gas ialah sains yang mengkaji mendapan minyak dan gas dalam keadaan statik dan dinamik sebagai sumber bahan mentah hidrokarbon. Geologi medan minyak dan gas sebagai sains bermula pada awal abad yang lalu (1900) dan telah melalui laluan pembangunan yang panjang. Laluan ini dibahagikan kepada beberapa peringkat, berbeza dalam julat isu yang perlu diselesaikan, kaedah dan cara untuk menyelesaikannya. Pentas moden, yang bermula pada akhir 40-an abad kedua puluh, dicirikan oleh penggunaan meluas kaedah mempengaruhi pembentukan produktif dalam pembangunan deposit minyak. Hasil kajian geologi medan minyak dan gas berfungsi sebagai asas geologi untuk reka bentuk dan pengawalseliaan mendapan hidrokarbon. Geologi medan minyak dan gas menganggap takungan minyak dan gas sebelum pembangunan sebagai sistem geologi statik yang terdiri daripada unsur-unsur yang saling berkaitan: takungan semula jadi bentuk tertentu dengan isipadu lompang tertentu; cecair pembentukan; keadaan termobarik. Deposit hidrokarbon yang dibangunkan dianggap sebagai sistem dinamik kompleks yang mengubah keadaannya dari semasa ke semasa. Bahagian kedua manual menyediakan definisi kumpulan dan kategori rizab dan sumber minyak, gas dan kondensat. Kaedah untuk mengira rizab dan menilai sumber minyak, gas, kondensat dan komponen yang berkaitan dibincangkan secara terperinci. Untuk mengira rizab minyak dan gas, kajian geologi yang komprehensif tentang bidang yang dikaitkan dengan deposit minyak dan gas dan pengetahuan tentang keadaan khusus kejadiannya adalah perlu. Bahagian ketiga menyediakan konsep asas sokongan geologi dan medan untuk pembangunan deposit minyak dan gas. Sistem untuk membangunkan medan minyak dan gas berbilang lapisan dan kemudahan pengeluaran berasingan dipertimbangkan, sistem untuk membangunkan medan minyak dengan mengekalkan tekanan takungan juga diberikan, kaedah kawalan geologi dan medan ke atas proses membangunkan deposit hidrokarbon dan kaedah untuk meningkatkan pemulihan minyak dibincangkan secara terperinci. Kursus ini berakhir dengan topik: “Perlindungan tanah bawah dan persekitaran dalam proses penggerudian telaga dan membangunkan mendapan hidrokarbon.” Oleh itu, objektif utama disiplin ini adalah seperti berikut: kajian terperinci tentang mendapan hidrokarbon justifikasi geologi untuk pilihan sistem pembangunan kawalan ke atas pembangunan deposit minyak dan gas untuk mewajarkan dan memilih langkah-langkah untuk mengurus proses pembangunan generalisasi pengalaman dalam membangunkan medan minyak dan gas perancangan minyak, gas, pengeluaran kondensat; pengiraan rizab minyak, gas, kondensat dan komponen yang berkaitan; perlindungan tanah bawah dan alam sekitar semasa penggerudian telaga dan eksploitasi mendapan hidrokarbon. Setiap medan minyak, gas dan kondensat dimasukkan ke dalam pembangunan mengikut dokumen projek yang disediakan oleh organisasi penyelidikan khusus dan menyediakan sistem pembangunan yang, dari sudut nasional, adalah yang paling rasional untuk bidang tertentu. Pembangunan deposit minyak (gas) ialah satu set kerja yang dijalankan untuk mengawal proses pergerakan cecair pembentukan melalui pembentukan ke dasar telaga pengeluaran. Pembangunan deposit minyak (gas) merangkumi unsur-unsur berikut: Ø bilangan telaga setiap deposit; Ø penempatan telaga pada deposit; Ø prosedur (urutan) untuk meletakkan telaga beroperasi; Ø mod operasi dengan baik; Ø imbangan tenaga takungan; Sistem untuk membangunkan deposit minyak (gas) ialah penggerudian deposit dengan telaga pengeluaran mengikut skim tertentu dan pelan yang diterima, dengan mengambil kira langkah-langkah untuk mempengaruhi pembentukan. Sistem pembangunan dipanggil rasional apabila, dengan penggunaan tenaga takungan sepenuhnya dan penggunaan langkah-langkah untuk mempengaruhi takungan, ia memastikan pengekstrakan maksimum minyak dan gas dari tanah bawah dalam masa yang sesingkat mungkin pada kos yang minimum, dengan mengambil kira khusus. keadaan geologi dan ekonomi rantau ini. Perkembangan industri minyak dan gas di Rusia mempunyai sejarah lebih daripada satu abad. Sehingga pertengahan 40-an abad ke-19, pembangunan medan minyak dijalankan hanya menggunakan tenaga semula jadi daripada deposit. Ini disebabkan oleh tahap teknologi dan teknologi pembangunan yang tidak mencukupi, serta kekurangan prasyarat objektif untuk perubahan radikal dalam pendekatan pembangunan ini. Sejak pertengahan 40-an, hasil daripada penemuan kawasan galas minyak dan gas baharu, pembangunan industri minyak telah dikaitkan dengan pembangunan medan jenis platform dengan kawasan galas minyak yang besar, kedalaman yang ketara bagi pembentukan produktif dan rejim semula jadi yang tidak berkesan - tekanan air elastik, dengan cepat berubah menjadi rejim gas terlarut. Para saintis Rusia dan pekerja pengeluaran dalam masa yang singkat secara teori dibuktikan dan membuktikan dalam amalan keperluan dan kemungkinan menggunakan sistem pembangunan asas baru dengan pengenalan tiruan tenaga tambahan ke dalam takungan minyak yang produktif dengan menyuntik air ke dalamnya. Langkah seterusnya dalam kemajuan sains dan teknologi ialah mencari proses yang memastikan peningkatan lagi kecekapan pembangunan deposit minyak. Dalam beberapa tahun kebelakangan ini, pemikiran saintifik dan kejuruteraan telah berusaha untuk mencipta cara untuk meningkatkan kecekapan banjir air. Pada masa yang sama, kaedah baharu untuk mempengaruhi takungan minyak, yang berasaskan proses fizikal dan kimia yang pada asasnya baharu bagi menyesarkan minyak daripada batu takungan, sedang dicari dan diuji, diuji secara industri dan diperkenalkan. Pembangunan deposit gas dengan mengambil kira kecekapan tinggi Rejim semula jadi mereka setakat ini telah dijalankan menggunakan tenaga semula jadi tanpa pengaruh buatan pada pembentukan. Dalam tempoh terakhir, medan kondensat gas memainkan peranan utama dalam keseimbangan mendapan hidrokarbon. Dan di sini, salah satu tugas yang paling mendesak ialah mencari kaedah yang boleh dilaksanakan secara ekonomi untuk membangunkan medan kondensat gas yang menghalang kehilangan kondensat dalam pembentukan. Bahagian 1: “Kaedah Kajian” struktur geologi tanah bawah dan mendapan hidrokarbon di kawasan pengeluaran"
Bab 1. Pemerhatian dan penyelidikan geologi semasa menggerudi telaga
Deposit hidrokarbon sentiasa diasingkan dari permukaan dan terletak pada kedalaman yang berbeza - dari beberapa ratus meter hingga beberapa kilometer - 5.0-7.0 km. Matlamat utama pemerhatian geologi proses penggerudian telaga adalah untuk mengkaji struktur geologi mendapan dan ufuk produktif individu dan cecair yang menepu ufuk ini. Lebih lengkap dan lebih baik maklumat ini, lebih baik projek pembangunan lapangan akan menjadi. Proses penggerudian telaga mesti dipantau dengan teliti secara geologi. Setelah selesai menggerudi telaga, ahli geologi harus menerima maklumat berikut mengenainya: bahagian geologi telaga, litologi kerja selesai; kedudukan di bahagian telaga batu takungan; sifat tepu batu takungan, apa yang tepu dengannya, apakah cecair pembentukan keadaan teknikal telaga (reka bentuk telaga, tekanan dan taburan suhu di sepanjang lubang telaga) Kawalan geologi yang berhati-hati harus dilakukan apabila menggerudi telaga penerokaan, berdasarkan maklumat yang akan menjadi asas penggerudian telaga pengeluaran untuk minyak dan gas. Kaedah untuk mengkaji bahagian telaga gerudi dibahagikan kepada 2 kumpulan: 1.kaedah langsung 2.kaedah tidak langsung Kaedah langsung membolehkan kami mendapatkan maklumat secara langsung mengenai bahagian litologi batuan yang dilalui, komposisi bahan, kedudukan takungan dan ketepuannya. Kaedah tidak langsung memberikan maklumat tentang bahagian telaga berdasarkan tanda tidak langsung, iaitu hubungan sifat fizikalnya dengan ciri yang sama seperti rintangan kepada laluan arus elektrik, magnetik, elastik. Kaedah langsung adalah berdasarkan kajian: sampel batu yang diambil dari telaga semasa proses penggerudian (teras, keratan, pembawa tanah sampingan) pensampelan cecair semasa ujian sampingan dan pegun. pensampelan cecair pembentukan semasa menguji dalam selongsong pengeluaran pembalakan gas memantau komplikasi semasa proses penggerudian (keruntuhan dinding telaga, penyerapan cecair penggerudian, manifestasi cecair pembentukan) Kaedah tidak langsung memungkinkan untuk menilai komposisi bahan bahagian telaga, sifat takungan, sifat ketepuan batu takungan dengan cecair pembentukan berdasarkan tanda tidak langsung: radioaktiviti semula jadi atau buatan, keupayaan batu untuk mengalirkan arus elektrik, sifat akustik , magnetik, haba. Kajian teras Bahan teras ialah maklumat utama tentang perigi. Pilihan selang penggerudian dengan pemilihan teras bergantung kepada objektif geologi. Dalam bidang baru yang masih kurang dikaji, apabila menggerudi telaga pertama, adalah disyorkan untuk menjalankan pensampelan teras berterusan bersama-sama dengan kompleks penyelidikan geofizik. Untuk mendapan di mana bahagian atas bahagian telah dikaji, dan bahagian bawah masih tertakluk kepada kajian, dalam selang yang dikaji teras harus diambil hanya pada sentuhan pembentukan, dan dalam selang yang belum dipelajari, pensampelan teras berterusan harus dijalankan (lihat Rajah 1) Tiada teras diambil dari telaga pengeluaran dan semua pemerhatian adalah berdasarkan maklumat pembalakan dan pemerhatian proses penggerudian. Dalam kes ini, teras diambil dari ufuk produktif untuk kajian terperincinya. Apabila mengkaji teras, adalah perlu untuk mendapatkan maklumat berikut tentang telaga: kehadiran tanda-tanda minyak dan gas komposisi bahan batuan dan gabungan stratigrafinya sifat takungan batuan ciri struktur batuan dan kemungkinan keadaan kejadiannya Sampel batuan yang dihantar ke makmal untuk mengkaji kandungan hidrokarbon diparafinkan (dibalut dengan kain kasa dan direndam dalam parafin cair beberapa kali, setiap kali membenarkan parafin yang direndam dalam kain kasa mengeras). Sampel berlilin kemudiannya diletakkan di dalam balang logam dengan penutup rata. Sampel ditutup dengan bulu kapas atau kertas lembut dan dihantar ke makmal untuk ujian. Baki bahagian teras dihantar ke kemudahan penyimpanan teras. Tanda-tanda minyak dan gas dalam teras mesti terlebih dahulu dikaji di tapak penggerudian menggunakan sampel segar dan patah dan kemudian dengan lebih terperinci di makmal pengurusan lapangan. Rajah 1 - a - penggerudian tanpa persampelan teras; b - penggerudian dengan pensampelan teras Selang untuk menggerudi telaga dengan persampelan teras ditentukan oleh tujuan penggerudian dan tahap kajian bahagian. Semua telaga dalam dibahagikan kepada 5 kategori: - rujukan, parametrik, pencarian, penerokaan, pengeluaran. Telaga utama digerudi untuk mengkaji struktur geologi umum di kawasan baru yang belum diterokai oleh penggerudian dalam. Pensampelan teras dijalankan secara sama rata di seluruh lubang telaga. Dalam kes ini, penggerudian dengan pensampelan teras berjulat antara 50 hingga 100% daripada jumlah kedalaman telaga. Telaga parametrik digerudi untuk mengkaji struktur geologi dan potensi minyak dan gas wilayah baharu, serta untuk menghubungkan bahan geologi dan geofizik. Penggerudian dengan pensampelan teras adalah sekurang-kurangnya 20% daripada jumlah kedalaman telaga. Telaga penerokaan digerudi untuk mencari mendapan minyak dan gas. Persampelan teras di sini dijalankan dalam selang waktu kejadian horizon produktif dan hubungan pelbagai unit stratigrafi. Dengan pensampelan teras, tidak lebih daripada 10-12% daripada kedalaman telaga dilindungi. Telaga penerokaan digerudi dalam kawasan yang mempunyai potensi minyak dan gas yang mantap untuk menyediakan deposit untuk pembangunan. Teras diambil hanya dalam selang ufuk produktif dalam 6-8% daripada kedalaman telaga. Telaga pembangunan digerudi untuk membangunkan deposit minyak dan gas. Teras, sebagai peraturan, tidak dipilih. Walau bagaimanapun, dalam beberapa kes, untuk mengkaji pembentukan yang produktif, pensampelan teras diamalkan dalam 10% telaga yang sama rata di atas kawasan tersebut. Selang dengan pensampelan teras dijalankan dengan bit khas - bit teras, yang meninggalkan batuan yang tidak digerudi, dipanggil teras, di tengah bit dan mengangkatnya ke permukaan. Bahagian batu yang digerudi dipanggil keratan, yang dibawa ke permukaan oleh aliran cecair penggerudian semasa proses penggerudian. Pemilihan sampel batuan menggunakan pembawa tanah sisi Kaedah ini digunakan apabila tidak mungkin untuk memilih teras dalam selang yang dirancang. Di samping itu, walaupun, sebagai hasil penyelidikan geofizik selepas selesai penggerudian, ufuk kepentingan dari sudut pandangan potensi minyak dan gas telah dikenal pasti, tetapi selang ini tidak diterangi oleh teras. Menggunakan pembawa tanah sampingan, sampel batu diambil dari dinding lubang gergaji. Pada masa ini, 2 jenis perpisahan digunakan: 1.primer sisi menembak 2.penggerudian pembawa tanah sampingan Prinsip operasi pembawa darat menembak: kalungan kartrij turun pada paip terhadap selang yang menarik kepada kami. Apabila letupan berlaku, selongsong peluru terhempas ke dinding telaga. Apabila mengangkat alat, lengan pada keluli mendahului dengan batu yang ditangkap dari dinding lubang gerudi naik ke atas. Kelemahan kaedah ini: kita mendapat batu yang dihancurkan sampel kecil Penyerang tidak menembusi batu keras batu lepas tumpah keluar Penggerudian pembawa tanah sampingan - tiruan penggerudian mendatar, kami memperoleh sampel volum kecil. Pemilihan enap cemar Semasa proses penggerudian, bit memusnahkan batu dan aliran cecair penggerudian membawa serpihan batu ke permukaan. Serpihan ini, zarah batu dipanggil buburan. Di permukaan mereka dipilih, dibasuh dari cecair penggerudian dan dikaji dengan teliti, i.e. tentukan komposisi bahan serpihan ini. Hasil kajian diplot mengikut kedalaman pensampelan enap cemar. Gambar rajah sedemikian dipanggil gambar rajah buburan (lihat Rajah 2). Semasa proses penggerudian, keratan diambil dalam semua kategori telaga. nasi. 2 Carta enap cemar Kaedah geofizik untuk penerokaan telagadipelajari secara bebas semasa mempelajari kursus GIS. Kaedah penyelidikan geokimia Pembalakan gas Semasa proses penggerudian telaga, cecair penggerudian membasuh pembentukan produktif. Zarah minyak dan gas jatuh ke dalam larutan dan dibawa bersama-sama dengannya ke permukaan, di mana pensampel khas menyahgami cecair penggerudian, dan kandungan hidrokarbon ringan dan jumlah kandungan gas hidrokarbon dikaji. Hasil penyelidikan diplot pada gambar rajah pembalakan gas khas (lihat Rajah 3). Rajah.3 Gambar rajah pembalakan gas Jika kehadiran formasi produktif ditentukan semasa proses penggerudian, sampel gas diperiksa menggunakan kromatografi untuk kandungan komponen individu secara langsung di lubang gerudi. Pembalakan mekanikal Kadar penembusan dikaji, masa yang dihabiskan untuk penggerudian 1 m direkodkan dan hasilnya diplot pada bentuk khas (lihat Rajah 4). nasi. 4. borang pembalakan mekanikal Kalipermetri Kalipermetri -penentuan berterusan diameter telaga menggunakan angkup. Semasa proses penggerudian, diameter lubang berbeza daripada diameter bit dan berbeza-beza bergantung kepada jenis litologi batuan. Sebagai contoh, dalam selang kejadian batu berpasir telap, penyempitan berlaku, penurunan diameter telaga, akibat pembentukan kek tanah liat di dinding telaga. Dalam selang waktu kejadian batu lempung, sebaliknya, terdapat peningkatan diameter telaga berbanding diameter bit akibat tepuan batu lempung dengan turasan cecair penggerudian dan keruntuhan lagi dinding telaga. (lihat Rajah 5). Dalam selang batu karbonat, diameter telaga sepadan dengan diameter bit. nasi. 5. Menambah dan mengecilkan diameter telaga bergantung kepada litologi batuan Pemerhatian parameter bendalir penggerudian, minyak, gas dan air menunjukkan Semasa proses penggerudian telaga, komplikasi berikut mungkin berlaku: keruntuhan dinding telaga, yang membawa kepada alat penggerudian tersangkut; penyerapan cecair penggerudian, sehingga kehilangan bencana - apabila membuka zon kerosakan terputus; pencairan cecair penggerudian, mengurangkan ketumpatannya, yang boleh menyebabkan pembebasan minyak atau gas. Ujian sampingan dan pegun pembentukan produktif Terdapat ujian sampingan dan pegun bagi pembentukan produktif. Ujian sampingan formasi produktif melibatkan pengambilan sampel minyak, gas dan air daripada formasi produktif semasa proses penggerudian menggunakan instrumen khas: penguji pembentukan pada kabel pembalakan OPK penguji pembentukan pada paip gerudi - KII (set alat ujian) Ujian pegun dijalankan setelah selesai menggerudi telaga. Hasil daripada ujian pembentukan, maklumat berikut diperoleh: Watak cecair pembentukan; Maklumat tentang tekanan takungan; Kedudukan VNK, GVK, GNK; Maklumat tentang kebolehtelapan batu takungan. Dokumentasi reka bentuk untuk pembinaan telaga Dokumen utama untuk pembinaan telaga adalah perintah kerja geologi dan teknikal. Ia terdiri daripada 3 bahagian: bahagian geologi bahagian teknikal Bahagian geologi mengandungi maklumat berikut tentang telaga: bahagian telaga reka bentuk zaman batu, kedalaman pengebumian, sudut celupan, kekuatan selang kemungkinan komplikasi, selang persampelan teras. Bahagian teknikal menyediakan: mod penggerudian (beban pada bit, prestasi pam lumpur, kelajuan rotor) kedalaman penurunan lajur dan bilangannya, diameter ketinggian angkat simen di belakang tiang, dsb. Bab 2 Kaedah pemprosesan geologi bahan penggerudian telaga dan kajian struktur geologi lapangan Pemprosesan geologi bahan penggerudian telaga memungkinkan untuk membina profil medan dan peta struktur bahagian atas pembentukan produktif, membolehkan untuk mendapatkan gambaran lengkap struktur medan. Untuk kajian terperinci tentang semua isu struktur bidang, adalah perlu untuk menjalankan korelasi yang menyeluruh (perbandingan bahagian telaga). Korelasi bahagian telaga terdiri daripada mengenal pasti lapisan sokongan dan menentukan kedalaman kejadiannya untuk mewujudkan urutan kejadian batuan, mengenal pasti lapisan dengan nama yang sama untuk mengesan perubahan dalam ketebalan dan komposisi litologinya. Dalam bidang minyak, perbezaan dibuat antara korelasi umum bahagian telaga dan korelasi zon (terperinci). Dengan korelasi umum, bahagian telaga dibandingkan secara keseluruhan dari kepala telaga ke bahagian bawah sepanjang satu atau lebih ufuk (penanda aras) Lihat Rajah 6. Korelasi terperinci (zonal) dijalankan untuk kajian terperinci tentang lapisan dan unit individu. Keputusan korelasi dipersembahkan dalam bentuk rajah korelasi. Titik rujukan (menanda ufuk) ialah lapisan dalam bahagian telaga yang berbeza dengan ketara dalam ciri-cirinya (komposisi bahan, radioaktiviti, sifat elektrik, dll.) daripada lapisan atas dan lapisan bawah. Dia mesti: mudah dicari di bahagian perigi; hadir di semua telaga; mempunyai nilai yang kecil tetapi tetap. nasi. 6. Permukaan rujukan Dalam kes korelasi zon, bahagian atas pembentukan produktif diambil sebagai permukaan rujukan. Jika ia kabur, gunakan tapaknya. Jika ia juga dicuci, kemudian pilih mana-mana lapisan yang dikekalkan dalam kawasan itu, interlayer dalam lapisan. Melukis bahagian medan - tipikal, biasa biasa, ringkasan Apabila melakukan korelasi umum, kami memperoleh maklumat tentang lapisan batu dan ketebalannya. Maklumat ini diperlukan untuk membina bahagian medan. Bahagian ini menunjukkan ciri purata batu, umur dan ketebalannya. Jika ketebalan menegak lapisan digunakan, bahagian itu dipanggil bahagian standard. Bahagian sedemikian dibuat di kawasan memancing. Di kawasan penerokaan, bahagian normal purata disusun, di mana ketebalan pembentukan benar (normal) digunakan. Dalam kes apabila bahagian medan berubah dengan ketara dalam kawasan, bahagian ringkasan dibina. Apabila menyusun lajur litologi pada bahagian ringkasan, ketebalan maksimum setiap lapisan digunakan, dan nilai maksimum dan minimumnya diberikan dalam lajur "ketebalan". Melukis bahagian profil geologi medan Bahagian profil geologi - gambaran grafik struktur tanah bawah sepanjang garis tertentu dalam unjuran ke satah menegak. Bergantung pada kedudukan pada struktur, potongan profil (1-1), melintang (2-4) dan pepenjuru (5-5) dibezakan. Terdapat peraturan tertentu untuk mengorientasikan garis profil dalam lukisan. Di sebelah kanan ialah utara, timur, timur laut, tenggara. Dari kiri - selatan, barat, barat daya, barat laut. Untuk membina bahagian profil medan, skala yang paling biasa digunakan ialah 1:5000, 1:10000, 1:25000, 1:50000, 1:100000. Untuk mengelakkan herotan sudut celupan batuan, skala menegak dan mendatar diandaikan sama. Tetapi untuk kejelasan imej, skala menegak dan mendatar dianggap berbeza. Sebagai contoh, skala menegak ialah 1:1000, dan skala mendatar ialah 1:10000. Jika telaga melengkung, kita mula-mula membina unjuran mendatar dan menegak lubang telaga melengkung, menggunakan unjuran menegak pada lukisan dan membina profil. Urutan membina bahagian profil medan Garis paras laut dilukis - 0-0 dan kedudukan telaga diplot di atasnya. Kedudukan telaga 1 dipilih sewenang-wenangnya. Melalui titik yang diperoleh, kami melukis garis menegak, di mana kami merancang ketinggian kepala telaga pada skala profil. Kami menyambungkan kepala telaga dengan garis licin - kami mendapat rupa bumi. nasi. 9. Bahagian profil deposit Dari kepala telaga kami membina aci telaga ke bahagian bawah. Kami memotong unjuran batang melengkung ke dalam lukisan. Di sepanjang lubang telaga kami memplot kedalaman ufuk stratigrafik, elemen kejadian dan kedalaman sesar, yang diberikan dahulu. Pembinaan peta struktur Peta struktur ialah lukisan geologi yang memaparkan dalam garisan kontur relief bawah tanah bumbung atau tapak mana-mana satu ufuk, berbeza dengan peta topografi yang menunjukkan pelepasan dalam garisan kontur permukaan bumi, struktur yang mungkin melibatkan ufuk umur yang berbeza. Peta struktur memberi idea yang jelas tentang struktur tanah bawah, memastikan reka bentuk tepat telaga pengeluaran dan penerokaan, memudahkan kajian mendapan minyak dan gas, dan pengagihan tekanan takungan ke atas kawasan mendapan. Contoh membina peta struktur ditunjukkan dalam Rajah 10. nasi. 10. Contoh membina peta struktur Apabila membina peta struktur, satah asas biasanya diambil sebagai paras laut, dari mana kontur mendatar (isohypses) pelepasan bawah tanah diukur. Ketinggian di bawah paras laut diambil dengan tanda tolak, di atas dengan tanda tambah. Ruang yang sama tinggi antara isohypses dipanggil keratan rentas isohypsum.
Dalam amalan memancing, kaedah berikut untuk membina peta struktur biasanya digunakan: kaedah segi tiga adalah untuk struktur tidak terganggu. kaedah profil - untuk struktur yang rosak teruk. digabungkan. Membina peta struktur menggunakan kaedah segi tiga melibatkan penyambungan telaga dengan garisan, membentuk sistem segi tiga, sebaik-baiknya sama sisi. Kemudian kita interpolasi antara titik pembukaan pembentukan. Kami menyambungkan tanda dengan nama yang sama dan mendapatkan peta struktur. Ketinggian mutlak titik pembukaan pembentukan ditentukan oleh formula: + A.O.=+Al-,
A.O.-Ketinggian mutlak titik pembukaan pembentukan ialah jarak menegak dari aras laut ke titik pembukaan pembentukan, m. Al- ketinggian kepala telaga - jarak menegak dari paras laut ke kepala telaga, m. l- kedalaman pembukaan pembentukan - jarak dari kepala telaga ke titik pembukaan pembentukan, m. ΣΔ
l- pembetulan untuk kelengkungan telaga, m. Rajah 11 menunjukkan pelbagai pilihan untuk membuka formasi: nasi. 11. Pelbagai pilihan pembukaan formasi Keadaan untuk berlakunya minyak, gas dan air dalam tanah bawah Untuk melaksanakan sistem rasional untuk pembangunan dan organisasi eksploitasi berkesan takungan minyak dan gas, adalah perlu untuk mengetahui sifat fizikal dan takungannya, sifat fizikal dan kimia cecair pembentukan yang terkandung di dalamnya, keadaan pengedaran mereka dalam pembentukan, ciri hidrogeologi pembentukan. Sifat fizikal batu - takungan Pembentukan produktif medan minyak yang mengandungi hidrokarbon dicirikan oleh sifat asas berikut: keliangan; kebolehtelapan; ketepuan batu dengan minyak, gas, air masuk keadaan yang berbeza kejadian mereka; komposisi granulometrik; sifat permukaan molekul apabila berinteraksi dengan minyak, gas, air. Keliangan Keliangan batu bermaksud kehadiran lompang (liang, gua, retakan) di dalamnya. Porositi menentukan keupayaan batuan untuk menampung cecair takungan. Keliangan ialah nisbah isipadu liang sampel kepada isipadunya, dinyatakan sebagai peratusan. n=Vn/VO *100%
Keliangan dicirikan secara kuantitatif oleh pekali keliangan - nisbah isipadu liang sampel kepada isipadu sampel dalam pecahan unit. kn=Vn/VO
Pelbagai batu dicirikan makna yang berbeza keliangan, contohnya: syal tanah liat - 0.54 - 1.4% tanah liat - 6.0 - 50% pasir - 6.0 - 52% batu pasir - 3.5 - 29% batu kapur, dolomit - 0.65 - 33% Dalam amalan memancing, jenis keliangan berikut dibezakan: jumlah (mutlak, fizikal, jumlah) ialah perbezaan antara isipadu sampel dan isipadu butiran konstituennya. terbuka (keliangan tepu) - isipadu semua liang dan retakan yang saling berkaitan di mana cecair atau gas menembusi; berkesan - isipadu liang tepu dengan minyak atau gas tolak kandungan air terikat dalam liang; Pekali kecekapan keliangan ialah hasil darab pekali keliangan terbuka dan pekali tepu minyak dan gas. Batuan berkarbonat adalah produktif dengan keliangan 6-10% dan ke atas. Keliangan batuan pasir berkisar antara 3 hingga 40%, kebanyakannya 16-25%. Keliangan ditentukan oleh analisis makmal sampel atau oleh keputusan GIS. Kebolehtelapan batuan Kebolehtelapan batuan [Kepada]- keupayaannya untuk melepasi cecair pembentukan. Sesetengah batu, seperti tanah liat, mempunyai keliangan yang tinggi tetapi kebolehtelapan rendah. Batu kapur lain - sebaliknya - mempunyai keliangan yang rendah, tetapi kebolehtelapan yang tinggi. Dalam amalan medan minyak, jenis kebolehtelapan berikut dibezakan: mutlak; berkesan (fasa); saudara; Kebolehtelapan mutlak ialah kebolehtelapan medium berliang apabila satu fasa (minyak, gas atau air) bergerak melaluinya. Kebolehtelapan mutlak dianggap sebagai kebolehtelapan batuan yang ditentukan oleh gas (nitrogen) - selepas pengekstrakan dan pengeringan batu kepada berat tetap. Kebolehtelapan mutlak mencirikan sifat medium itu sendiri. Kebolehtelapan fasa (berkesan) ialah kebolehtelapan batu untuk bendalir tertentu dalam kehadiran dan pergerakan dalam liang sistem berbilang fasa. Kebolehtelapan relatif ialah nisbah kebolehtelapan fasa kepada kebolehtelapan mutlak. Apabila mengkaji kebolehtelapan batu, formula undang-undang penapisan linear Darcy digunakan, mengikut mana kadar penapisan cecair dalam medium berliang adalah berkadar dengan penurunan tekanan dan berkadar songsang dengan kelikatan cecair. V=Q/ F =kΔP/
μL ,
Q- kadar aliran isipadu bendalir melalui batuan dalam 1 saat. - m 3
V-kelajuan penapisan linear - m/s μ
- kelikatan dinamik cecair, n s/m2
F- kawasan penapisan - m2
ΔP- penurunan tekanan sepanjang sampel L,MPa
k- pekali perkadaran (pekali kebolehtelapan), ditentukan oleh formula: K=QML/FΔP
Unit ukuran adalah seperti berikut: [L]th [F]th2
[Q]-m3
/s [P]-n/m2
[
μ
]-ns/m2
Untuk semua nilai pekali yang sama dengan perpaduan, dimensi k ialah m2
Makna fizikal dimensi kini kawasannya. Kebolehtelapan mencirikan kawasan keratan rentas saluran medium berliang di mana cecair pembentukan ditapis. Dalam memancing, unit praktikal digunakan untuk menilai kebolehtelapan - Darcy- iaitu pada 10 12kali kurang daripada k=1 m2
.
Per unit dalam 1hambil kebolehtelapan medium berliang sedemikian, apabila ditapis melalui sampel yang mempunyai luas 1 sm2
panjang 1 smdengan penurunan tekanan 1 kg/cm2
kelikatan aliran bendalir 1sp(centi-poise) ialah 1 sm3
/Dengan. Magnitud 0.001 d- dipanggil milidarsi.
Pembentukan galas minyak dan gas mempunyai kebolehtelapan urutan 10-20 md hingga 200 md. nasi. 12. Kebolehtelapan relatif air dan minyak tanah Daripada Rajah. 12, adalah jelas bahawa kebolehtelapan relatif untuk minyak tanah Masak- berkurangan dengan cepat dengan peningkatan ketepuan air pembentukan. Apabila ketepuan air dicapai Kv- sehingga 50% pekali kebolehtelapan relatif untuk minyak tanah Masakdikurangkan kepada 25%. Apabila meningkat Kvsehingga 80%, Masakmenurun kepada 0 dan air bersih ditapis melalui medium berliang. Perubahan dalam kebolehtelapan relatif kepada air berlaku dalam arah yang bertentangan. Keadaan untuk berlakunya minyak, gas dan air dalam deposit Mendapan minyak dan gas terletak di bahagian atas struktur yang dibentuk oleh batuan tak telap berliang dan di atasnya. (tayar).Struktur ini dipanggil perangkap.
Bergantung kepada keadaan kejadian dan nisbah kuantitatif minyak dan gas, deposit dibahagikan kepada: gas tulen kondensat gas gas-minyak (dengan penutup gas) minyak dengan gas terlarut dalam minyak. Minyak dan gas terletak di dalam takungan mengikut ketumpatannya: gas terletak di bahagian atas, minyak terletak di bawah, dan air terletak lebih rendah (lihat Rajah 13). Sebagai tambahan kepada minyak dan gas, bahagian minyak dan gas formasi juga mengandungi air dalam bentuk lapisan nipis pada dinding liang dan retak subkapilari, yang dipegang oleh daya tekanan kapilari. Air ini dipanggil "berkaitan" atau "sisa".Kandungan air "terikat" adalah 10-30% daripada jumlah isipadu ruang liang. Rajah 13. Pengagihan minyak, gas dan air dalam takungan Elemen deposit minyak dan gas:
hubungan minyak-air (OWC) - sempadan antara bahagian minyak dan air deposit. hubungan gas-minyak (GOC) - sempadan antara bahagian gas dan minyak deposit. hubungan gas-air (GWC) - sempadan antara bahagian tepu gas dan tepu air bagi deposit. kontur luar kapasiti galas minyak ialah persilangan sentuhan air-minyak dengan bumbung pembentukan produktif. kontur galas minyak dalaman ialah persimpangan OWC dengan asas pembentukan produktif; zon marginal ialah bahagian deposit minyak antara kontur galas minyak luaran dan dalaman; Telaga yang digerudi dalam kontur galas minyak dalaman mendedahkan keseluruhan ketebalan takungan minyak. Telaga yang digerudi dalam zon sempadan mendedahkan lapisan tepu minyak di bahagian atas, dan bahagian tepu air di bawah OWC. Telaga yang digerudi di belakang profil kontur galas minyak luar mendedahkan bahagian formasi yang tepu air. Pekali tepu air ialah nisbah isipadu air dalam sampel kepada isipadu liang sampel. KV=Vair/Vsejak itu
Pekali tepu minyak ialah nisbah isipadu minyak dalam sampel kepada isipadu liang sampel. KEPADAn=Vnave/Vpore
Terdapat hubungan berikut antara pekali ini: KEPADAn+KV=1
Ketebalan takungan Dalam amalan medan minyak, jenis ketebalan pembentukan produktif berikut dibezakan (lihat Rajah 14): jumlah ketebalan pembentukan hsecara amnya- jumlah ketebalan semua interlayer - telap dan tidak telap - jarak dari bumbung ke bahagian bawah pembentukan. ketebalan berkesan hef- jumlah ketebalan lapisan berliang dan telap di mana pergerakan bendalir boleh dilakukan. ketebalan tepu minyak atau gas yang berkesan hefn-kami- jumlah ketebalan interlayer tepu dengan minyak atau gas. hsecara amnya-(jumlah ketebalan) ef= h1
+h2efn-hidung= h1
+h3
nasi. 14 Perubahan ketebalan lapisan produktif Untuk mengkaji corak perubahan ketebalan, peta disusun - jumlah, berkesan dan ketebalan tepu minyak dan gas yang berkesan. Garisan dengan nilai ketebalan yang sama dipanggil isopachs, dan peta ialah peta isopach. Teknik pembinaan adalah sama seperti membina peta struktur menggunakan kaedah segitiga. Keadaan termobarik tanah bawah medan minyak dan gas Mengetahui suhu dan tekanan dalam kedalaman medan minyak dan gas adalah perlu untuk mendekati penyelesaian isu-isu kepentingan ekonomi saintifik dan negara dengan betul: 1.pembentukan dan penempatan deposit minyak dan gas. 2.penentuan keadaan fasa pengumpulan hidrokarbon pada kedalaman yang besar. .isu teknologi untuk menggerudi dan mengepam telaga dalam dan sangat dalam. .pembangunan telaga. Suhu dalam usus Banyak pengukuran suhu dalam telaga terbiar telah menyatakan bahawa suhu meningkat dengan kedalaman dan peningkatan ini boleh dicirikan oleh langkah geoterma dan kecerunan geoterma. Apabila kedalaman pembentukan produktif meningkat, suhu juga meningkat. Perubahan suhu per unit kedalaman dipanggil. kecerunan geoterma. Nilainya berkisar antara 2.5 - 4.0%/100 m. Kecerunan geoterma ialah peningkatan suhu per unit panjang (kedalaman). gred t= t2
-t1
/H2
-H1
[
0
Cm]
Langkah geoterma [G] ialah jarak yang anda perlukan untuk pergi lebih dalam untuk suhu meningkat sebanyak 10 DENGAN. G=H2
-H1
/ t2
-t1
[m/0
DENGAN]
nasi. 15. Perubahan suhu dengan kedalaman Parameter ini ditentukan daripada pengukuran suhu dalam telaga terbiar. Pengukuran suhu dengan kedalaman dijalankan sama ada dengan termometer elektrik di sepanjang lubang telaga, atau dengan termometer maksimum untuk tujuan saintifik. Termometer maksimum menunjukkan suhu maksimum pada kedalaman yang diturunkan. Termometer elektrik merekodkan rekod suhu berterusan di sepanjang lubang telaga semasa peranti diangkat. Untuk mendapatkan suhu sebenar batu, telaga mesti berehat untuk masa yang lama, sekurang-kurangnya 25-30 hari, supaya rejim haba semula jadi yang terganggu oleh penggerudian ditubuhkan di dalamnya. Berdasarkan keputusan pengukuran suhu, termogram dibina - lengkung suhu berbanding kedalaman. Menggunakan data termogram, kecerunan dan langkah geoterma boleh ditentukan. Secara purata Ke dunia kecerunan geoterma mempunyai nilai 2.5-3.0 0S/100m. Tekanan takungan di kedalaman medan minyak dan gas Setiap takungan bawah tanah diisi dengan minyak, air atau gas dan mempunyai tenaga sistem air takungan. Tenaga takungan ialah tenaga potensi cecair pembentukan dalam medan graviti Bumi. Selepas telaga digerudi, ketidakseimbangan berlaku dalam sistem tekanan air semula jadi: tenaga berpotensi bertukar menjadi tenaga kinetik dan dibelanjakan untuk menggerakkan cecair dalam pembentukan ke dasar telaga pengeluaran dan menaikkannya ke permukaan. Ukuran tenaga takungan ialah tekanan takungan - ini ialah tekanan cecair atau gas yang terletak di lapisan takungan di bawah keadaan semula jadi. Dalam medan minyak dan gas, tekanan takungan (P pl ) meningkat dengan kedalaman bagi setiap 100 m kedalaman sebanyak 0.8 - 1.2 MPa, i.e. dengan kira-kira 1.0 MPa/100m. Tekanan yang diseimbangkan oleh lajur air mineral dengan ketumpatan ρ = 1.05 - 1.25 g/cm 3 (103kg/m 3) dipanggil tekanan hidrostatik biasa. Ia dikira seperti ini: Rn.g.= Hρ
V/ 100 [MPa]
H - kedalaman, m. ρ
V- ketumpatan air, g/cm3
, kg/m3
.
