физика пласта ответы. 1 Роль физики пласта в современных технологиях углеводородоизвлечения
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
41. Первичные и вторичные напряжения, их связь с условиями залегания пластов и технологическими факторами. Напряжения делятся на первичные (геологические) и вторичные (возникают при разработке скважины). Напряжение возникает на контактах зерен – концентрация напряжений. Горное давление – это силы, которые действуют на пласт в его естественном залегании. Это силы, которые обусловлены весом вышележащих слоев, тектоническим движением, давлением газов.  42. Понятие нормальных и касательных напряжений, тензор напряжений. Напряжение – реакция пласта на приложенную нагрузку. В зависимости от того, как действуют напряжения, оно П  одразделяется на:x,y,z – нормальное напряжение, ij – касательное напряжение.  S ij – тензор напряжений. где σ – главное (нормальное) напряжение, P ik– совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при i≠k. Напряжённое состояние приводит к тому, что пласт подвергается деформации. Напряжения могут быть охарактеризованы диаграммой Мора.    43. Виды напряженного состояния нефтегазовых платов, тензор напряжений. Напряжение – реакция пласта на приложенную нагрузку. В  ыберем из массива породы эллипсоидный элемент и рассмотрим реакции:Если напряжения действуют в одном направлении, то мы получим одноосное напряжённое состояние. Если напряжения действуют в плоскости в разных направлениях, мы получим плоское напряжённое состояние. Если у нас происходит изменение напряжения в объёме, возникает объёмное напряжённое состояние. При реализации эксперимента модель даёт нам одноосное напряжение, тогда как в пласте объёмное напряжённое состояние. В зависимости от того, как действуют напряжения, оно подразделяется на:  x,y,z – нормальное напряжение, ij – касательное напряжение. S ij – тензор напряжений. где σ – главное (нормальное) напряжение, P ik– совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при i≠k. Напряжённое состояние приводит к тому, что пласт подвергается деформации. 44. Виды деформаций, тензор деформаций. Деформация – изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений. Деформация зависит от вида напряжённого состояния, т.о. можно выделить:  линейные деформации; сдвиговые деформации; объёмные деформации.Суммарная деформация ху, уz, хz – величина, на которую уменьшается прямой угол между соответствующими гранями выбранного нами из массива пласта куба в результате сдвига. Деформации удлинения и сдвига можно разложить на составляющие по осям координат и написать тензор деформаций:  4  5. Зависимость деформаций от напряжений, упругие и пластические деформации.Деформация – изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений. В случае линейной деформации можно записать относительно продольную деформацию: =1/1. Нормальные составляющие напряжения обычно вызывают деформации сжатия или растяжения х, у, z. Касательные напряжения вызывают деформации сдвига ху, уz, хz (деформация сдвига обычно измеряется углами сдвига, т.к. из-за малости их величины tg=). Что бы охарактеризовать пласт строят зависимости деформации от напряжения. По этой зависимости выделяют следующие типы поведения пласта: Пласт, имеющий упругую деформацию. Такой вид деформации описывается законом Гука. Наклон графика  характеризуется модулем Юнга.Пласт упругопластического типа. Переход от упругого состояния в пластическое характеризуется пределом упругости  .Пласт пластического типа. Пластическая деформация характерна упругопла- стистическим породам, таким как глина, спрессованная порода. Для пород, слагающих пласты, нарушается закон Гука: V/V=(3(1 - 2)/Е)р, р=(х+у+z)/3. Упругость пласта – это способность пласта сопротивляться изменению размеров тела и его формы 46. Деформационные и прочностные свойства нефтегазовых пластов. При отсутствии высокого всестороннего давления как в условиях одноосного, так и сложного напряжённого состояния при быстром нагружении или разгрузке в большом диапазоне напряжений подчиняется закону Гука. По мере увеличения напряжения на сжатие усиливается и деформация. Если пласт изотропен и однороден, то связь между деформациями и напряжениями запишется так: х=1/Е(х - (у+z)) у=1/Е(у - (z+х)) z=1/Е(z - (у+х)) где х, у, z – главные нормальные