МАРК РЕГНЕРУС ДОСЛІДЖЕННЯ: Наскільки відрізняються діти, які виросли в одностатевих союзах
РЕЗОЛЮЦІЯ: Громадського обговорення навчальної програми статевого виховання ЧОМУ ФОНД ОЛЕНИ ПІНЧУК І МОЗ УКРАЇНИ ПРОПАГУЮТЬ "СЕКСУАЛЬНІ УРОКИ" ЕКЗИСТЕНЦІЙНО-ПСИХОЛОГІЧНІ ОСНОВИ ПОРУШЕННЯ СТАТЕВОЇ ІДЕНТИЧНОСТІ ПІДЛІТКІВ Батьківський, громадянський рух в Україні закликає МОН зупинити тотальну сексуалізацію дітей і підлітків Відкрите звернення Міністру освіти й науки України - Гриневич Лілії Михайлівні Представництво українського жіноцтва в ООН: низький рівень культури спілкування в соціальних мережах Гендерна антидискримінаційна експертиза може зробити нас моральними рабами ЛІВИЙ МАРКСИЗМ У НОВИХ ПІДРУЧНИКАХ ДЛЯ ШКОЛЯРІВ ВІДКРИТА ЗАЯВА на підтримку позиції Ганни Турчинової та права кожної людини на свободу думки, світогляду та вираження поглядів Контакти
Тлумачний словник |
|
|||||||
Характернистика нафтових родовищ України
На території України виділено три нафтогазоносні регіони: Дніпровсько-Донецький, Карпатський і Причорноморсько-Кримський. Видобування нафти поки-що пов’язано, в основному з першими двома регіонами. Нафтові родовища Карпатського регіону, точніше Передкарпаття, характеризуються багатопластовістю, великою товщиною продуктивного розрізу (до 600 м), низькими колекторськими властивостями (коефіцієнт пористості 7-15%, коефіцієнт проникності (0,1-20)·10-3 мкм2), надзвичайною літологічною мінливістю порід по площі та розрізу, високим газовмістом нафти (100-500 м3/т), тектонічною і літологічною екранованістю покладів, відсутністю, як правило, активних законтурних вод, близькими значинами початкового пластового тиску і тиску насичення нафти газом. У стратиграфічному розрізі виділяють два стратиграфічних Родовища залягають на глибинах від денної поверхні до 8000-11000 м. Нафти в основному парафінисті (вміст парафіну сягає 15%), високосмолисті Родовища Дніпровсько-Донецького регіону, який пов’язаний із Дніпровсько-Донецькою западиною, відзначається більшим розмаїттям геологічних умов. Коефіцієнт пористості деяких покладів сягає 20-23%, коефіцієнт проникності – 1 мкм2 і більше. Часто тектонічними порушеннями поклади розбиті на блоки. Продуктивні горизонти й окремі пласти мають відносно невеликі товщини (від 35 до 20-30 м), часто з газовими шапками і підошовними водами. У багатьох покладах початковий пластовий тиск значно перевищує тиск насичення нафти газом. Режим роботи покладів – від пружно замкнутого до активного водонапірного. З глибиною спостерігається кількісна перевага газових і газоконденсатних родовищ над газонафтовими. Характерною особливістю нафтових родовищ України є належність більшості із них до теригенних колекторів і мала в’язкість пластової нафти (динамічний коефіцієнт в’язкості в основному до 5 мПа·с). Карбонатні колектори і важкі високов’язкі нафти зустрічаються лише в деяких родовищах. До низькопроникних колекторів належать 37% поточних запасів нафти (практично усі родовища Передкарпаття). Деяким родовищам характерна, тією чим іншою мірою, досить виражена тріщинуватість колектора. Розмір і багатопластовість родовищ разом із ємнісними властивостями колекторів визначають у цілому величину і густоту запасів нафти, а в поєднанні з глибиною залягання зумовлюють вибір системи розробки та способів видобування нафти. Густина нафти в нафтових покладах перехідного стану становить 425-650, у нафтових – 625-900 та у нафтових важкої, високов’язкої, малорухомої нафти і твердих вуглеводнів (бітумів) – понад 875 кг/м3. Глибиною залягання родовища, в основному, визначаються температура і тиск у покладах. Вони зумовлюють фазові співвідношення нафти, газу і конденсату в пластових умовах. Із збільшенням глибини залягання родовища зростають витрати на будівництво та обладнання свердловин, ускладнюються умови піднімання нафти з глибини на поверхню тощо. Глибокими називають свердловини з глибиною від 4500 до 7500 м, надглибокими – від 7500 до 15000 м. Властивості колекторів і флюїдів зумовлюють систему розробки родовища і технологію видобування нафти, дебіти свердловин, повноту вилучання нафти із надр, процеси її видобування та ін. На техніку видобування нафти істотно впливають надходження піску з пласта у стовбур свердловини, випадання з нафти і відкладання на внутрішній поверхні обладнання парафіну, відкладання мінеральних солей, кородуючі властивості флюїдів та ін. Проникність у комплексі з товщиною пласта і в’язкістю нафти визначає дебіт свердловин. За початковими значинами дебіту (в т/добу) розрізняють низько- (до 7), середньо- (від 25 до 200) і надвисокодебітні (понад 200) нафтові поклади. Важливу роль в організації і виборі технології видобування нафти відіграють рельєф місцевості, сейсмічність, заболоченість або засушливість території, кліматичні умови, глибина вод у випадку розташування родовищ під дном моря чи океану. Території Карпат і Криму відносяться до сейсмічно активних районів.
Читайте також:
|
||||||||
|