Jika ρ V diambil bersamaan dengan 1.0, maka tekanan ini dipanggil hidrostatik bersyarat Tekanan hidrostatik bersyarat ialah tekanan yang dicipta oleh lajur air tawar dengan ketumpatan 1.0 g/cm 3ketinggian dari kepala telaga ke bawah. Ru.g.= N / 100 [MPa]
Tekanan yang diseimbangkan oleh cecair pembilasan dengan ketumpatan ρ dan =1.3 g/cm 3dan banyak lagi, ketinggian dari kepala telaga ke bahagian bawah telaga dipanggil superhydrostatic (SGPD) atau tekanan pembentukan tinggi secara anomali (AHRP). Tekanan ini adalah 30% atau lebih tinggi daripada tekanan hidrostatik bersyarat dan 20-25% lebih tinggi daripada tekanan hidrostatik biasa. Nisbah tekanan tekanan tinggi kepada tekanan hidrostatik biasa dipanggil pekali anomali tekanan takungan. KEPADAA=(PAVPD/Pn.g..) >1,3
Tekanan di bawah hidrostatik ialah tekanan takungan rendah luar biasa (ANPR) - ini adalah tekanan yang diseimbangkan oleh lajur cecair penggerudian dengan ketumpatan kurang daripada 0.8 g/cm 3. Jika Ka< 0,8 - это АНПД.
Salah satu ciri formasi yang paling penting ialah tekanan batuan - ini adalah tekanan yang merupakan akibat daripada jumlah pengaruh tekanan geostatik dan geotektonik pada pembentukan. Tekanan geostatik ialah tekanan yang dikenakan pada pembentukan oleh jisim jisim batuan di atasnya. Rg.e.=
Hρn/100 [MPa]
di mana, ρ n = 2.3 g/cm 3 - ketumpatan purata batuan. Tekanan geotektonik (tekanan tekanan) ialah tekanan yang terbentuk secara berlapis-lapis akibat daripada pergerakan tektonik yang terputus-putus secara berterusan. Tekanan batuan dihantar oleh batu itu sendiri, dan di dalam batu oleh rangka mereka (butiran yang membentuk lapisan). Di bawah keadaan semula jadi, tekanan batuan dilawan oleh tekanan takungan. Perbezaan antara tekanan geostatik dan takungan dipanggil tekanan pemadatan. Rupl=Pg.e- Rpl
Dalam amalan lapangan, tekanan takungan difahamkan sebagai tekanan pada titik tertentu dalam takungan yang tidak dipengaruhi oleh corong lekukan telaga jiran (lihat Rajah 16) Kemurungan pada takungan Δ
Pdikira menggunakan formula berikut: Δ
P=Ppl-Pzab ,
di mana, Ppl-takungan tekanan lupa-tekanan di bahagian bawah telaga aktif. nasi. 16 Pengagihan tekanan takungan semasa telaga beroperasi Tekanan takungan awal P0
- ini ialah tekanan yang diukur dalam telaga pertama yang menembusi pembentukan, sebelum sebarang jumlah cecair atau gas yang ketara ditarik balik daripada pembentukan. Tekanan takungan semasa ialah tekanan yang diukur pada tarikh tertentu dalam telaga di mana keseimbangan statistik relatif telah ditetapkan. Untuk mengecualikan pengaruh struktur geologi (mengukur kedalaman) pada nilai tekanan takungan, tekanan yang diukur dalam telaga dikira semula ke tengah kandungan minyak atau gas, ke titik tengah volum deposit, atau ke satah bertepatan dengan OWC. Semasa pembangunan deposit minyak atau gas, tekanan sentiasa berubah apabila memantau pembangunan, tekanan diukur secara berkala dalam setiap telaga. Untuk mengkaji sifat perubahan tekanan dalam kawasan mendapan, peta tekanan dibina. Garisan dengan tekanan yang sama dipanggil isobar, dan peta dipanggil peta isobar. nasi. 17. Graf tekanan berubah mengikut masa oleh telaga Pemantauan sistematik terhadap perubahan dalam tekanan takungan memungkinkan untuk menilai proses yang berlaku dalam takungan dan mengawal pembangunan ladang secara keseluruhan. Tekanan takungan ditentukan menggunakan tolok tekanan lubang bawah yang diturunkan ke dalam telaga pada wayar. Cecair dan gas dalam pembentukan berada di bawah tekanan, yang dipanggil plastovy.Daripada nilai tekanan takungan Ppl- rizab tenaga takungan dan sifat cecair dan gas dalam keadaan takungan bergantung. Pplmenentukan rizab gas, kadar aliran telaga dan keadaan operasi deposit. Pengalaman menunjukkan bahawa P0
(tekanan takungan awal) yang diukur dalam telaga yang digerudi pertama bergantung pada kedalaman mendapan dan boleh ditentukan secara anggaran dengan formula berikut: P= Hρg [MPa] H - kedalaman deposit, m ρ- ketumpatan cecair, kg/m 3
g- pecutan jatuh bebas Jika telaga itu mengalir (melimpah), P pl ditentukan oleh formula: P pl =Hρg +P (tekanan kepala telaga) Jika paras cecair dalam perigi tidak sampai ke mulut P pl =H 1ρg H 1- ketinggian lajur cecair dalam telaga, m. nasi. 18. Penentuan tekanan takungan berkurangan Dalam takungan gas atau bahagian gas takungan minyak, tekanan takungan hampir sama sepanjang keseluruhan isipadu. Dalam deposit minyak, tekanan takungan adalah pelbagai bahagian berbeza: pada sayap - maksimum, dalam gerbang - minimum. Oleh itu, analisis perubahan tekanan takungan semasa operasi takungan adalah sukar. Adalah lebih mudah untuk mengaitkan nilai tekanan takungan kepada satu satah, sebagai contoh, dengan satah hubungan minyak-air (WOC). Tekanan yang dirujuk kepada satah ini dipanggil berkurangan (lihat Rajah 18) dan ditentukan oleh formula: P1pr=P1
+ x1
ρg P2pr=P2
- X2
ρg
Sifat fizikal minyak, gas dan air Gas dari medan gas dipanggil gas asli, dan gas yang dihasilkan bersama minyak dipanggil petroleum atau gas berkaitan. Gas asli dan petroleum terdiri terutamanya daripada hidrokarbon tepu siri C n N 2n+2 : metana, etana, propana, butana. Bermula dengan pentana (C 5H 12) dan ke atas adalah cecair. Gas hidrokarbon selalunya mengandungi hidrokarbon (CO 2, hidrogen sulfida H 2S, nitrogen N, helium He, argon, Ar, wap merkuri dan merkaptan. kandungan CO 2 dan H 2S kadang-kadang mencapai puluhan peratus, dan kekotoran lain - pecahan peratus, sebagai contoh, dalam campuran takungan AGCF, kandungan karbon dioksida adalah 12-15%, dan hidrogen sulfida 24-30%. Jisim molekul (M) gas hidrokarbon ditentukan oleh formula: M= ∑MiYi
Mi- berat molekul komponen ke-i Yi- bahagian komponen ke-i dalam campuran mengikut isipadu. Ketumpatan ialah nisbah jisim bahan kepada isipadu yang didudukinya. ρ
=m/V [kg/m3
].
Ketumpatan adalah dalam julat 0.73-1.0 kg/m 3. Dalam amalan, mereka menggunakan ketumpatan relatif gas - nisbah jisim gas tertentu kepada jisim udara dengan isipadu yang sama. Ketumpatan relatif pelbagai gas diberikan di bawah: Udara - 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
Untuk beralih daripada isipadu dalam keadaan biasa kepada isipadu yang diduduki oleh jumlah yang sama dalam keadaan takungan, pekali isipadu gas takungan V digunakan - isipadu yang akan menduduki 1 m 3 gas dalam keadaan takungan. V= V0
Z (TP0
/T0
*P)
Di mana, V0
- isipadu gas dalam keadaan normal pada tekanan awal P 0
, dan suhu T0
.
V ialah isipadu gas pada tekanan semasa P dan suhu T. ialah pekali di atas kebolehmampatan gas. Pekali isipadu gas takungan V berada di dalam 0.01-0.0075
Kelikatan gas ialah sifat gas untuk menahan pergerakan beberapa zarah berbanding yang lain. Dalam sistem SI, kelikatan dinamik diukur dalam mPa*s (batu-pascals sesaat), contohnya, kelikatan dinamik air pada t 0 200C ialah µ=1 mPa*s. Kelikatan gas dari medan gas berjulat dari 0.0131 hingga 0.0172 mPa*s. Kelikatan campuran takungan AGCM ialah 0.05 - 0.09 mPa*s. Keterlarutan gas dalam minyak Isipadu gas satu komponen yang larut dalam unit isipadu cecair adalah berkadar terus dengan tekanan VG/Vdan =
αP
Di mana, V G - isipadu gas terlarut V dan - isipadu cecair
BAJET PERSEKUTUAN INSTITUSI PENDIDIKAN PROFESIONAL TINGGI NEGERI PERSEKUTUAN
"UNIVERSITI TEKNOLOGI NEGERI KUBAN"
Fakulti pengajian sepenuh masa Institut Minyak dan Gasdan tenaga.
Jabatan Pengeluaran Minyak dan Gas
NOTA KULIAH
Mengikut disiplin:
« Geologi minyak dan gas»
untuk pelajar semua bentuk pengkhususan pengajian:
130501 Reka bentuk, pembinaan dan pengendalian saluran paip minyak dan gas serta kemudahan penyimpanan minyak dan gas;
130503 Pembangunan dan operasi
130504 Penggerudian telaga minyak dan gas.
Sarjana Muda dalam 131000 "Kejuruteraan Minyak dan Gas"
Disusun oleh: pensyarah kanan
Shostak A.V.
KRASNODAR 2012
KULIAH 3-
CIRI-CIRI PENGUMPULAN DAN TRANSFORMASI SEBATIAN ORGANIK SEMASA LITOGENESIS………………………………….19
KULIAH 4 -
KOMPOSISI DAN SIFAT FIZIKAL DAN KIMIA MINYAK DAN GAS….2
5
KULIAH 5 -
SIFAT PERUBAHAN DALAM KOMPOSISI DAN SIFAT FIZIKAL DAN KIMIA MINYAK DAN GAS BERGANTUNG KEPADA PENGARUH PELBAGAI FAKTOR SEMULAJADI…………………………………………………………………………………… ………………….. 4
5
KULIAH 6 -
MASALAH ASAL MINYAK DAN GAS……………………….56
KULIAH 7 -
MIGRASI HIDROKARBON…………………………………………………………………………62
KULIAH 8 -
PEMBENTUKAN DEPOSIT……………………………………………………………………75
KULIAH 9 -
PENGZONAAN PROSES PEMBENTUKAN MINYAK……………………….81
KULIAH 10- PERATURAN AGIHAN RUANG KUMPULAN MINYAK DAN GAS DALAM KERAK BUMI…………………………………………101
KULIAH 11 - LADANG MINYAK DAN GAS DAN CIRI-CIRI PENGELASAN UTAMANYA……………………………………………………………….108
RUJUKAN……………………………………………………………………….112
KULIAH 1
PENGENALAN
Antara jenis produk perindustrian yang paling penting, salah satu tempat utama diduduki oleh minyak, gas dan produk mereka.
Sehingga awal abad ke-18. Minyak terutamanya diekstrak daripada penggalian, yang dipenuhi dengan pagar wattle. Apabila minyak terkumpul, ia dicedok dan diangkut kepada pengguna dalam beg kulit.
Telaga itu diikat dengan bingkai kayu, diameter akhir telaga bersarung biasanya dari 0.6 hingga 0.9 m dengan sedikit peningkatan ke bawah untuk meningkatkan aliran minyak ke lubang bawahnya.
Minyak telah diangkat dari perigi menggunakan winch tangan (kemudian ditarik kuda) dan tali di mana kulit wain (baldi kulit) diikat.
Menjelang 70-an abad XIX. Sebahagian besar minyak di Rusia dan di dunia diekstrak daripada telaga minyak. Oleh itu, pada tahun 1878 terdapat 301 daripadanya di Baku, yang kadar alirannya berkali ganda lebih tinggi daripada kadar aliran dari telaga. Minyak diekstrak dari telaga menggunakan bailer - sebuah kapal logam (paip) sehingga 6 m tinggi, di bahagian bawahnya dipasang injap sehala, yang dibuka apabila bailer direndam dalam cecair dan ditutup apabila ia bergerak ke atas. Pengangkatan bailer (tartan) dilakukan secara manual, kemudian dengan tarikan kuda (awal 70-an abad ke-19) dan dengan bantuan enjin stim (80-an).
Pam perigi dalam pertama digunakan di Baku pada tahun 1876, dan pam batang dalam pertama di Grozny pada tahun 1895. Walau bagaimanapun, kaedah tartar kekal sebagai yang utama untuk masa yang lama. Sebagai contoh, pada tahun 1913 di Rusia, 95% minyak dihasilkan dengan membuat gel.
Geologi minyak dan gas– satu cabang geologi yang mengkaji keadaan pembentukan, penempatan dan penghijrahan minyak dan gas di litosfera. Pembentukan Geologi Minyak dan Gas sebagai sains berlaku pada awal abad kedua puluh. Pengasasnya ialah Ivan Mikhailovich Gubkin.
1.1. Sejarah ringkas perkembangan pengeluaran minyak dan gas
Kaedah moden pengekstrakan minyak didahului oleh kaedah primitif:
pengumpulan minyak dari permukaan takungan;
pemprosesan batu pasir atau batu kapur yang diresapi dengan minyak;
pengekstrakan minyak dari lubang dan telaga.
Rawatan batu pasir atau batu kapur yang diresapi minyak, untuk tujuan pengekstrakannya, pertama kali diterangkan oleh saintis Itali F. Ariosto pada abad ke-15: berhampiran Modena di Itali, tanah yang mengandungi minyak dihancurkan dan dipanaskan dalam dandang; ia kemudiannya dimasukkan ke dalam beg dan ditekan menggunakan mesin penekan. Pada tahun 1819, di Perancis, lapisan pembawa minyak batu kapur dan batu pasir telah dibangunkan melalui perlombongan. Batu yang dilombong itu diletakkan di dalam tong berisi air panas. Apabila dikacau, minyak terapung ke permukaan air dan dikumpulkan dengan bailer. Pada tahun 1833-1845. Di pantai Laut Azov, pasir yang direndam dalam minyak telah dilombong. Kemudian ia diletakkan di dalam lubang dengan bahagian bawah yang landai dan disiram. Minyak yang dibasuh daripada pasir dikumpulkan dari permukaan air dengan jumbai rumput.
Pengekstrakan minyak dari lubang dan telaga juga dikenali sejak zaman dahulu. Di Kissia - wilayah purba antara Assyria dan Media pada abad ke-5. BC minyak diekstrak menggunakan baldi kulit dan kulit air.
Di Ukraine, sebutan pertama pengeluaran minyak bermula pada awal abad ke-15. Untuk melakukan ini, mereka menggali lubang sedalam 1.5-2 m, di mana minyak bocor bersama air. Campuran itu kemudiannya dikumpulkan ke dalam tong yang dimeterai di bahagian bawah dengan penyumbat. Apabila minyak yang lebih ringan terapung, palamnya ditanggalkan dan air yang mendap telah disalirkan. Menjelang 1840, kedalaman lubang penggalian mencapai 6 m, dan kemudian minyak mula diekstrak dari telaga kira-kira 30 m dalam.
Di semenanjung Kerch dan Taman, pengeluaran minyak sejak zaman dahulu dilakukan dengan menggunakan tiang yang diikat atau sanggul yang diperbuat daripada bulu ekor kuda. Mereka diturunkan ke dalam perigi, dan kemudian minyak diperah keluar ke dalam bekas yang disediakan.
Di Semenanjung Absheron, pengeluaran minyak dari telaga telah diketahui sejak abad ke-13. AD Semasa pembinaannya, sebuah lubang pertama kali tercabut seperti kon terbalik (terbalik) sehingga ke takungan minyak. Kemudian tebing dibuat di sisi lubang: dengan kedalaman purata rendaman kon 9.5 m, sekurang-kurangnya tujuh. Jumlah purata tanah yang dikeluarkan apabila menggali telaga sedemikian adalah kira-kira 3100 m 3 kemudian dinding telaga dari bahagian paling bawah ke permukaan telah diikat dengan bingkai kayu atau papan Lubang dibuat di mahkota bawah untuk kemasukan minyak. Ia diambil dari telaga menggunakan kulit wain, yang dinaikkan dengan win tangan atau dengan bantuan kuda.
Dalam laporannya mengenai perjalanan ke Semenanjung Absheron pada tahun 1735, Dr. I. Lerche menulis: “... Di Balakhany terdapat 52 endapan minyak dengan kedalaman 20 depa (1 depa - 2.1 m), di mana beberapa daripadanya terkena teruk. , dan dihantar setiap tahun 500 batman minyak...” (1 batman 8.5 kg). Menurut ahli akademik S.G. Amelina (1771) kedalaman telaga minyak di Balakhany mencapai 40-50 m, dan diameter atau sisi bahagian persegi telaga adalah 0.7-1 m.
