В настоящее время актуальны проблемы разработки нефтяных месторождений с применением заводнения. Вода является важнейшим вытесняющим, замещающим нефть агентом.
Опыт разработки нефтяных месторождений с применением заводнения показывает, что нагнетание воды в пласт не только увеличивает темпы разработки, но и обеспечивает наибольший коэффициент нефтеотдачи – 50−60 % от начальных запасов.
Для заводнения пластов используют пресные, морские, пластовые, подтоварные, поверхностные, дренажные воды, промышленные и хозяйственнобытовые сточные воды. Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5−2 м3 – при площадном заводнении и 2−2,5 м3 при законтурном заводнении.
Падение уровня добычи нефти связано с ухудшением структуры извлекаемых запасов. Суммарная доля трудноизвлекаемых запасов малопродуктивных коллекторов на ряде площадей и месторождений существенно увеличивается. Остаточные запасы нефти сосредоточены, в основном, в отдельных изолированных линзах, различного рода тупиковых и застойных зонах, связанных с прерывистостью коллекторов верхних пачек пластов.
Кроме того, пористость и проницаемость пластов характеризуются крайней неоднородностью, в связи с чем нефть, в принципе, не может быть вытеснена из участков низкой проницаемости, особенно, если путь закачиваемой воде преграждают зоны пласта, кольматированные частицами, находящимися в ней. В таких случаях для пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами нужно использовать для закачки в пласт воду высокого качества.
При нормировании качества воды, закачиваемой в пласт, особое внимание уделяется содержанию взвешенных веществ и эмульгированной нефти, концентрация которых определяется коллекторскими свойствами пласта.
Накоплен обширный отечественный и зарубежный промысловый опыт, указывающий на зависимость показателей эффективности разработки нефтяных месторождений от качества жидкости, используемой для заводнения пластов. Наличие загрязнений в воде, закачиваемой в пласт, в виде ТВЧ(твердые взвешенные частицы) и нефти является причиной ряда негативных последствий, наиболее существенными из которых являются кольматация призабойной зоны нагнетательных скважин, снижение приемистости последних, закупорка поровых каналов, по которым вода поступает в продуктивные пласты. Поэтому особо важно учитывать качество закачиваемой воды, так как закачка ее в пласты должна существенно улучшать условия вытеснения нефти и тормозить ухудшение коллекторских свойств пласта, обеспечивая вытеснение нефти из большего числа порово-трещинных каналов, увеличивая тем самым нефтеотдачу пластов.
Тема работы «Методы повышения нефтеотдачи пластов на П.месторождении ...
... соседними месторождениями являются: Салымское и Приразломное. Объектами промышленной разработки на месторождении в данное время являются пласты АС10, АС12 черкашинской свиты. П.. нефтяное месторождение ... применение на месторождении методов увеличения нефтеотдачи, в том числе и термогазовое воздействие, которые позволят увеличить коэффициент извлечения нефти. Термогазовое воздействие позволит ...
В связи с этим в данной работе будут рассмотрены вопросы качества закачиваемой воды в зависимости от структуры порового пространства. Целью данной работы является проведение анализа порометрических характеристик пород в виде капиллярометрических исследований, а также выявление связи между диаметром поровых каналов и допустимым размером твердых взвешенных частиц в воде ППД.
1 Геология месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
Нефтегазоконденсатное месторождение им. В. Филановского открыто в 2005г. В 2016 году месторождение введено в промышленную эксплуатацию.
Месторождение им. В. Филановского находится в российском секторе дна Каспийского моря, в 190 км от Астрахани, в 20 км восточнее острова Малый Жемчужный и в 20 км северо-восточнее острова Тюлений, в авандельте Волги на глубине 7—11 м. Ближайший морской порт располагается в г. Астрахани (190 км).
Железнодорожные станции — г. Астрахань, Махачкала, Кизляр и Дербент. Обзорная схема расположения месторождения им. В. Филановского представлена на рисунке 1.
Месторождение им. В. Филановского находится в северной части Каспийского моря на лицензионном участке «Северный». Побережье в районе месторождения на севере граничит с территорией Астраханской области, на востоке — с территорией Казахстана, западная часть – с Калмыкией, югозападная – с Дагестаном.
Регион имеет хорошо развитую промышленную и транспортную инфраструктуру. Вдоль побережья Каспийского моря проходят железная и автомобильная дороги, система магистральных нефте- и газопроводов с КС и НПС. Топливно-энергетическая промышленность представлена тепловыми электростанциями, добычей природного газа и нефти. Имеется судостроительная, судоремонтная, машиностроительная, химическая и другие отрасли промышленности.
На сегодняшний день на Каспийском море функционируют три основных порта – Астрахань, порт Оля и Махачкала (Дагестан).
Морской торговый порт Оля является наиболее перспективным российским портом на Каспии. Через него осуществляются перевозки грузов по морскому торговому каналу (МТК) «Север-Юг» (соединяющего страны Северной Европы, Россию, Иран и Индию), курсируют паромы на линиях Оля — Ноушахр и Анзали (Иран), Оля – Туркменбаши (Туркменистан).
Рисунок 1 – Обзорная схема расположения месторождения им. В. Филановского
Ближайшими месторождениями на суше, запасы УВ которых утверждены в ГКЗ РФ, являются Астраханское, Олейниковское, Промысловское, Каспийское, Тенгутинское. На море ближайшие месторождения — им. Корчагина, Ракушечное, Хвалынское, им. Ю.С. Кувыкина, а также в российской части акватории находится месторождение Инчхе-море с незначительными запасами.
1.2 Природно-климатические условия района месторождения
Район месторождения им. В. Филановского относится к зоне континентального климата. Среднегодовая температура равна 10,5°С, абсолютный минимум наблюдается в январе, феврале (-31°С), абсолютный максимум — в июле, августе (40°С).
Минимальные значения температуры воды отмечаются в январе-марте, а максимальные – в июле-августе, средняя температура воды на поверхности моря составляет 11°С, максимальная 29.6°С. Устойчивое ледообразование наступает к началу января месяца.
Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского ...
... нефти и более 50 млрд. м3 газа. Из 10 скважин получено по 1 млн. и более тонн сырья. И все-таки падение уровня добычи – удел всех месторождений, ... скважины и ее скорейшего внедрения в практику работ на Федоровском месторождении является давно назревшей и актуальной проблемой. Настоящий дипломный проект ... срыва сроков ввода объектов системы ППД дефицит закачки воды составил тогда 10 млн. м3 , пластовое ...
Средняя продолжительность ледового периода – 100 дней. В районе месторождения в целом за год преобладают ветры юго- восточного направления. Нагонными являются ветры восточного и юго-восточного направлений. Западный ветер и ветры северных румбов – сгонные. Штили наблюдаются редко. Скорость ветра над морем в среднем составляет 8-9 м/с. За год выпадает осадков в среднем 177 мм, из них за теплый период 60-110 мм, за холодный – 40-80 мм. Минимум осадков приходится на февраль-март (до 12 мм), максимум на июнь-июль (до 24 мм).
Осадки в основном выпадают в виде дождя. Годовое количество дней с туманом 121, из них 106 дней приходится на зимний период с ноября по март. Максимальное количество солнечных дней 106. Величина прилива-отлива не превышает ± 4-7 см. Подъем воды начинается в конце апреля – начале мая. Спад воды заканчивается в конце июля. Высоких волн на исследуемой акватории нет.
1.3 Стратификация разреза скважины №2 по палеонтологическим
данным
Скважина №2 расположена на одноименной структуре Северного Каспия. Она вскрыла разрез мезокайнозойских отложений, толщиной 1730 м, войдя в байос на глубину 1497 м. Структура стратиграфического разреза скважины номер №2 представлена на рисунке 2.
Отбор образцов керна для данной работе производился из неокомовских отложений нижнего мела (1348 -1412 м).
Рисунок 2 — Структура стратиграфического разреза скважины №2 Филановского
месторождения
2 Ракушечная
отметка
Ярус по кровле, м
толщина,
абс.отм., м
Подотдел
Надъярус
глубина аlt.
Система
Отдел
Серия
24,31 неогенов
плиоцен верхний акчагыльский 398 -373,7 117 ая
майкоп олигоцен нижний 515 -490,7 159
ская
верхний 674 -649,7 14
эоцен палеогеновая
средний
палеоцен нижний датский 688 -663,7 4
маастрихтский 692 -667,7 100
кампанский 792 -767,7 158
сантонский 950 -925,7 34
верхний
туронский+
984 -959,7 97
коньякский меловая
сеноман 1081 -1056,7 29
альбский 1110 -1085,7 60
аптский 1170 -1145,7 178
нижний
готеривский+ меловая
неоком
1348 -1323,7 64
барремский
киммериджский 1412 -1387,7 19
верхний
оксфордский 1431 -1406,7 35
келловейский 1466 -1441,7 31
средний юрская
байосский 1497 -1472,7 233 забой 1730 -1705,7
Нижний отдел. Данный отдел, выделенный в интервале 1110,0-1412,0 м, в объеме аптского и альбского ярусов, с глубоким стратиграфическим несогласием перекрывает юрские отложения. В разрезе скважины 2 отсутствуют отложения верхней юры – нижнего мела (титонского (волжского) – валанжинского ярусов).
