Контрольная по физике пласта. Контрольная работа по дисциплине тема
 Скачать 35.04 Kb.
|
|
МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ухтинский государственный технический университет» (ФГБОУ ВО «УГТУ») филиал Ухтинского государственного технического университета в г. Усинске (УФ УГТУ) i) Контрольная работа по дисциплине ______ _______________________________________________ тема: ___________________________________________________________________________________ студента _______ курса , направление подготовки Нефтегазовое дело группа НГД (б) - ______ шифр зачетной книжки__________________________________________ Ф.И.О._ ___________________ Телефон ____________________________________________________________ г.Усинск, 2018 г. Содержание Задание первое. 9. Растворимость газов в нефти и в воде. Закон Генри. Давление насыщения нефти газом. Упругость насыщенных паров. Попутный (нефтяной) газ. Задание второе. 9. Лабораторные методы определения коэффициента открытой пористости, описание. Что понимается под коэффициентом открытой пористости, единицы измерения. Задание третье 3.1 Задача на определение плотности природного газа. 3.2 Задача на определение коэффициента сверхсжимаемости газа. 3.3 Задача на определение карбонатности породы. Задание первое 9. Растворимость газов в нефти и в воде. Закон Генри. Давление насыщения нефти газом. Упругость насыщенных паров. Попутный (нефтяной) газ. От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д. 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. Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:  или  где Vж – объём жидкости-растворителя; a – коэффициент растворимости газа; Vг – количество 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 растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении:  Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры. Минимальное давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения. Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. Природа воды и углеводородов различается, а, следовательно, углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти. Не углеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень газирована (5 м3 газа СО и СО2 на 1 т воды). С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры – падает. Растворимость газа зависит также от минерализации воды. Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости. Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) этот параметр увеличивается. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться. В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или быть меньше него. При первом условии нефть полностью насыщена газом, при втором - недонасыщена. Разница между давлениями насыщения и пластовым может колебаться в значительных пределах — от десятых долей до десятков МПа. В пластовых условиях на закономерности выделения газа из нефти оказывают некоторое влияние тип породы, количество остаточной воды, ее свойства и другие факторы, обусловленные законами капиллярности и физико-химическими параметрами пластовых жидкостей и горных пород. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости), определяемым из соотношения:  где  V — изменение объема нефти; V — исходный объем нефти; р- изменение давления.Для жидкости следует использовать термин "сжимаемость", а для газов - "сверхсжимаемость". Из формулы следует, что коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на единицу. Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенного газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости, порядка (0,4—0,7) ГПа-1, а легкие нефти со значительным количеством растворенного газа - повышенным коэффициентом сжимаемости (  достигает 14,0 ГПа-1). Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости (рис. 16). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пласте в условиях, близких к критическим, в частности, нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.Попутный нефтяной газ, или ПНГ — это газ, растворенный в нефти. Добывается попутный нефтяной газ при добыче нефти, то есть он, по сути, является сопутствующим продуктом. Но и сам по себе ПНГ — это ценное сырье для дальнейшей переработки. Попутный нефтяной газ состоит из легких углеводородов. Это, прежде всего, метан — главный компонент природного газа — а также более тяжелые компоненты: этан, пропан, бутан и другие. Задание второе Лабораторные методы определения коэффициента открытой пористости, описание. Что понимается под коэффициентом открытой пористости, единицы измерения. Коэффициент открытой пористости часто определяют по методу И.А. Преображенского. По этому методу объем открытых пор определяется объемом керосина, вошедшего в поровое пространство образца горной породы, а объем образца определяется гидростатическим взвешиванием насыщенного керосином образца в керосине. Определить массу экстрагированного и высушенного образца горной породы (М) вместе с проволокой взвешиванием в воздухе. Затем его обвязать тонкой медной проволокой с петлей на конце, поместить в стакан с керосином для вакуумирования в течение примерно 40 минут (до полного прекращения выделения пузырьков воздуха). Насыщенный керосином образец породы взвешивается в керосине (Мк). Для этого его с помощью проволоки подвешивают к рычагу аналитических весов, а стакан с керосином ставят на специальную подставку. Затем насыщенный керосином образец породы слегка подсушить на стекле и взвешиванием определить его массу в воздухе (Мв). Опытные данные сводят в табл. Коэффициент открытой пористости определяется по формуле  .
Коэффициентом открытой пористости  принято называтьотношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца. Измеряется пористость в долях единицы или в процентах. Задание третье 3.1 Задача на определение плотности природного газа. Рассчитать плотность природного газа (ρг) по его составу (таблица 1). Найти относительную плотность данной смеси индивидуальных газов по воздуху.
|
