- •Лекции по физике пласта. Лекция №1.
- •Предмет, задачи и специфики дисциплины «Физика пласта».
- •Методы исследования характеристик пласта:
- •Методы изучения пласта.
- •Лекция №2.
- •2. Типы взаимодействия пластов.
- •3. Пласт, как термодинамическая система
- •Виды гетерогенности.
- •Особенности твёрдой фазы.
- •Уровни неоднородности.
- •Лекция №3.
- •7. Гранулометрический анализ.
- •8. Глинистость пласта.
- •9. Окатанность.
- •10. Пористость нефтяного и газового пласта.
- •11. Типы коллекторов.
- •Лекция №4.
- •12. Количественные и качественные характеристики.
- •16. Условия совместной фильтрации.
- •17. Условия совместного движения трёх фаз.
- •Способы определения.
- •18. Обобщённый закон Дарси.
- •Лекция №6.
- •19. Структура внутрипорового пространства и её влияние на фильтрационные и ёмкостные свойства.
- •20. Модели проницаемости.
- •21. Формулы, связывающие коэффициент проницаемости и капиллярное давление.
- •Лекция №7.
- •22. Физика деформационных процессов в нефтегазовых пластах.
- •23. Объёмный коэффициент упругости пласта:
- •24. Эффективные напряжения.
- •25. Деформационная форма.
- •26. Реологические модели.
- •27. Пластическая деформация.
- •Лекция №8.
- •28. Прочность и разрушение породы.
- •29. Теория критических трещин Гриффитса.
- •30. Реологические свойства нефтегазовых пластов.
- •31. Поведение пласта при циклических нагрузках.
- •32. Волновые свойства нефтегазовых пластов.
- •Волны Ленда.
- •Лекция №10.
- •33. Тепловые процессы в нефтегазовых пластах.
- •34. Механизмы теплопередачи.
- •Кондуктивный перенос тепла;
- •Конвективный перенос;
- •Теплообмен, связанный с излучением.
- •Количественное описание переноса тепла.
- •QgrаdТ.
- •Коэффициенты, характеризующие тепловые свойства пласта.
- •Теплоёмкость:
- •Теплопроводность.
- •Температуропроводность.
- •Теплопередача.
- •Лекция №11.
- •35. Физическое состояние нефти и газа при различных условиях в залежи.
- •36. Состав и классификация природных нефтей и газов. Нефти.
- •37. Парциальные давления и объёмы. Основные законы.
- •Закон Дальтона
- •Закон Амага
- •38. Жидкие смеси, их состав. Идеальные и реальные газы.
- •Лекция №12.
- •39. Плотность природного газа и стабильного конденсата.
- •40. Вязкость газов и углеводородных конденсатов.
- •Лекция №13.
- •41. Фазовое равновесие в углеводородных системах.
- •Ткр.Эксп. Ткр.Расч.
- •42. Растворимость газов в нефти.
- •43. Давление насыщения нефти газом.
- •44. Коэффициент сжимаемости нефти. Объёмный коэффициент.
- •Коэффициент усадки.
- •45. Плотность и вязкость пластовой нефти.
- •46. Структурно-механические свойства нефти. Аномальные жидкости.
- •Старение нефти.
- •Лекция 15. Упруго пластические жидкости.
- •Вязкопластическая жидкость.
- •Степенная жидкость.
- •Вязкоупругая жидкость.
- •Лекция №16.
- •2. Адсорбционная вода;
- •3. Плёночная вода;
- •4. Свободная вода;
- •Физические свойства пластовых вод.
- •Плотность.
- •Тепловое расширение воды.
- •Вязкость воды.
- •Выпадение неорганических осадков из пластовых вод.
- •Лекция №17. Влияние термодинамических условий на выпадение солей. (продолжение к лекции №16).
- •Поступление на забой скважины вод из разных горизонтов.
- •49. Явления на поверхности раздела фаз.
- •Поверхностные натяжения.
- •Параметр смачивания и краевой угол смачивания.
- •Работа адгезии.
- •Теплота смачиваемости.
- •Лекция №17_1 Влияние термодинамических условий на выпадение солей. (продолжение к лекции №16).
- •Поступление на забой скважины вод из разных горизонтов.
- •49. Явления на поверхности раздела фаз.
- •Поверхностные натяжения.
- •Параметр смачивания и краевой угол смачивания.
- •Работа адгезии.
- •Теплота смачиваемости.
- •Лекция №18.
- •Ггидрофобизации, или адсорбции, пород.
- •50. Физические основы вытеснения нефти и газа из пластов.
- •Лекция №19.
- •51. Виды остаточной нефти и механизмы их образования.
- •51.1. Виды остаточной нефти и механизмы их образования.
- •Лекция №20.
- •5) Остаточная нефть, образовавшаяся в результате неустойчивого процесса вытеснения.
- •Лекция №21.
- •52. Способы оценки остаточной нефти.
- •Геофизические методы.
- •Методы Увеличения Нефтеотдачи (мун).
- •53. Техногенное изменение пласта по технологиям.
- •54. Физические принципы повышения продуктивности скважин.
- •Лекция №22.
- •54.1 Физические методы повышения продуктивности скважин.
Лекция №12.
39. Плотность природного газа и стабильного конденсата.
Для природного газа:
Р, t=Р0, t0(Рz0Т0)/(Р0zТ)
Для стабильного конденсата:
(С5+)=1.003Мк/(Мк+44.29) [кг/см3]
По коэффициенту преломления, определяемого на опыте, можно рассчитать:
1gМк=1.939+0.0019tк+1g(2.15 - nD),
где tк – температура кипения конденсата; nD – коэффициент преломления.
Эти коэффициенты носят эмпирический характер.
Но плотность стабильного конденсата можно вычислить и по иной формуле, а именно:
к=хiМi/хini/i,
где хi – молярная доля i-ого компонента;
i – плотность i-ого компонента;
Мi – молекулярная масса.
40. Вязкость газов и углеводородных конденсатов.
F/А?dv/dу
-
[Пас]
А1 v
dу
А2 v+dv
Вязкость газа при низких давления и температурах близка вязкости идеального газа. Значит, можно воспользоваться кинематической теорией, записав уравнение для разреженного газа:
=v/3,
где v – средняя скорость движения молекул; - длина свободного пробега.
Согласно кинетической теории, вязкость зависит от давления и температуры:
С повышением давления плотность возрастает, но снижается, следствием чего является возрастание вероятности соударения, средняя скорость движения при этом постоянна, и вязкость в начальный период практически постоянна (р).
С ростом температуры вязкость возрастает, т.к. увеличивается средняя скорость движения молекул, а плотность и длина свободного пробега практически не меняются.
В то же время из определения вязкости, силы, препятствующие перемещению одного слоя относительно другого должны меняться, а, значит, изменение вязкости носит сложный характер.
Рmах
Рmin
T
При малых давлениях мало зависит от перепада давлений. С ростом давления и увеличением температуры вязкость газов () снижается.
Если у нас возрастает молекулярная масса газа, то вязкость увеличится соответственно.
Учёт наличия неуглеводородных газов, их влияние на вязкость проводится следующим образом:
=уаа+(1 – уа)у,
где у – молярная доля;
а – вязкость неуглеводородного газа;
у – вязкость углеводородного газа.
Зависимость от молекулярной массы может быть графически изображена:
М
Рассмотрим два основных термодинамических процесса: при постоянном давлении (изобарный) и при постоянном объёме (изохорный).
Для расчёта происходящих процессов в газах применяют понятия изобарной и изохорной удельных теплоёмкостей.
Ср=(Q/Т)р
Сv=(Q/Т)v
dQ=di - vdр,
где i- энтальпия идеального газа.
di=dQ+vdр=СрdТ+(v – Т(р/Т)р)dv
При р=соnst: dQ=di=СрdТ Ср=(di/dТ)р
Т.о. Ср зависит от температуры.
Сри=0.523(8.36+0.008t)i3/4 [кДж/(кмольК)]
Теплоёмкость реальных газов определяется по правилу аддитивности т.е.:
Срсм=уiСрi
Изобарная молярная теплоёмкость зависит от давления и температуры:
Ср=Сри(t)+Ср(р,t),
где Ср – изотермическая поправка теплоёмкости на давление и температуру.
Ср
Тпр
Рпр
Состояния углеводородных систем приобретают особую актуальность, т.к. находятся в области критических состояний, где имеют место фазовые превращения.
Все уравнения, полученные на основе эксперимента, носят полуэмпирический характер.
Решение задач, относящихся к добыче, транспорту и переработке газа, связано с уравнением Пенга-Робинсона (1975 г.):
Р=RТ/(v–в)=а(Т)/(v(v+в)+в(v-в)),
где а(Т), в – коэффициенты, определяющиеся критическими параметрами, причём а(Т) – некоторая функция.
v – молекулярный объём.
z3 – (1 - В)z2+(А - 3В2 - 2В)z – (АВ – В2 – В3)=0,
где А=а(Т)Р/(R2Т2),
В=вР/(RТ)
Если смесь находится в двухфазном состоянии, то больший корень соответствует фазе пара, а меньший – жидкости.
В критических условиях zкр=соnst – величина постоянная - и zкр=0.307. Тогда:
а(Ткр)=0.45724R2Ткр2/Ркр
в(Ткр)=0.0778RТкр/Ркр
Если температура отлична от критической, то эти коэффициент зависят от Ткр:
а(Т)=а(Ткр)(Ткр,);
в(Т)=в(Ткр),
где - безразмерная функция.
При Т=Ткр =1.
Связь между и температурой (Т) можно записать следующим образом:
0.5=1+m(1 – Т0.5), m=f().
Для смеси уравнение Пенга-Робинсона выглядит так:
асм(Т)=уiаi;
всм(Т)=уiвi,
где аi и вi вычисляются по формулам:
аi=0.457(R2Ткрi2/Ркрi)i;
вi=0.0778RТкрi/Ркрi