Pada tahun 1803, saudagar Baku Kasymbek membina dua telaga minyak di laut pada jarak 18 dan 30 m dari pantai Bibi-Heybat. Telaga-telaga itu dilindungi daripada air oleh kotak yang diperbuat daripada papan yang diikat rapat. Minyak telah diekstrak daripada mereka selama bertahun-tahun. Pada tahun 1825, semasa ribut, telaga dipecahkan dan dibanjiri oleh perairan Laut Caspian.
Dengan kaedah telaga, teknologi untuk mengekstrak minyak tidak berubah selama berabad-abad. Tetapi sudah pada tahun 1835, seorang pegawai jabatan perlombongan Fallendorf di Taman mula-mula menggunakan pam untuk mengepam minyak melalui paip kayu yang diturunkan. Beberapa penambahbaikan teknikal dikaitkan dengan nama jurutera perlombongan N.I. Voskoboynikova. Untuk mengurangkan jumlah kerja penggalian, beliau mencadangkan untuk membina telaga minyak dalam bentuk aci lombong, dan pada tahun 1836-1837. menjalankan pembinaan semula keseluruhan sistem penyimpanan dan pengedaran minyak di Baku dan Balakhani. Tetapi salah satu urusan utama dalam hidupnya ialah menggerudi telaga minyak pertama di dunia 1848.
Untuk masa yang lama, pengekstrakan minyak melalui penggerudian telaga di negara kita dilayan dengan prejudis. Adalah dipercayai bahawa oleh kerana keratan rentas telaga adalah lebih kecil daripada telaga minyak, maka aliran minyak ke telaga adalah kurang ketara. Pada masa yang sama, ia tidak diambil kira bahawa kedalaman telaga jauh lebih besar, dan intensiti buruh pembinaannya kurang.
Apabila mengendalikan telaga, pengeluar minyak berusaha untuk memindahkannya ke mod mengalir, kerana ia adalah yang paling cara mudah pengeluaran Pancaran minyak pertama yang berkuasa di Balakhany berlaku pada tahun 1873 di tapak Khalafi. Pada tahun 1887, 42% minyak di Baku dihasilkan dengan kaedah mengalir.
Pengekstrakan minyak secara paksa dari telaga menyebabkan penyusutan pantas lapisan pembawa minyak bersebelahan dengan batangnya, dan selebihnya (kebanyakan) kekal di kedalaman. Di samping itu, disebabkan kekurangan jumlah kemudahan penyimpanan yang mencukupi, kehilangan minyak yang ketara telah berlaku di permukaan bumi. Oleh itu, pada tahun 1887, 1,088 ribu tan minyak dibuang oleh air pancut, tetapi hanya 608 ribu tan terkumpul tasik minyak yang luas terbentuk di kawasan sekitar air pancut, di mana pecahan yang paling berharga telah hilang akibat penyejatan. Minyak lapuk itu sendiri menjadi tidak sesuai untuk diproses dan dibakar. Tasik minyak bertakung terbakar selama beberapa hari berturut-turut.
Minyak diekstrak dari telaga yang tekanannya tidak mencukupi untuk mengalir keluar, menggunakan baldi silinder sehingga 6 m panjang Injap dipasang di bahagian bawahnya yang dibuka apabila baldi bergerak ke bawah dan ditutup di bawah berat cecair yang diekstrak apabila baldi. ditekan ke atas. Kaedah mengekstrak minyak menggunakan bailer dipanggil tartan,V 1913, 95% daripada semua minyak telah diekstrak dengan bantuannya.
Walau bagaimanapun, pemikiran kejuruteraan tidak berhenti. Pada tahun 70-an abad ke-19. V.G. Shukhov mencadangkan kaedah pemampat pengeluaran minyak dengan membekalkan udara termampat ke dalam telaga (angkat udara). Teknologi ini telah diuji di Baku hanya pada tahun 1897. Satu lagi kaedah pengeluaran minyak, gas lift, telah dicadangkan oleh M.M. Tikhvinsky pada tahun 1914
Saluran keluar gas asli dari sumber asli telah digunakan oleh manusia sejak dahulu lagi. Kemudian, gas asli yang diperolehi daripada telaga dan lubang gerudi mendapati aplikasi. Pada tahun 1902, telaga pertama telah digerudi di Surakhani berhampiran Baku, menghasilkan gas industri dari kedalaman 207 m.
Dalam pembangunan industri minyak Lima peringkat utama boleh dibezakan:
Peringkat I (sebelum 1917) - zaman pra-revolusi;
Peringkat II (dari 1917 hingga 1941) tempoh sebelum Perang Patriotik Besar;
Peringkat III (dari 1941 hingga 1945) - tempoh Perang Patriotik Besar;
Peringkat IV (dari 1945 hingga 1991) - tempoh sebelum kejatuhan USSR;
Peringkat V (sejak 1991) - zaman moden.
Zaman sebelum revolusi. Minyak telah dikenali di Rusia sejak sekian lama. Kembali pada abad ke-16. Pedagang Rusia memperdagangkan minyak Baku. Di bawah Boris Godunov (abad ke-16), minyak pertama yang dihasilkan di Sungai Ukhta dihantar ke Moscow. Oleh kerana perkataan "minyak" memasuki bahasa Rusia hanya pada penghujung abad ke-18, ia kemudiannya dipanggil "air terbakar yang tebal."
Pada tahun 1813, khanat Baku dan Derbent dengan sumber minyak terkaya mereka telah dilampirkan ke Rusia. Peristiwa ini mempunyai pengaruh yang besar terhadap perkembangan industri minyak Rusia dalam tempoh 150 tahun akan datang.
Satu lagi kawasan pengeluaran minyak yang besar di Rusia pra-revolusi ialah Turkmenistan. Telah ditubuhkan bahawa emas hitam telah dilombong di kawasan Nebit-Dag kira-kira 800 tahun yang lalu. Pada tahun 1765 di pulau itu. Cheleken mempunyai 20 telaga minyak dengan jumlah pengeluaran tahunan kira-kira 64 tan setahun. Menurut penjelajah Rusia Laut Kaspia N. Muravyov, pada tahun 1821 orang Turkmens menghantar kira-kira 640 tan minyak ke Parsi dengan bot. Pada tahun 1835 dia telah diambil dari pulau itu. Cheleken lebih daripada dari Baku, walaupun Semenanjung Absheron yang menjadi objek perhatian yang meningkat daripada para pengusaha minyak.
Perkembangan industri minyak di Rusia bermula pada tahun 1848.
Pada tahun 1957, bahagian Persekutuan Rusia menyumbang lebih daripada 70% daripada minyak yang dihasilkan, dan Tataria berada di kedudukan teratas dalam pengeluaran minyak di negara ini.
Peristiwa utama dalam tempoh ini ialah penemuan dan permulaan pembangunan ladang minyak terkaya di Siberia Barat. Pada tahun 1932, Ahli Akademik I.M. Gubkin menyatakan idea tentang keperluan untuk memulakan pencarian sistematik untuk minyak di lereng timur Ural. Pertama, maklumat dikumpulkan mengenai pemerhatian rembesan minyak semula jadi (sungai Bolshoi Yugan, Belaya, dll.). Pada tahun 1935 Pihak penerokaan geologi mula bekerja di sini, yang mengesahkan kehadiran bahan seperti minyak. Walau bagaimanapun, tiada Minyak Besar. Kerja penerokaan diteruskan sehingga tahun 1943, dan kemudian disambung semula pada tahun 1948. Hanya pada tahun 1960 lapangan minyak Shaimskoye ditemui, diikuti oleh Megionskoye, Ust-Balykskoye, Surgutskoye, Samotlorskoye, Varieganskoye, Lyantorskoye, Kholmogorskoye, dan lain-lain pengeluaran di Siberia Barat dianggap 1965, apabila kira-kira 1 juta tan telah dihasilkan pada tahun 1970, pengeluaran minyak di sini berjumlah 28 juta tan, dan pada tahun 1981, 329.2 juta tan. Siberia Barat menjadi wilayah pengeluar minyak utama negara, dan USSR muncul di tempat teratas di dunia dalam pengeluaran minyak.
Pada tahun 1961, air pancut minyak pertama dihasilkan di ladang Uzen dan Zhetybai di Kazakhstan Barat (Semenanjung Mangyshlak). Pembangunan perindustrian mereka bermula pada tahun 1965. Hanya dalam kedua-dua bidang ini rizab minyak yang boleh diperolehi berjumlah beberapa ratus juta tan. Masalahnya ialah minyak Mangyshlak adalah sangat parafin dan mempunyai takat tuang +30...33 °C. Namun begitu, pada tahun 1970, pengeluaran minyak di semenanjung telah meningkat kepada beberapa juta tan.
Pertumbuhan sistematik pengeluaran minyak di negara ini berterusan sehingga tahun 1984. Pada tahun 1984-85. Terdapat penurunan dalam pengeluaran minyak. Pada tahun 1986-87 ia berkembang semula, mencapai tahap maksimum. Walau bagaimanapun, bermula pada tahun 1989, pengeluaran minyak mula jatuh.
Zaman moden. Selepas kejatuhan USSR, penurunan pengeluaran minyak di Rusia berterusan. Pada tahun 1992 ia berjumlah 399 juta tan, pada tahun 1993 354 juta tan, pada tahun 1994 317 juta tan, pada tahun 1995 307 juta tan.
Penurunan berterusan dalam pengeluaran minyak adalah disebabkan oleh fakta bahawa pengaruh beberapa faktor negatif objektif dan subjektif belum dihapuskan.
Pertama, asas bahan mentah industri telah merosot. Tahap penglibatan dalam pembangunan dan penyusutan deposit mengikut wilayah adalah sangat tinggi. Di Caucasus Utara, 91.0% daripada rizab minyak terbukti terlibat dalam pembangunan, dan pengurangan ladang adalah 81.5%. Di rantau Ural-Volga, angka ini masing-masing adalah 88.0% dan 69.1%, di Republik Komi 69.0% dan 48.6%, di Siberia Barat 76.8% dan 33.6%.
Kedua, peningkatan rizab minyak akibat medan yang baru ditemui telah berkurangan. Disebabkan oleh penurunan mendadak dalam pembiayaan, organisasi penerokaan geologi telah mengurangkan jumlah kerja geofizik dan penggerudian mencari gali. Ini menyebabkan pengurangan dalam bilangan medan yang baru ditemui. Jadi, jika pada tahun 1986-90. rizab minyak di ladang yang baru ditemui berjumlah 10.8 juta tan, kemudian pada 1991-95. hanya 3.8 juta tan.
Ketiga, potongan air minyak yang dihasilkan adalah tinggi. Ini bermakna dengan kos dan volum pengeluaran cecair pembentukan yang sama, semakin kurang minyak yang dihasilkan.
Keempat, kos penyusunan semula menjejaskan. Hasil daripada pecahan mekanisme ekonomi lama, pengurusan industri berpusat yang tegar telah dihapuskan, dan yang baharu baru sahaja diwujudkan. Ketidakseimbangan yang terhasil dalam harga minyak, di satu pihak, dan untuk peralatan dan bahan, di pihak yang lain, merumitkan peralatan teknikal ladang. Tetapi ini perlu sekarang, apabila kebanyakan peralatan telah tamat tempoh, dan banyak bidang memerlukan peralihan daripada kaedah pengeluaran mengalir kepada kaedah pengepaman.
Akhirnya, banyak kesilapan pengiraan yang dibuat pada tahun-tahun lepas telah membawa kesan kepada mereka. Oleh itu, pada tahun 70-an dipercayai bahawa rizab minyak di negara kita tidak akan habis. Selaras dengan ini, penekanan tidak diberikan kepada pembangunan spesies kita sendiri pengeluaran perindustrian, dan untuk pembelian barangan industri siap di luar negara menggunakan mata wang yang diterima daripada penjualan minyak. Sejumlah besar wang telah dibelanjakan untuk mengekalkan penampilan kemakmuran dalam masyarakat Soviet. Industri minyak menerima pembiayaan yang minimum.
Di rak Sakhalin pada tahun 70-80an. telah terbuka deposit besar, yang masih belum dilaksanakan. Sementara itu, mereka dijamin pasaran yang besar di negara-negara rantau Asia-Pasifik.
Apa yang prospek masa hadapan pembangunan industri minyak dalam negeri?
Tiada penilaian yang jelas tentang rizab minyak di Rusia. Pelbagai pakar memberikan angka untuk jumlah rizab boleh pulih dari 7 hingga 27 bilion tan, iaitu dari 5 hingga 20% dunia. Pengagihan rizab minyak di seluruh Rusia adalah seperti berikut: Siberia Barat 72.2%; Wilayah Ural-Volga 15.2%; wilayah Timan-Pechora 7.2%; Republik Sakha (Yakutia), Wilayah Krasnoyarsk, wilayah Irkutsk, rak Laut Okhotsk kira-kira 3.5%.
Pada tahun 1992, penstrukturan semula struktur industri minyak Rusia bermula: mengikut contoh negara Barat mula mewujudkan syarikat minyak bersepadu secara menegak yang mengawal pengeluaran dan penapisan minyak, serta pengedaran produk petroleum yang diperoleh daripadanya.
1.2. Matlamat dan objektif geologi medan minyak dan gas
Untuk masa yang lama, keluaran minyak dan gas asli memenuhi sepenuhnya keperluan manusia. Walau bagaimanapun, pembangunan aktiviti ekonomi manusia memerlukan lebih banyak sumber tenaga. Dalam usaha untuk meningkatkan jumlah minyak yang digunakan, orang ramai mula menggali telaga di tempat di mana minyak permukaan menunjukkan, dan kemudian menggerudi telaga. Pada mulanya mereka diletakkan di mana minyak datang ke permukaan bumi. Tetapi bilangan tempat sedemikian adalah terhad. Pada akhir abad yang lalu, kaedah carian baru yang menjanjikan telah dibangunkan. Penggerudian bermula pada garis lurus yang menghubungkan dua telaga yang sudah mengeluarkan minyak.
Di kawasan baru, pencarian deposit minyak dan gas dilakukan hampir secara membabi buta, melencong dari sisi ke sisi. Ahli geologi Inggeris K. Craig meninggalkan kenangan menarik tentang peletakan telaga.
Untuk memilih lokasi, pengurus penggerudian dan pengurus lapangan berkumpul dan bersama-sama menentukan kawasan di mana telaga itu harus ditempatkan. Walau bagaimanapun, dengan berhati-hati biasa dalam kes sedemikian, tiada siapa yang berani menunjukkan titik di mana penggerudian harus bermula. Kemudian salah seorang daripada mereka yang hadir, yang dibezakan oleh keberanian yang besar, berkata, sambil menunjuk kepada burung gagak yang beredar di atas mereka: "Tuan-tuan, jika semuanya sama kepada anda, mari kita mulakan penggerudian di mana burung gagak itu duduk ...". Cadangan itu diterima. Perigi itu ternyata berjaya luar biasa. Tetapi jika burung gagak telah terbang seratus ela ke timur, tidak akan ada harapan untuk bertemu minyak... Jelas bahawa ini tidak boleh berterusan lama, kerana penggerudian setiap telaga menelan kos ratusan ribu dolar. Oleh itu, persoalan mendesak timbul tentang tempat menggerudi telaga untuk mencari minyak dan gas dengan tepat.
Ini memerlukan penjelasan tentang asal usul minyak dan gas, dan memberikan dorongan yang kuat kepada perkembangan geologi - sains komposisi dan struktur Bumi, serta kaedah untuk mencari dan meneroka medan minyak dan gas.
Geologi medan minyak dan gas ialah satu cabang geologi yang membincangkan kajian terperinci medan minyak dan gas dan mendapan dalam keadaan awal (semula jadi) dan dalam proses pembangunan untuk menentukan kepentingan ekonomi negara mereka dan penggunaan rasional tanah bawah.
Daripada definisi ini jelas bahawa geologi medan minyak dan gas mendekati kajian medan hidrokarbon (HC) dan mendapan dari dua sudut pandangan. Pertama sekali
, mendapan hidrokarbon perlu dipertimbangkan dalam keadaan statik sebagai objek geologi semula jadi untuk reka bentuk pembangunan berdasarkan pengiraan rizab dan penilaian produktiviti telaga dan lapisan /keadaan geologi semula jadi/. Kedua , mendapan hidrokarbon harus dipertimbangkan dalam keadaan dinamik, kerana selepas pentauliahan mereka memulakan proses pergerakan minyak, gas dan air ke dasar telaga pengeluaran dan dari dasar telaga suntikan. Pada masa yang sama, adalah jelas bahawa dinamik objek dicirikan bukan sahaja oleh sifat geologi semula jadi deposit (iaitu sifat dalam keadaan statik), tetapi juga oleh ciri-ciri. sistem teknikal
(iaitu sistem pembangunan). Dalam erti kata lain, deposit minyak atau gas yang dimasukkan ke dalam pembangunan adalah keseluruhan yang tidak dapat dipisahkan, terdiri daripada dua komponen: geologi (deposit itu sendiri) dan teknikal (sistem teknikal yang direka untuk eksploitasi deposit). Mari kita panggil keseluruhan ini kompleks geologi-teknikal (GTC). Ciri-ciri geologi medan minyak dan gas , terdiri dalam itu dia luas menggunakan konsep teori dan data fakta yang diperolehi dengan kaedah sains lain, dan dalam kesimpulan dan generalisasinya selalunya bergantung pada pola yang ditetapkan dalam kerangka sains lain.
Matlamat geologi medan minyak dan gas disimpulkan dalam substantiation geologi paling banyak cara yang berkesan mengatur pengeluaran minyak dan gas, memastikan penggunaan rasional dan perlindungan tanah bawah dan alam sekitar. Matlamat utama ini dicapai dengan mengkaji struktur dalaman takungan minyak dan gas dan corak perubahannya semasa proses pembangunan.
Matlamat utama dipecahkan kepada beberapa komponen, bertindak sebagai matlamat persendirian geologi medan minyak dan gas, yang termasuk:
pemodelan geologi medan bagi mendapan
pengiraan inventori minyak, gas dan kondensat;
bukti geologi sistem pembangunan medan minyak dan gas;
peneguhan geologi aktiviti untuk meningkatkan kecekapan pembangunan dan pemulihan minyak, gas atau kondensat;
justifikasi untuk satu set pemerhatian dalam proses penerokaan dan pembangunan.
perlindungan tanah bawah medan minyak dan gas;
servis geologi proses penggerudian telaga;
menambah baik metodologi dan asas metodologi kita sendiri.
Antara set ini boleh dibezakan tiga jenis masalah:
tugas saintifik tertentu geologi medan minyak dan gas, bertujuan untuk objek pengetahuan;
tugas metodologi;
tugas metodologi.
1. Kajian tentang komposisi dan sifat batuan menyusun sedimen produktif, kedua-duanya mengandungi dan tidak mengandungi minyak dan gas; kajian tentang komposisi dan sifat minyak, gas dan air, keadaan geologi dan termodinamik kejadiannya. Perhatian khusus harus diberikan kepada kebolehubahan komposisi, sifat dan keadaan kejadian batu dan cecair yang menepunya, serta corak yang tertakluk kepada kebolehubahan ini.
2. Tugasan pemilihan(berdasarkan penyelesaian masalah kumpulan pertama) badan geologi semula jadi, menentukan bentuk, saiz, kedudukannya dalam ruang, dll. Dalam kes ini, lapisan, strata, ufuk, zon penggantian takungan, dll. Secara umum, ini kumpulan menggabungkan tugas, bertujuan untuk mengenal pasti struktur utama deposit atau deposit.
3. Tugasan pemotongan badan geologi semula jadi menjadi bersyarat, dengan mengambil kira keperluan dan keupayaan peralatan, teknologi dan ekonomi industri minyak dan gas. Tugas yang paling penting di sini adalah untuk mewujudkan keadaan dan nilai sempadan lain badan geologi semula jadi (contohnya, untuk memisahkan batuan tinggi, sederhana dan rendah produktif).
4. Tugas yang berkaitan dengan membina klasifikasi Jawatankuasa Kastam Negeri berdasarkan pelbagai ciri, dan terutamanya oleh jenis struktur dalaman deposit dan deposit.
5. Tugas yang berkaitan dengan kajian sifat, ciri, corak hubungan antara struktur dan fungsi Jawatankuasa Kastam Negeri, iaitu pengaruh struktur dan sifat deposit pada penunjuk proses pembangunan dan ciri-ciri struktur dan parameter komponen teknikal, serta pada penunjuk prestasi kompleks gas dan kastam secara keseluruhan (kemampanan minyak dan pengekstrakan gas, kadar pembangunan, kos pengeluaran, pemulihan minyak akhir, dsb.).
Tugas metodologi pembangunan peralatan metodologi untuk geologi medan minyak dan gas, i.e. penambahbaikan kaedah lama dan penciptaan kaedah baru untuk menyelesaikan masalah pengeluaran saintifik dan geologi tertentu.
Perlukan penyelesaian tugas metodologi timbul kerana fakta bahawa dari zaman ke zaman, dari zaman ke zaman, norma pengetahuan, kaedah menyusun ilmu, dan kaedah kerja saintifik berubah. Pada masa kini, perkembangan sains berlaku dengan sangat cepat. Dalam keadaan sedemikian, untuk mengikuti perkembangan umum sains, adalah perlu untuk mempunyai idea tentang apa yang berasaskan sains, bagaimana ia dibina dan dibina semula. pengetahuan saintifik. Mendapatkan jawapan kepada soalan-soalan ini adalah intipati metodologi. . Metodologi ialah cara memahami struktur sains dan kaedah kerjanya. Terdapat metodologi saintifik umum dan khusus saintifik.
KULIAH 2
FOSSIL BOLEH TERBAKAR SEMULAJADI
Minyak ialah cecair mudah terbakar, berminyak dengan bau tertentu, terdiri daripada campuran hidrokarbon, mengandungi tidak lebih daripada 35% bahan resin asphaltena dan terdapat dalam batu takungan dalam keadaan bebas. Minyak mengandungi 8287% karbon, 1114% hidrogen (mengikut berat), oksigen, nitrogen, karbon dioksida, sulfur, dan sejumlah kecil klorin, iodin, fosforus, arsenik, dsb.
Hidrokarbon yang diasingkan daripada pelbagai minyak tergolong dalam tiga siri utama: metana, naphthenic dan aromatik:
metana (parafin) dengan formula am C n H 2 n +2;
naphthenic – C n H 2 n;
aromatik – C n H 2 n -6.
Hidrokarbon utama ialah siri metana (metana CH 4, etana C 2 H 6, propana C 3 H 8 dan butana C 4 H 10), yang berada dalam keadaan gas pada tekanan atmosfera dan suhu normal.
Pentane C 5 H 12, heksana C 6 H 14 dan heptana C 7 H 16 adalah tidak stabil dan mudah berpindah dari keadaan gas kepada keadaan cecair dan kembali. Hidrokarbon daripada C 8 H 18 hingga C 17 H 36 ialah bahan cecair.
Hidrokarbon yang mengandungi lebih daripada 17 atom karbon (C 17 H 36 -C 37 H 72) adalah pepejal (parafin, resin, asfaltena).
Klasifikasi minyak
Bergantung pada kandungan hidrokarbon ringan, berat dan pepejal, serta pelbagai kekotoran, minyak dibahagikan kepada kelas dan subkelas. Ini mengambil kira kandungan sulfur, resin dan parafin.
Dengan kandungan sulfur minyak terbahagi kepada:
sulfur rendah (0 ≤S≤0.5%);
sulfur sederhana (0.5
belerang (1
sulfur tinggi (S>3%).
Parafin petroleum-ini adalah campuran hidrokarbon pepejal dua kumpulan yang berbeza secara mendadak antara satu sama lain dalam sifat - parafinC 17 H 36 -DENGAN 35 N 72 Dan ceresin C 36 N 74 - C 55 H 112 . Takat lebur yang pertama 27-71°C, kedua- 65-88°C. Pada takat lebur yang sama, ceresin mempunyai ketumpatan dan kelikatan yang lebih tinggi. Kandungan parafin dalam minyak kadangkala mencapai 13-14% atau lebih.
Unit minyak dunia
1 tong bergantung kepada ketumpatan kira-kira 0.136 tan minyak
1 tan minyak adalah lebih kurang 7.3 tong
1 tong = 158.987 liter = 0.158 m3
1 meter padu kira-kira 6.29 tong
Sifat fizikal minyak
Ketumpatan(jisim isipadu) – nisbah jisim bahan kepada isipadunya. Ketumpatan minyak takungan ialah jisim minyak yang diekstrak ke permukaan dari bawah permukaan sambil mengekalkan keadaan takungan, per unit isipadu. Unit ketumpatan SI dinyatakan dalam kg/m3. ρ n =m/V
Berdasarkan kepadatan, minyak dibahagikan kepada 3 kumpulan:
minyak ringan (dengan ketumpatan dari 760 hingga 870 kg/m 3)
minyak sederhana (871970 kg/m 3)
berat (lebih 970 kg/m3).
Ketumpatan minyak dalam keadaan takungan adalah kurang daripada ketumpatan minyak ternyahgas (disebabkan oleh peningkatan kandungan gas dalam minyak dan suhu).
Ketumpatan diukur dengan hidrometer. Hidrometer ialah alat untuk menentukan ketumpatan cecair berdasarkan kedalaman rendaman apungan (tiub dengan bahagian dan berat di bahagian bawah). Skala hidrometer mempunyai bahagian yang menunjukkan ketumpatan minyak yang sedang diuji.
Kelikatan– sifat cecair atau gas untuk menahan pergerakan sebahagian zarahnya berbanding yang lain.
Pekali kelikatan dinamik ( ). ialah daya geseran per unit luas lapisan cecair yang bersentuhan dengan kecerunan halaju sama dengan 1. / Pa s, 1P (poise) = 0.1 Pa s.
Timbal balik kelikatan dinamik dipanggil kecairan.
Kelikatan cecair juga dicirikan pekali kelikatan kinematik , iaitu nisbah kelikatan dinamik kepada ketumpatan bendalir. Dalam kes ini, m 2 / s diambil sebagai satu unit. Stokes (St) = cm 2 / s = 10 -4 m 2 / s.
Dalam amalan, konsep itu kadang-kadang digunakan bersyarat (saudara) kelikatan, iaitu nisbah masa aliran isipadu cecair tertentu kepada masa aliran isipadu air suling yang sama pada suhu 20 0 C.
Kelikatan minyak takungan ialah sifat minyak yang menentukan tahap mobilitinya dalam keadaan takungan dan memberi kesan ketara kepada produktiviti dan kecekapan pembangunan takungan.
Kelikatan minyak takungan daripada mendapan berbeza berbeza dari 0.2 hingga 2000 mPa s atau lebih. Nilai yang paling biasa ialah 0.8-50 mPa s.
Kelikatan berkurangan dengan peningkatan suhu dan meningkatkan jumlah gas hidrokarbon terlarut.
Minyak dikelaskan mengikut kelikatannya
kelikatan rendah - n
kelikatan rendah - 1
dengan peningkatan kelikatan-5
sangat likat - n > 25 mPa s.
Kelikatan bergantung pada komposisi kimia dan pecahan kandungan minyak dan resin (kandungan bahan asphaltena-resinos di dalamnya).
Tekanan tepu (permulaan pengewapan) minyak takungan- tekanan di mana gelembung pertama gas terlarut mula dibebaskan daripadanya. Minyak takungan dipanggil tepu jika ia berada pada tekanan takungan sama dengan tekanan tak tepu - jika tekanan takungan lebih tinggi daripada tekanan tepu. Nilai tekanan tepu bergantung kepada jumlah gas yang terlarut dalam minyak, komposisi dan suhu takungannya.
Tekanan ketepuan ditentukan daripada hasil kajian sampel minyak dalam dan graf eksperimen.
G=Vg/V p.n.
Kandungan gas biasanya dinyatakan dalam m 3 /m 3 atau m 3 /t.
Faktor gas medan G ialah jumlah gas yang dihasilkan dalam m3 setiap 1 m3 (t) minyak ternyahgas. Ia ditentukan berdasarkan data pengeluaran minyak dan gas yang berkaitan dalam tempoh masa tertentu. Terdapat faktor gas: permulaan, ditentukan untuk bulan pertama operasi telaga, semasa - untuk sebarang tempoh masa, dan purata untuk tempoh dari permulaan pembangunan hingga mana-mana tarikh sewenang-wenangnya.
Ketegangan permukaan - ini ialah daya yang bertindak setiap unit panjang kontur antara muka dan cenderung untuk mengurangkan permukaan ini kepada minimum. Ia disebabkan oleh daya tarikan antara molekul (dengan SI J/m 2; N/m atau dyne/cm) untuk minyak 0.03 J/m 2, N/m (30 dyne/cm); untuk air 0.07 J/m 2, N/m (73 dynes/cm). Semakin besar tegangan permukaan, semakin besar kenaikan kapilari cecair. Ketegangan permukaan air hampir 3 kali lebih besar daripada minyak, yang menentukan kelajuan berbeza pergerakan mereka melalui kapilari. Harta ini menjejaskan pembangunan deposit.
Kapilaritas- keupayaan cecair untuk naik atau turun dalam tiub diameter kecil di bawah pengaruh tegangan permukaan.
P = 2 σ/ r
P - tekanan mengangkat; σ - ketegangan permukaan; r –
jejari kapilari .
h= 2σ/ rρ
g
h - ketinggian mengangkat; ρ – ketumpatan cecair; g - pecutan graviti.
Warna minyak berbeza dari coklat muda hingga coklat gelap dan hitam.
Satu lagi sifat utama minyak ialah turun naik. Minyak kehilangan pecahan ringannya, jadi ia mesti disimpan dalam bekas tertutup.
Pekali kebolehmampatan minyak β n ialah perubahan isipadu minyak takungan dengan perubahan tekanan sebanyak 0.1 MPa.
Ia mencirikan keanjalan minyak dan ditentukan daripada hubungan
di mana V 0 ialah isipadu awal minyak; ΔV - perubahan isipadu minyak apabila tekanan berubah sebanyak Δр;
Dimensi β n -Pa -1.
Pekali kebolehmampatan minyak meningkat dengan peningkatan kandungan pecahan ringan minyak dan jumlah gas terlarut, peningkatan suhu, penurunan tekanan dan mempunyai nilai (6-140) 10 -6 MPa -1 . Bagi kebanyakan minyak takungan nilainya ialah (6-18) 10 -6 MPa -1.
Minyak ternyahgas dicirikan oleh pekali kebolehmampatan yang agak rendah β n =(4-7) 10 -10 MPa -1 .
Pekali pengembangan terma n– darjah pengembangan perubahan suhu minyak sebanyak 1 °C
n = (1/ Vo) (V/t).
Dimensi - 1/°C. Bagi kebanyakan minyak, nilai pekali pengembangan terma berkisar antara (1-20) * 10 -4 1/°С.
Pekali pengembangan terma minyak mesti diambil kira apabila membangunkan deposit di bawah keadaan keadaan termohidrodinamik yang tidak stabil apabila pembentukan terdedah kepada pelbagai agen sejuk atau panas.
Pekali isipadu minyak takunganb menunjukkan berapa banyak isipadu 1 m yang diduduki dalam keadaan takungan
3
minyak dinyahgas:
b n = V pl.n /V deg = n./ pl.n
di mana V pl.n - isipadu minyak dalam keadaan takungan; Vdeg ialah isipadu jumlah minyak yang sama selepas penyahgas pada tekanan atmosfera dan t=20°C; pl.p - ketumpatan minyak dalam keadaan takungan; -ketumpatan minyak dalam keadaan standard.
Menggunakan pekali isipadu, adalah mungkin untuk menentukan "pengecutan" minyak, iaitu, untuk menentukan penurunan dalam isipadu minyak takungan apabila ia diekstrak ke permukaan. Pengecutan minyak U
U=(bn-1)/bn*100
Apabila mengira rizab minyak menggunakan kaedah isipadu, perubahan dalam isipadu minyak takungan semasa peralihan dari takungan ke keadaan permukaan diambil kira menggunakan faktor penukaran yang dipanggil.
Faktor penukaran– nilai timbal balik pekali isipadu minyak takungan. 
=1/b=Vdeg/Vp.n.=p.n./n
ASAS GEOLOGI IKAN DAN PERKEMBANGAN BIDANG MINYAK DAN GAS 1 muka surat
Geologi medan minyak dan gas (OGPG) ialah cabang geologi yang membincangkan kajian terperinci medan minyak dan gas dan mendapan dalam keadaan awal (semula jadi) dan dalam proses pembangunan untuk menentukan kepentingan ekonomi negara mereka dan penggunaan rasional tanah bawah. .
Matlamat utama NGPG adalah seperti berikut:
Pemodelan geologi medan bagi mendapan;
Penstrukturan rizab minyak, gas dan kondensat;
Pembuktian geologi sistem untuk membangunkan medan minyak dan gas;
Pembuktian geologi langkah-langkah untuk meningkatkan kecekapan pembangunan dan pemulihan minyak, gas atau kondensat.
Tugas NGPG adalah untuk menyelesaikan pelbagai isu yang berkaitan dengan: mendapatkan maklumat tentang objek penyelidikan; dengan mencari corak yang menyatukan fakta berbeza yang diperhatikan tentang struktur dan fungsi deposit menjadi satu keseluruhan; dalam mencipta kaedah untuk memproses, meringkaskan dan menganalisis hasil pemerhatian dan penyelidikan; dalam menilai keberkesanan kaedah ini dalam pelbagai keadaan geologi, dsb.
Manual metodologi ini menawarkan 11 kerja makmal, pelaksanaannya membolehkan anda menguasai beberapa teknik untuk mengumpul dan memproses maklumat geologi dan medan, memahami banyak konsep utama geologi medan, seperti: deposit minyak dan gas, sempadan takungan, heterogeniti strata produktif, had bersyarat takungan, ketidaksempurnaan telaga, tekanan pembentukan, ciri penapisan pembentukan (kebolehtelapan, kekonduksian hidraulik,
kekonduksian piezoelektrik), gambar rajah penunjuk, keluk pemulihan tekanan (PRC), dinamik pembangunan, faktor pemulihan minyak.
Kerja makmal No 1 Penentuan kedudukan sempadan deposit minyak berdasarkan data
penggerudian telaga
Mengenal pasti struktur dalaman deposit berdasarkan ukuran, pemerhatian dan penentuan adalah tugas untuk membina model struktur deposit. Langkah penting dalam menyelesaikan masalah ini ialah melukis sempadan geologi. Bentuk dan jenis deposit bergantung kepada sifat sempadan geologi yang mengehadkannya.
Sempadan geologi termasuk permukaan: struktur,
dikaitkan dengan sentuhan batuan dari pelbagai umur dan litologi; ketidakakuran stratigrafi; gangguan tektonik; serta permukaan yang mengasingkan batu takungan (RC) mengikut sifat tepunya, iaitu, sesentuh minyak-air, gas-minyak dan gas-air (WOC, GOC, GWK). Kebanyakan deposit minyak dan gas dikaitkan dengan struktur tektonik (lipatan, angkat, kubah, dll.), yang bentuknya menentukan bentuk deposit.
Bentuk struktur, termasuk bentuk permukaan struktur (bumbung dan dasar mendapan) dikaji menggunakan peta struktur.
Data awal untuk membina peta struktur ialah pelan lokasi telaga dan ketinggian mutlak permukaan yang dipetakan dalam setiap telaga. Ketinggian mutlak ialah jarak menegak dari aras laut ke permukaan yang dipetakan:
H=(A+Al)-L, (1.1)
di mana A ialah ketinggian kepala telaga, L ialah kedalaman permukaan yang dipetakan dalam telaga, D1 ialah pemanjangan telaga akibat kelengkungan.
Kaedah segitiga ialah cara tradisional untuk membina peta struktur.
Sempadan mendapan yang dikaitkan dengan kepelbagaian takungan dilukis di sepanjang garis di mana PC telap pembentukan produktif, akibat kebolehubahan muka, kehilangan sifat takungannya dan menjadi tidak telap, atau mencubit atau hakisan pembentukan telah berlaku. . Dengan sebilangan kecil telaga, kedudukan garisan penggantian takungan, garis cubitan atau hakisan dilukis secara bersyarat pada separuh jarak antara pasangan telaga, di mana satu daripadanya pembentukan terdiri daripada PC, dan yang lain - tidak telap batuan atau di sini pembentukannya tidak termendap atau terhakis.
Kedudukan yang lebih betul bagi garisan peralihan fasies takungan ditentukan pada peta perubahan dalam parameter pembentukan: keliangan,
kebolehtelapan, amplitud potensi polarisasi spontan
(SP), dsb., yang mana had bersyarat telah ditetapkan, i.e. nilai parameter di mana pembentukan kehilangan sifat takungannya.
Kedudukan OWC dalam deposit adalah wajar dengan membina gambar rajah khas. Pertama sekali, kami menganggap telaga yang membawa maklumat tentang kedudukan sentuhan air-air. Ini adalah telaga yang terletak di zon minyak-air, di mana OWC boleh ditentukan menggunakan data GIS. Telaga dari zon minyak dan air semata-mata juga digunakan, di mana, masing-masing, pangkalan dan bahagian atas formasi berada berdekatan dengan OWC.
Rajah menunjukkan lajur telaga terpilih yang menunjukkan sifat ketepuan pembentukan (minyak, gas atau air) mengikut data pembalakan telaga, selang penembusan dan keputusan ujian telaga. Berdasarkan maklumat ini, garisan dipilih dan dilukis yang paling sepadan sepenuhnya dengan kedudukan OWC.
Pada pelan (peta), sempadan deposit adalah kontur kandungan minyak dan gas. Terdapat kontur luaran dan dalaman kandungan minyak dan gas. Kontur luar ialah garis persilangan OWC (GWC, GOC) dengan bumbung formasi, dan kontur dalaman ialah garis persilangan OWC (GWC, GOC) dengan bahagian bawah formasi. Kontur luar terdapat pada peta struktur di sepanjang bahagian atas formasi, dan kontur dalaman ditemui pada peta struktur di sepanjang bahagian bawah formasi. Di dalam kontur dalam terdapat bahagian minyak atau gas dari deposit, dan di antara kontur dalam dan luar terdapat bahagian air-minyak atau air-gas.
