Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Температура пластовой нефти


Пластовая температура

ПЛАСТОВАЯ ТЕМПЕРАТУРА (а. reservoir temperature; н. Floztemperatur; ф. temperature de соuche; и. temperatura de capa, temperatura de estrato) — параметр пласта, характеризующий его тепловое состояние; формируется под действием теплового потока, направленного к поверхности из внутренних зон Земли. Основные механизмы перераспределения тепла в земной коре: кондуктивная теплопередача, обусловленная теплопроводностью пород, и конвективный перенос, связанный с движением флюидов в трещинах горных пород. Показателями температурной обстановки в недрах являются геотермический градиент (прирост пластовой температуры на 1 м глубины) и геотермическая ступень (величина, обратная геотермическому градиенту). Наряду с нормальными (фоновыми) для данного пласта температурами существуют участки с аномальными пластовыми температурами.

Пластовая температура в залежах зависит от глубины их залегания и геотемпературных особенностей соответствующего участка земной коры, известны температуры от близких к 0°С в газогидратных залежах до первых сотен °С в глубокозалегающих пластах. Измерение пластовой температуры производят ртутными, термисторными и другими термометрами. Процесс бурения скважин и связанные с ним операции нарушают естественное распределение пластовой температуры. Скорость восстановления в скважине естественного теплового поля зависит от диаметра, продолжительности промывки скважины, разности температур промывочной жидкости и окружающих пород и их теплофизических свойств. Время восстановления в скважине естественной пластовой температуры обычно 8-13 суток. Определение пластовой температуры особенно важно в нефтепромысловой геологии. Изменение пластовой температуры в залежах нефти и газа ведёт к изменению объёмов газа, жидкости и вмещающих пород. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и воды и увеличение вязкости газа. При увеличении температуры в замкнутом резервуаре повышается пластовое давление. С пластовой температурой связано изменение фазовых соотношений в залежах и растворимости газов в нефти и воде, солей в воде. Уменьшение пластовой температуры осложняет добычу углеводородов и приводит к потерям ценных продуктов (конденсата, вязкой нефти, парафина), поэтому разработка нефтяных месторождений (особенно парафинистых нефтей) ведётся с увеличением пластовой температуры. Точные сведения о пластовой температуре необходимы при бурении скважин, проектировании системы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

www.mining-enc.ru

Начальная пластовая температура - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Начальная пластовая температура

Cтраница 1

Начальная пластовая температура на Самотлорском месторождении составляет в среднем 76 С. В процессе закачки в нефтяные пласты поверхностных вод, имеющих температуру 3 - 20 С, происходит значительное охлаждение призабойных зон.  [1]

Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.  [3]

Принимается, что начальная пластовая температура 20 С, температура на забое 170 С ( постоянная), фильтрация горячей воды по пласту происходит с постоянной скоростью 0 006 м / ч при суточной закачке 720 м3 / сут через нагнетательные скважины, расположенные на 1000 м друг от друга. Впереди этого фронта температура пласта остается первоначальной, и вытеснение нефти будет происходить при обычных условиях.  [5]

При нагреве нефти от начальной пластовой температуры до 60 С давление насыщения возрастает до 10 5 МПа, т.е. в этих условиях нефть в значительной степени перенасыщена газом при первоначальном пластовом давлении.  [6]

СЫтн начинали при температурах, равных начальной пластовой температуре.  [7]

При закачке горячей воды, обеспечивающей поддержание начальной пластовой температуры, определить технологические показатели разработки путем гидродинамических расчетов несложно. Для этого пользуются теми же методами, что и при расчетах для неф-тей с обычными свойствами.  [8]

При закачке горячей воды, обеспечивающей поддержание начальной пластовой температуры, гидродинамические расчеты по оценке технологических показателей разработки не представляют значительных трудностей. В этом случае гидродинамические расчеты проводятся по тем же методам, что и для нефтей с обычными свойствами.  [9]

Более подробно рассмотрим группу месторождений, имеющих начальную пластовую температуру выше 100 С. Всего таких месторождений нефти, газа и газоконденсата на территории бывшего СССР насчитывалось более трехсот. Сведения о нефтяных месторождениях с пластовой температурой выше 100 С, расположенных на территории бывшего СССР, представлены в табл. 5.2. Значительная их часть ( 87 ед.  [10]

Во избежание снижения температуры на входе в пласт ниже начальной пластовой температуры и температуры начала кристаллизации парафина необходимо закачивать горячую воду при внут-риконтурном заводнении. При этом при закачке воды 300 - 700 м3 / сут ее необходимо подогревать до 70 - 80 С.  [11]

После создания фронта горения в течение длительного времени начальную пластовую температуру имеет большая часть залежи по сравнению с зоной, подверженной тепловому воздействию. Вытеснение нефти газообразными продуктами является основным при внутрипластовом горении, что позволяет использовать для контроля за процессом ВДОГ геофизические методы.  [12]

Выработка многопластовых объектов месторождения Узень осложняется особыми термогидродинамическими условиями - близостью начальных пластовых температуры и давления к условиям выделения парафина в пласте. При вытеснении нефти из высокопроницаемых пластов и их многократной промывке холодной водой происходит охлаждение не только охваченных промывкой, но и смежных пластов. В зависимости от кратности промывки снижение температуры отдельных прослоев составляет 6 - 34 5 С на значительных расстояниях от нагнетательной скважины.  [13]

Встречаются месторождения нефти, в которых на глубине 1600 - 1700 м начальная пластовая температура составляет всего 20 - 22 С, но имеются и такие, где на глубине 900 - 1000 м начальная пластовая температура достигает 60 - 65 С.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Температура - насыщение - пластовая нефть

Температура - насыщение - пластовая нефть

Cтраница 1

Температура насыщения пластовой нефти парафином определена по одной скв.  [1]

В каких пределах меняется температура насыщения пластовых нефтей парафином.  [2]

Отсюда следует, что температура насыщения пластовой нефти, отобранной из скважины, для одних залежей практически совпадает с температурой продуктивного пласта, для других - близка к ней. Полученные результаты позволяют сделать вывод, что нефти рассматриваемых месторождений в первоначальных пластовых условиях насыщены твердой фазой ( парафином) или близки к насыщению.  [4]

На рис. 11.32 приведена схематическая зависимость температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления.  [6]

На рис. 12.8 приведена схематическая зависимость температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления. Видно, что повышение давления выше давления насыщения рн приводит к увеличению температуры насыщения нефти парафином. Кроме того, если понижать давление ниже давления насыщения ри, то вследствие выделения из нефти растворенного в ней газа температура насыщения тоже увеличивается. Поэтому если нефть в пластовых условиях насыщена или близка к насыщению парафином, то с увеличением давления или снижением его ниже давления насыщения температура насыщения нефти парафином может стать выше температуры пласта, и парафин будет выпадать из нефти.  [8]

Охлаждение пластов при закачке воды с температурой ниже температуры насыщения пластовой нефти парафином расширяет область проявления аномалий вязкости при разработке залежей. Ниже рассматривается классификация залежей по содержанию асфальтенов и высокомолекулярных парафинов в составе нефтей. Такая классификация позволяет выявить залежи, разработка которых будет осложнена аномалией вязкости нефти не только из-за формирования структуры из асфальтеноз, но и из-за кристаллизации парафинов. Следует заметить, что при анализе по содержанию парафинов в нефти залежи распределены на группы по общепринятой классификация.  [9]

Из схемы ( см. рис. 12.8) также следует, что при определении температуры насыщения дегазированной нефти следует вводить поправки, учитывающие влияние газосодержания и давления на температуру насыщения, для оценки температуры насыщения пластовой нефти при различных давлении и газосодержании.  [11]

В пластовых условиях нефти всех горизонтов маловязкие, в основном легкие; их газосодержание равно или превышает среднее газосодержание пластовых нефтей; коэффициент растворимости газа колеблется в больших пределах. Температура насыщения пластовой нефти парафином, определенная по глубинной пробе из скв.  [12]

Пластовые нефти эоценовых и менилитовых отложений характеризуются высокими газосодержанием и объемным коэффициентом, небольшими вязкостью и плотностью. Температура насыщения пластовой нефти парафином, определенная по одной пробе нефти, отобранной из скв.  [13]

