Физика пласта (Ответы на экзамен). Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования Физическое свойство

• Название: Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования Физическое свойство
• Дата: 15.02.2022
• Размер: 0.94 Mb.
• Имя файла: Физика пласта (Ответы на экзамен).doc
• Тип: Документы; #363047
• страница: 3 из 5

28. Виды проницаемости пластовых систем

 Проницаемость абсолютная (физическая) – это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:

1.      Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.

2.      Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.
Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая
(эффективная) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

            Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

29. Влияние физических полей на проницаемость

Влияние влажности: с увлажнением уменьшается статический модуль Юнга горных пород и возрастает коэффициент Пуассона, также при размокании пород наблюдается снижение скоростей распространения упругих колебаний (в скальных не размокаемых породах при увлажнении скорость увеличивается). Увеличение влажности горных пород приводит к снижению всех их прочностных параметров и увеличению пластичности и деформируемости пород. Увлажнение приводит также к уменьшению горнотехнических параметров пород – крепости, твердости, абразивности, хрупкости.

Влияние давления:Основной причиной изменения свойств пород под влиянием давления является нарушение первоначального строения пород. В зависимости от характера давления это либо уплотнение породы, смятие пор и увеличение площади контакта зерен, либо образование системы трещин, уменьшение связей между отдельными ее участками. Наибольшее уплотняющее действие на породы оказывает гидростатическое давление, в результате которого в горных породах возникают остаточные деформации, приводящие к снижению пористости. При увеличении давления возрастают параметры упругости, одновременно наблюдается и увеличение скоростей распространения упругих волн, увеличение пластических и реологических параметров пород. Существенное влияние на механические свойства пород оказывает характер приложения механических нагрузок к породам – статический или динамический. При динамических нагрузках наблюдается более высокие значения параметров упругости, прочности, крепости, твердости, вязкости пород, пониженные значения пластичности.

30. Проницаемость трещинных пластов

Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) связана с наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи нефти, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены в большинстве случаев к плотным карбонатным породам, иногда - к терригенным отложениям. Такие породы очень плотные, часто не пропускают жидкости и газы, практически плохо проницаемые. Вместе с тем наличие сети трещин, пронизывающих эти коллекторы, обеспечивает значительные притоки к скважинам.

По своему происхождению трещины подразделяются на диагенетическо – тектонические и тектонические. В большинстве случаев трещиноватость горных пород связана с тектоническими движениями, реже с процессами диагенеза.

Трещины диагенетического происхождения в известняках и доломитах обычно имеют разные направления.

Все же происхождение большинства трещин в горных породах связано с тектоническими процессами. Об этом свидетельствуют следующие факты:

1. объединение трещин в системы, образующие более или менее правильные геометрические сетки;

2. преимущественно вертикальный наклон трещин;

3. связь ориентировки систем трещин с направлением простирания тектонических структур.

31. Зависимости пористости и проницаемости от гранулометрического состава

При одном и том же гранулометрическом составе с увеличением плотности проницаемость очень резко уменьшается, она также уменьшается при снижении расмеров зерен. При замене зерен наполнителя фракцией меньшей крупности проницаемость снижается тем больше, чем выше содержание мелкой фракции

Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, степени сцементированности частиц. Если бы порода состояла бы из одинаковых шарообразных частиц, то ее пористость не зависела бы от их диаметра, а опредилялась бы только их расположением относительно друг друга. Модель такого грунта, состоящего из шарообразных частиц одинакового диаметра, называют фиктивным грунтом. Эта модель широко используется для изучения связи физических характеристик пористых сред между собой. Для фиктивного грунта при наиболее плотной упаковке частиц пористость составляет 25,9%, а при наименее плотной — 47,6%. Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 — 25%.

32. Физические свойства природных нефтей

Физические свойства нефти, так же, как и её химические характеристики, изменяются в достаточно широком диапазоне, в зависимости от её состава. Например, консистенция этой жидкости меняется от легкой и газонасыщенной   до тяжелой и  густой, с высоким содержанием смол. Цвет этого полезного ископаемого также меняется от светлого, почти прозрачного,  до темно-коричневого, почти черного. Эти нефтяные свойства определяет  преобладание в составе этой углеводородной смеси либо легких низкомолекулярных  соединений, либо сложно построенных тяжелых соединений с высокой молекулярной массой. Нефть и её применение для производства различных товаров, которые называются нефтепродукты, делают это полезное ископаемое важнейшим энергоносителем в современном мире.

