вопросы. Валиуллин В А. Направление 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти Работу

• Название: Направление 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти Работу
• Анкор: вопросы
• Дата: 16.05.2022
• Размер: 34.63 Kb.
• Имя файла: Валиуллин В А.docx
• Тип: Документы; #532118

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВКЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА им. М.С. ГУЦЕРИЕВА

кафедра «разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

направление 21.03.01 – НЕфтегазовое дело

ПРОФИЛЬ «эКСПЛУАТАЦИЯ И ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ»

Работу выполнил

студент 3 курса

очно-заочного отделения

Валиуллин Вадим Амирович

Научный руководитель

к.н.доцент Борхович С.Ю.

Ижевск 2022.

1. 
   Вязкость пластовой воды, влияние температуры, давления, минерализации.
   

Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов, выражаемое в г/100 или в г/л раствора.

Минерализация вод нефтяных и газовых месторождений меняется в очень широких пределах - от менее 1г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). Она определяется наличием шести главных ионов (С1- , SO42- , НСО3-, Na+, Са2+, Мg2+).

Значительно распространены в водах также карбонат-ион (СО32- ), ионы калия (К+) и железа (Fe2+ и Fe3+). Остальные элементы встречаются в ничтожных количествах (микрокомпоненты).

Минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, электропроводность и др.).

Для нефтегазопромысловой геологии существенно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов-коллекторов. Их использование при заводнении залежей способствует повышению коэффициента вытеснения нефти, а следовательно, и конечного коэффициента извлечения нефти. В то же время высокая минерализация пластовых вод в определенных условиях может приводить к выпадению солей на забое добывающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухудшает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин.

Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5-2,0м3/м3, обычно оно равно 0,2-0,5м3/м3. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Растворимость газов в воде
значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.

Сжимаемость воды - обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (3¸5)10-4МПа-1.

 Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей.

Объемный коэффициент
пластовой воды нефтяных и газовых месторождений b зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2.

 Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация.

Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры.

 В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее.

Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-1,5 мПа×с.

Поверхностное натяжение
пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением - уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую способность, что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.

Электропроводность воды зависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом×м. Знание удельного сопротивления подземных вод необходимо для интерпретации материалов электрометрии скважин.

Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным пробам, отбор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками. При отсутствии таких определений эти свойства могут быть с меньшей точностью установлены по специальным графикам, приведенным в монографиях по физике пласта или в справочниках.

Техногенные воды по своим свойствам обычно отличаются по минерализации от пластовых. Они менее минерализованы.

Исходя из экологических соображений, там, где это возможно, для нагнетания в пласт используют воду, попутно добываемую вместе с нефтью, в полном ее виде или в смеси с поверхностной водой. В результате в состав попутной воды могут входить пластовая и ранее закачанная вода.

2. 
   Силы, влияющие на фильтрацию жидкости в капиллярной среде.: 
   

При филътрационно-реабсорбционных процессах вода и растворенные в ней соли проходят через стенку капилляра благодаря неоднородности ее структуры. Направление и скорость движения воды через различные поры в капиллярной стенке определяются гидростатическим и онкотическим давлениями в плазме и в межклеточной жидкости:

q = f((Р_гк-Р_гт)-(Р_ок-Р_от)),

где q - объемная скорость движения воды через капиллярную стенку (приходящаяся на единицу длины капилляра), Р_гк - гидростатическое давление в капилляре, Р_гт - гидростатическое давление в тканевой жидкости, Р_от - онкотическое давление тканевой жидкости, Р_ок - онкотическое давление плазмы в капилляре. Коэффициент фильтрации (коэффициент проницаемости) f определяется вязкостью фильтрующейся жидкости, размерами пор и их количеством.

Под действием Р_гк, Р_от жидкость стремится выйти из капилляра в ткани (фильтрация), а под действием Р_гт, Р_ок - возвратиться обратно в капилляр (реабсорбция). Если знак q положительный, то происходит фильтрация, если отрицательный, то имеет место реабсорбция. При нормальных условиях давление в началеле капилляра (в артериальном конце) P_а = 30 - 35 мм рт. ст, а в конце его (в венозном конце) Р_в = 13 - 17 мм рт. ст. Гидростатическое давление в межклеточной жидкости обычно не более Р = 3 мм рт. ст.