Температуру насыщения пластовой нефти парафином определяли по глубинным и поверхностным пробам, отобранным из 12 скважин, эксплуатирующих III, V, VI, VIII, X и XII горизонты, среднее значение ее равно 51 С. Результаты исследования указывают на то, что в период освоения месторождения значение температуры насыщения было несколько выше, чем во время проведения исследований в 1977 г. Несколько уменьшилось и содержание парафина в добываемой нефти.  [14]

Сотрудниками ВНИК предлагается условно разделить пластовав нефти по величине насыщенности парафином на три группы: на наен-щеннне или близкие к насыщению парао) ином, когда температура на-сыщенхя пластовой нефти парафином равна или близка к начальной пластовой температуре; на недонасыщенные парафиноц о температурой насыщения нефти парафинои нихе пластовой и на группу со значительной степенью недонасыщенности нефти парафином иди не содержащие парафин. Таким образом, разделение нефтей на группн возможно при наличии сведений о температуре насыщения пластовой нефти парафином. В Рд 39 - 9 - 478 - 80 предлагается определить этот параметр пластовой нефти по величине температуры насыщения дегазированной нефти с последующей поправкой на влияние давления к количеств Г растворенного газа. В литературе наестся уваэания на то, что на температуру насыщения парафином оказывают влияние естественные депрессаторы нефти-асфальтенн и смолк. Содержание таких высокомолекулярных компонентов в нефти меняется в значительных пределах. Это обстоятельство иа-за недостаточной иаучен-ностл в руководящем документе пока не учитывается.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Пластовая температура

Пластовая температура — параметр пласта, характеризующий его тепловое состояние; формируется под действием теплового потока, направленного к поверхности из внутренних зон Земли.

Основные механизмы перераспределения тепла в земной коре:

  • кондуктивная теплопередача, обусловленная теплопроводностью пород;
  • конвективный перенос, связанный с движением флюидов в трещинах горных пород.

Показателями температурной обстановки в недрах являются геотермический градиент (прирост пластовой температуры на 1 м глубины) и геотермическая ступень (величина, обратная геотермическому градиенту). Наряду с нормальными для данного пласта температурами существуют участки с аномальными пластовыми температурами.

Пластовая температура в залежах зависит от глубины их залегания и геотемпературных особенностей соответствующего участка земной коры, известны температуры от близких к 0 °С в газогидратных залежах до первых сотен °С в глубокозалегающих пластах. Измерение пластовой температуры производят ртутными, термисторными и другими термометрами. Процесс бурения скважин и связанные с ним операции нарушают естественное распределение пластовой температуры. Скорость восстановления в скважине естественного теплового поля зависит от диаметра, продолжительности промывки скважины, разности температур промывочной жидкости и окружающих пород и их теплофизических свойств. Время восстановления в скважине естественной пластовой температуры обычно 8–13 суток.

Определение пластовой температуры особенно важно в нефтепромысловой геологии. Изменение пластовой температуры в залежах нефти и газа ведет к изменению объемов газа, жидкости и вмещающих пород. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и воды и увеличение вязкости газа. При увеличении температуры в замкнутом резервуаре повышается пластовое давление. С пластовой температурой связано изменение фазовых соотношений в залежах и растворимости газов в нефти и воде, солей в воде. Уменьшение пластовой температуры осложняет добычу углеводородов и приводит к потерям ценных продуктов (конденсата, вязкой нефти, парафина), поэтому разработка нефтяных месторождений (особенно парафинистых нефтей) ведется с увеличением пластовой температуры.

www.gazprominfo.ru

Температура - пластовая вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Температура - пластовая вода

Cтраница 1

Температура пластовых вод в изученной части разреза растет с глубиной ( 100 - 2800 м) от 25 до 80 С. Характер распределения температуры свидетельствует о приуроченности к Окаремской структуре малоамплитудной аномалии. Температура по основным срезам глубин изменяется в небольшом диапазоне: на глубине 1000 м 41 - 46 С, 2000 м 56 - 64 С, 3000 м 79 - 84 С. Изменение геотермического градиента по стратиграфическим комплексам в значительной степени отра - жает связь геотермических условий с литологическим составом отложений.  [1]

Температура пластовых вод колеблется от 10 С до 80 С и зависит от температуры нефтяного пласта, технологического процесса подготовки нефти.  [2]