33. Зависимость физических свойств нефтей от их состава

В ряду физических свойств нефти плотность или удельный вес является важнейшим. Этот показатель зависит от молекулярного веса слагающих ее компонентов, т.е. от преобладания в составе нефти легких или тяжелых углеводородных соединений, от наличия смолистых примесей, асфальтенов и растворенного газа.

Так как нефть является сложной смесью углеводородов и гетероатомных соединений, говорить о каких-либо константах для данной субстанции не представляется возможным. По этой же причине физические свойства нефти находятся в строгой зависимости от ее химического и фракционного составов. Кроме того, на свойства нефти могут оказывать влияние внешние факторы, такие, например, как условия хранения, неправильное соблюдение которых приводит к испарению легких фракций и т.п. Тем не менее, нефть характеризуется определенным набором физических параметров, которые позволяют контролировать качество нефти, классифицировать нефть, оценивать ее стоиомость, а также рассчитывать и проектировать нефтепроводы, перерабатывающую и другую технологическую аппаратуру.

34.  Состав и классификация природных нефтей

Поскольку свойства нефти определяют направление её переработки и влияют на качество получаемых продуктов необходимо классифицировать нефти относительно их свойств и возможности направления переработки. На начальном этапе развития нефтяной промышленности основным показателем качества нефти была плотность. Нефтиделили на 

• 
  лёгкие
  
• 
  утяжелённые
  
• 
  и тяжёлые
  

В лёгких нефтях содержится больше бензиновых и керосиновых фракций, и сравнительно мало серы и смол. Из таких нефтей вырабатывают смазочные масла высокого качества. Тяжёлые нефти характеризуются высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, гетероатомных соединений и поэтому мало пригодны для производства масел и топлив. Грозненским нефтяным научно-исследовательским институтом (ГрозНИИ) предложена химическая классификация нефтей. За основу этой классификации принято преимущественное содержание в нефти одного или нескольких групп углеводородов. Различают шесть типов нефтей:

парафиновые, парафино-нафтеновые, 

нафтеновые, парафиново-нафтеново-ароматические, 

нафтеново-ароматические

и ароматические. 

В парафиновых нефтях все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые — не менее 50 %, а масляные — 20% и более. Количество асфальтенов и смол очень мало. В парафиново-нафтеновых нефтях и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и смолисто-асфальтеновых соединений мало. Таковы нефти Урало-Поволжья и Западной Сибири.Для нафтеновых нефтей характерно высокое (до 60 % и более) содержание циклоалканов во всех фракциях. Они содержат минимальное количество твёрдых парафинов, смол и асфальтенов. К нафтеновым нефтям относятся азербайджанские нефти (балаханская, сураханская). В парафино-нафтено-ароматических нефтях содержится примерно равное количество углеводородов всех трёх групп, твёрдых парафинов не более 1,5 %. Количество смол и асфальтенов доходит до 10 %. Нафтено-ароматические нефти содержат преобладающее количество цикланов и аренов, особенно в тяжёлых фракциях. Алканы содержатся в лёгких фракциях в небольшом количестве, количество смол и асфальтенов около 15-20 %. Ароматические нефти характеризуются преобладанием аренов во всех фракциях и высокой плотностью.

35. Состав и классификация природных газов

Состав и классификация природных газов

Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений, состоят из углеводородов гомоло­гического ряда метана с общей формулой С_nН_2n+2. а также неугле­водородных компонентов: азота (N₂), углекислого газа (СО₂), се­роводорода (H₂S), благородных (инертных) газов (гелия, аргона, криптона, ксенона), ртути.

 Число углеродных атомов в молекуле углеводородов п может достигать 17—40.

Метан (СН₄), этан (С₂Н₆) и этилен (С₂Н₄) при нормальных ус­ловиях (р= 0,1 МПа и Т = 273 К) являются реальными газами.

