- •Методы изучения пласта.
- •Уровни неоднородности.
- •Закон Дарси
- •Способы определения.
- •Капиллярное давление
- •Пластическая деформация.
- •Реологические модели.
- •4.Теплопередача.
- •39. Уравнения состояния идеальных и природных газов.
- •40,41. Физические свойства реальных газов. Физические свойства газового конденсата.
- •Плотность природного газа и стабильного конденсата.
- •Вязкость газов и углеводородных конденсатов.
- •42. Физические свойства природных нефтей.
- •1)Сжимаемость нефти.
- •2)Упругий запас.
- •3) Плотность.
- •43. Аномально-вязкие нефти и их структурно-механические свойства.
- •1. Вязкопластическую жидкость;
- •2. Степенная жидкость.
- •3.Упруго пластические жидкости.
- •44. Физические свойства неньютоновских нефтей, законы фильтрации аномальных нефтей.
- •45. Изменение состава и свойств пластовых нефтей в природных условиях и при реализации процессов нефтеизвлечения.
- •Давление насыщения нефти газом.
- •46. Вода в нефтегазовых пластах, формы нахождения и свойства.
- •2. Адсорбционная вода;
- •3. Плёночная вода;
- •4. Свободная вода;
- •Физические свойства пластовых вод.
- •4. Вязкость воды.
- •Выпадение неорганических осадков из пластовых вод.
- •47. Фазовые превращения углеводородных систем. Фазовое равновесие в углеводородных системах.
- •48. Физика процессов вытеснения нефти водой, роль микросил в процессах вытеснения.
- •49. Виды остаточной нефти в залежи.
- •50. Капиллярно-защемленная остаточная нефть.
- •51. Адсорбированная и пленочная остаточная нефть
- •52. Остаточная нефть неустойчивого вытеснения.
- •53. Физические принципы доизвлечения остаточной нефти.
- •54. Техногенные изменения нефтяного пласта при разработке.
- •55. Физические принципы повышения продуктивности скважин.
- •56. Методы изучения природной и остаточной нефтенасыщенности.
- •Геофизические методы.
- •57. Принципы физического моделирования процессов вытеснения.
- •58. Режимы образования остаточной нефти.
4.Теплопередача.
Следующим важным параметром является теплопередача.
Q=kтТSt,
где kт – коэффициент теплопередачи.
Его физический смысл: количество тепла, ушедшего в соседние пласты, через единицу поверхности, в единицу времени при изменении температуры на один градус.
Обычно теплопередача связана с вытеснением в выше и ниже лежащие пласты.
34. Влияние температуры на изменение физических свойств нефтегазового пласта.
Тепло, которое поглощается породой, расходуется не только на кинетические тепловые процессы, но и на совершение механической работы, она связана с тепловым расширением пласта. Это тепловое расширение связано с зависимостью сил связи атомов в решётке отдельных фаз от температуры, в частности появляющаяся в направленности связей. Если атомы легче смещаются при удалении друг от друга, чем при сближении, происходит смещение центров колющихся атомов, т.е. деформация.
Связь между ростом температуры и линейной деформацией может быть записана:
dL=LdТ,
где L – первоначальная длина [м], - коэффициент линейного теплового расширения [1/град].
dL/L=dТ
Аналогично для объёмного расширения:
dV/V=тdТ,
где т – коэффициент объёмной тепловой деформации.
Поскольку коэффициенты объёмного расширения сильно различаются для разных зёрен, то в процессе воздействия произойдут неравномерные деформации, что приведёт к разрушению пласта.
В точках соприкосновения происходит сильная концентрация напряжений, следствием чего является вынос песка и соответственно разрушение породы.
1
3 2
4
Явление вытеснения нефти и газа также связано с объёмным расширением. Это так называемый процесс Джоуля-Томпсона. При эксплуатации происходит резкое изменение объёма, возникает эффект дросселирования (теплового расширения с изменением температуры). Термодинамическая дебитометрия основана на изучении этого эффекта.
Введём ещё один параметр – адиабатический коэффициент: s=dТ/dр.
Дифференциальный адиабатический коэффициент определяет изменение температуры в зависимости от изменения давления.
Величина S>0 при адиабатическом сжатии. При этом вещество нагревается. Исключением является вода, т.к. в интервале от 0¼4 она остывает.
Величину S можно рассчитать следующим образом:
S=V/(Срg)Т,
где V – объём, Т – температура, - коэффициент линейного расширения, g – ускорение свободного падения.
Коэффициент Джоуля-Томпсона определяет изменение температуры при дросселировании.
=dТ/dр=V/(Срg)(1 - Т)=V/(Срg) - S,
где V/(Срg) определяет нагрев за счёт работы сил трения
S – охлаждение вещества за счёт адиабатического расширения.
Для жидкости V/Срg>>S Жидкости нагреваются.
Для газов 0 Газы охлаждаются.