Температура пластовой воды, нефти или газа равна геотермической температуре на глубине залегания.  [4]

Температура вод обычно находится в соответствии с геотермической ступенью данной местности. Однако иногда температура пластовой воды резко расходится с температурой, соответствующей геотермической ступени, что чаще всего обусловливается появлением тектонических вод, имеющих более высокую температуру.  [5]

Древесная мука в отличие от других применяемых реагентов или материалов в технологиях по увеличению нефтеотдачи пластов ( полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы и др.) не подвергается деструкции, не обладает биоцидными свойствами, экологически чиста, и ее производство основано на использовании ресурсообеспеченного материала. Технология эффективная при любой минерализации и температуре пластовых вод, может применяться в пластах как перового, так и трещиновато-порового типа.  [6]

Древесная мука в отличие от других применяемых реагентов или материалов в технологиях по увеличению нефтеотдачи пластов ( полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы и др.) не подвергается деструкции, не обладает биоцидными свойствами, экологически чиста и ее производство основано на использовании ресурсообеспеченных материалов. Технология эффективна при любой минерализации и температуре пластовых вод, может применяться в пластах как перового, так и трещиновато-порового типа.  [7]

Древесная мука в отличие от других применяемых реагентов или материалов в технологиях по повышению нефтеотдачи пластов ( полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы и др.) не подвергается деструкции, не обладает биоцидными свойствами, экологически чиста и ее производство основано на использовании ресурсообеспе-ченного материала. Технология эффективна при любой минерализации и температуре пластовых вод, может применяться в пластах как перового, так и трещиновато-порового типа.  [8]

Общепринятый метод оценки коррозионной стойкости тампонажных цементов заключается в длительном наблюдении за образцами цементного камня, погруженными в пластовую воду. Температура агрессивной среды при испытании должна соответствовать температуре пластовой воды в естественных условиях.  [9]

Термический метод определения места притока жидкости в скважину базируется на изменении температуры промывочной жидкости в пределах предполагаемого участка притока. Скважина заполняется жидкостью, температура которой отличается от температуры пластовой воды. Температура жидкости измеряется обычными электрическими термометрами. Место притока воды отмечается изменением температуры жидкости - повышением или понижением ее.  [10]

Поровое пространство заполнено пластовой водой, сопротивлением которой рпв в основном определяется УЭС породы. Температура недр с глубиной возрастает, увеличивается и температура пластовых вод и пород. Обычно до 90 % общего количества солей, содержащихся в пластовой воде ( а также в промывочной жидкости), составляет NaCl.  [11]

Термометрия используется для нахождения места притока жидкости в скважину; она базируется на изменении температуры промывочной жидкости в пределах предполагаемого участка притока. Скважина заполняется жидкостью, температура которой отличается от температуры пластовой воды. Измерения проводятся обычными электрическими термометрами. Место притока воды отмечается повышением или понижением температуры жидкости.  [12]

При термическом методе место притока пластовой воды определяют по изменению температуры. Для этого скважину заполняют раствором, температура которого отличается от температуры пластовой воды.  [13]

Усреднение в пределах ячейки, соответствующей нагнетательной или добывающей скважине, приводит к качественному искажению картины вытеснения. Например, при шаге сетки 50 м в пределах ее ячейки ( примерно в радиусе 25 м) будет вводиться одна средняя температура, фронт тепла мгновенно, в самом начале процесса вытеснения, будет перемещен на 25 м, ячейка в целом будет постепенно снижать температуру пластовой воды до температуры нагнетаемой. При таком усреднении фронт тепла выходит вперед, а истинная температура в слоях искажается усреднением. В этом случае отключение низкопроницаемых пропластков, например, из-за охлаждения нефти может остаться незамеченным.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Пластовая температура - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья

Большая Энциклопедия Нефти Газа

Чудеса современной технологии включают в себя изобретение пивной банки, которая, будучи выброшенной, пролежит в земле вечно, и дорогого автомобиля, который при надлежащей эксплуатации заржавеет через два-три года. Законы Мерфи (еще )

Пластовая температура

Аномальная пластовая температура - различают аномально высокую и аномально низкую пластовые температуры. Происхождение их чаще всего связано с природными факторами, но известен и рад техногенных. К первой относят литологические, тектонические, гидрологические.