Dengan OWC mendatar (GOC, GWC), kedudukan garisan kontur kandungan minyak dan gas ditemui pada peta struktur berhampiran
isohypsum sepadan sepadan dengan yang diterima
kedudukan hipsometrik kenalan. Apabila sesentuh berada dalam kedudukan mendatar, garisan kontur tidak bersilang dengan isohypses.
Jika ufuk produktif terdiri daripada banyak lapisan yang dicirikan oleh intermittent lithologically inconsistent
struktur, maka kedudukan kontur galas minyak secara keseluruhan untuk ufuk ditentukan dengan menggabungkan peta struktur di sepanjang bumbung setiap lapisan (sempadan penggantian takungan dan kontur galas minyak untuk lapisan tertentu juga diplot pada ini. peta).
Pada peta gabungan, sempadan deposit bentuk kompleks diperoleh, melalui beberapa kawasan di sepanjang garisan penggantian takungan, dan di kawasan lain di sepanjang garis kontur luaran dalam pelbagai lapisan.
Data awal untuk melaksanakan kerja yang dicadangkan ialah: jadual dengan maklumat tentang ketinggian kepala telaga, pemanjangan, kedalaman bumbung pembentukan, ketebalan pembentukan, kedalaman OWC; rajah lokasi telaga.
1. Tentukan ketinggian mutlak bumbung dan bahagian bawah formasi.
2. Kira tanda mutlak OWC dalam telaga dan justifikasikan kedudukan OWC dalam deposit secara keseluruhan.
E. Tentukan sempadan taburan takungan pada pelan lokasi telaga.
4. Bina peta struktur bahagian atas dan bawah formasi dan analisanya.
5. Tunjukkan pada peta struktur yang ditunjukkan kedudukan kontur galas minyak luaran dan dalaman.
6. Terangkan jenis deposit minyak dan justifikasikan kedudukannya dalam klasifikasi moden deposit minyak dan gas.
CONTOH. Tentukan sempadan deposit dalam rajah lokasi telaga ini berdasarkan data penggerudian dan tinjauan geofizik (Jadual 1.1), dan kedalaman penggerudian OWC.
Jadual 1.1
| Kskv | Ketinggian, m | Pemanjangan, m | Kedalaman bumbung, m | Ketebalan, m | Abs. ketinggian bumbung, m | Abs. |
| 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 |
tanda tunggal, m
Kedalaman penorehan OWC mengikut GIS ditentukan dalam tiga telaga: telaga 2 (2120.3 m), telaga 7 (2124.4 m) dan telaga 6 (2121.5 m).
Kemajuan tugas:
Menggunakan formula (1.1), ketinggian mutlak bumbung formasi ditentukan (hasil pengiraan diberikan dalam Jadual 1.1). Formula yang sama boleh digunakan untuk menentukan ketinggian mutlak OWC, iaitu tolak 1998 m dalam ketiga-tiga telaga.
Jika kita mengandaikan bahawa permukaan OWC adalah rata dan mendatar, maka data dari tiga telaga adalah mencukupi untuk menggambarkan deposit, kerana satah ditentukan oleh tiga mata.
Dalam kes ini, adalah lebih mudah untuk menentukan ketinggian mutlak bahagian bawah pembentukan menggunakan data tentang ketebalan pembentukan (hasil pengiraan diberikan dalam Jadual 1.1). Peta struktur bumbung dan bahagian bawah formasi dibina berdasarkan ketinggian mutlak permukaan yang ditunjukkan (Rajah 1.1 dan 1.2).
Kontur galas minyak luaran dilukis pada peta struktur di sepanjang bahagian atas formasi, dan kontur galas minyak dalaman dilukis pada peta struktur di sepanjang bahagian bawah formasi di sepanjang isolin -1998m.
Kontur deposit tidak ditutup. Berdasarkan bahagian deposit yang dikaji, ia boleh dicirikan sebagai kubah strata, kerana ia terhad kepada bahagian kubah struktur PC mempunyai struktur homogen dan ketebalan kecil.
Zon minyak dihadkan oleh kontur galas minyak dalaman, dan zon minyak air dihadkan oleh kontur galas minyak dalaman dan luaran.
Kerja makmal No. 2 Penentuan makroheterogeniti ufuk produktif
Tujuan kerja ini adalah untuk memperkenalkan konsep heterogeniti geologi menggunakan contoh makroheterogeniti, yang diambil kira semasa mengenal pasti objek operasi dan memilih sistem pembangunan. Pembangunan kaedah untuk mengkaji heterogeniti geologi dan mengambil kira apabila mengira rizab dan membangunkan deposit - tugas yang paling penting geologi komersial.
Keheterogenan geologi bermaksud kebolehubahan ciri semula jadi batuan tepu minyak dan gas di dalam deposit. Keheterogenan geologi mempunyai kesan yang besar terhadap pilihan sistem pembangunan dan pada kecekapan pengekstrakan minyak dari tanah bawah, pada tahap penglibatan isipadu takungan dalam proses saliran.
Terdapat dua jenis utama heterogeniti geologi: makroheterogen dan mikroheterogen.
Macroheterogeneity mencerminkan morfologi kejadian batu takungan dalam jumlah deposit, i.e. mencirikan taburan pengumpul dan bukan pengumpul di dalamnya.
Untuk mengkaji makroheterogeniti, bahan GIS digunakan untuk semua telaga yang digerudi. Penilaian makroheterogen yang boleh dipercayai hanya boleh diperoleh jika terdapat korelasi terperinci yang layak bagi bahagian produktif bahagian telaga.
Macroheterogeneity dikaji secara menegak (mengikut ketebalan ufuk) dan di sepanjang mogok lapisan (mengikut luas).
Dari segi ketebalan, makroheterogeniti ditunjukkan dalam pembahagian ufuk produktif kepada lapisan dan lapisan yang berasingan.
Sepanjang mogok, makroheterogeniti menampakkan dirinya dalam kebolehubahan ketebalan batu takungan sehingga sifar, i.e. kehadiran zon ketiadaan takungan (penggantian litologi atau pinchout). Dalam kes ini, sifat zon pengagihan takungan adalah penting.
Macroheterogeneity dipaparkan oleh pembinaan grafik dan penunjuk kuantitatif.
Secara grafik, makroheterogeniti menegak (sepanjang ketebalan objek) dipaparkan menggunakan profil geologi (Rajah 2.1.) dan skema korelasi terperinci. Mengikut kawasan, ia dipaparkan menggunakan peta taburan takungan setiap lapisan (Rajah 2.2.), yang menunjukkan sempadan kawasan taburan takungan dan bukan takungan, serta kawasan pertemuan lapisan jiran .
 |
Rajah.2.2. Serpihan peta pengedaran batu takungan salah satu lapisan ufuk: 1 - baris telaga (N - suntikan; D - pengeluaran), 2 - sempadan pengedaran batu takungan, 3 - sempadan zon pertemuan, bahagian 4 - pengedaran batuan takungan, 5 - batu takungan ketiadaan, 6 - pertemuan formasi dengan formasi di atasnya, 7 - pertemuan formasi dengan formasi asas.
Terdapat penunjuk kuantitatif berikut yang mencirikan makroheterogeniti:
1. Pekali pemotongan menunjukkan purata bilangan lapisan
(lapisan antara) takungan dalam deposit, Kr = (X Ш)/ N (2.1), di mana n -
bilangan lapisan takungan dalam i-th dengan baik; N - bilangan telaga.
2. Pekali kepasir, menunjukkan bahagian isipadu takungan (atau ketebalan pembentukan) dalam jumlah isipadu (ketebalan) ufuk produktif:
Ksch = [ X (Кф^ jumlah)]i/ N (2.2), dengan h^ ialah ketebalan berkesan pembentukan dalam
baik; N - bilangan telaga. Pekali kepasir adalah pembawa maklumat yang baik atas sebab-sebab berikut: ia disambungkan oleh kebergantungan korelasi dengan banyak parameter geologi lain dan ciri objek operasi: pecah bahagi, ketakselanjaran lapisan dalam kawasan, ketersambungan litologinya dalam bahagian, dsb.
Sebagai penunjuk makroheterogen, dengan mengambil kira kedua-dua pembedahan dan pasir, penunjuk kompleks digunakan -
Pekali makroheterogeneti: K m = (X n i )/(X h i ) (2.3), di mana n -
i=1 i =1
bilangan lapisan telap; h ialah ketebalan lapisan telap yang ditembusi oleh telaga. Pekali makroheterogeniti mencirikan pemotongan objek pembangunan per unit ketebalan.
3. Pekali ketersambungan litologi - pekali penggabungan, menilai tahap penggabungan takungan dua lapisan, K sl = S^/S^ di mana S CT ialah jumlah luas kawasan penggabungan; Sj. - kawasan pengagihan takungan dalam deposit. Semakin tinggi pekali ketersambungan litologi, semakin tinggi tahap ketersambungan hidrodinamik lapisan bersebelahan.
4. Pekali taburan takungan di atas kawasan mendapan, mencirikan tahap ketakselanjaran kejadiannya di atas kawasan tersebut (penggantian takungan dengan batu tak telap),
K dis = SA di mana S ialah jumlah keluasan zon taburan takungan takungan;
5. Pekali kerumitan sempadan taburan takungan takungan, yang diperlukan untuk mengkaji dan menilai kerumitan struktur lapisan tak selanjar, pembolehubah fasies, K sl = L^/n, di mana jumlah panjang sempadan kawasan dengan pengagihan takungan; P ialah perimeter deposit (panjang kontur galas minyak luaran). Telah ditetapkan bahawa untuk pembentukan heterogen, tidak berterusan, apabila corak telaga menjadi lebih padat, pekali kerumitan sentiasa berkurangan. Ini menunjukkan bahawa walaupun dengan grid telaga pengeluaran yang padat, semua butiran kebolehubahan takungan masih tidak diketahui.
6. Tiga pekali mencirikan zon pengedaran takungan dari segi syarat untuk anjakan minyak daripadanya:
Kspl = Yasil/Yak; Kpl = S^S* Kl= S^S*
di mana K spl, Kpl, K l adalah, masing-masing, pekali taburan berterusan pengumpul, separuh kanta dan kanta; I spl ialah kawasan zon pengedaran berterusan, i.e. zon yang menerima pengaruh agen penyesar daripada sekurang-kurangnya dua pihak; S ra ialah luas separuh kanta, i.e. zon menerima pengaruh unilateral; - kawasan kanta tidak terjejas; K spl + K pl + K p =1.
Kajian tentang makroheterogeniti memungkinkan untuk menyelesaikan masalah berikut apabila mengira rizab dan mereka bentuk pembangunan: memodelkan bentuk badan geologi kompleks yang berfungsi sebagai takungan minyak atau gas; mengenal pasti kawasan peningkatan ketebalan takungan hasil daripada penggabungan antara lapisan (lapisan), dan, dengan itu, kemungkinan tempat untuk aliran minyak dan gas antara lapisan semasa pembangunan takungan; menentukan kebolehlaksanaan menggabungkan lapisan ke dalam kemudahan pengeluaran tunggal; mewajarkan lokasi berkesan telaga pengeluaran dan suntikan; meramal dan menilai sejauh mana pembangunan deposit; pilih deposit yang serupa dari segi makroheterogeniti untuk memindahkan pengalaman membangunkan objek yang dibangunkan sebelum ini.
Data awal untuk menyelesaikan tugas adalah jadual dengan data tentang ketebalan ufuk dan batuan takungan dari mana ia terdiri, gambarajah lokasi telaga, maklumat tentang deposit (kedalaman deposit, jenis litologi takungan, kebolehtelapan takungan, minyak kelikatan, rejim takungan, saiz takungan) .
1. Bina peta isopach untuk setiap lapisan dan ufuk secara keseluruhan, nyatakan sempadan taburan takungan padanya dan berikan analisisnya.
H. Tentukan pekali yang mencirikan makroheterogeniti ufuk.
CONTOH. Tentukan pekali kandungan pasir, pemotongan, dan keheterogenan makro untuk ufuk berbilang lapisan.
Data dalam jadual 2.1.
| Jadual 2.1
|
Data yang dikira dibentangkan dalam jadual 2.2
| Jadual 2.2
|
Menggunakan formula 2.1, 2.2, 2.3, kami menentukan bahawa pekali pembedahan Kr = 32/14 = 2.29; pekali kepasir Kpesch=280/362=0.773;
pekali makroheterogeniti Km = 32/280 = 0.114.
Penggunaan gabungan Kr, Ksch, Km membolehkan seseorang mendapat idea tentang makroheterogeniti bahagian: lebih banyak Kr, Km dan kurang Ksch, lebih tinggi makroheterogen. Lapisan yang agak homogen termasuk lapisan (ufuk) dengan Ksch > 0.75 dan Kr< 2,1. К неоднородным соответственно относятся пласты (горизонты) с Кпесч < 0,75 и Кр >2.1. Mengikut kriteria ini, ufuk yang dipertimbangkan dalam contoh boleh dicirikan sebagai sedikit heterogen (Ksch = 0.773, Kr = 2.29)
Kerja makmal No. 3 Penentuan had standard parameter pembentukan produktif
Pengiraan rizab minyak dan gas yang betul melibatkan pendedahan struktur dalaman objek pengiraan, pengetahuan yang diperlukan untuk mengatur pembangunan deposit yang berkesan, khususnya untuk memilih sistem pembangunan. Untuk mengenal pasti struktur dalaman deposit, ia juga perlu untuk mengetahui kedudukan dari segi sempadan antara takungan dan bukan takungan, dilukis mengikut nilai sifat penapisan kapasitif (atau mana-mana) batuan, dipanggil standard.
Had piawai parameter pembentukan produktif adalah nilai sempadan parameter yang mana batuan pembentukan produktif dibahagikan kepada takungan dan bukan takungan, serta takungan dengan ciri pengeluaran yang berbeza untuk membezakan dengan lebih pasti dalam jumlah volum deposit volum berkesan secara keseluruhan dan volum produktiviti berbeza, t .e. Menentukan keadaan takungan bermakna menentukan kriteria pemilihan dalam konteks takungan dan klasifikasinya mengikut litologi, produktiviti, dsb.
Piawaian rizab ialah satu set keperluan untuk parameter geologi-fizikal, teknikal-ekonomi dan perlombongan-teknikal sesuatu deposit, memastikan pencapaian pemulihan minyak model dengan keuntungan proses pembangunan yang mematuhi undang-undang perlindungan buruh, tanah bawah dan alam sekitar. Penentuan piawaian rizab digunakan untuk menilai potensi penangkapan ikan sesuatu deposit dan mengklasifikasikan rizab geologi mengikut kepentingan industrinya.
Syarat pengumpul ditentukan kumpulan besar faktor yang menentukan sifat penapisan dan kemuatan batuan (FPP). Parameter utama yang mempengaruhi sifat takungan ialah keliangan, kebolehtelapan, minyak, gas, ketepuan bitumen, ditambah dengan parameter kandungan karbonat, kandungan tanah liat, air sisa, sifat minyak, gas, ketepuan bitumen, taburan saiz zarah, taip genetik bahan , parameter pembalakan telaga (GIS) ) - parameter tepu, parameter keliangan, dsb., serta penunjuk medan - produktiviti atau kadar aliran tertentu. Kaedah untuk mengesahkan keadaan ialah analisis korelasi antara sifat batuan yang ditentukan mengikut kajian teras makmal, mengikut data pembalakan telaga dan kajian hidrodinamik.
Piawaian rizab bergantung kepada keperluan awam untuk bahan mentah hidrokarbon dan pada tahap pembangunan teknikal dan teknologi pengeluaran minyak, gas dan bitumen. Piawaian rizab adalah wajar dengan mengambil kira rizab khusus, kadar pengeluaran awal dan akhir telaga, pekali anjakan, faktor pemulihan minyak (ORF), sistem pembangunan, dan kos marginal. Kaedah untuk mengesahkan syarat adalah pengiraan teknikal dan ekonomi berdasarkan pilihan untuk membangunkan kemudahan.
Pengasingan pengumpul.
Takungan semula jadi yang mengandungi hidrokarbon termasuk sekurang-kurangnya dua kelas batuan: takungan dan bukan takungan. Kelas-kelas ini berbeza dalam struktur ruang liang, nilai parameter petrofizik, dan sifat pengedarannya.
Sempadan kelas ialah sempadan peralihan kualitatif dan kuantitatif daripada satu sifat kepada sifat lain, bebas daripada teknologi yang digunakan untuk pembangunan strata produktif. Walau bagaimanapun, perlu diambil kira bahawa apabila menggunakan kaedah rangsangan intensif pembentukan, yang secara signifikan mempengaruhi struktur ruang liang (pengembangan saluran penapisan, pembubaran karbonat di bawah pengaruh fizikal dan kimia, penciptaan retakan, dll.) , adalah mungkin untuk memindahkan takungan ke golongan atasan, dan apabila menggunakan kaedah calmotation - kepada yang lebih rendah.
Telah dinyatakan di atas bahawa parameter utama yang mencirikan takungan ialah keliangan Kp, kebolehtelapan Kpr, kandungan air sisa Kow, untuk takungan yang mengandungi hidrokarbon - minyak, gas, tepu bitumen Kn (g, b).
Hubungan antara parameter geologi dan pengeluaran adalah statistik, kompleks, dan termasuk komponen yang mencirikan kelas batuan atau takungan tertentu. Apabila memproses kebergantungan tersebut, kaedah kuasa dua terkecil digunakan. Amalan telah menunjukkan bahawa kebergantungan ini dianggarkan oleh parabola Y=a*X b .
Perubahan dalam sifat pergantungan dikawal oleh perubahan dalam pekali parabola untuk bahagian berlainan medan korelasi, dan titik persilangan parabola menunjukkan kedudukan sempadan kelas.
Untuk mencari sempadan ini, medan korelasi selalunya dibina dalam koordinat logaritma (kaedah linearization), di mana parabola ditukar kepada garis lurus: LgY=Lga+b*LgX. Titik persilangan garis menunjukkan sempadan kelas.
Hujah dan fungsi hendaklah dipilih mengikut makna fizikalnya, contohnya dalam pasangan Kp-Kb: Kp ialah hujah, dan Kb ialah fungsi, dalam pasangan Kp-Kpr: Kp ialah hujah, Kpr ialah fungsi.
Sebagai asas untuk menentukan sempadan kelas, medan korelasi Kpr=f (Kp) disyorkan.
