Petroleum & Gas Engineering

a túlterhelési nyomás meghatározása az a nyomás, amelyet a fedő képződmények össztömege fejt ki az érdekes pont felett. A teljes tömeg mind a képződési szilárd anyagok (kőzetmátrix), mind a képződési folyadékok együttes tömege a pórustérben. A kombinált tömeg sűrűségét térfogatsűrűségnek (PB) nevezzük.
a túlterhelési nyomás tehát kifejezhető az összes anyag által kifejtett hidrosztatikus nyomással, amely a kérdéses mélységet fedi le:

ons = 0.052 x pb x D (1.4)
ahol
ons = túlterhelés Nyomás (psi)
pb = képződés térfogatsűrűség (ppg)
D = valódi függőleges mélység (ft)
és hasonlóan, mint a gradiens (EMW) ppg:
(1.5)
6ovg = túlterhelési gradiens, ppg
pb = képződési térfogatsűrűség (gm/cc)

(a 0,433-as tényező átalakítja a térfogatsűrűséget gm/cc-ről psi/ft-ra)
egy adott területen a túlterhelési gradiens nem állandó a mélységgel a képződési sűrűség változása miatt. Ez a litológia és a pórusfolyadék sűrűségének változásaiból adódik. Ezenkívül a tömörítés mértéke, így a képződési sűrűség növekszik a mélységgel a növekvő túlterhelés miatt.
hasznos egyenletet adunk a túlterhelés gradiensének kiszámításához változó litológiai és pórusfolyadéksűrűségű terepi körülmények között:

Megjegyzés: Az (1.6) egyenletben szereplő sűrűségeket a PPG szokásos egységei helyett gm /cc-ben fejezzük ki. Az olajipar kivételével az összes többi iparág az egységek metrikus rendszerét használja, ahol a sűrűséget általában gm/cc-ben fejezik ki. Az olajipar számos mérését más iparágaktól kölcsönzi.
a tipikus mátrix – és folyadéksűrűségek felsorolását az alábbi 1.1. táblázat tartalmazza:

a sűrűségek konvertálásához a gm / cc-ről a PSI/ft színátmenetekre egyszerűen használja:

gradiens (psi/ft) = 0,433 x (gm /cc) (1.7)
a psi/ft-ról ppg-re történő konvertáláshoz használja:
sűrűség (ppg) = gradiens (psi/ft) / 0.052 (1.8)

Vélemény, hozzászólás?

Az e-mail-címet nem tesszük közzé.