Начинает разрез, залегающий на размытой кровле известняков кимериджа слой (толщиной – 5,08 м) алевролитов (глубина 1407,02-1412,10 м) серых, с неравномерной бурой пигментацией, крупнозернистых, неравномерно мелкопесчанистых, с пелито-псаммито-алевритовой структурой, грубой субгоризонтальной слойчатостью, подчеркнутой неравномерным распределением глинистого материала, с формированием многочисленных нечетко отграниченных линзовидных слойков сильно глинистых алевролитов (выделяющихся темноцветной окраской).
Газовые месторождения и добыча газа
... месторождений, или в воде или в нефти в растворённом состоянии. Также газ может быть в состоянии в форме естественных газогидратов. Добыча природного газа осуществляется лишь методом фонтанной эксплуатации скважин. ...
Слойчатость сильно нарушена текстурами взмучивания и биотурбации (преимущественно субгоризонтальные ходы, до 2,0-10,0 мм в сечении).
1.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов
Нефти неокомского надъяруса и волжского яруса в пластовых условиях легкие (плотность 807-810 кг/м3), маловязкие (0,52-0,46 мПа-с), с газосодержанием 107,8-118 м3/т. Давление насыщения нефти газом равно начальному пластовому на газонефтяном контакте (ГНК) и составляет 16,5-16,6 МПа. Массовое содержание смол в нефти равно 2,8%, асфальтенов 0,1 %, парафинов 8-9%, солей 9,5%, механических примесей 0,05%. Температура плавления парафина равна 53 оС. Объёмный выход фракций до 100 оС равен 6%, до 200 оС – 28%, до 300 оС – 52%, до 350 оС – 66%. Газ неокомского надъяруса и волжского яруса имеет следующие свойства: коэффициент сверхсжимаемости (z) – 0,89, объёмный коэффициент – 0,00633, плотность в условиях пласта – 115,9 кг/м3, вязкость в условиях пласта – 0,013 мПа*с, теплоемкость – 60,5 Дж/оС, молекулярная масса – 19,3 г/моль. Пластовый газ состоит из: двуокиси углерода 0,32%, азота 1,46%, метана 89,14%, этана 4,66%, пропана 1,73%, изобутана 0,25%, н-бутана 0,57%, изопентана 0,20%, н-пентана 0,27%, изогексана 0,15%, н-гексана 0,22%, оставшиеся компоненты (от С7 и более) – 1,03%. Газовый конденсат неокомского надъяруса и волжского яруса имеет следующие свойства: плотность (стандартные условия) – 722 кг/м3, вязкость (стандартные условия) – 0,54 мПа*с, молекулярная масса – 108 г/моль. Пластовый газовый конденсат состоит из: двуокиси углерода 0,11%, азота 0,08%, метана 14,83%, этана 4,24%, пропана 4,63%, изобутана 1,68%, н-бутана 5,2%, изопентана 3,29%, н-пентана 5,51%, изогексана 3,99%, н-гексана 7,38%, оставшиеся компоненты (от С7 и более) – 49,06%.
1.5 Запасы нефти, газа, КИН
Балансовые запасы оцениваются в 220 млн тонн нефти и 40 млрд куб. м газа. Извлекаемые запасы оцениваются в 129 млн тонн нефти и 30 млрд куб. м газа. Проектный уровень добычи нефти и газового конденсата составляет 6 млн. тонн в год. Разработка месторождения в соответствии с проектным вариантом позволит достигнуть конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), равный 35 %.
1.6 Осложняющие факторы разработки месторождения
Главная и очевидная проблема разработки месторождения им. В. Филановского — прорывы газа из газовой шапки в добывающие скважины. Этому способствуют высокая по сравнению с нефтью подвижность газа и большой запас потенциальной энергии.
Расположение месторождения им. В. Филановского на шельфе является дополнительным осложняющим фактором его освоения. Разработка и эксплуатация шельфовых месторождений намного сложнее и затратнее месторождений суши. Добываемую жидкость, как правило, приходится обрабатывать на платформе. Экологические требования при этом существенно жестче, чем на суше. Все это вносит значительные затраты в разработку. Кроме того, месторождение им. В. Филановского расположено в регионе с неустановившимся сейсмическим режимом. На него оказывают воздействие: с юго-запада – Махачкалинская, а с юго-востока – Мангышлакская сейсмоактивные зоны, где сила землетрясений достигает 7 баллов, а в эпицентре – свыше 9 баллов по шкале MSK-64. По данным Объединенного института физики Земли РАН, сейсмическая опасность района работ составляет 4-5 баллов. Интенсивность сейсмической активности снижается с юго-запада на северо-восток. Фоновая сейсмичность по шкале МSК-64 один раз в 100, 500 и 1000 лет составляет 4, 5 и 6 баллов соответственно.
По геологии нефти и природных газов
... трещиноватым породам, просачиваться через более плотные породы; перемещаются растворенными в воде. 1) Растворимость газов (при небольших давлениях – до 5 МПа – подчиняется закону Генри, количество растворенного газа пропорционально давлению и коэффициенту растворимости; при ...
2 Технологическая часть
ЛУКОЙЛ обнаружил крупное многопластовое нефтегазоконденсатное месторождение на лицензионном участке «Северный» в северной части Каспийского моря. Из первой же поисковой скважины получен фонтанный приток легкой безводной малосернистой нефти дебитом более 800 т/сут. при депрессии 0,2 МПа. Такие дебиты в России известны только на единичных скважинах (средний дебит по России равен 10,5 т/сут).
Новое месторождение является самым крупным нефтяным месторождением из открытых в России за последние 25 лет. Его разработка позволит существенно повысить рентабельность работ в Каспийском море. Месторождение названо в честь Владимира Филановского, внесшего большой вклад в развитие нефтяной отрасли страны.
В 2011-2012 гг. началось проектирование и строительство объектов обустройства месторождения: ледостойкой стационарной платформы, платформы райзерного блока, жилого модуля с переходными мостами, центральной технологической платформы (ЦТП).
Запущена прокладка подводных трубопроводов на Каспии. В частности, ЛУКОЙЛ заключил контракты на строительство нефтепровода и газопровода, связывающих месторождения им. В. Филановского и им. Ю. Корчагина, а также трубопроводов внешнего транспорта нефти и газа с месторождений Северного Каспия. В целом проект обустройства месторождения им. В. Филановского предусматривает прокладку более 330 км подводных и 350 км сухопутных трубопроводов.
К 2014 году на месторождении были изготовлены и установлены опорные основания платформ первой очереди строительства. Осуществлена транспортировка и установка верхних строений ЦТП, ПЖМ-1, ЛСП-1 и РБ, смонтированы переходные мосты и факельная стрела. Велись достроечные работы на верхних строениях ЛСП-1 и ЦТП. Выполнены работы по укладке 258 км морских трубопроводов внешнего транспорта нефти и газа. В 2015 году была введена в эксплуатацию ПЖМ-1, а по остальным трем платформам велись строительно-монтажные и пуско-наладочные работы.
На текущий момент продолжается обустройство второй очереди месторождения им. В. Филановского. Выведены и установлены на заданных точках в Каспийском море опорные основания для ледостойкой стационарной платформы – 2 и для платформы жилого модуля – 2. На астраханских верфях ведутся строительно-монтажные работы по возведению верхних строений второй очереди.
В апреле 2017 г. ПАО «ЛУКОЙЛ» преодолело рубеж в 2 млн тонн нефти, добытой на месторождении имени Владимира Филановского в Каспийском море. В настоящее время с ледостойкой стационарной платформы добыча углеводородов ведется посредством четырех добывающих скважин с горизонтальным окончанием. Продолжается строительство пятой скважины. В соответствии с графиком выполняется обустройство второй очереди месторождения им. В. Филановского. В настоящее время ведется установка верхнего строения ледостойкой стационарной платформы (ЛСП-2) на опорные основания. Следующий этап — вывод на месторождение верхнего строения платформы жилого модуля второй очереди (ПЖМ-2).
Ввод в эксплуатацию объектов второй очереди месторождения им. В. Филановского планируется до конца 2017 г.
3 Специальная часть
3.1 Методы определения пористости
Пористость породы — важный параметр, необходимый для оценки запасов нефти и выяснения процессов фильтрации в пористой среде. Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каналов, трещин, каверн).
Подготовка газа на месторождении Медвежье (адсорбционный метод осушки газа)
... пород усть-тазовской серии (готеррив - сеноман). Месторождение связано с трехкупольной системой поднятий, среди которых наиболее четко выделяются Ныдинский и Медвежий ... работы и добыча газа. Водоснабжение объектов ... месторождения проходит трасса газопроводов Надым - Пунга - Урал. В орогидрографическом отношении район работ представляет собой полого холмистую водораздельную равнину с абсолютными ...
Коэффициентом пористости Кп будет называться отношение объема пор образца Vп к объему того же образца. Коэффициент пористости выражается в долях единицы или в процентах к объему образца.