Terdapat dua had bersyarat. Had pertama ialah had di atas batuan itu boleh mengandungi hidrokarbon. Had kedua ialah had di atas yang mana baka itu mampu melepaskan hidrokarbon. Had pertama ialah sempadan bawah takungan, had kedua ialah sempadan takungan produktif. Had pertama ditetapkan berdasarkan kajian litologi dan petrografi bagi teras dan sifat petrofizik batuan. Had kedua ditetapkan berdasarkan hasil kajian ciri anjakan pada sampel teras, mengikut lengkung kebolehtelapan fasa, dan mengikut pergantungan sisa air pada keliangan dan kebolehtelapan. Had kedua mesti disahkan oleh hasil ujian telaga - perbandingan kebolehtelapan dengan produktiviti. Pergantungan produktiviti (atau kadar aliran tertentu) pada kebolehtelapan, dengan mengambil kira kadar aliran minimum di bawah yang pembangunan tidak menguntungkan, membolehkan kita menentukan had ketiga - teknologi.
GIS adalah yang paling banyak dalam bentuk jisim penyelidikan. Berdasarkan data GIS, parameter utama formasi ditentukan dan dikelaskan.
Terdapat dua cara untuk mengesahkan keadaan berdasarkan data geofizik medan.
Konsep pembangunan lapangan minyak. Skim penempatan telaga, kaedah mempengaruhi pembentukan - banjir intra-litar dan persisian. Konsep kawalan ke atas pembangunan lapangan.
Konsep kaedah peningkatan pemulihan minyak lapisan. Kaedah terma.
Minyak deposit
Batuan yang membentuk lapisan bumi terbahagi kepada dua jenis utama - igneus dan sedimen.
· Batuan igneus - terbentuk apabila magma cair memejal dalam ketebalan kerak bumi (granit) atau lava gunung berapi di permukaan bumi (basalt).
· Batuan enapan - terbentuk melalui pemendapan (terutamanya dalam persekitaran akuatik) dan pemadatan seterusnya mineral dan bahan organik pelbagai asal usul. Batuan ini biasanya berlaku dalam lapisan. Tempoh masa tertentu di mana pembentukan kompleks batuan berlaku di bawah keadaan geologi tertentu dipanggil era geologi (erathema). Hubungan lapisan-lapisan ini dalam bahagian kerak bumi secara relatif antara satu sama lain dikaji secara STRATIGRAFI dan diringkaskan dalam jadual stratigrafi.
Jadual stratigrafi
|
Eratema |
Sistem, tahun dan tempat penubuhan |
Indeks |
Bilangan jabatan |
Bilangan peringkat |
|
Cenozoic |
Kuarter, 18229, Perancis Neogene, 1853, Itali Paleogene, 1872, Itali |
|||
|
Mesozoik |
Chalk, 1822, Perancis Jurassic, 1793, Switzerland Triassovaya, 1834, Pusat. Eropah |
|||
|
Paleozoik |
Permskaya, 1841, Rusia Carboniferous, 1822, UK Devonian, 1839, UK Selurskaya, 1873, UK Ordovician, 1879, UK Cambrian, 1835, UK |
Lebih banyak deposit purba tergolong dalam eonothem Cryptozoic, yang dibahagikan kepada ARCHEAN dan PROTEROSOIC Dalam Proterozoic Atas, RIPHEAN dengan tiga bahagian dan VENDIAN dibezakan. Skala taksonometri untuk deposit Precambrian belum dibangunkan.
Semua batuan mempunyai liang, ruang bebas antara butir, i.e. mempunyai keliangan. Kelompok industri minyak (gas) terdapat terutamanya dalam batuan sedimen - pasir, batu pasir, batu kapur, yang merupakan pengumpul yang baik untuk cecair dan gas. Batuan ini telap, i.e. keupayaan untuk melepasi cecair dan gas melalui sistem pelbagai saluran yang menghubungkan lompang dalam batu.
Minyak Dan gas terdapat di alam semula jadi dalam bentuk gugusan yang terletak pada kedalaman dari beberapa puluh meter hingga beberapa kilometer dari permukaan bumi.
Lapisan batu berliang, pori-pori dan rekahannya terisi minyak, dipanggil takungan minyak (gas) atau horizon.
Formasi yang terdapat pengumpulan minyak ( gas) dipanggil mendapan minyak ( gas).
Set deposit minyak Dan gas, tertumpu di kedalaman wilayah yang sama dan subordinat dalam proses pembentukan kepada satu struktur tektonik dipanggil medan minyak (gas).
Biasanya terbiar minyak (gas) boleh terhad kepada struktur tektonik tertentu, yang difahami sebagai bentuk kejadian batuan.
Lapisan batu sedimen, yang asalnya terletak secara mendatar, akibat tekanan, suhu, dan patah dalam meningkat atau jatuh secara keseluruhan atau relatif antara satu sama lain, dan juga bengkok ke dalam lipatan pelbagai bentuk.
Lipatan yang cembung ke atas dipanggil antiklin, dan lipatan yang cembung ke bawah dipanggil sinklin.
Anticline Syncline
yang paling banyak titik tinggi Antiklin dipanggil puncaknya, dan bahagian tengah dipanggil lengkungannya. Bahagian sisi lipatan yang condong (antiklin dan sinklin) membentuk sayap. Antiklin yang sayapnya mempunyai sudut kecondongan yang sama pada semua sisi dipanggil kubah.
Majoriti minyak Dan gas deposit dunia terhad kepada lipatan antiklin.
Lazimnya, satu sistem lapisan berlipat (strata) ialah selang-selang cembung (antiklin) dan cekung (sinkron), dan dalam sistem sedemikian batu-batu sinklin diisi dengan air, kerana mereka menduduki bahagian bawah struktur, minyak (gas) jika ia berlaku, ia memenuhi pori-pori batuan antiklin. Elemen utama yang mencirikan kejadian lapisan ialah
arah jatuh;
· sujud;
sudut kecondongan
Celupan lapisan ialah kecondongan lapisan kerak bumi ke ufuk Sudut terbesar yang dibentuk oleh permukaan lapisan dengan satah mengufuk dipanggil sudut celupan lapisan.
Garisan yang terletak pada satah pembentukan dan berserenjang dengan arah penurunannya dipanggil mogok pembentukan.
Struktur yang sesuai untuk pengumpulan minyak, sebagai tambahan kepada antiklin, juga adalah monoklin. Monocline ialah lantai lapisan batuan dengan cerun yang sama dalam satu arah.
Apabila lipatan terbentuk, biasanya lapisan hanya dihancurkan, tetapi tidak koyak. Walau bagaimanapun, semasa proses pembinaan gunung, di bawah pengaruh daya menegak, lapisan sering mengalami pecah, retakan terbentuk, di mana lapisan dipindahkan relatif kepada satu sama lain. Dalam kes ini, struktur yang berbeza dibentuk: kesalahan, kesalahan terbalik, tujahan, garu, terbakar.
· Sesar - anjakan bongkah batu secara relatif antara satu sama lain di sepanjang permukaan tegak atau condong curam dari pecah tektonik. Jarak menegak yang mana strata telah beralih dipanggil amplitud sesar.
· Jika di sepanjang satah yang sama tidak terdapat kejatuhan, tetapi kenaikan lapisan, maka gangguan sedemikian dipanggil sesar terbalik.
· Tujahan - gangguan terputus di mana beberapa jisim batu ditolak ke atas yang lain.
· Rake - bahagian kerak bumi diturunkan di sepanjang sesar.
|
Terbakar ialah bahagian kerak bumi yang dinaikkan di sepanjang sesar.
Gangguan geologi mempunyai pengaruh besar terhadap taburan minyak (gas) di dalam perut Bumi - dalam beberapa kes mereka menyumbang kepada pengumpulannya, dalam yang lain, sebaliknya, mereka boleh menjadi cara penyiraman minyak dan gas tepu pembentukan atau minyak yang datang ke permukaan dan gas.
Syarat berikut diperlukan untuk pembentukan deposit minyak:
§ Ketersediaan takungan
§ Kehadiran lapisan tidak telap di atas dan di bawahnya (bahagian bawah dan atas lapisan) untuk menghadkan pergerakan bendalir.
Gabungan keadaan ini dipanggil perangkap minyak. Membezakan
§ Perangkap bilik kebal
§ Disaring secara litologi
§ Terlindung secara tektonik
§ Disaring secara stratigrafi
ASAS PERNIAGAAN PETROLEUM
ASAS GEOLOGI MINYAK DAN GAS
ASAS PEMBANGUNAN BIDANG MINYAK DAN GAS
Konsep medan minyak. Sifat takungan batuan. Konsep keliangan dan kebolehtelapan. Tekanan takungan. Sifat fizikal minyak dalam takungan dan keadaan permukaan. Daya bertindak dalam pembentukan, tekanan air pembentukan, tekanan gas termampat, dll. Konsep pembangunan medan minyak. Skim penempatan telaga, kaedah mempengaruhi pembentukan - banjir intra-litar dan persisian. Konsep kawalan ke atas pembangunan lapangan.
Konsep kaedah untuk meningkatkan pemulihan minyak. Kaedah terma.
Medan minyak
Batuan yang membentuk lapisan bumi terbahagi kepada dua jenis utama - igneus dan sedimen.
· Batu igneus- terbentuk apabila magma cair menjadi pejal di dalam kerak bumi (granit) atau lava gunung berapi di permukaan bumi (basalt).
· Batu enapan - terbentuk oleh pemendakan (terutamanya dalam persekitaran akuatik) dan pemadatan seterusnya mineral dan bahan organik pelbagai asal usul. Batuan ini biasanya berlaku dalam lapisan. Tempoh masa tertentu di mana pembentukan kompleks batuan berlaku di bawah keadaan geologi tertentu dipanggil era geologi (erathema). Hubungan lapisan-lapisan ini dalam bahagian kerak bumi secara relatif antara satu sama lain dikaji secara STRATIGRAFI dan diringkaskan dalam jadual stratigrafi.
Jadual stratigrafi
Lebih banyak deposit purba tergolong dalam eonothem Cryptozoic, yang dibahagikan kepada ARCHEAN dan PROTEROSOIC Dalam Proterozoic Atas, RIPHEAN dengan tiga bahagian dan VENDIAN dibezakan. Skala taksonometri untuk deposit Precambrian belum dibangunkan.
Semua batuan mempunyai liang, ruang bebas antara butir, i.e. mempunyai keliangan. Pengumpulan minyak (gas) industri terkandung terutamanya dalam batuan sedimen - pasir, batu pasir, batu kapur, yang merupakan takungan yang baik untuk cecair dan gas. Baka ini mempunyai kebolehtelapan, iaitu keupayaan untuk melepasi cecair dan gas melalui sistem pelbagai saluran yang menghubungkan lompang dalam batu.
Minyak dan gas terdapat di alam semula jadi dalam bentuk pengumpulan yang terletak pada kedalaman dari beberapa puluh meter hingga beberapa kilometer dari permukaan bumi.
Lapisan batu berliang, liang dan retakan yang diisi dengan minyak, dipanggil takungan minyak (gas) atau ufuk.
Lapisan di mana terdapat pengumpulan minyak (gas) dipanggil deposit minyak (gas).
Set deposit minyak dan gas , tertumpu di kedalaman wilayah yang sama dan di bawah satu struktur tektonik dalam proses pembentukan dipanggil medan minyak (gas). .
Biasanya, deposit minyak (gas) terhad kepada struktur tektonik tertentu, yang difahami sebagai bentuk batu.
Lapisan batu sedimen, yang asalnya terletak secara mendatar, akibat tekanan, suhu, dan patah dalam meningkat atau jatuh secara keseluruhan atau relatif antara satu sama lain, dan juga bengkok ke dalam lipatan pelbagai bentuk.
Lipatan yang cembung ke atas dipanggil antiklin , dan lipatan cembung diarahkan ke bawah - penyegerakan .
Anticline Syncline
Titik tertinggi antiklin dipanggilnya atas, dan bahagian tengah peti besi. Bahagian sisi lipatan yang condong (antiklin dan segerak) terbentuk sayap. Antiklin yang sayapnya mempunyai sudut kecondongan yang sama pada semua sisi dipanggil kubah.
Kebanyakan deposit minyak dan gas dunia terhad kepada lipatan antiklin.
Lazimnya, satu sistem lapisan berlipat (strata) ialah selang-selang cembung (antiklin) dan cekung (sinkron), dan dalam sistem sedemikian batu-batu sinklin diisi dengan air, kerana mereka menduduki bahagian bawah struktur, manakala minyak (gas), jika ia berlaku, mengisi liang-liang batu antiklin. Elemen utama yang mencirikan kejadian lapisan ialah
arah jatuh;
· sujud;
sudut kecondongan
Lapisan jatuh- ini ialah kecondongan lapisan kerak bumi ke ufuk Sudut terbesar yang dibentuk oleh permukaan pembentukan dengan satah mengufuk dipanggil sudut celup pembentukan.
Garis yang terletak pada satah pembentukan dan berserenjang dengan arah kejadiannya dipanggil secara regangan pembentukan
Struktur yang sesuai untuk pengumpulan minyak, sebagai tambahan kepada antiklin, juga adalah monoklin. Monocline- ini ialah lantai lapisan batuan dengan cerun yang sama dalam satu arah.
Apabila lipatan terbentuk, biasanya lapisan hanya dihancurkan, tetapi tidak koyak. Walau bagaimanapun, semasa proses pembinaan gunung, di bawah pengaruh daya menegak, lapisan sering mengalami pecah, retakan terbentuk, di mana lapisan dipindahkan relatif kepada satu sama lain. Dalam kes ini, struktur yang berbeza terbentuk: kesalahan, kesalahan terbalik, tujahan, garu, terbakar.
· Tetapkan semula- anjakan bongkah batuan secara relatif antara satu sama lain di sepanjang permukaan tegak atau condong curam dari pecah tektonik Jarak menegak di mana lapisan telah beralih dipanggil amplitud sesar.
· Jika di sepanjang satah yang sama tidak ada kejatuhan, tetapi peningkatan lapisan, maka pelanggaran tersebut dipanggil kesalahan terbalik(set semula terbalik).
· Teras- sesar di mana beberapa jisim batu ditolak ke atas yang lain.
· Grabel- bahagian kerak bumi diturunkan di sepanjang sesar.
 |
terbakar- bahagian kerak bumi dibangkitkan di sepanjang sesar.
Gangguan geologi mempunyai pengaruh yang besar terhadap pengedaran minyak (gas) di dalam perut Bumi - dalam beberapa kes ia menyumbang kepada pengumpulannya, dalam yang lain, sebaliknya, ia boleh menjadi cara membanjiri formasi tepu minyak dan gas atau pelepasan minyak dan gas ke permukaan.
Syarat berikut diperlukan untuk pembentukan deposit minyak:
§ Ketersediaan takungan
§ Kehadiran lapisan tidak telap di atas dan di bawahnya (bahagian bawah dan atas lapisan) untuk menghadkan pergerakan bendalir.
Set syarat ini dipanggil perangkap minyak. Membezakan
§ Perangkap bilik kebal
§ Disaring secara litologi
§ 
Terlindung secara tektonik
§ Disaring secara stratigrafi
Gas petroleum dan sifatnya
Gas yang diekstrak daripada deposit minyak dan gas bersama minyak dipanggil gas petroleum. Mereka adalah campuran hidrokarbon - metana, propana, butana, pektan, dll.
Hidrokarbon yang paling ringan ialah metana. Gas yang diekstrak dari medan minyak dan gas mengandungi 40 hingga 95% metana.
Salah satu ciri utama gas hidrokarbon ialah ketumpatan relatif, yang difahami sebagai sisihan jisim isipadu gas tertentu kepada jisim isipadu udara yang sama dalam keadaan normal.
Ketumpatan relatif gas petroleum berjulat dari 0.554 untuk metana hingga 2.49 untuk pentana dan lebih tinggi. Lebih banyak hidrokarbon ringan dalam gas minyak - metana CH 4 dan etana C 2 H 6 (ketumpatan relatif - 1.038), lebih ringan gas ini. Dalam keadaan biasa, metana dan etana berada dalam keadaan gas. Berikut dari segi ketumpatan relatif, propana C 3 H 8 (1.522) dan butana C 4 H 0 (2.006) juga tergolong dalam gas, tetapi mudah berubah menjadi cecair walaupun pada tekanan rendah.
Gas asli- campuran gas. Komponen gas asli adalah hidrokarbon parafin: metana, etana, propana, isobutana, serta gas bukan hidrokarbon: hidrogen sulfida, karbon dioksida, nitrogen.
Semasa eksploitasi gas dan medan kondensat gas dalam telaga, rangkaian pengumpulan gas, dan saluran paip gas utama, hidrat kristal terbentuk di bawah keadaan termodinamik tertentu. Oleh penampilan ia kelihatan seperti jisim atau ais seperti jelaga. Hidrat terbentuk dengan kehadiran kelembapan menitis dan tekanan dan suhu tertentu.
Bergantung kepada penguasaan hidrokarbon ringan (metana, etana) atau berat (propana dan lebih tinggi) dalam gas minyak gas dibahagikan kepada
· kering - gas asli yang tidak mengandungi hidrokarbon berat atau mengandunginya dalam kuantiti yang kecil.
· gemuk- gas yang mengandungi hidrokarbon berat dalam kuantiti sedemikian yang dinasihatkan untuk menghasilkan gas cecair atau gas petrol daripadanya.
Dalam amalan, adalah lazim untuk menganggap gas basah sebagai gas yang mengandungi lebih daripada 60 g petrol gas setiap 1 m 3 . Dengan kandungan petrol gas yang lebih rendah, gas itu dipanggil kering. Dengan minyak berat, kebanyakannya gas kering, yang terdiri terutamanya daripada metana, dihasilkan. Selain hidrokarbon, gas petroleum mengandungi sejumlah kecil karbon dioksida, hidrogen sulfida, dsb.
Ciri penting gas asli ialah keterlarutannya dalam minyak.
Pekali keterlarutan gas(faktor gas) menunjukkan berapa banyak gas larut dalam satu unit isipadu cecair apabila tekanan meningkat sebanyak satu unit. Pekali keterlarutan, bergantung kepada keadaan pembubaran, berbeza dari 0.4x10 -5 hingga 1x10 -5 Pa -1. Dengan penurunan tekanan ke nilai tertentu ( tekanan tepu) gas terlarut dalam minyak mula dibebaskan.
Apabila minyak dan gas mengalir dari dasar telaga, gas cenderung mengembang, akibatnya, isipadu gas lebih besar daripada isipadu minyak yang dibekalkan.
Faktor gas tidak sama dalam semua bidang dan formasi. Ia biasanya berkisar antara 30 m 3 /m 3 hingga 100 m 3 /m 3 dan ke atas.
Tekanan di mana gelembung gas terlarut pertama mula muncul daripada minyak dipanggil tekanan tepu minyak takungan. Tekanan ini bergantung kepada komposisi minyak dan gas, nisbah isipadu dan suhunya.
Suhu tertinggi di mana gas tidak berubah menjadi keadaan cecair, tidak kira berapa tinggi tekanan, dipanggil suhu kritikal.
Tekanan yang sepadan dengan suhu kritikal dipanggil tekanan kritikal. Oleh itu, tekanan kritikal- ini ialah tekanan maksimum di mana atau kurang daripada gas tidak berubah menjadi keadaan cecair, tidak kira betapa rendahnya suhu.