На практике используют шумометрию скважин – метод, основанный на явлении, когда газ при изменении температуры выделяет колебательную энергию, вызывая шум.
35. Изменение свойств нефтегазового пласта в процессе разработки залежи.
В естественном состоянии пласты находятся на большой глубине, а, судя по геотермическим ступеням, температура в этих условиях близка к 150, поэтому можно утверждать, что породы изменяют свои свойства, ведь при проникновении в пласт мы нарушаем тепловое равновесие.
Когда мы закачиваем в пласт воду, эта вода имеет температуру поверхности. Попадая в пласт, вода начинает охлаждать пласт, что неминуемо приведёт к различным неблагоприятным явлениям, например парафинизации нефти. Т.е. если в нефти есть парафинистая составляющая, то в результате охлаждения выпадет парафин и закупорит пласт. К примеру, на месторождении Узень температура насыщения нефти парафином Тн=35(40), и при его разработки были нарушены эти условия, в результате температура пласта снизилась, парафин выпал, произошла закупорка и разработчикам пришлось длительное время закачивать горячую воду и прогревать пласт, пока весь парафин не растворился в нефти.
Высоковязкие нефти.
Для их разжижения используют теплоноситель: горячую воду, перегретый пар, а также внутренние источники тепла. Так в качестве источника используют фронт горения: поджигают нефть и подают окислитель.
В Швейцарии, Франции, Австрии, Италии реализуют и такие проекты:
Метод снижения вязкости нефтей посредством радиоактивных отходов. Они хранятся 106 лет, но при этом греют высоковязкую нефть, позволяя легче её добывать.
36. Физическое состояние углеводородных систем в нефтегазовых пластах и характеристики этих состояний.
Возьмём простое вещество и рассмотрим диаграмму состояния:
Р
С
Ж
Г
Т
Точка С является критической точкой, в которой различие между свойствами исчезает.
Давление (Р) и температура (Т), которые характеризуют пласт, могут измеряться в очень широком диапазоне: от десятых МПа до десятков МПа и от 20-40 до более, чем 150С. В зависимости от этого наши залежи, в которых находятся углеводороды, могут быть разделены на газовые, нефтяные и т. д.
Т.к. на различных глубинах давления меняются от нормальных геостатических до аномально высоких, то углеводородные соединения могут находиться в газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей в залежи.
При высоких давлениях плотность газов приближается к плотности лёгких углеводородных жидкостей. В этих условиях тяжёлые нефтяные фракции могут растворяться в сжатом газе. В результате нефть будет частично растворена в газе. Если количество газа незначительно, то с ростом давления газ растворяется в нефти. Поэтому в зависимости от количества газа и его состояния выделяются залежи:
чисто газовые;
газоконденсатные;
газонефтяные;
нефтяные с содержанием растворённого газа.
Граница между газонефтяными и нефтегазовыми залежами условна. Она сложилась исторически, в связи с существованием двух министерств: нефтяной и газовой промышленности.
В США залежи углеводородов делятся по значению газоконденсатного фактора, плотности и цвету жидких углеводородов на:
газовые;
газоконденсатные;
газонефтяные.
Газоконденсатный фактор – это количество газа в кубических метрах, приходящееся на кубометр жидкой продукции.
По американскому стандарту к газоконденсатам относятся залежи, из которых добываются слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости с плотностью равной 740-780 кг/м3 и с газоконденсатным фактором 900-1100 м3/м3.
В газовых залежах может содержаться адсорбированная связанная нефть, состоящая из тяжёлых углеводородных фракций, составляющая до 30% порового объёма.
Кроме того при определённых давлениях и температурах возможно существование газогидратных залежей, где газ находится в твёрдом состоянии. Наличие таких залежей – большой резерв наращивания добычи газа.
В процессе разработки происходит изменение первоначальных давлений и температур и происходят техногенные преобразования углеводородов в залежи.
Как то из нефти при непрерывной системе разработки может выделится газ, в результате чего у нас произойдёт снижение фазовой проницаемости, увеличение вязкости, в призабойной зоне происходит резкое снижение давления, за которым последует выпадение конденсата, что приведёт к образованию конденсатных пробок.
Кроме того, при транспортировке газа могут происходить фазовые преобразования газа.
38. Фазовые диаграммы однокомпонентных и многокомпонентных систем.
Правило фаз Гипса (показывает вариантность системы – число степеней свободы)
r=N+2-m
N - число компонентов системы
m – число ее фаз.
Пример: H2O (1 комп.) N=1 m=2 r=1
При заланном Р одна только Т
Однокомпонентная систеиа.
Сжимаем от А к В – первая капля жидкости (точка росы или точка конденсации Р=Рнас)
В точке Д остаётся последний пузырек пара, точка парообразования или кипения
У каждой изотермы свои точки кипения и парообразования.
Двухкомпонентная система
Изменяется Р и Т, т. е. давление начала конденсации всегда меньше давления парообразования.