Различают пористость породы следующих видов: 1. Общая (абсолютная) пористость Кп, включающая связанные и не связанные между собой пустоты. 2. Открытая пористость (пористость насыщения), включающая все сообщающиеся между собой поры. Не учитывается тот объем пустот, в который не проникает данная жидкость при данном давлении насыщения. Обычно в качестве насыщающей жидкости берутся керосин (хорошо проникающий в поры и не вызывающий разбухания глинистых частиц) или пластовые воды. 3.Эффективная пористость Кпэфф, включающая только ту часть пустот, которые заняты подвижной жидкостью в процессе фильтрации при полном насыщении породы жидкостью.
На практике интерес представляют только сообщающиеся поры. Поэтому для определения извлекаемых запасов используют коэффициент открытой пористости.
Определение коэффициента открытой пористости (Коп) входит в перечень стандартных исследований кернового материала на этапах подсчета запасов, проектирования разработки. Существует несколько методов определения этой величины и, соответственно, способов оценки величины пористости горных пород.
3.1.1 Определение открытой пористости пород газоволюметрическим
экспресс-методом
Измерение пористости газоволюметрическим методом основано на законе Бойля—Мариотта: изменяя в системе объемы газа или давление, получают данные, по которым подсчитывают объем частиц и пористость. Для этого используются приборы порозиметры.
Любой газоволюметрический порозиметр имеет две камеры известного объёма и манометр (рисунок 3).
Перед началом эксперимента камеры разобщают, в камере 1 создают избыточное давление газа Р1, в камеру 2 помещают образец керна известного внешнего объёма Vобр.внеш при атмосферном давлении. После соединения камер давление в системе выравнивается и становится равным Р2. В соответствии с законом Бойля-Мариотта:
P1V1=P2(V1+V2),………………………………………………………… (1.1)
V1складывается из объёма камеры 1 и объёма трубок 1 и 2:
V1=Vк1+Vтр1+Vтр2,………………………………………………………….(1.2)
V2 складывается из:
V2=Vтр3+Vк2-Vобр.внеш+Vоткр.пор,…………………………………………….(1.3)
где Vтр3– объём трубки 3, Vоткр.пор – искомый объём открытых пор.
Объёмы трубок и камер могут быть известны заранее, в противном случае их нужно рассчитать, проведя измерение «пористости» сплошного эталонного образца (эталона) известного объёмаVэт.внеш.
Рисунок 3 — Принципиальная схема газоволюметрического порозиметра.
Для этого камеру 1 с избыточным давлением соединяют с пустой камерой 2, повернув вентиль 4:
P1V1=Р2(Vк2+Vтр3),………………………………………………………… (1.4)
Вновь создав избыточное давление в камере 1,её соединяют с камерой 2, вмещающей эталон:
Р1V1=Р2(Vк2+Vтр3-Vэт.внеш),………………………………………………………………(1.5) Систему уравнений 1.4-1.5 решают относительно неизвестных V1 и (Vк2+Vтр3).
Физические основы ограничения притока вод
... скважины. Это приводит к перераспределению энергии закачиваемой воды в пласте и извлечению нефти ... увеличения ресурсов нефти. Остаточные запасы или ... проницаемость, к неравномерному их заводнению, к снижению коэффициента охвата объекта воздействием, отбору больших объемов закачиваемой воды и в конечном счете к ... ограничения притока вод в добывающих скважинах применяются ... коллекторских свойств пород пласта, ...
Полученные значения подставляют в 1.1-1.3.
3.1.2 Определение открытой пористости пород по методу
жидкостенасыщения (Преображенского)
Методика определения открытой пористости состоит в том, что предварительно экстрагированный и высушенный при 105°С стандартный цилиндрический образец породы взвешивают и получают массу m1. Затем образец под вакуумом насыщается рабочей жидкостью (как правило, керосином или моделью пластовой воды).
Насыщенный образец вынимают и освобождают его от избытка керосина путем обкатывания на стекле. Надежным признаком достаточного удаления влаги является исчезновение блеска на поверхности образца и появление характерного матового вида породы. После этих операций насыщенный образец взвешивают в воздухе (m2).
Поделив разность масс насыщенного и сухого образцов на плотность рабочей жидкости (ж), получаем объем пор Vп данного образца породы:
Vп = (m2 – m1)/ ,……………………………………………………… (2.1)
Далее насыщенный образец гидростатически взвешивают в рабочей жидкости (m3).
Поделив разность масс насыщенного образца в воздухе и в рабочей жидкости на плотность рабочей жидкости, получаем объем данного образца породы: Vо = (m2 — m3)/ ж,……………………………………………………….(2.2)
Согласно тому, что коэффициент общей пористости — это отношение объема пустот (пор) к объему образца, получим следующее уравнение:
Кп = Vп/Vо = {(m2 – m1)/ ж}/{(m2 — m3)/ ж} = (m2 – m1)/(m2 — m3)( 2.3)
Как видно, величина ж в уравнении сокращается. Следовательно, определять ее нет необходимости.
Из выражения (2.1) находим коэффициент открытой пористости.
3.2 Методы определения проницаемости
Проницаемость — параметр, характеризующий способность пород пласта пропускать флюид.
В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости горных пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости. Для общей характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.
— Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней одной фазы, химически инертной по отношению к породе. Для ее оценки обычно используется воздух или газ (как правило, азот), так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.
- Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.
- Эффективной проницаемостью называется проницаемость породы для данной фазы при наличии в поровом пространстве неподвижной фазы другого флюида, т.е.
при наличии остаточной водо- или нефтенасыщенности.
— Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физикохимических свойств.
Залежи нефти и газа. Основные их элементы
... мел, доломиты. Породы-коллекторы характеризуются двумя признаками - пористостью и проницаемостью. Пористость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость - способность проникновения нефти, воды или газа через породу. Не все пористые породы проницаемы для нефти и газа. Проницаемость зависит от ...
Коэффициент проницаемости горной породы определяется совокупностью свойств скелета горной породы и фильтрующегося флюида, в связи с этим возникла необходимость введения параметра, характеризующего только скелет горной породы и позволяющего сравнивать между собой различные пористые среды. Таким параметром является коэффициент абсолютной проницаемости – коэффициент проницаемости горной породы по одному флюиду, физически и химически инертному по отношению к скелету породы и заполняющему все открытые поры. Абсолютная проницаемость — это свойство породы, она не зависит от свойства флюида.
Веществами, максимально приближенными по свойствам к «инертному флюиду», можно назвать газы (азот, гелий, воздух).
Коэффициент абсолютной проницаемости находят расчётным путём из экспериментов по фильтрации указанных газов. Порядок проведения эксперимента регламентируется ГОСТ 26450.2-85 «Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации».
Предварительно выбуренные стандартные цилиндрические образцы высушивают при температуре (105±2)°С. Сильно глинистые породы сушат при температуре (70±2) °С. Потом определяют размеры образцов штангенциркулем как среднее из 3—5 определений в каждом направлении с точностью до 0,1 мм. Расхождение между определениями не должно превышать 0,5 мм. Конструкция установки, предназначенная для измерения абсолютной газопроницаемости как при стационарной фильтрации, так и при нестационарной 19 фильтрации, предусматривает наличие источника давления или разрежения, регулятора давления, кернодержателя и измерителей давления и расхода газа (Рисунок 4).
При стационарной фильтрации источником давления служит баллон с газообразным азотом (1).
Газ очищают от паров воды и загрязняющей пыли с помощью фильтра (5) и хлористого кальция (4), измерителями давления служат технические пружинные манометры (7), в качестве расходомера (10) используется градуированная стеклянная трубка. Цилиндрический образец помещают в резиновую манжету кернодержателя Хасслера (8) таким образом, чтобы зазор между боковой поверхностью образца и стенками манжеты был минимальным. Создают давление бокового обжима, обеспечивающее отсутствие проникновения (проскальзывания) газа между образцом и манжетой не выше 2,5 МПа (оптимальное значение оставляет 1,3-1,5 МПа) с помощью предусмотренной в аппарате пневмосистемы (9).
Давление обжима заносят в таблицу результатов.
Рисунок 4 — Принципиальная схема установки для определения газопроницаемости. 1 источник давления, 2 — редуктор высокого давления, 3 — редуктор низкого давления, 4осушитель газа, 5- фильтр, 6 — трехходовой кран, 7 — манометр, 8 — кернодержатель, 9 — линия
создания обжима, 10 — градуированная трубка измерения расхода газа
С помощью редуктора (3) устанавливают рабочий перепад давления, контролируемый манометрами. Измерение расхода газа производится с помощью отсчета времени прохождения мыльного пузырька через определенный объем градуированной трубки (10), установленной на выходе из образца и соединенной с атмосферным давлением. Оптимально одно измерение должно продолжаться около 30-90 секунд, что обеспечивает минимальную погрешность замеров. Однако в случае сильно проницаемых или непроницаемых пород временной интервал может быть значительно сдвинут, соответственно, в ту или иную сторону, что должно быть отражено в результирующей таблице. Измерение расхода газа через образец выполняют три раза при различных перепадах давления в пределах 0,1 – 0,2 МПа. При каждом единичном замере или через каждые 10 образцов при проведении серии измерений необходимо фиксировать температуру и давление окружающей среды, что требуется для введения соответствующих поправок и расчета вязкости газа. Коэффициент газопроницаемости при стационарной фильтрации вычисляется по формуле:
Совершенствование очистки закачиваемых вод в системе поддержания ...