Пропан (С₃Н₈), пропилен (С₃Н₆), изобутан (i-C₄H₁₀), нормальный бутан (п-С₄Н₁₀) бутилены (С₄Н₈) при атмосферных условиях нахо­дятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях—в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (i-C₅H₁₂), при атмосферных условиях нахо­дятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фрак­ции. Их называют углеводородным конденсатом. Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С₁₈Н₃₈), расположенных в одну цепочку, при атмо­сферных условиях находятся в твердом состоянии.

Природные газы классифицируют по  трем группам:

1)    Газы, добываемые из чисто газовых месторождений.

2)    Газы, добываемые вместе с нефтью (попутные газы).

3)    Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений.

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).
36. Растворимость газов в нефти и воде, давление насыщения

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа, растворятся в нефти и воде, имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Сложность состава нефти и широкий диапазон давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для оценки газонасыщенности нефти при высоких давлениях.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

 

 или   , (2.35)

 

где V_ж – объём жидкости-растворителя;

a – коэффициент растворимости газа;

V_г – объём газа, растворённого при данной температуре;

Р – давление газа над поверхностью жидкости

К – константа Генри (К = f(a)).

Коэффициент растворимости газа (a) показывает, какое количество газа (V_г) растворяется в единице объёма жидкости (V_ж) при данном давлении:

 . (2.36)

 

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Природа воды и углеводородов различна. Углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется хорошо в углеводородных системах, в нефти, а в воде хуже. Растворимость углеводородов в нефти подчиняется закону Генри. С повышением давления растворимость углеводородного газа растёт.

С повышением температуры растворимость углеводородных газов в нефти ухудшается.

Растворимость углеводородов в водене подчиняется закону Генри.

Однако с увеличением давления возрастает и растворимость солей в воде, то есть увеличивается минерализация воды. При увеличении минерализации (М), растворимость газов в воде уменьшается.

37. Идеальный газ, газовые законы, уравнение Менделеева-Клапейрона

 Идеальным газом называется газ, в котором отсутствуют силы межмолекулярного взаимодействия. С достаточной степенью точности газы можно считать идеальными в тех случаях, когда рассматриваются их состояния, далекие от областей фазовых превращений.
2. Для идеальных газов справедливы следующие законы:

а) Закон Бойля - Mаpuomma: при неизменных температуре и массе произведение численных значений давления и объема газа постоянно:
pV = const

б) Закон Гей-Люссака: при постоянном давлении объем данной массы газа прямо пропорционален его абсолютной температуре:
V = V0(1 + at)

в) Закон Шарля: при постоянном объеме давление данной массы газа прямо пропорционально его абсолютной температуре:
p = p0(1+gt)

г) Закон Авогадро: при одинаковых давлениях и одинаковых температурах и равных объемах различных идеальных газов содержится одинаковое число молекул; или, что то же самое: при одинаковых давлениях и одинаковых температурах грамм-молекулы различных идеальных газов занимают одинаковые объемы.

Уравнение Клапейрона—Менделеева — уравнение состояния идеального газа, связывающее три макроскопических параметра (давление, объем, температуру) данной массы газа.


38. Реальные газовые смеси, уравнение Ван-дер-Ваальса

Реальным называется газ, между молекулами которого действуют силы межмолекулярного взаимодействия, состоящие из сил притяжения и сил отталкивания.

Уравнение Ван-дер-Ваальса — это одно из широко известных приближённых уравнений состояния, описывающее свойства реального газа, имеющее компактную форму и учитывающее основные характеристики газа с межмолекулярным взаимодействием.

Уравнение состояния реального газа (уравнение Ван-дер-Ваальса) для одного моля имеет вид:

 ,

где р - давление, оказываемое на стенки сосуда, V_М – объем одного моля газа, а и b - постоянные Ван-дер-Ваальса, имеющие для разных газов различные значения, определяемые опытным путем. Поправка   – внутреннее давление, обусловленное силами взаимного притяжения между молекулами. Поправка b характеризует ту часть объем, которая недоступна для движения молекул. Она равна учетверенному собственному объему молекул, содержащихся в моле газа:

b=   N_A.

Уравнение Ван-дер-Ваальса для произвольной массы газа имеет вид: