Физика пласта (Ответы на экзамен). 1. Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования
 Скачать 0.82 Mb.
|
Z=vЭтот коэффициент характеризует способность пласта отражать и преломлять упругие волны. Коэффициент отражения– это отношение энергии отражённой волны к энергии падающей волны: k0=А0/А=(z1 - z2)/(z1+z2), где z- удельное волновое сопротивление Чем больше разница волновых сопротивлений, тем больше энергии отражается. Также больше энергии отражается, с ростом контрастности сред. При переходе из воздуха в воду отражается более 99,8% их энергии, а из воды в породу – до 85%. Т.о. от коэффициента отражения зависит эффективность передачи волновой энергии в пласт. 29. Взаимодействие упругих волн с нефтегазовым пластом. Слоистое строение нефтегазового пласта приводит к различию скоростей упругих волн при прохождении вдоль и поперёк пласта, причём vII>v .  Вдоль слоёв: Поперёк слоёв: Если скорость будет перпендикулярна слоям: v=vi/ui, где vi – объём i-ого слоя, ui – скорости распространения в i-ом слое. Если скорость будет параллельна слоям: vII=viui. Для продольных и поперечных волн зависимости от характера насыщения различны и претерпевают инверсию. Это происходит по следующим причинам:
Для примера возьмём водоносный пласт, то вдали от скважины будут фиксироваться продольные волны, а вблизи скважины – поперечные.
С ростом коэффициента глинистости растёт коэффициент поглощения. р,s  SР Кгл
Коэффициент поглощения растёт с ростом коэффициента трещинноватости.  р,s SР Ктр Вывод: поперечные волны более чувствительны к неоднородности пласта. 30. Волновые свойства нефтегазовых пластов, их определение и области использования. Волновые свойства связаны с процессами распространения упругих колебаний в нефтегазовых пластах. Для описания и исследования волн необходимо знать волновые/акустические свойства. Это: скорости распространения упругих волн; коэффициенты поглощения упругих волн; коэффициенты, характеризующие волновое сопротивление;
Области использования: Технология низкочистотного воздействия. Прирост 30%, все остальные 10-15 31. Природный тепловой режим нефтегазового пласта, характеризующие его параметры и свойства. 32. Типы теплопроводности и их физический смысл
Осуществляется вследствие соударения молекул, электронов и агрегатов элементарных частиц друг с другом. (Теплота переходит от более нагретого тела к менее нагретому). Или в металах: постепенная передача колебаний кристаллической решётки от одной частицы к другой (упругие колебания частиц решётки – фононная теплопроводность).
Этот перенос связан с движением частиц флюидов и обусловлен перемещением микроскопических элементов веществ, его осуществляет свободное или вынужденное движение теплоносителя. Под воздействием градиента температуры в земной коре возникают конвективные потоки не только тепла, но и вещества. Возникает термогидродинамический градиент давления. t  Н Можно наблюдать и такое явление, что при возникновении гидродинамического градиента давления нефть удерживается в пласте без покрышки.
Радиоактивная единица в результате распада выделяет тепло, и это тепло выделяется вследствии излучения. 33. Тепловые свойства нефтегазового пласта, характеристика и область использования. Тепловыми свойствами являются:
с – количество теплоты, необходимое для повышения температуры вещества на один градус при заданных условиях (V, Р=соnst). с=dQ/dТ Средняя теплоёмкость вещества: с=Q/Т. Т.к. образцы породы могут иметь разную массу, объём, то для более дифференцированной оценки вводятся специальные виды теплоёмкости: массовая, объёмная и молярная.
Сm=dQ/dТ=С/m Это количество теплоты, необходимое для изменения на один градус единицы массы образца.
Сv=dQ/(VdТ)=Сm, где - плотность Количество теплоты, которое необходимо сообщить единице для повышения её на один градус, в случае Р, V=соnst.
С=dQ/(dТ)=МСm, где М – относительная молекулярная масса [кг/кмоль] Количество теплоты, которое надо сообщить молю вещества для изменения его температуры на один градус. Теплоёмкость является аддитивным свойством пласта: Сi=j=1СjКi, где Кi=1, К – количество фаз. Теплоёмкость зависит от пористости пласта: чем больше пористость, тем меньше теплоёмкость. (с)=сскск(1-kп)+сззkп, где сз – коэффициент заполнения пор; kп – коэффициент пористости.
[Вт/(мК)] характеризует свойство породы передавать кинетическую (или тепловую) энергию от одного элемента к другому. Коэффициент теплопроводности – количество тепла, проходящее за единицу времени через кубический объём вещества с гранью единичного размера, при этом на других гранях поддерживается разница температур в один градус (Т=1). Коэффициент теплопроводности зависит от:
Например, самый большой у алмаза – 200 Вт/(мК), т.к. у его кристалла практически отсутствуют структурные дефекты. Для сравнения, воздуха составляет 0,023 Вт/(мК), воды – 0,58 Вт/(мК).
С  уществует такой параметр, как контактный коэффициент теплопроводности.Наибольшим из контактных коэффициентов обладает кварц – 7-12 Вт/(мК). Далее идут гидрохимические осадки, каменная соль, сильвин, ангидрит. Пониженный контактный коэффициент имеют уголь и асбест. Аддитивность для коэффициента теплопроводности не соблюдается, зависимость не подчиняется правилу аддитивности. Например, теплопроводность минералов может быть записана следующим образом: 1g=vi1gi, где 1gi – логарифм i-ой фазы с объёмным содержанием vi. Важным свойством является величина обратная теплопроводности, именуемая тепловым сопротивлением. Вследствие теплового сопротивления, мы имеем сложное распределение тепловых полей. Это приводит к тепловой конвекции, благодаря которой могут образовываться особые типы залежей – не обычная покрышка, а термодинамическая. Термодинамическое сопротивление снижается со снижением плотности, проницаемости, влажности, а также (в северных районах) степени льдистости. Повышается оно при замещении воды нефтью, газом или воздухом в процессе теплового изменения давления, с увеличением слоистой неоднородности, явления анизотропии. Наибольшим тепловым сопротивлением обладают угли, сухие и газонасыщенные породы. При переходе от терригенных пород к карбонатным тепловое сопротивление снижается. Минимальным тепловым сопротивлением обладают гидрохимические осадки, такие как галит, сильвин, мирабелит, ангидрит, т.е. породы, обладающие структурой пластинчатой соли. Глинистые пласты, среди всех пластов, выделяются максимальным тепловым сопротивлением. Из всего этого мы можем заключить, что тепловое сопротивление определяет степени тепловой инерции, тепловой проводимости.
На практике часто используется такой коэффициент, как температуропроводность, который характеризует скорость изменения температуры при нестационарном процессе теплопередачи. а=/(с), когда =соnst. На самом деле «а» не является постоянной, т.к. является функцией координат и температуры, а с – коэффициента пористости, массы и т.д. При разработке мы можем использовать процессы, в которых возможно возникновение внутреннего источника тепла (например, закачка кислоты), в таком случае уравнение будет выглядеть так: Т/t=а2Т+Q/(с), где Q – теплота внутреннего источника тепла, - плотность породы. 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.
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:
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:
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. |