... давления до 90 атмосфер, увеличение давления нагнетания для верхних пластов до 18-20 МПа, увеличение резервных скважин до 100. Зай-Каратайская площадь расположена на юге Ромашкинского месторождения. ... пластов с глинистостью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз ... Сероводород, % 0,02 Углекислый газ, % 0,89 Плотность газа, кгм 3 1,2398 Пластовые воды по своему химическому составу ...
…………………………………………(3.1)
где Кпр – коэффициент газопроницаемости, измеренный при определенном среднем давлении в образце,(мД); V – объем газа, прошедший через образец, см3 ; t – время прохождения газа, с; µ – вязкость газа в рабочих условиях, мПа*с; ΔP – перепад давления на образце между входом и выходом из него потока, 0,1 МПа; Pбар – барометрическое давление, 0,1 МПа; L – длина образца, см; F – площадь поперечного сечения образца, см2 ;
— При измерении газопроницаемости закон Дарси может не соблюдаться, в основном из-за скольжения газа, особенно заметного в области низких давлений и малых проницаемостей, а также из-за потерь давления, пропорциональных квадрату фильтрации, несущественных лишь в области малых перепадов давления. Эффект Клинкенберга или эффект «проскальзывания» газа возникает вследствие повышенной подвижности молекул газа в непосредственной близости от стенок пор горной породы и приводит к завышению измеренного коэффициента проницаемости по газу в области низких давлений и малых проницаемостей. Таким образом, существует зависимость измеренной и вычисленной по закону Дарси величины проницаемости от среднего давления в образце. Величина проницаемости, измеренной при среднем давлении, приближающемся к пластовому pср→pпл (иногда говорят «бесконечному»), является абсолютной.
Существует три подхода к учёту эффекта Клинкенберга при измерении коэффициента абсолютной проницаемости:
— Определение проницаемости по газу при трех-четырех различных средних давлениях по длине образца pср и построение зависимости kг=f(1/pср).
Преимущество подхода: наиболее точный, он позволяет учесть эффект Клинкенберга для каждого исследуемого образца. Недостаток подхода: является наиболее трудоёмким с точки зрения проведения измерений, поскольку для каждого образца нужно создать несколько средних давлений фильтрации газа.
— Введение поправки на скольжение для коллекции образцов, являющейся представительной по отношению к исследуемому массиву. В данном случае определяют коэффициент проницаемости по газу kг при различных средних давлениях рср и строят зависимости kг=f(1/pср).
Далее для каждого образца вычисляют величину коэффициента скольжения b и строят зависимость b=f(kабс).
На основании полученной зависимости строят номограмму в координатах kг — kабс/kг с шифром кривых pср. Преимущество подхода: меньшее число измерений, чем в первом подходе. Недостаток подхода: хорошо подходит лишь для исследования больших керновых коллекций, отобранных из однородных пластов.
— Для определения поправки на скольжение пользуются заранее полученными номограммами. Для каждого образца делается одно измерение коэффициента проницаемости по газу, далее по номограмме определяется значение абсолютной проницаемости. Преимущество подхода: минимальное число измерений. Недостаток подхода: невозможно создать универсальную номограмму, поэтому при расчёте коэффициента абсолютной проницаемости неизбежны ошибки.
kг, мД
10
1,0
рср, атм
2,0
3,0
0,1
4,0
5,0
0,01
0,001
0,2 0,4 0,6 0,8 kабс/kг
Рисунок 5 — Номограмма для определения коэффициента абсолютной проницаемости с
учётом эффекта Клинкенберга
Коэффициент абсолютной проницаемости является одним из параметров, определяемых при стандартных исследованиях кернового материала. Определив этот параметр для коллекции кернового материала можно судить об однородности фильтрационных характеристик продуктивных пластов и отбирать образцы для специальных фильтрационных исследований.
3.3 Методы определения остаточной водонасыщенности
Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей — структурой порового пространства, составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т. д.
Под коэффициентом остаточной водонасыщенности (Ков) понимают долю объема остаточной воды (Vв.ост) в объеме порового пространства (Vп):
Ков = Vв.ост/ Vп,………………………………………………………..(3.2)
Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если же пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно контактирует с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ нефтей поверхность поровых каналов коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Следовательно, формы существования остаточной воды необходимо учитывать во всех процессах, в которых молекулярные характеристики поверхности твердой фазы имеют существенное значение. Распределения остаточной воды в поровом пространстве существенно влияют на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. Многие другие характеристики пласта: смачиваемость пород жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество нефти, остающейся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии и др., — также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте. Предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были изначально заполнены и смочены водой, а нефть появилась в пласте в более поздний период. Вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды. Несмотря на наличие различных мнений, касающихся вида остаточной воды, находящейся в пористой среде, большинство исследователей приходит к заключению о существовании: 1) капиллярно-связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы; 2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды (свойства адсорбированной воды значительно отличаются от свойств свободной воды); 3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы; 4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода — нефть, вода — газ).
Основным методом оценки остаточной водонасыщенности является прямое определение количества воды в керне, отобранном из скважин, пробуренных на безводном растворе. К косвенным методам относятся лабораторные опыты по искусственному моделированию содержания остаточной воды одним из следующих методов: капилляриметрический, центрифугирования, испарения, капиллярной вытяжки.
Необходимо отметить, что наиболее надежным для оценки содержания остаточной водонасыщенности является прямой метод. Сопоставление результатов оценки остаточной водонасыщенности, полученной прямыми и косвенными методами, показывает, что в ряде случаев значения Ков, определенные этими методами, значительно расходятся.
3.3.1 Определение остаточной водонасыщенности методом
капиллярометрии
Метод заключается в измерении содержания воды в капилляриметрической установке с полупроницаемой мембраной при вытеснении воды из образца нефтью или воздухом. В таком опыте моделируется процесс вытеснения воды при заполнении ловушки нефтью или газом, вследствие чего способ иногда называют способом восстановления начального состояния системы. Для проведения капиллярометрических исследований предлагается использование установки УГК-1 . Принцип работы установки основан на вытеснении жидкости из поровых каналов горных пород избыточным давлением. Известно, что высота подъема жидкости в капилляре равна:
h = 2σcosθ/ жgrк,………………………………………………………..(3.3)
где σ — поверхностное натяжение; θ — угол смачиваемости; ж — плотность жидкости; g — ускорение свободного падения; rк — радиус капилляра.
Под действием избыточного давления (P), создаваемого в объеме капилляриметра, высота подъема жидкости в капиллярах понижается на величину:
h2=Р/(жg) ,……………………………………………………………….(3.4)
Жидкость, вытесняемая из порового пространства образца, проходит через капилляры мембраны и по каналам оттока выводится наружу капилляриметра. Методика моделирования остаточной водонасыщенности состоит в следующем:
Образцы породы, высушенные до постоянной массы, взвешивают на аналитических весах (m1).
Затем их насыщают раствором, моделирующим пластовую воду, и повторно взвешивают на воздухе (m2).
По полученным данным, учитывая, что плотность воды равна единице, опре- деляют полную водонасыщенность образцов Кв100% (ед. объема) как:
Кв100% = m2 – m1,………………………………………………………(3.5)
На подготовленную и установленную в капилляриметр мембрану помещают образцы керна. В бюретке, установленной на выходе капилляриметра для индикации процесса вытеснения жидкости, устанавливают нулевой уровень и подают начальное давление вытеснения. Давление поддерживают до тех пор, пока мениск в бюретке не установится. После этого образцы вынимают, взвешивают, определяют массу m2 и вновь устанавливают в капилляриметр. Подают давление следующей ступени — и так до достижения максимального давления, зависящего от свойств полупроницаемой мембраны. На основании полученных данных вычисляют коэффициент остаточной водонасыщенности образцов:
Ков = Кв / Кв *100%,………………………………………………………………………..(3.6)
Таким образом, определение капиллярного давления и остаточной водонасыщенности пород заключается в повторении нескольких циклов с последовательным увеличением давления в камере капилляриметра.
3.3.2 Определение остаточной водонасыщенности методом
центрифугирования
Измерение остаточной водонасыщенности методом центрифугирования заключается в помещении насыщенного образца породы в поле с ускорением, в е раз превосходящее ускорение свободного падения, под воздействием которого происходит его гравитационное обезвоживание. Значение е рассчитывается по следующей формуле:
е = ω2 rвр/ g, ………………………………………………………………..(3.7)
где rвр — радиус вращения образца, ω — угловая скорость, g — ускорение свободного падения (~9,81 м2 /с).
Рисунок 6 — Кривые капиллярного давления
Исходя из расчета угловой скорости ω = 2 π r n / 60, е будет равно:
………………………………………………………….(3.8)
где n — число оборотов центрифуги.
Способ центрифугирования определения остаточной воды достаточно
быстр и точен. Так, для образцов песчаных пород создается давление вытеснения до 3 кгс/см2 , что обеспечивает удаление из них в основном только свободной воды и получение остаточной водонасыщенности, близкой к определяемой капилляриметрическим методом. Образцы породы (стандартные цилиндры), высушенные до постоянной массы, взвешивают на аналитических весах (М1).
Затем их насыщают раствором, моделирующим пластовую воду, повторно взвешивают на воздухе (М2) и измеряют их сопротивление. По полученным данным определяют полную водонасыщенность образцов.
Кв(100%) = М2,……………………………………………………………(3.9)
Проведение исследований
Подбирают образцы в пары так, чтобы их масса была почти одинаковой, и помещают в стаканчики, которые устанавливаются в центрифугу напротив друг друга. Пробами должны быть заполнены все стаканчики. Образцы уравновешивают, добавляя разновесы. Пробы, взятые для одновременной загрузки, должны иметь примерно одинаковую проницаемость.
Центрифугируют образцы при выбранном режиме — центрифугу включают и разгоняют ее до необходимой скорости вращения. Подбор скорости вращения определяется по формуле:
P = 1,11*105 *rвр*n*n* *h,…………………………………………(3.10)
где P – расчетное капиллярное давление, – разница плотностей двух фаз (в нашем случае жидкости насыщения и воздуха, т.е. приблизительно равна плотности жидкости насыщения), h – высота образца. Через 30 мин (время пуска и остановки не учитывается) останавливают центрифугу, вынимают образцы из стаканчиков, взвешивают образцы с остаточной водой (М3) и измеряют их сопротивление. Рассчитывают коэффициент насыщения пород остаточной водой по формуле:
Ков = Vост/Vпор = (М3 – М1)/(М2 – М1),……………………………(3.11)
где Vост – объем оставшейся в поровом пространстве воды, Vпор – объем пор образца. Величина плотности жидкости насыщения не влияет на результат, т.к. она в обоих случаях одна и та же.
3.4 Предпосылки улучшения качества воды в зависимости от
структуры порового пространства
Обширные данные, собранные почти за 50-ти летний период наблюдений и обобщенные специалистами ТатНИПИнефть, позволили выявить тенденцию изменения приемистости нагнетательных скважин в зависимости от качества вод, закачиваемых в нефтяные пласты. Под наблюдением находилось более 150 скважин с различными коллекторскими характеристиками. Контролировались данные по динамике изменения приемистости, давление нагнетания, депрессия между забойным и пластовым давлениями, количество ремонтов по восстановлению приемистости, содержание ТВЧ и нефти, закачанных с водой в скважины.
Установлена прямая зависимость падения приемистости в течение 2…3 лет, в ряде случаев в 3…3,5 раза, при превышении концентрации ТВЧ в закачиваемой воде 30…35 мг/литр и нефти 50…70 мг/литр. Выявлено, что ненадлежащее качество подготовки воды со временем приводит к повышению давления нагнетания, при этом депрессия возрастает. Контролировалось количество ремонтов по восстановлению приемистости на 2-х группах скважин с примерно одинаковой структурой пластов в зависимости от качества закачиваемой воды. Зафиксировано, что число ремонтов на группе скважин, в которые закачивалась вода с лучшим качеством подготовки, меньше на 25% по сравнению с другой группой скважин, в которые закачивалась вода с большим содержанием загрязнений.
С другой стороны, показано как изменяется приемистость многих скважин после перехода на закачку более «чистой» воды. Выявлено, что в этом случае приемистость оставалась стабильной в течение всего периода наблюдений (4 года), на ряде скважин зафиксировано увеличение приемистости.
Важной характеристикой степени чистоты закачиваемой воды является размер частиц в их сопоставлении с размерами пор пласта, с точки зрения условий прохождения или задержания взвешенных частиц в пористой среде. Опытным путем установлено, что пористая среда забивается частицами, даже в том случае, если размер частиц в пять раз меньше диаметра порового канала. Иными словами, чтобы пласты не заиливались, размер взвешенных в воде частиц должен быть как минимум в 4 раза меньше диаметров поровых каналов пород пласта. Если принять средний размер диаметра поровых каналов коллекторов различного типа 20….30 мкм, то тонкость отсева ТВЧ в процессе подготовки воды должна быть, по крайней мере, не хуже 6 мкм
3.5 Комплекс исследований определения структуры порового
пространства образцов керна
Отбор образцов керна для данной работы производился из неокомовских
отложений нижнего мела (1348 -1412 м).
Комплекс исследований на керне включал определения следующих параметров:
- открытой пористости методом жидкостенасыщения (метод И. А. Преображенского), где в качестве насыщающей жидкости для определения емкостных характеристик в атмосферных условиях использовался керосин, для изучения петрофизических параметров в атмосферных и термобарических условиях использовалась модель пластовой воды с минерализацией СNaCl = 75 г/л для альбских и аптских отложений и с минерализацией СNaCl = 95 г/л – для неокомских отложений. Методика и режим насыщения выбирались в соответствии с ГОСТ 26450.1-85 «Метод определения коэффициента открытой пористости жидконасыщением»;
- газопроницаемости при постоянной (стационарной) фильтрации газа через образец горной породы в линейном направлении под действием заданных давлений (газоволюметрический метод) в соответствии с ГОСТ 26450.2-85 «Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации»;
- анизотропии пород по результатам измерения газопроницаемости в двух взаимно перпендикулярных направлениях на образцах керна, выточенных параллельно и перпендикулярно напластованию пород в соответствии с ГОСТ 26450.2-85;
- эффективной проницаемости на образцах горных пород со 100%-ной и остаточной водонасыщенностью в соответствии с ГОСТ 26450.2-85 «Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации»;
- остаточной водонасыщенности методом центрифугирования, основанном на вытеснении свободной воды из образца под действием центробежных сил, в соответствии с ОСТ 39-204-86 «Метод определения остаточной водонасыщенности коллектров нефти и газа»;
- смачиваемости пород в соответствии с ОСТ 39-180-85 по данным капиллярного впитывания в образец воды и керосина при атмосферных условиях и в гравитационном поле при центрифугировании;
- остаточной водонасыщенности и изучение структуры пустотного пространства капилляриметрическим методом (полупроницаемой мембраны) в соответствии с ОСТ 39-204-86 «Метод определения остаточной водонасыщенности коллектров нефти и газа».
Частота отбора образцов на исследования определялась в зависимости от типа коллектора и его однородности согласно РД 39-0147716-505-85 «Порядок отбора, привязки и хранения, движения и комплексного исследования керна и грунтов нефтегазовых скважин».
Для характеристики фильтрационных и емкостных свойств пород использовалась классификация А. А. Ханина, приведенная в таблице 1 ниже.
Таблица 1 – Классификация пород по проницаемости и пористости
Классификация пород
по проницаемости по пористости
I класс >1000•10-3мкм2 – очень высокая I класс >20% — высокая
II класс 500-1000•10-3мкм2 — высокая II класс 15-20% — повышенная
III класс 100-500•10-3мкм2 – средняя III класс 10-15% — средняя
IV класс 10-100•10-3мкм2 – пониженная IV класс 5-10% — пониженная
V класс 1-10•10-3мкм2 — низкая V класс <5% — низкая
VI класс <1•10-3мкм2 – весьма низкая
Характеристика структуры порового пространства приводится по классификации О. К. Баженовой (в таблице 2 ниже).