Jadi, sebagai contoh, tekanan kritikal untuk metana ialah 4.7 MPa, dan suhu kritikal ialah 82.5 0 C (tolak).
Air takungan
Air takungan ditemui di kebanyakan medan minyak dan gas dan merupakan teman biasa kepada minyak. Sebagai tambahan kepada pembentukan di mana air berlaku bersama-sama dengan minyak, terdapat juga pembentukan akuifer semata-mata.
Air yang dihasilkan dalam deposit minyak dan gas boleh didapati bukan sahaja di zon air semata-mata, tetapi juga di zon minyak dan gas, menepu batuan produktif deposit bersama minyak dan gas. Air ini dipanggil berkaitan atau dikebumikan.
Sebelum minyak menembusi mendapan sedimen, ruang liang antara butiran batuan telah diisi dengan air. Semasa dan selepas pergerakan menegak tektonik batuan (takungan minyak dan gas), hidrokarbon berhijrah ke bahagian formasi yang lebih tinggi, di mana pengagihan cecair dan gas berlaku bergantung kepada ketumpatannya. Kandungan air terikat dalam batuan mendapan minyak berkisar antara pecahan peratus hingga 70% daripada isipadu liang dan dalam kebanyakan takungan ia adalah 20-30% daripada isipadu ini.
Perairan pembentukan biasanya sangat tinggi bermineral. Tahap mineralisasi mereka berkisar dari beberapa ratus gram setiap 1 m 3 dalam air tawar dan sehingga 80 kg/m 3 dalam air garam pekat.
galian, yang terkandung dalam air pembentukan, diwakili oleh garam natrium, kalsium, magnesium, kalium dan logam lain. Garam utama air pembentukan adalah klorida, serta karbonat logam alkali. Daripada bahan gas, air pembentukan mengandungi gas hidrokarbon dan kadangkala hidrogen sulfida. Ketumpatan air pembentukan, bergantung kepada jumlah garam yang terlarut di dalamnya, berkisar antara 1.01-1.02 g/cm 3 atau lebih.
Berdasarkan nilai ketumpatan, bersama dengan data lain, asal usul air dinilai.
Kelikatan air pembentukan di kebanyakan medan minyak adalah kurang daripada kelikatan minyak. Apabila suhu meningkat, kelikatan air berkurangan. Air takungan mempunyai kekonduksian elektrik, yang bergantung kepada tahap mineralisasi.
· pasir- batu lepas berbutir halus yang terdiri daripada butiran (butiran pasir), terbahagi kepada berbutir kasar, berbutir halus, berbutir sederhana dan berbutir halus. Berdasarkan bentuk butiran, pasir dibahagikan kepada bulat dan bersudut.
· Batu pasir- batu enapan klastik diperbuat daripada pasir bersimen. Terdiri terutamanya daripada bijirin kuarza.
· tanah liat- batuan berbutir halus yang terdiri terutamanya daripada mineral tanah liat - silikat dengan struktur kristal berlapis. Dalam medan minyak dan gas, tanah liat memainkan peranan siling tidak telap di antaranya terletak lapisan batuan yang diisi dengan minyak, gas dan air.
PLASTIK
Cecair dan gas berada dalam pembentukan di bawah tekanan, yang dipanggil takungan. Tekanan takungan ialah penunjuk yang mencirikan tenaga semula jadi. Semakin besar tekanan pembentukan, semakin banyak tenaga yang dimiliki oleh pembentukan.
Takungan awal tekanan - tekanan dalam pembentukan sebelum perkembangannya bermula, sebagai peraturan, adalah berkaitan langsung dengan kedalaman pembentukan minyak (gas) dan boleh ditentukan kira-kira dengan formula:
di mana: Ppl.n - tekanan takungan awal
H - kedalaman pembentukan, m
r - ketumpatan air, kg/m 3
g - pecutan jatuh bebas (9.81 m/s 2)
10 4 - faktor penukaran, Pa.
Biasanya tekanan takungan lebih besar atau kurang daripada yang dikira oleh formula. Nilai ini ditentukan oleh pengukuran langsung dengan manometer kedalaman, yang biasanya digunakan untuk menentukan tekanan lubang bawah- tekanan di bahagian bawah telaga yang berfungsi atau terbiar.
Apabila mengendalikan telaga kepentingan yang penting mempunyai penurunan tekanan lubang bawah, yang merupakan penentu semasa operasi telaga. Ia mewakili perbezaan antara tekanan takungan dan tekanan lubang bawah dan dipanggil kemurungan.
Penurunan tekanan = Ppl. - R lupa.
Pergerakan minyak bermula dari jarak tertentu, yang dipanggil radius saliran deposit; apabila cecair pembentukan bergerak ke arah lubang telaga, alirannya meningkat, akibatnya tekanan hidrodinamik meningkat. Ia mencapai nilai terbesarnya dalam zon pembentukan hampir lubang telaga(PZP), sama dengan 0.8 - 1.5 meter. Tekanan lubang bawah memainkan peranan yang menentukan; semakin rendah tekanan lubang bawah, semakin produktif telaga itu. Penurunan tekanan terbesar dalam zon dekat lubang telaga pembentukan membawa kepada pelbagai fenomena, contohnya, pemendakan garam, zarah pepejal, resin, asfaltena dalam zon ini, dan pergerakan bendalir bergelora mungkin berlaku. Semua fenomena ini mengurangkan aliran cecair dari pembentukan dan dipanggil kesan kulit.
· dalam keadaan telaga pseudo-stabil
 |
Di mana μ n ialah kelikatan cecair pembentukan
R baik – jejari telaga
k – kebolehtelapan
β n – faktor isipadu takungan
r dewan – jejari zon pembentukan dari mana pengeluaran dijalankan
h – ketebalan pembentukan
Mengurangkan aliran bendalir
· di bahagian bawah
· disebabkan oleh kebolehtelapan semula jadi pembentukan yang rendah.
Di muka
penyumbatan pasir
· pencemaran tebuk
Pencemaran parafin
asfaltena
masalah yang serupa
Zon Lubang Bawah Takungan mungkin tersumbat
cecair penggerudian
· simen
cecair penyiapan
· semasa perlombongan, atau
· kelodak, tanah liat.
PEMBINAAN PERGI
Dalam bab sebelumnya, kami telah mengkaji bentuk kejadian minyak dan memilih kaedah untuk membangunkan bidang tersebut. Sekarang tugas kami adalah untuk mencapai deposit dan membawa minyak ke permukaan. Ini dicapai dengan menggerudi telaga.
Penggerudian telaga ialah proses pembinaan perlombongan berarah panjang besar dan diameter kecil.
Bahagian atas telaga dipanggil kepala telaga; ia dipasang di kepala telaga semasa penggerudian:
· kepala lajur, digunakan untuk mengikat tali selongsong, mengawal tekanan dalam ruang anulus dan menjalankan beberapa operasi teknologi.
· Peralatan anti-letupan (BOP)
· Corong longkang
· Peralatan khas untuk kerja khas (penyimenan, penebuk, dll.)
Semasa operasi yang berikut dipasang:
· Pokok Xmas (pokok jisim) - untuk menyambung satu atau dua saluran paip telaga (lif), memantau dan mengawal aliran medium telaga;
Bahagian bawah tanah telaga dipanggil
lubang telaga, paling banyak bahagian bawah batang itu dipanggil penyembelihan. Permukaan penggalian silinder dipanggil dinding telaga, tempat dengan dimensi yang lebih besar daripada diameter nominal alat pemotong batu kerana tertumpah atau tercuci daripada batu dipanggil gua-gua disebabkan oleh haus alatan semasa operasi angkat dipanggil longkang.
Keseluruhan kitaran pembinaan telaga sebelum menggunakannya terdiri daripada pautan berurutan utama berikut:
1. Pembinaan struktur tanah;
2. Dalaman sebenar lubang telaga, pelaksanaannya hanya mungkin apabila dua proses selari dilakukan - pendalaman dan penyiraman sebenar telaga;
3. Pengasingan pembentukan, yang terdiri daripada dua jenis kerja - mengikat lubang telaga dengan paip yang diturunkan disambungkan ke lajur, dan menyumbat (menyemen) ruang anulus;
4. Pembangunan dengan baik.
Klasifikasi telaga mengikut tujuan
· Telaga mencari gali struktur
· Telaga penerokaan
· Telaga pengeluaran
· Telaga suntikan
· Telaga pengeluaran terkemuka
· Telaga penilaian
· Telaga pemantauan dan pemerhatian
· Telaga rujukan
Kaedah dan jenis penggerudian.
Proses penggerudian merangkumi beberapa operasi:
· Menurunkan paip gerudi dengan alat pemusnah ke dalam telaga
· Kemusnahan muka batu
· Pembuangan batu yang musnah dari telaga
· Mengangkat paip gerudi dari telaga untuk menukar alat pemusnah yang usang;
· Mengukuhkan (mengikat) dinding telaga apabila menentukan kedalaman tertentu dengan paip selongsong, diikuti dengan menyimen ruang antara dinding telaga dan paip yang diturunkan (pengasingan lapisan)
Kaedah penggerudian asas
· 
Penggerudian berputar
Penggerudian dengan motor lubang bawah
Penggerudian turbin
Penggerudian dengan motor skru
Penggerudian dengan gerudi elektrik
Jenis penggerudian
· Penggerudian menegak
· Penggerudian arah
Penggerudian telaga berkelompok
· Penggerudian pelbagai hala
· Menggerudi telaga di kawasan luar pesisir
Pelantar penggerudian untuk pengeluaran
Pengasingan pembentukan
Untuk mengasingkan lapisan, mengelakkan keruntuhan dinding telaga, mengelakkan kehilangan dan manifestasi, mereka turun ke dalam telaga selongsong paip. Mortar simen dipam ke dalam ruang antara paip dan dinding telaga.
Lokasi tiang selongsong, menunjukkan diameternya, kedalaman penurunan, ketinggian kenaikan mortar simen, diameter bit yang digunakan untuk menggerudi untuk setiap lajur dipanggil reka bentuk dengan baik.
Setiap lajur yang disertakan dalam rentetan telaga mempunyai tujuan tersendiri.
· Arah- rentetan selongsong terbesar, direka untuk melindungi kepala telaga daripada hakisan, melindungi dinding telaga daripada runtuh, dan mengarahkan cecair siram ke dalam sistem parit. Bergantung kepada kekuatan batuan, kedalaman penurunan adalah antara 5m hingga 40m.
 |
konduktor- mengasingkan akuifer, menutupi batu yang tidak stabil, dan memungkinkan untuk memasang peralatan kawalan letupan. Kedalaman penurunan adalah dari 200 hingga 800 meter.
· Lajur teknikal- berfungsi untuk menutup plat di bawah keadaan penggerudian geologi yang sukar (interlayer tidak serasi dengan tekanan pembentukan, zon penyerapan tinggi, deposit terdedah kepada bengkak, runtuh, dll.). Lajur pengeluaran- diperlukan untuk operasi telaga. Ia turun ke kedalaman pembentukan produktif. Oleh kerana kepentingan tujuannya, perhatian besar diberikan kepada kekuatan dan kekencangannya.
Paip selongsong diturunkan ke dalam telaga secara berurutan satu demi satu menggunakan sambungan berulir. Bahagian bawah selongsong dilengkapi dengan palam panduan (kasut), injap kembali dan gelang henti dipasang di sepanjang satu paip untuk menghentikan palam picit padanya pada penghujung picitan. Reka bentuk moden menyediakan mekanisme tunggal yang menggabungkan kedua-dua reka bentuk dan cincin OK dan berhenti. Pemusat dipasang pada lajur untuk susunan sepusat lajur dalam lubang telaga, pengikis untuk pembersihan mekanikal dinding telaga dan penetapan simen, turbulator untuk menukar kadar aliran bendalir untuk pengisian rongga yang berkualiti tinggi.
Dipasang pada bahagian atas selongsong kepala simen, di mana mereka dipam cecair penampan untuk mencuci dinding telaga; mortar simen untuk mengisi ruang antara dinding telaga dan paip selongsong; cecair memerah- untuk menolak buburan simen dari ruang intra-paip selongsong; dan juga untuk permulaan palam pemisah.
Selepas menjalankan selongsong ke kedalaman yang direka, lubang telaga disiram dan disimen. Proses penyimenan dijalankan seperti berikut:
· Cecair penimbal dipam masuk;
· Mortar simen berketumpatan rendah dipam untuk mengelakkan keretakan hidraulik formasi yang tidak stabil;
· Mortar simen dipam untuk pengasingan berkualiti tinggi bagi zon pembentukan produktif;
· Talian bekalan simen ditutup pada kepala penyimen, penyumbat pada palam pembahagi dibuka, dan talian bekalan bendalir anjakan dibuka;
· Bendalir anjakan dipam dalam isipadu yang sama dengan isipadu dalaman paip selongsong;
· Pada masa ini palam pemisah diletakkan pada gelang berhenti, tekanan suntikan meningkat, nilai ini dipanggil isyarat BERHENTI.
· Perigi ditutup dan dipasang masa menunggu untuk mortar simen OZZ mengeras.(sekurang-kurangnya 24 jam).
Kerja-kerja akhir
Pelbagai kerja penyiapan telaga termasuk:
· 
Peralatan kepala telaga
· Penentuan rentetan selongsong untuk kekejangan (ujian tekanan)
· Penyelidikan geofizik
Pembukaan sekunder pembentukan (perforasi), empat jenis perforator digunakan
· Peluru
· Terkumpul
· Torpedo
· Hidrosandblasting
· Pembangunan telaga dan pentauliahan
Pembangunan telaga bermakna menjalankan satu siri aktiviti untuk menyebabkan kemasukan minyak, membawa pengeluarannya ke nilai maksimum dan menaikkannya ke permukaan. Ini dicapai:
· Menggantikan larutan tanah liat dengan air atau minyak
Swabbing (pistoning)
· Pam dalam
· 
Dengan menyuntik gas lengai termampat ke dalam telaga.
Peralatan kepala telaga
Kelengkapan pokok Krismas berfungsi untuk
· menutup kepala perigi,
arah pergerakan campuran gas-cecair ke dalam garis aliran,
· peraturan dan kawalan mod operasi telaga dengan mencipta tekanan belakang di bahagian bawah.
Kelengkapan pokok Krismas dipasang dari pelbagai tee bebibir, salib dan peranti tutup (injap atau pili), yang disambungkan antara satu sama lain menggunakan kancing. Sambungan dimeteraikan dengan cincin logam dengan keratan rentas bujur, yang dimasukkan ke dalam alur pada bebibir dan kemudian diketatkan dengan kancing.
Kelengkapan pokok Krismas terdiri daripada
- kepala paip dan
- pokok air pancut.
Kepala paip dipasang kepala lajur. Ia direka untuk menggantung paip air pancut dan menutup ruang anulus antara paip air pancut dan selongsong pengeluaran, serta untuk menjalankan pelbagai proses teknologi berkaitan dengan pembangunan dan pembersihan telaga, penyingkiran mendapan parafin dari paip air pancut, pasir dari bahagian bawah, dsb.
Kepala paip terdiri daripada
· salib,
tee dan
· kekili pemindahan.
Tee dipasang apabila melengkapkan telaga dengan lif dua baris. Dalam kes ini, baris pertama paip dilampirkan pada kili pemindahan menggunakan lengan pemindahan, dan baris kedua paip - menggunakan lengan pemindahan. Apabila melengkapkan telaga dengan hanya satu baris paip air pancut, tee tidak dipasang pada kelengkapan.
Pada salib dan tee kepala paip mereka letakkan injap pintu, yang berfungsi untuk menyambungkan peralatan teknologi dengan interpaip atau ruang anulus, serta mengelaknya.
pokok air pancut dipasang pada kerja paip. Ia direka untuk mengarahkan pengeluaran telaga ke saluran aliran, mengawal pengekstrakan cecair dan gas, menjalankan pelbagai kerja penyelidikan dan pembaikan, dan juga, jika perlu, untuk menutup telaga.
Pokok air pancut terdiri daripada
· tee,
· injap pusat,
injap penampan,
· injap pada saluran aliran untuk memindahkan operasi telaga kepada salah satu daripadanya.
Injap penampan digunakan untuk menutup dan memasang pelincir, yang digunakan untuk menurunkan babi dan pelbagai alat pengukur lubang bawah di bawah tekanan ke dalam telaga tanpa menghentikan operasi telaga yang mengalir. Apabila mengendalikan telaga, palam penampan dengan tolok tekanan dipasang pada injap penampan.
Semua injap pokok air pancut, kecuali injap pada salah satu saluran aliran, mesti terbuka apabila telaga beroperasi. Injap pusat ditutup hanya dalam kes kecemasan, mengarahkan cecair melalui anulus ke garis aliran kepala paip.
Kelengkapan pokok Krismas dibezakan oleh kekuatan dan ciri reka bentuk: dengan tekanan operasi atau ujian, saiz bahagian lubang, reka bentuk pokok air pancut dan bilangan barisan paip air pancut yang diturunkan ke dalam telaga, dan jenis penutupan peranti.
Pembaikan telaga bawah tanah.
Set kerja yang berkaitan dengan penyelesaian masalah dengan peralatan bawah tanah dan lubang telaga dan kesan pada zon lubang bawah pembentukan dipanggil pembaikan bawah tanah.
Tempoh masa henti stok telaga sedia ada disebabkan oleh kerja pembaikan diambil kira oleh pekali operasi, iaitu nisbah masa operasi sebenar telaga kepada jumlah masa kalendarnya selama sebulan atau tahun.
· semasa
modal
KEPADA pembaikan telaga semasa (TRS) termasuk:
· perubahan pam,
· penghapusan pecah atau membuka skru batang pam dan paip,
· menukar paip atau batang tiub,
· menukar kedalaman rendaman paip angkat,
· membersihkan dan menukar sauh pasir,
· membersihkan telaga daripada palam pasir,
· penyingkiran parafin, garam, dsb. dari dinding paip.
Kerja-kerja ini dijalankan oleh pasukan penyelenggaraan telaga khusus yang dianjurkan di setiap perusahaan pengeluaran minyak dan gas. Pasukan penyelenggaraan bekerja secara bergilir-gilir dan terdiri daripada tiga orang:
· pengendali kanan
· dan operator bekerja di kepala telaga,
· pemandu - pada win mekanisme mengangkat.
Berkaitan kerja yang lebih kompleks
· dengan penghapusan kemalangan dengan peralatan bawah tanah,
· pembetulan rentetan pengeluaran yang rosak,
· pengasingan aliran masuk air ke dalam telaga,
· peralihan ke ufuk operasi lain,
· pemprosesan zon formasi lubang bawah, dsb.,
Pembaikan telaga bawah tanah dijalankan menggunakan set peralatan yang terdiri daripada mengangkat dan kenderaan, alatan untuk menjalankan operasi manual, peralatan mekanisasi, peralatan pembersihan telaga, dsb.
ASAS PERNIAGAAN PETROLEUM
ASAS GEOLOGI MINYAK DAN GAS