напряжения; ν - коэффициент Пуассона; Е - модуль Юнга. Сдвиговые деформации можно расписать как: ху=1/Gху; уz=1/Gуz; zх=1/Gzх G – модуль сдвига. Упругие свойства пласта зависят от: - минералогии; - особенностей строения в частности солистого строения. Прочность определяется величиной критических напряжений, при которых происходит разрушение породы. Критические напряжения: сжатия; растяжения объемное сжатие сдвиговые 47. Обобщенный закон Гука и область его существования. В общем случае деформация может быть записана через обобщённый закон Гука, который используется в случае неравномерного напряжённого состояния:   ; ; ;В  этих выражениях  - модуль продольной упругости,  - коэффициент Пуассона (для горных пород 0 – 0,5), который характеризует изменение поперечных размеров.48.Понятие истинных и эффективных напряжений в нефтегазовых пластах. Связь эффективных напряжений с внутрипластовым давлением. В реальных геологических условиях на пласт действует горное давление. Это горное давление воспринимается порами и флюидом: Рг=σэф+Рпл При равномерном напряжённом состоянии значение эффективных напряжений может быть вычислено по следующей формуле: σэф=(σ1 +σ2 +σ3)/3 49. Зависимость фильтрационных и емкостных свойств пласта от эффективных напряжений и области их использования. В процессе разработки залежи происходит изменение эффективных напряжений, что приводит к тому, что свойства пласта (например m,kпр) оказываются не такими, как до разработки: m  =m0*(e-α*σэф) m=m0*σ-α kпр= kпр.0*e-β*σэф kпр= kпр.0* σ-β где α,β – коэффициенты, характеризующие m или kпр. Закон фильтрации при действии эффективных напряжений выражается формулой: V=k(σ)/μ*gradσ dp=-dσэф если мы имеем степенную зависимость, то закон фильтрации запишется след. образом: V=k*σ1-σ/μ*dσ/dx. 50. Волновые процессы в нефтегазовых пластах, их общая характеристика и роль в нефтепромысловом деле. Волновые свойства связаны с процессами распространения упругих колебаний в нефтегазовых пластах. Упругие колебания – процесс распространения в породе знакопеременных упругих деформаций.  где v – скорость распространения упругих колебаний U – упругое смещение. По частоте упругие колебания подразделяются на: инфразвуковые до 20 Гц; гиперзвуковые > 1010 Гц; звуковые от 20 до 20000 Гц; ультразвуковые >20000 Гц. Эти колебания используются в нефтегазовом деле. 51. Типы волн в нефтегазовых пластах Деформации продольные, поперечные и сдвиговые, в соответствии с этим волны делятся на: продольные – характеризуются продольными деформациями попеременного сжатия и растяжения (свойственны газу, воде, нефти и др.) поперечные – связаны с деформацией сдвига (характерны для твёрдой фаза, т.к. для жидкостей и газов сопротивления сдвигу не существует). Оба типа волн распространяются по всему объёму пласта и называются объёмными. Кроме объёмных волн, существуют волны, связанные с поверхностями раздела – поверхностные волны. В них движение частиц происходят неравномерно и по разным направлениям. 52. Явление поглощения упругих волн и коэффициенты, характеризующие поглощение. Затухание волн обусловлено: 1) Поглощением части волновой энергии породой и трансформацией этой энергии в тепло; 2) Рассеянием акустической энергии на элементах фрагментарности (границах зёрен, порах) в различных направлениях. Амплитуда волны падает по мере прохождения волны по следующему закону: U=U0*e-θx где U0 - амплитуда упругих колебаний; U - амплитуда на расстоянии х; θ - коэффициент поглощения |1/м|. Коэффициент поглощения показывает потерю энергии по мере прохождения вглубь пласта. Этот коэффициент зависит от свойств породы, таких как: тепловые свойства, коэффициент внутреннего трения, структура, а также частота колебания. Для однородных тел зависимость θ(ω) (от частоты) записывается по закону Стокса- Кирхгофа. Для однородных сред: θ'=2/3(ω2*η/(v3 *ρ)). где ω - циклическая частота; η - коэффициент вязкости; ρ – плотность среды. 53. Явления отражения волн и их преломления. Коэффициенты, характеризующие эти явления. Часто в расчётах используется удельное волновое сопротивление пласта: Z=v*ρ Этот коэффициент характеризует способность пласта отражать и преломлять упругие волны. Коэффициент отражения — это отношение энергии отражённой волны к энергии падающей волны: k0=A0/A=(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. С  огласно закону Снеллиуса, угол падения и угол преломления упругой волны, проникающей в породу, находятся в определённом отношении со скоростями упругой волны в первой и второй средах, которое называется коэффициентом преломления упругой волны относительно первой фазы:v1/v2=n. 54. Природные и техногенные тепловые процессы в нефтегазовых пластах Причины: 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. К      огда 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. Метод снижения вязкости нефтей посредством радиоактивных отходов. Они хранятся 106 лет, но при этом греют высоковязкую нефть, позволяя легче её добывать. 55. Понятие теплоемкости пласта и коэффициенты, характеризующие теплоемкость Теплоёмкость (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. Удельная массовая теплоёмкость [Дж/(кгград)]: Сm=dQ/dТ=С/m Это количество теплоты, необходимое для изменения на один градус единицы массы образца. Удельная объёмная теплоёмкость [Дж/(м3К)]: Сv=dQ/(VdТ)=Сm, где - плотность Количество теплоты, которое необходимо сообщить единице для повышения её на один градус, в случае Р, V=соnst. Удельная молярная теплоёмкость [Дж/(мольК)]: 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. 56. Тепловые свойства нефтегазового пласта Тепловыми свойствами являются: Коэффициент теплоёмкости с Коэффициент теплопроводности Коэффициент температуроппроводности а 1. Теплоёмкость (с) - количество теплоты, необходимое для повышения температуры вещества на один градус при заданных условиях (V, Р=соnst). с=dQ/dТ 2. [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). 3. 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. 57. Теплопроводность и температуропроводность минералов и нефтегазовых пластов. Явление анизотропии теплопроводности Теплопроводность. [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: минирального состава скелета. Разброс значений коэффициентов может достигать десяти тысяч раз. степени наполненности скелета. Теплопроводности флюидов. 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. Физическое состояние углеводородных систем в нефтегазовых пластах В зависимости от количества газа и его состояния выделяют: Чисто газовые Газоконденсатные Газонефтяные Нефтяные с содержанием растворенного газа 59 Типы залежей по состоянию углеводородных систем Газовые Газоконденсатные газонефтяные, газовые нефти с нефтяной оторочкой нефтяные с газовой шапкой, нефтяные месторождения в которых газ находится в растворенном состоянии. 60 Состав и классификация нефтей Нефть – жидкая смесь жидких углеводородов и неуглеводородных компонентов. 3 основных класса: метановый Сn H2n+2 алкановый CnH2n циклоалкановый CnH2n . Меркоптаны - R – SH – аналогичные спиртам. Асфальтены – близки к смолам. Представляют собой полициклические соединения, содержащие серу и бензин. Нефти делятся на классы и подклассы. По количествы серы – 3 класса. Малосернистые, <0.5% Сернистые, 0,5 – 2% Высокосернистые, >2% По содержанию смол: Малосмолистые, <18% Смолистые, 18 – 35% Высокосмолистые, >35% По содержанию парафина: Малопарафинистые, <1,5% Парафинистые, 1,5 – 5% Высокопарафинистые, >6% Есть нефти с содержанием парафина >35%. Состав и классификация природных газов Состав природных газов. Природные газы – это смесь газообразных углеводородов и неуглеводородных компонентов. N2, CO2, H2S, RSH, He, Ar, Kr, Xe. Метан, этан, этилен (С2Н4) – газы при обычных условиях. Пропан, н.бутан, изобутан – при нормальных условиях – парообразные, при повышении давления – жидкости. Углеводороды, начиная с С5Н12, – входят в бензиновую фракцию газов. Сухой газ – метан, этан, этилен Жидкий газ – пропан, пропилен, изобутан, бутилен. Бензин газовый – это изопентан, нормальный пентан, гексан и т.д. Газы подразделяются на три группы: добываемые из газовых месторождений – сухой газ. добываемые вместе с нефтью – физические смеси, сохой газ, жидкий газ, газовый бензин. добываемые из газоконденсатных месторождений – смеси сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Конденсат состоит из большего числа углеводородов. Закономерности изменения состава углеводородных смесей в зависимости от термобарических условий залегания 6  2 Закономерности фазовых переходов сложнее, если вещество представляет собой многокомпонентную систему (рис.2.3). |