Таблица 2 – Классификация пор по О. К. Баженовой
Размер капилляров (радиус), мкм
сверхкапилляры >50
капилляры 2,5-50
субкапилляры <2,5
Виды, способы, аппаратура, оборудование и условия проведения анализов на образцах керна приведены ниже : Таблица 3 — Виды, способы, аппаратура, оборудование и условия проведения анализов на образцах керна Вид исследования,операци Метод Условия проведения Аппаратура,инструмен я т
Сушка — Сушка при t=105оС (3- СНОЛ-3.5,
6 суток)
WST-3010
Насыщение образцов Насыщение в Вакуумирование в ПОРП-1, ПОРП-3
вакууме с течение 7-8 часов,
донасыщением донасыщение под
под давлением 15 давлением Р=15МПа в
МПа течение 2-х часов
Определение открытой Гидростатическо Атмосферные условия Автоматизированные пористости е взвешивание весы «SCALTEC-SBA»
Германия)
«A and D»HF-300
(Япония)
Определение Стационарная Атмосферные Автоматизированные абсолютной или условия. весы «SCALTEC-SBA» газопроницаемости нестационарная Германия)
фильтрация газа Давление обжима – «A and D»HF-300
1,5-1,8 МПа
(Япония) Окончание Таблицы 3
Определение Метод Ступенчатые Групповой остаточной полупроницаемо капилляриметрически капилляриметр КГМ-2 водонасыщенности й мембраны е измерения до 1 капилляриметрическим давления Р=1.0 МПа с методом и получение выдержкой на каждой кривых капиллярного ступени не менее 4 давления суток
3.6 Оценка результатов исследований фильтрационно-емкостных
свойств керна
Sw, д.ед. №
m,% k,mD 0,014 0,056 0,12 0,21 0,33 0,48 0,75 1 образца 0 ОЖ-160 0,97 0,84 0,76 0,70 0,63 0,58 0,56 0,53 2 23,1 3,3 1,00 ОЖ-163 0,97 0,74 0,67 0,61 0,55 0,51 0,49 0,48 2 25,5 8,8 1,00 ОЖ-166 0,97 0,81 0,72 0,63 0,55 0,51 0,49 0,48 2 25,8 5,2 1,00 ОЖ-175 0,98 0,92 0,85 0,79 0,73 0,69 0,67 0,67 2 11,8 0,1 1,00 ОЖ-178 0,56 0,24 0,20 0,17 0,15 0,15 0,14 0,13 2 28,8 1508,9 1,00 ОЖ-179 0,65 0,31 0,25 0,22 0,19 0,18 0,17 0,16 2 27,1 932,5 1,00 ОЖ-180 0,74 0,48 0,39 0,35 0,32 0,31 0,29 0,28 2 19,1 380,6 1,00 ОЖ-182 0,64 0,39 0,34 0,31 0,28 0,27 0,26 0,26 2 23,4 861,5 1,00 ОЖ-186 0,73 0,43 0,35 0,29 0,25 0,22 0,21 0,19 2 22,7 216 1,00 ОЖ-189 0,66 0,23 0,19 0,17 0,15 0,14 0,13 0,12 2 24,4 1005,9 1,00 ОЖ-193 26,9 2762,9 1,00 0,36 0,15 0,13 0,12 0,11 0,10 0,10 0,09 ОЖ-196 27,9 497,8 1,00 0,77 0,31 0,25 0,22 0,19 0,18 0,16 0,15 ОЖ-199 27,7 361,5 1,00 0,83 0,35 0,29 0,25 0,23 0,20 0,18 0,17 ОЖ-201 23,6 1451,7 1,00 0,51 0,21 0,14 0,11 0,10 0,09 0,08 0,07 ОЖ-208- 34
24,7 284,5 1,00 0,80 0,43 0,38 0,33 0,31 0,29 0,28 0,27 ОЖ-218- 18,5 0,2 1,00 0,96 0,89 0,81 0,75 0,73 0,71 0,69 0,68 ОЖ-221 9,6 1,5 1,00 0,91 0,72 0,59 0,52 0,48 0,46 0,45 0,43 ОЖ-222 5,5 1,6 1,00 0,85 0,61 0,42 0,33 0,28 0,26 0,24 0,23 ОЖ-231 28,0 914,2 1,00 0,72 0,27 0,23 0,20 0,18 0,17 0,16 0,14 ОЖ-241 25,6 871,4 1,00 0,57 0,27 0,23 0,19 0,18 0,16 0,15 0,14 ОЖ-243 21,2 76,7 1,00 0,74 0,48 0,43 0,34 0,36 0,33 0,30 0,28 ОЖ-246 23,2 3,5 1,00 0,76 0,55 0,49 0,43 0,40 0,34 0,38 0,37 ОЖ-249 22,9 193,1 1,00 0,75 0,51 0,45 0,41 0,39 0,36 0,34 0,33 ОЖ-254 20,4 20,2 1,00 0,92 0,69 0,59 0,53 0,48 0,45 0,43 0,42 ОЖ-258 23,0 53,2 1,00 0,85 0,50 0,42 0,38 0,35 0,33 0,33 0,32 ОЖ-261 22,6 75,5 1,00 0,85 0,52 0,41 0,37 0,33 0,32 0,30 0,29 ОЖ-263 25,0 254,1 1,00 0,82 0,38 0,33 0,29 0,27 0,25 0,24 0,23 ОЖ-268 18,6 208,3 1,00 0,71 0,39 0,33 0,29 0,25 0,24 0,24 0,24 ОЖ-278 21,3 45 1,00 0,92 0,46 0,40 0,36 0,34 0,32 0,31 0,30 ОЖ-280 27,2 601,3 1,00 0,75 0,23 0,19 0,16 0,15 0,15 0,14 0,13 ОЖ-283 20,5 8,3 1,00 0,93 0,59 0,51 0,46 0,44 0,42 0,41 0,40 ОЖ-285 19,6 1,7 1,00 0,94 0,79 0,67 0,60 0,57 0,55 0,53 0,52
Оценка результатов исследований фильтрационно-емкостных свойств неокомских отложений (таблица 4) в целом показывает, что среди исследованных образцов доминируют образцы с газопроницаемостью III класса(100-500•10-3) и V класса (1-10•10-3мкм2) и составляют по 24% от общего количества. Образцы с газопроницаемостью I (>1000•10-3мкм2), II (500-1000•10 мкм2), IV (10-100•10-3мкм2и VI (<1•10-3мкм2) классов имеют практически равное соотношение – в среднем по 10-13%. Среди значений пористости преобладающими являются величины I класса (>20%), на их долю приходится около 80% от общего числа определений. По содержанию остаточной воды доминируют образцы с остаточной водонасыщенностью до 20%, они составляют около 35% от общего количества.
Исходя из полученных данных капиллярометрии (таблица 4) , построим зависимости капиллярного давления Ркап от водонасыщенности (рисунок 7)
Рисунок 7 — Зависимости капиллярных давлений от водонасыщенности
Известно, что капиллярное давление при заданной насыщенности является характеристикой мельчайшей поры, в которую в этой точке вошла несмешивающая фаза, и это определяет то, что кривизна кривой капиллярного давления является функцией распределения пор по размерам.
Пытаясь провести различие между эффектами размера пор и распределения пор по размерам, Леверетт предложил безразмерную форму кривой капиллярного давления при дренировании, которая должна быть независимой от размера пор. J-функция получена из следующих соображений.
Функция Леверетта представляет собой отношение экспериментально полученного капиллярного давления Pк, соответствующего разной степени насыщенности пор (Sв) к величине среднего капиллярного давления в порах со средним радиусом R:
2 cos 2 cos 2 cos m cos m
Pк сред ,………………(3.12)
Rсред 8k пр 2,83 k пр k пр
m
Pк Pк k пр
J (S В ) ,……………………………………………..(3.13)
Pк сред cos m
где Pk – капиллярное давление, Па;
- – поверхностное натяжение, Н/м;
- краевой угол смачивания, в град.;
- kпр – проницаемость, м2;
- m – пористость, доли единицы.
Леверетт предложил, что J-функция будет универсальной для всех типов пород. Однако, поздние исследования показали, что J-функция имеет разные значения для разных типов пород. Мы пересчитали кривые капиллярного давления в J-функцию Леверетта и получили определенные закономерности их расположения ( рисунок 8).
Рисунок 8 — J –функции образцов Филановского месторождения
Полученные данные говорят о присутствии 2 различных литотипов в рассматриваемой коллекции образцов керна. Образцы с плохой проницаемостью содержат карбонатный цемент, который, в свою очередь, ухудшает просветность поровых каналов и их фильтрационные характеристики.
На основании полученных J-функций мы можем выделить 2 литотипа пород, построить для 2-х групп зависимости среднего радиуса фильтрации от проницаемости и определить исходя из среднего радиуса фильтрации допустимый размер взвешенных частиц в воде для ППД. Таблица 5 — Зависимость среднего радиуса фильтрации от проницаемости первой группы
1 группа Проницаемость, Средний радиус
Номер образца K, мкм2 *10-3
R,мкм
ОЖ-231-2 914,2 5,05
ОЖ-241-2 871,4 7,21
ОЖ-280-2 601,3 7,21
ОЖ-196-2 497,5 6,03
ОЖ-199-2 361,5 7,21
ОЖ-208-2 284,5 4,23
ОЖ-186-2 216 6,03
ОЖ-283-2 8,3 6,03
ОЖ-246-2 3,5 5,05
ОЖ-285-2 1,7 1,74
ОЖ-222-2 1,6 1,74 Таблица 6 — Зависимость среднего радиуса фильтрации от проницаемости
второй группы 2 группа Проницаемость, Средний радиус
фильтрации R,мкм Номер образца K, мкм2 *10-3
ОЖ-160-2 3,3 2,48
ОЖ-163-2 8,8 2,96
ОЖ-166-2 5,2 8,61
ОЖ-175-2 0,1 2,48
ОЖ-180-2 380,6 4,23
ОЖ-196-2 497,8 6,03
ОЖ-218-2 0,2 1,22
ОЖ-221-2 1,5 1,74
ОЖ-243-2 76,2 4,23
ОЖ-258-2 53,2 2,96
ОЖ-261-2 75,5 5,05 Рисунок 9 — Зависимость среднего радиуса фильтрации от абсолютной проницаемости
образца для группы № 1
Рисунок 10 — Зависимость среднего радиуса фильтрации от абсолютной проницаемости
образца для группы № 2
Экспериментально установлено, что взвешенные частицы проходят через пористую среду, если их размеры в 4-6 раз меньше размера пор или трещин и если скорость потока такова, что обеспечивает их транспортирование. Исходя из того, что диаметр ТВЧ должен быть в 4 раза меньше диаметра порового канала, построим таблицу соответствия допустимых размеров ТВЧ с диаметрами поровых каналов для образцов 1-й группы (таблица 9) и 2-й группы (таблица 10).