Естественная пластовая температура может быть также замерена в зумпфах действующих добывающих и нагнетательных скважин. В этом случае необходимы измерения во всем зумпфе с перекрытием интервала перфорации, чтобы установить границу распространения вниз зоны измененной температуры от дроссельного эффекта работающего пласта и отбраковать скважины с заколонной циркуляцией в зумпфе. По единичному замеру температуры ниже интервала перфорации решить эти вопросы не представляется возможным.

Пластовая температура ишимбайских месторождений невысокая ( 25 - 27 ПС), что является благоприятным фактором для применения процесса вытеснения обогащенным газом.

Зависимость времени начала отвердения водных растворов смолы от температуры и содержания катализатора.

Пластовая температура IV меотического горизонта Анастаисевско-Троицкого месторождения равна 63 С, при такой температуре время начала отвердения смолы составляет 50 мин.

Пластовую температуру по наблюдательным скважинам ( второй способ контроля) замеряют с помощью термопар хромель - аллюмель и электронных потенциометров ( обычно типа ЭПП-09) автоматически и дистанционно. Пластовую температуру по ближайшим от нагнетательных добывающим скважинам замеряют с помощью обычных максимальных ртутных термометров не реже одного раза в месяц в зависимости от величины начальной пластовой температуры.

Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным месторождениям. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации возможно существование трех типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше, равно или ниже давления начала конденсации данной смеси.

Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большой усадкой.

Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая хо-л Вдная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев.

Если пластовая температура больше температуры испарения ( скорость фазовых переходов соизмерима со скоростью доставки воды), возможен дефицит воды, и формула ( XVII. Процесс фазовых переходов в этом случае контролируется условиями доставки в данную точку пласта воды и конвективным переносом пара.

Если пластовые температуры невысокие, то механизм образования зоны смесимости правильнее объяснить конденсацией СО2 в нефтяную фазу. При этом две жидкие фазы могут образовываться как при существовании газовой фазы, так и без нее. В обоих случаях высокие коэффициенты вытеснения достигаются, по-видимому, за счет сверхнизких межфазных натяжений на границе раздела фаз газ-жидкость или жидкость-жидкость.

Если пластовая температура равна величине Т, а начальное пластовое давление соответствует точке /, то р пласте содержится однофазная жидкость в точке начала кипения или, по нефтепромысловой терминологии, насыщенная нефть. Поэтому можно считать, что в случае насыщенной и недонасыщенной нефти в системе содержится растворенный газ.

Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации ( точка В) возможно существование трех типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше ( однофазное ненасыщенное), равно ( однофазное насыщенное) или ниже ( двухфазное) давления начала конденсации.

Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют легкими.

Зависимость удельного объемного Соб н массового Ст теплосодержания пара от давления в состоянии насыщения.

Рекомендуем ознакомится: http://www.ngpedia.ru

fix-builder.ru

Пластовая температура - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Пластовая температура

Cтраница 4

Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев.  [46]

Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным месторождениям. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации возможно существование трех типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше, равно или ниже давления начала конденсации данной смеси.  [47]

Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большой усадкой.  [48]

Когда пластовая температура однофазной углеводородной залежи шике ее критической температуры, как, например, в точке С, то добыча при снижении давления происходит при режиме растворенного газа.  [49]

Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления ( расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недонасыщенными, насыщенными нефтями и месторождения с газовой шапкой.  [50]

Распределение пластовой температуры под землей и изменение ее во времени называют температурным режимом месторождения. Изменение температуры в нефтяных пластах происходит в основном за счет теплопроводности и конвекции.  [51]

Замеры пластовой температуры необходимы для выяснения условий формирования залекей нефти и газа, изучения теплового поля земли ( определение геотермических ступени и градиента), для решения технических условий при производстве геофизических и тампонамних работ в скважине. Кроме того они используются при иэучении свойств флюидов ( нефти, газа, конденсата и вода) в пластовых условиях, подсчете запасов, проектировании У.  [52]

Замеры пластовой температуры по наблюдательным скважинам производятся с помощью термопар и электронных потенциометров.  [53]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru