|
|
госы. 1. Приток нефти к совершенной и несовершенной скважинам в однородном изотропном пласте. Виды несовершенства скважин. Изотропный пласт
23. Коллекторские свойства поровых и трещиноватых коллекторов.
КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД — способность горных пород пропускать через себя жидкие и газообразные флюиды и аккумулировать их в пустотном пространстве.
Основные параметры: проницаемость, ёмкость, флюидонасыщенность.
Скорость и направление течения флюида связаны с особенностями геометрии порового пространства коллектора, с интенсивностью, ориентировкой, сообщаемостью трещин, а также физико-химическими свойствами флюида.
Проницаемость существенно зависит от размеров, извилистости поровых каналов и трещиноватости пород. Проницаемость пористой среды для многофазных систем ниже, чем для однофазных.
Процесс движения жидкостей или газов в трещинно-пористых средах подчиняется линейному закону фильтрации Дарси, где проницаемость горных пород выражается через коэффициент проницаемости К (м2 или Д).
Пористость – это свойства горной породы содержать в себе поры, пустоты. Оценивается коэффициентом пористости. Единица измерения: в % или доля единиц. Пористость бывает: открытой (сообщающиеся поры), закрытой (замкнутые поры), эффективной.
Проницаемость – способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы при наличии перепада давления. Оценивается через коэффициент проницаемости, единица измерения: м2 или мкм2. Промысловая единица измерения – это Д (Дарси) или мД. Таким образом коэффициент проницаемости характеризует площадь фильтрации.
Трещиноватость – это свойства пород содержать в себе трещины. Трещиноватость присуще в основном для плотных горных пород, для пород карбонатного типа. Оценивается через коэффициент трещиноватости: это отношение всех пустот трещин к объему образца. Оценивается густотой и длиной трещин и раскрытостью.
Насыщенность – это свойство горных пород содержать нефть, газ в пустотном пространстве. Оценивается через коэффициент нефтенасыщенности, газонасыщенности, водонасыщенности.
24. Карбонатность горных пород. Методика определения.
Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита – СаСО3· МgСО3, соды – Na2СО3, поташа – K2СО3, сидерита – FeСО3 и др.
Общее количество карбонатов относят обычно к содержанию известняка (СаСО3), потому, что углекислый кальций наиболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов.
КАРБОНАТНЫЕ ПОРОДЫ - горные породы, сложенные в основном карбонатами природными. К этой группе могут быть отнесены все горные породы, состоящие из кальцита, арагонита, доломита, магнезита, сидерита, анкерита, родохрозита, витерита и др.
Основные минералы, слагающие карбонатные породы: кальцит, доломит и в меньшей степени магнезит. В карбонатных породах почти всегда присутствуют глинистое и органические вещество, кварц, часто глауконит, пирит, фосфорит, кремень и т.д. Основная масса карбонатных пород образовалась осадочным путём в морских и озёрных бассейнах.
Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения проницаемости призабойной зоны (увеличения величины вторичной пористости), а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт. Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом. Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты под действием соляной кислоты и измерением объёма выделившегося углекислого газа, образовавшегося в результате реакции: СаСО3 + 2HCl = CO2↑ + CaCO3 + H2O.
По объёму, выделившегося газа (CO2), вычисляют процентное (весовое) содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3.
25. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления, температуры, добавок ПАВ, солей, кислот.
ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ - сила, испытываемая молекулами жидкости на поверхности (сильнее всего на границе газ - жидкость) и направленная в глубину объема жидкости. Из-за поверхностного натяжения жидкость всегда принимает форму, соответствующую минимальной поверхности, в частности капля имеет сферическую форму. С ростом температуры поверхностное натяжение жидкости уменьшается и при критической для нее температуре обращается в нуль. Поверхностное натяжение с увеличением давления понижается, тем сильнее, чем ниже температура.
Поверхностно-активными веществами (ПАВ) называются вещества, которые при растворении в воде понижают ее поверхностное натяжение на границе с воздухом, а также на границе раздела с другими телами. Органические вещества, например, жирные кислоты, спирты, кетоны, мыла, протеины, весьма значительно понижают поверхностное натяжение воды.
26. Состав и классификация природных газов.
Коэффициент сверхсжимаемости природных газов.
В состав природных газов входят:
а) углеводороды -алканы CnH2n+2 и цикланы CnH2n;
б) неуглеводороды- азот N2, угл. газ СО2, сероводород Н2S, ртуть, меркаптаны RSH.
в) инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон.
Фазовые состояния.
Метан (СН4), этан (С2Н6) и этилен (С2Н4) при нормальных условиях (р=0,1 МПа и Т=273 К) являются реальными газами и составляют сухой газ.
Пропан (С2Н6), пропилен (С3Н6), изобутан(i=С4Н10), нормальный бутан-(n=С4Н10), бутилены (С4Н8) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях—в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.
Углеводороды, начиная с изопентана (i= С5Н12) и более тяжелые (17³n>5) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.
Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С18Н28), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.
Классификация природных газов.
1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.
2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропанбутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.
3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата.
Газовыми и газоконденсатными месторождениями являются месторождения, которые находятся в пластовых условиях в однофазном состоянии. Нефтяными являются залежи, в которых объем нефтяной части залежи больше объема газовой шапки и составляет более 0,75. Газонефтяные 0,5-0,75. Нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (НГКМ), в которых объем нефтяной части 0,25-0,5. В газовых и газоконденсатных месторождениях содержание метана обычно превышает 90%, тогда как в газонефтяных находится в пределах 50%.
Сухой газ состоит преимущественно из метана. Жирный газ содержит в своем составе более тяжелые компоненты, характерен для попутных нефтяных газов. Искусственными газами называют газы, полученные при сухой перегонке твердых топлив (каменный уголь, горючий сланец).
Коэффициент сверхсжимаемости (Z) – отношение объемов равного числа молей реального и идеального газов при одних и тех же термобарических условиях.
В уравнении Клайперона – Менделеева PV=zRT для идеального газа z=1.
При определении коэффициента сверхсжимаемости используются понятия «приведенные и критические параметры газа»
Ткр - критическая температура чистого вещества это максимальная температура, при которой жидкая и паровая фазы могут существовать в равновесии или та температура при которой средняя молекулярная кинетическая энергия становится равной потенциальной энергии притяжения молекул.
Выше этой температуры газ ни при каком давлении не может перейти в жидкость. Давление паров вещества при критической температуре называется критическим давлением (Рк )
Для смеси газов вводится понятие псевдокритических (или среднекритических параметров):
Ркр.см = Sуi Ркр i ; Ткр.см = Sу i Ткрi
где у–i молярная доля i-го компонента в смеси газов; Ркр.i, Ткр.i–критическое давление и критическая температура i-го компонента, n–число компонентов смеси.
27. Абсолютное и избыточное давление, приборы для измерения давления. Классы точности.
Давление ́ — физическая величина, численно равная силе, действующей на единицу площади поверхности перпендикулярно этой поверхности.
Абсолютное давление Pа — параметр состояния вещества (жидкостей, газов и паров).
Избыточное давление ри представляет собой разность между абсолютным давлением Pа и барометрическим давлением Рб (т. е. давлением окружающей среды): Ри = Ра — Рб.
Если абсолютное давление ниже барометрического, то РВ = Рб — Ра, где Pв — разрежение.
Единицы измерения давления: Па (Н/м2); кгс/см2; мм вод. ст.; мм рт.ст.
Приборы для измерения давления:
а) манометры – для измерения абсолютного и избыточного давления;
б) вакуумметры – для измерения разряжения (вакуума);
в) мановакуумметры – для измерения избыточного давления и вакуума;
г) напоромеры – для измерения малых избыточных давлений (верхний предел измерения не более 0,04 МПа);
д) тягомеры – для измерения малых разряжений (верхний предел измерения до 0,004 МПа);
е) тягонапорометры – для измерения разряжений и малых избыточных давлений;
ж) дифференциальные манометры – для измерения разности давлений;
з) барометры - для измерения барометрического давления атмосферного воздуха.
Класс точности измерительного прибора — это обобщенная характеристика, определяемая пределами допускаемых основных и дополнительных погрешностей, а также другими свойствами, влияющими на точность, значения которых установлены в стандартах на отдельные виды средств измерений.
Класс точности средств измерений характеризует их свойства в отношении точности, но не является непосредственным показателем точности измерений, выполняемых при помощи этих средств.
Зависимость предела допускаемой основной погрешности от класса точности прибора представлена в таблице
По классу точности: от 0,4 до 4,0. Этот показатель характеризует погрешность измерения прибора.
28. Определение режимов движения жидкости. Число Рейнольдса.
В зависимости от рода жидкости, скорости ее движения и характера стенок, ограничивающих поток, различают два основных режима движения: ламинарный и турбулентный.
Ламинарнымназывают упорядоченное движение, когда отдельные слои скользят друг по другу, не перемешиваясь .
Ламинарный режим движения можно наблюдать чаще у вязких жидкостей, таких как нефть, масла и т. п.
Турбулентнымназывают режим, при котором наблюдается беспорядочное движение, когда частицы жидкости движутся по сложным траекториям и слои жидкости постоянно перемешиваются друг с другом.
Установка Рейнольдса для исследования режимов движения жидкости представлена на рис. 27. Сосуд Азаполняется испытуемой жидкостью. К сосуду Ав нижней его части присоединена стеклянная трубка 1 с краном 2, которым регулируется скорость течения в трубке. Над сосудом Арасположен сосуд Бсраствором краски. От сосуда Ботходит трубка 3скраном 4.Конец трубки 3заведен в стеклянную трубку 1.Для пополнения сосуда Аслужит трубка 5 с запорным устройством 6.
П ри ламинарном режиме движения жидкости по трубке 1 струйка раствора краски, истекающей из трубки 3, имеет вид четко вытянутой нити вдоль трубки 1.По мере открытия крана 2увеличивается скорость движения и режим движения переходит в турбулентный, при этом струйка приобретает волнообразный характер, а при еще большей скорости совсем размывается и смешивается с жидкостью в трубке. При постепенном закрытии крана эти явления протекают в обратном порядке, т. е. турбулентный режим сменяется ламинарным. Опыты показали, что переход от турбулентного режима к ламинарному происходит при определенной скорости (эта скорость называется критической),которая различна для разных жидкостей и диаметров труб; при этом критическая скорость растет с увеличением вязкости жидкости и с уменьшением диаметра труб.
Рейнольдсом и рядом других ученых опытным путем было установлено, что признаком режима движения является некоторое безразмерное число, учитывающееосновные характеристики потока Re=vR/ν, где  –скорость,м/сек; R-гидравлический радиус, м; v - кинематический коэффициент вязкости, м2/сек.
Это отношение называется числом Рейнолъдса.Значение числа Re,при котором турбулентный режим переходит в ламинарный, называют критическим числом Рейнолъдса ReKp.Если фактическое значение числа Re,вычисленного по формуле, будет больше критического Re > ReKp –режим движения турбулентный, когда Re < ReKp –режим ламинарный.Для напорного движения в цилиндрических трубах удобнее число Рейнольдса определять по отношению к диаметру d,т. е.Re=vd/ν, где d –диаметр трубы. В этом случае ReKpполучается равным
2300 29. Виды сопротивлений при движении жидкости (привести примеры и изобразить схематично).Все гидравлические потери энергии делятся на два типа: потери на трение по длине трубопроводов и местные потери, вызванные такими элементами трубопроводов, в которых вследствие изменения размеров или конфигурации русла происходит изменение скорости потока, отрыв потока от стенок русла и возникновение вихреобразования.Простейшие местные гидравлические сопротивления можно разделить на расширения, сужения и повороты русла, каждое из которых может быть внезапным или постепенным. Более сложные случаи местного сопротивления представляют собой соединения или комбинации перечисленных простейших сопротивлений. Рассмотрим простейшие местные сопротивления при турбулентном режиме течения в трубе.1. Внезапное расширение русла. Потеря напора (энергии) при внезапном расширении русла расходуется на вихреобразование, связанное с отрывом потока от стенок, т.е. на поддержание вращательного непрерывного движения жидких масс с постоянным их обновлением.  2. Постепенное расширение русла. Постепенно расширяющаяся труба называется диффузором. Течение скорости в диффузоре сопровождается ее уменьшением и увеличением давления, а следовательно, преобразованием кинетической энергии жидкости в энергию давления. В диффузоре, так же как и при внезапном расширении русла, происходит отрыв основного потока от стенки и вихреобразования. Интенсивность этих явлений возрастает с увеличением угла расширения диффузора α.  3. Внезапное сужение русла. В этом случае потеря напора обусловлена трением потока при входе в более узкую трубу и потерями на вихреобразование, которые образуются в кольцевом пространстве вокруг суженой части потока.  4. Постепенное сужение русла. Данное местное сопротивление представляет собой коническую сходящуюся трубу, которая называется конфузором. 5. Внезапный поворот трубы (колено). Данный вид местного сопротивления вызывает значительные потери энергии, т.к. в нем происходят отрыв потока и вихреобразования, причем потери тем больше, чем больше угол δ.  6. Постепенный поворот трубы (закругленное колено или отвод). Плавность поворота значительно уменьшает интенсивность вихреобразования, а следовательно, и сопротивление отвода по сравнению с коленом. Это уменьшение тем больше, чем больше относительный радиус кривизны отвода R / d Коэффициент сопротивления отвода ζотв зависит от отношения R / d, угла δ, а также формы поперечного сечения трубы.  30.Причины потерь напора в каждом виде местных сопротивлений. Факторы влияющие на значения коэффициентов местных сопротивлений. Потери напора в местных сопротивлениях зависят главным образом только от конструкции местного сопротивления. Например, при прохождении потока через вентильный кран образуется больше завихрений, следовательно, происходит больше потерь напора (энергии), чем при прохождении через пробковый кран.   Вихреобразование при протекании жидкости: а) - в вентильном кране; б) - в пробковом кране Особенностями внезапного расширения потока (рис. 4.4) являются: - пъезометр в сечении 2 - 2 устанавливают на расстоянии а от зоны расширения для определения коэффициента ζ вр (коэффициент сопротивления при внезапном расширении) опытным путём, так как действительная пъезометрическая высота будет только в безвихревой зоне трубопровода (в зонесформированного основного потока); пъезометрическая высота в сечении 2 будет больше, чем в сечении 1 - 1 (h 2>h 1).  Внезапное расширение потока Особенностями внезапного сужения потока (рис. 4.5) являются: - образование двух вихревых зон; - для измерения пъезометрических напоров в сечениях пъезометры необходимо установить на расстоянии а и b от границы сужения (в зоне сформированного основного потока).  Коэффициент сопротивления ζвс при внезапном сужении трубы, отнесённый к скорости V 2 (скорость после сопротивления), определяют по формуле Идельчика: ζ вс = 0,5  = 0,5  . Для уменьшения сопротивления, связанного с расширением или сужением потока, применяют конусный переход от одного диаметра к другому. Потери при повороте трубопровода зависят от угла поворота α и радиуса закругления R. Особенностью течения является поперечная циркуляция потока, в котором линии тока частиц становятся винтообразными.  Поворот трубопровода |
|
|
Скачать 0.63 Mb.