Рефераты | Рефераты по геологии | Особенности проведения геолого-технологических исследований при выделении маломощных нефтенасыщенных п
Особенности проведения геолого-технологических исследований при выделении маломощных нефтенасыщенных пластовКатегория реферата: Рефераты по геологии Теги реферата: ответ ру, лечение реферат Добавил(а) на сайт: Rjabov. Предыдущая страница реферата | 1 2 3 4 5 6 7 | Следующая страница реферата |
20,4-22,4 |
||||||||
|
8 |
Варьеган- ское |
Валанжин. пласт БВ8 |
- ‘’ - |
2140 |
37,6-46 |
23 |
332 |
109-4300 |
20,9-37,3 |
Очевидно, что при наиболее неблагоприятных условиях вскрытия маломощных продуктивных пластов особые требования должны предъявляться к чувствительности газоаналитической аппаратуры (суммарный газоанализатор и хроматограф) и длительности цикла анализа хроматографа.
Для обоснованного выбора необходимой чувствительности хроматографа сделан количественный расчет поступающего из разбуренного нефтенасыщенного пласта мощностью 2 м углеводородного газа при газовом факторе нефти 12 м3/т, пористости 20 %, диаметре скважины 215,9 мм, механической скорости бурения 1 м/ч и расходе промывочной жидкости 40 л/с.
Газонасыщенность промывочной жидкости (q) при разбуривании продуктивного пласта определяется по формуле
, (1)
где: Кф – коэффициент опережающей фильтрации; Vп – объем выбуренной породы, см3; Кп – коэффициент пористости горных пород; Кн – коэффициент нефтенасыщенности пород пласта; G – газовый фактор нефти, м3/м3; Q – расход промывочной жидкости, л/с; Vмех – механическая скорость бурения, м/ч; m – мощность пласта, м; qф – газонасыщенность поступающей в скважину промывочной жидкости.
Принимая наиболее благоприятный для газового каротажа вариант, т.е. Кф = 1 и Кн = 1, получаем значение газонасыщенности 0,6 см3/л (без учета величины qф ). Данные условия довольно типичны при поисково-разведочном бурении в районах Татарии и Башкирии.
При газовом факторе нефти 50 м3/т и механической скорости бурения 40 м/ч, что наиболее характерно для Западной Сибири, газонасыщенность промывочной жидкости будет 97 см3/л.
Однако газонасыщенность промывочной жидкости не остается постоянной и резко уменьшается при выходе промывочной жидкости из затрубного пространства в желобную систему и при движении жидкости по желобу. На рис. 1 приведены данные экспериментальных исследований, проведенные Снарским К.Н. по изучению изменения газонасыщенности промывочной жидкости в процессе движения ее из скважины к виброситу. В процессе эксперимента производился отбор проб промывочной жидкости из затрубного пространства до выхода ее на поверхность, на устье скважины и в желобной системе на различных расстояниях от устья скважины (1, 2, 3 и 4 м). Отобранные пробы подвергались термовакуумной дегазации на термовакуумной установке, проводился раздельный анализ извлеченной газовой смеси на хроматографе ХГ-1Г, рассчитывались газонасыщенность промывочной жидкости q углеводородными газами и концентрации метана, этана, пропана, бутана, пентана и гексана.
Рис. 1. Изменение q и СН4 при движении промывочной жидкости "затрубное пространство-устье скважины-вибросито":
q - газонасыщенность промывочной жидкости; СН4 - содержание метана
Из приведенных на рис. 1 графиков изменения q видно, что газонасыщенность промывочной жидкости в пробах, взятых на расстоянии 1 м от устья скважины, в 3 – 3,5 раза ниже, а концентрация метана в 5 – 6 раз меньше, чем в пробах, отобранных из затрубного пространства, т.е. газонасыщенность промывочной жидкости при движении ее через дегазатор будет составлять не расчетную величину 0,6 см3/л, а 0,17 – 0,20 см3/л. Резкое снижение концентрации метана объясняется тем, что метан в промывочной жидкости находится, большей частью, в свободном состоянии и интенсивно выделяется в атмосферу при поступлении промывочной жидкости на поверхность.