Таблица 11 — Таблица соответствия допустимых размеров ТВЧ с диаметрами поровых каналов первой группы
Проницаемость, Средний радиус Диаметр Допустимый K, мкм2 *10-3 фильтрации порового размер ТВЧ,мкм
R,мкм канала,мкм 914,2 5,05 10,1 2,53
871, 7,21 14,42 3,61
601,3 7,21 14,42 3,61
497,5 6,03 12,06 3,02
361,5 7,21 14,42 3,02
284,5 4,23 8,46 2,53
216 6,03 12,06 0,87
8,2 6,03 12,06 0,87
3,5 5,05 10,1 3,02
1,7 1,74 3,48 3,61
1,6 1,74 3,48 2,12 Таблица 12 — Таблица соответствия допустимых размеров ТВЧ с диаметрами поровых каналов второй группы
Проницаемость, Средний радиус Диаметр Допустимый
фильтрации порового размер ТВЧ,мкм K, мкм2 *10-3
R,мкм канала,мкм
3,3 2,48 4,96 1,24
8,8 2,96 5,92 1,48
5,2 8,61 17,22 4,3
0,1 2,48 4,96 1,24
380,6 4,23 8,46 2,1
497,8 6,03 12,06 3,01
0,2 1,22 2,44 0,61
1,5 1,74 3,48 0,87
76,2 4,23 8,46 2,1
53,2 2,96 5,92 1,48
75,5 5,05 10,1 2,5
4 Безопасность и экологичность
На предприятиях топливно-энергетического комплекса уделяется особое внимание обеспечению технической безопасности и противоаварийной устойчивости производств и объектов, так как выполнение технологических процессов осуществляется с использованием взрывопожароопасных и токсических веществ, которые при несоблюдении правил безопасности могут нанести серьезный вред человеку и окружающей среде.
Одним из крупнейших предприятий в сфере добычи нефти и газа является компания ПАО «Лукойл», которая занимается разработкой месторождения им. В. Филановского.
Компания уделяет значительное внимание охране труда сотрудников и экологическим нормам производства, поскольку обеспечение безопасных условий труда, охраны окружающей среды, снижение аварийности и травматизма являются основными задачами современного производства.
4.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных
факторов при проведении работ
Рабочим местом оператора по добыче нефти и газа являются производственные помещения, пункт контроля управления, находясь на которых сотрудник подвергается воздействию вредных и опасных производственных факторов, выделяющихся в атмосферу легких фракций нефти и попутных газов. При выбросе в атмосферу большого количества попутного газа содержание кислорода в воздухе резко снижается, атмосфера насыщается парами нефти и сопутствующих веществ.
В процессе выполнения работ возникают опасные и вредные
производственные факторы:
- физические: шумовое воздействие от работающего оборудования;
- повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;
- химические: пары нефти, природный (попутный) нефтяной газ, спирт метиловый (метанол), сероводород, угарный газ, реагенты;
- токсическое воздействие на органы дыхания;
- кожные покровы и слизистые оболочки;
- оборудование подвержено внешним воздействиям, коррозии, низким температурам;
- психофизиологические: нервно-психические и эмоциональные перегрузки, монотонность труда [24].
Высокий уровень электрификации промыслов и жесткие условия эксплуатации электрооборудования (влажность, перепад температур, наличие горючих, взрывчатых и агрессивных веществ) могут привести к электротравмам, возникающим при контакте с токоведущими частями, при пробое электроизоляции и появлении напряжения на нормально токонепроводящих частях, при попадании в поле растекания тока в земле около упавших проводов. Опасность поражения человека взрывом, либо отравление газами или поражение при выбросе нефти возможны из-за неисправности арматуры скважины или сборного коллектора. Также возникновению взрыва может предшествовать искра, образовавшаяся в результате замыкания кабеля. Аварийные ситуации могут возникнуть при подъеме спускоподъемного оборудования [1].
По основному виду экономической деятельности установлен XXX класс профессионального риска, характеризующий уровень производственного травматизма, профзаболеваемости и расходов по обеспечению по программе обязательного социального страхования. Страховые тарифы на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний составляют 7,4 % к начисленной оплате труда [2].
4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности работ
Проведение работ происходит в закрытом пространстве на ледостойкой стационарной платформе месторождения им. В. Филановского, которое расположено в Астраханской области в климатическом регионе IV (I), средняя температура воздуха зимних месяцев равна -2,3оС, средняя скорость ветра из наиболее вероятных величин равна 2,8 м/с [2].
Район месторождения им. В. Филановского относится к зоне континентального климата. Среднегодовая температура равна 10,5°С. В районе месторождения в целом, за год преобладают ветры юго-восточного направления. Скорость ветра над морем в среднем составляет 3 м/с. За год выпадает осадков в среднем 177 мм, из них за теплый период 60-110 мм, за холодный – 40-80 мм. Минимум осадков приходится на февраль-март (до 12 мм), максимум на июнь-июль (до 24 мм).
Осадки в основном выпадают в виде дождя. [25].
Помещение, в котором работает оператор, оборудуются системами центрального отопления и приточно-вытяжной вентиляцией.
Для поддержания нормальных условий работы операторов необходимо соблюдать определённый микроклимат воздуха рабочей зоны.
Относительная Скорость движения,
Температура, 0С
влажность, % м/с
Допустимая
Оптимальная
Оптимальная
Оптимальная Период Верхняя Нижняя Допустимая на Допустимая на года граница граница
рабочих местах рабочих местах
На рабочих местах постоянных и постоянных и
Непост.
Непост.
непостоянных непостоянных
Пост.
Пост.
17-19
40-60
0,2
Холодный 21 23 15 13 75 Не более 0,4
20-22
40-60
0,3
Теплый 27 29 16 15 70 (при 250С) 0,2-0,5
Таблица 13 — Оптимальные и допустимые нормы температуры, влажности и скорости движения воздуха в рабочей зоне производственных помещений оператора по добычи нефти
Характеристики оптимальных и допустимых норм температуры, влажности и скорости движения воздуха для помещений, в которых работают операторы, представлены в таблице 13 [3].
Работы, выполняемые оператором по добыче нефти и газа по энергозатратам относятся к категории IIб. Это работы, связанные с ходьбой и переноской тяжестей (до 10 кг), сопровождающиеся умеренными физическими нагрузками. [4].
используемого оборудования
Высота цеха составляет 6 м, площадь 60 м2, объем 140 м3, что соответствует установленным нормативам. [5].
Общее освещение в цехе должно быть не менее 200 лк, коэффициент естественной освещенности КЕО при верхнем освещении не менее 1,8%, при боковом – не менее 0,6%. [6].
В основную деятельность оператора входит снятие показания со счетчиков, наблюдение за общим технологическим процессом, ремонт наземного оборудования, следовательно, для оператора принимаем разряд зрительной работы V подразряд б. Показатели производственного освещения представлены в таблице 14. [11].
Таблица 14 – Показатели производственного освещения Характер зрительной работы Малой точности Размер объекта различения, мм 1–5 Разряд зрительной работы V Подразряд зрительной работы б Контраст объекта с фоном Малый Средний Характеристика фона Средний Темный
Освещенность при общем освещении 200 Искусственное
Показатель ослепленности 40 освещение
Коэффициент пульсации 20 Естественное при верхнем 3 освещение при боковом 1
КЕО, ен, % Совмещенное при верхнем 1,8 освещение при боковом 0,6
В помещениях и наружных установках, где возможно образование опасных взрыву и пожару смесей, освещение оборудования должно быть выполнено во взрывопожаробезопасном исполнении. [7].
Уровень шума на рабочем месте оператора ОПЗ не должен превышать 60 дБ. [8].
Предельно допустимый уровень напряженности электромагнитных полей на рабочем месте в течение смены равен 5 кВ/м. [9].
В воздухе рабочей зоны оператора по добыче нефти и газа имеются вредные вещества (толуол, ксилол и т.д.), соответствующие 3 классу опасности – умеренно опасные. [3].
Операторы по добыче нефти и газа обеспечиваются спецодеждой и средствами индивидуальной защиты:
- костюм для защиты от воды;
- костюм с огнезащитной пропиткой;
- головной убор;
- сапоги резиновые лёгкие;
- перчатки резиновые;
- очки защитные;
- костюм на утепляющей прокладке;
- сапоги утепленные;
- шапка тёплая; перчатки шерстяные.
[7].
4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса
При добыче нефти и газа имеет место загазованность воздуха рабочей зоны.
Основными вредными веществами являются: пары нефти, нефть и природный (попутный) нефтяной газ, спирт метиловый (метанол), сероводород, угарный газ, реагенты.
Перечень и ПДК вредных веществ представлены в таблице 15. [12].
Таблица 15 — Характеристика вредных веществ и их ПДК
# Температу
Химич. формула
Класс опасности
ра, °С
воздействия на №
ПДК, мг/м3
КПР, % об.
Вещество
Характер
человека
НКПР,
самовоспла вспышки
менения
300 (ср. Вызывают
1 С2-10
сменный) неустойчивость
Углеводород 255 900 4 нервной 7-44 1,3/6,5 1 ы 450
(макс. системы, зуд
Н6-24
разреш.) кожи
2 Метанол 5 (макс. 3 Отравление 6 440 6,98/34,7
СН4O разреш)
3Сероводород 10 (макс. 2 Отравление — 260 4/46
H2S разреш)
4 20 (макс. 4 Ухудшает — 610 12,5/74
разреш) отдачу
Угарный газ CO 4 кислорода
тканям Таблица 15 — Характеристика вредных веществ и их ПДК
Анализ воздушной среды рабочей зоны производится с помощью газоанализатора перед входом в производственные помещения и проведением газоопасных работ.
При повышенной загазованности воздуха рабочей зоны следует произвести вентиляцию помещения, при невозможности проведения вентиляции необходимо применить соответствующие противогазы. До начала работ необходимо проверить исправность противогазов и шлангов.
В рабочих помещениях установлены распределительные устройства и сети, в схемы которых входят рубильники с переключателями и предохранителями, автоматические выключатели, контакторы с аппаратурой автоматического ввода резерва, а также аппаратура измерения или учета. На рабочем участке оператора по добыче нефти и газа используются сети напряжением 380 В.
Для обеспечения безопасности людей металлические части электроустановок, корпуса электрооборудования и приводное оборудование должны быть заземлены. Все токоведущие части изолированы или помещены на достаточной высоте для защиты от возможного поражения электрическим током. [13].
4.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности
В процессе трудовой деятельности оператор ДНГ наиболее часто находится в следующих помещениях: АГЗУ, БГ.
АГЗУ по взрывопожарной и пожарной опасности относится к категории А (высшая) – помещения содержащие горючие газы (ГГ), легковоспламеняющиеся взрывопожароопасная жидкости (ЛВЖ) с температурой вспышки не более 28 С 0 в таком количестве, что могут образовывать взрывоопасные паро- газо- воздушные смеси, при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении, превышающее 5 кПа. Вещества и материалы, способные взрываться и гореть при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом в таком количестве, что расчетное избыточное давление взрыва в помещении превышает 5 кПа. БГ в зависимости от состава перекачиваемой жидкости относится к категории А или Д (помещения, содержащие негорючие вещества и материалы в холодном состоянии).
[14].
Основными причинами пожаров являются:
- халатное и неосторожное обращение с огнем (курение, оставление без присмотра нагревательных приборов, разогрев деталей открытым огнем т.п.);
- неисправность отопительных и вентиляционных систем;
- неисправность производственного оборудования, нарушение технологических процессов (выделение горючих газов, пыли);
- самовоспламенение или самовозгорание некоторых веществ и материалов при нарушении правил их хранения и использования;
- различные причины электрического характера: искрение в электрических аппаратах и машинах;
- токи коротких замыканий и значительные перегрузки проводов и обмоток электрических устройств, вызывающие их нагрев до высокой температуры;
- В Таблице 16 приведены токсичные и пожароопасные свойства горючих веществ. [2].
Таблица 16 – Токсичные и пожароопасные свойства горючих веществ
Показатели Наименование веществ
метан нефть Плотность по воздуху 0.5543 3.5 Температура самовоспламенения, °С 450 270-320 Температура вспышки, °С — 40-17 Предельно-допустимая 300 300 концентрация, мг/м3 в рабочей зоне Класс опасности 4 3 Концентрационные пределы 5-15 1.26-6.5 воспламенения Действие на организм В больших концентрациях
Обладает наркотическим
обладает наркотическим действием
действием
Для технологических зон, содержащих углеводороды, минимальная интенсивность орошения по раствору вода/пена составляет 12 л/мин на квадратный метр, для зон устьев скважин интенсивность орошения составляет 20 л/мин на квадратный метр.
Для обеспечения безопасности рабочих на случай пожара в наличии должны быть первичные средства пожаротушения:
- огнетушитель пенный – 8шт.;
- ломы – 2шт.;
- топоры – 2шт.;
- багры – 2шт.;
- ведра пожарные – 4шт.
Противопожарный инструмент должен находиться на щитах в специально отведенных местах. Запрещается использовать противопожарный инструмент не по назначению. [15].
4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных
ситуациях
Основными аварийными ситуациями при добыче нефти и газа являются:
- открытое фонтанирование;
- утечка химических веществ и реагентов;
- взрывы горюче-смазочных материалов;
- короткие замыкания и удары током.
В случае обнаружения аварийной ситуации персоналу кустовой площадки необходимо: 1) прекратить все работы; 2) приступить к эвакуации других сотрудников из опасного местоположения и ограничить проход людей в опасную зону; 3) доложить руководству о сложившейся ситуации; 4) начать ликвидацию аварии или другой неисправности.
Для предотвращения аварийных ситуаций применяют специальные системы безопасности, которые основаны на:
- проведении постоянного мониторинга и контроля систем управления технологическим процессом;
- проведении постоянного мониторинга возможных источников опасности и устранении возможных источников возгорания;
- обеспечении систем звукового и визуального оповещения об отключении установки, аварийного сброса давления и пожаротушения. [17].
Данный производственный объект относится ко II категории по группам ГО. [18].
На рабочих местах имеются специальные индивидуальные защитные заграждения. Все работающие полностью обеспечиваются индивидуальными и медицинскими средствами защиты. В производственном помещении имеется медицинская аптечка для оказания первой помощи пострадавшим.
Внешних и внутренних источников для образования вторичных факторов поражения при возможных авариях в непосредственной близости рассматриваемого участка нет.
Электроснабжение обеспечивается от дизельного генератора напряжением до 380 В. Связь осуществляется через проводную внутреннюю линию и через спутник. Тепло подается с помощью обогревателей, работающих от электросети.
4.7 Экологичность проекта
Технологические процессы в нефтяной и газовой промышленности могут сопровождаться выбросами в почву, в водоемы и атмосферу значительных количеств производственных отходов, которые их загрязняют.
Для максимального сокращения вредных выбросов в атмосферу необходимо:
- оборудование дыхательными клапанами резервуаров нефти, исключающими значительные потери углеводородов;
- должен быть предусмотрен сброс с предохранительных клапанов и улавливание газового конденсата, воды и нефтешламов в дренажные емкости;
- использование пневматической системы управления технологическим процессом с индикацией основных технологических параметров на центральный пункт управления установкой, в случае аварийного отключения данная система управления позволяет перейти к безопасному и организованному отключению установки;
- обеспечение прочности и герметичности технологических аппаратов и трубопроводов;
- на всех резервуарах, используемых для хранения нефти, применение специальных устройств для предотвращения утечки летучих углеводородов и других газов в атмосферу;
- Проанализировав состояние окружающей среды в зоне разработки месторождения им.
В. Филановского можно сделать вывод, что уровень обеспечения экологической безопасности проекта достаточно высок.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проанализировав полученные данные о структуре порового пространства 2-х групп образцов Филановского месторождения (Таблица 9 и Таблица 10), а также построив зависимости среднего радиуса фильтрации от проницаемости, мы можем сделать вывод, что для 1-ой группы образцов (Таблица 11) при изменении проницаемости от 1,6 до 914*10-3 мкм2 больший процент поровых объемов может быть заблокирован твердыми взвешенными частицами размером более 3 мкм, а средний допустимый размер твердых взвешенных частиц составляет примерно 2,6 мкм. Для 2-ой группы образцов (Таблица 12) при изменении значений проницаемости от 0,1 до 497*10-3мкм2 большая часть порового объема может быть заблокирована частицами размером более 1,5 мкм. Меньший допустимый размер ТВЧ для 2-ой группы обусловлен разницей размеров порового пространства. У первой группы образцов средний диаметр поровых каналов составляет 10,46 мкм, у второй — 6,7 мкм. Следовательно, поровое пространство у образцов 2-й группы может быть закольматировано взвешенными частицами меньших размеров, чем у 1-й группы, в виду меньших диаметров поровых каналов.
ВЫВОДЫ
В работе рассмотрены основные методы определения фильтрационноемкостных свойств коллекторов нефти и газа. Исходя из результатов исследований фильтрационно-емкостных свойств, определена структура порового пространства. Рассмотрены основные предпосылки улучшения качества воды ППД (поддержания пластового давления) в зависимости от диаметра поровых каналов.
Выполнен ряд капиллярометрических исследований, получены и проанализированы J-функции образцов керна Филановского месторождения, на основе которых в рассматриваемой коллекции керна было выявлено присутствие 2-х различных литотипов. Исходя из результатов определения структуры порового пространства образцов керна Филановского месторождения, построены зависимости среднего радиуса фильтрации от проницаемости. По полученным данным показано, что допустимый размер ТВЧ (твердых взвешенных частиц) зависит от диаметра поровых каналов и у двух групп имеет разное среднее значение в виду различий размеров порового пространства.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/vidyi-i-klassifikatsiya-neftesoderjaschih-porod/