В связи с тем что стенки капилляров свободно пропускают небольшие молекулы, концентрация этих молекул и создаваемые ими осмотические давления в плазме и в межклеточной жидкости примерно одинаковы. Что же касается белков плазмы, то их крупные молекулы лишь с большим трудом пpoxодят через стенки капилляров, в результате выравнивания концентраций белков за счет диффузионных процессов не происходит. Между плазмой и межклеточной жидкостью создается градиент концентрации белков, а следовательно, и градиент коллоидно-осмотического (онкотического) давления. Онкотическое давление плазмы Р_ок ≈ 25 мм рт. ст., а онкотическое давление в ткани Р_от ≈ 5 мм рт. ст. Градиент гидростатического давления вдоль капилляра при нормальных физиологических условиях приводит к тому, что обычно фильтрация происходит в артериальном конце, а реабсорбция - в венозном конце

3. 
   Зависимость плотности и вязкости газов от давления и температуры.
   

Вязкость — одно из свойств газов, определяющих закономерности движения их в газоносных пластах. Вязкость газа в зависимости от изменения параметров, характеризующих его состояние, изменяется сложным образом. При низких давлениях и температурах свойства реальных газов приближаются к идеальным. Закономерности изменения вязкости газов при различных давлениях и температурах можно объяснить, исходя из некоторых положений кинетической теории газов. Динамическая вязкость газа связана с его плотностью р_г, средней длиной свободного пути λ, и средней скоростью молекул ν соотношением

. (2.38)

Формула (2.38) определяет зависимость динамической вязкости газа от давления и температуры. При повышении давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их не изменяется. Поэтому с увеличением давления динамическая вязкость газа вначале практически остается постоянной. Из формулы (2. 38) также следует, что с увеличением температуры вязкость газа должна возрастать, так как скорость молекул ν увеличивается, если даже ρ и λ остаются постоянными. Отмеченный характер изменения вязкости газов объясняется проявлением внутреннего трения. Количество движения из слоя в слой передается вследствие перелета молекул газа в движущиеся друг относительно друга слои. При этом возникают силы, тормозящие движение одного слоя и увеличивающие скорость движения другого. С повышением температуры увеличиваются скорость и количество движения, передаваемое в единицу времени, и, следовательно, больше будет вязкость.Поэтому вязкость газов почти не зависит от давлений, если они близки к атмосферному, и увеличивается с ростом температуры. В пределах одного гомологического ряда вязкость газов уменьшается с возрастанием молекулярной массы. Однако при повышении давления эти закономерности нарушаются — с увеличением температуры понижается вязкость газа, т. е. при высоких давлениях вязкость газов изменяется с повышением температуры аналогично изменению вязкости жидкости. Газы с более высокой молекулярной массой, как правило, имеют и большую вязкость. В сжатом газе перелет молекул в движущиеся друг относительно друга слои затруднен и передача количества движения из слоя в слой происходит в основном, как у жидкостей, за счет временного объединения молекул на границе слоев.

4. 
   Основной состав нефти и газа.
   

Нефть и газ - это тоже горные породы, но не твердые, а жид­кие и газообразные. Вместе с другими горючими осадочными породами (торф, бурый и каменный уголь, антрацит) они образуют семейство каустобиолитов, т.е. горючих органических пород.

Говоря о составе нефти, различают элементный, фракционный и групповой составы.

Основными ее элементами являются углерод ( 83...87 %) и водород(11... 14 %). Наиболее часто встречающаяся примесь сера (до 7 %), хотя во многих нефтях серы практически нет. Сера содержится в нефтях в чистом виде (самородная), в виде сероводорода или меркап­танов. Она усиливает коррозию металлов. Азота в нефтях не больше 1,7 %; он совершенно безвреден в силу своей инертности. Кислородвстречается в нефти не в чистом виде, а в различных соединениях (кис­лоты, фенолы, эфиры и т.д.); его в нефти не более 3,6 %. Из металлов в нефти присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий, оло­во, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и другие. Содержание металлов столь мало, что они обнаруживаются лишь в золе, остающейся после сжигания нефти.

Фракционный составнефти определяется при разделении соединений по температуре кипения. Фракцией (дистиллятом) на­зывается доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Началом кипения фракции считают температуру паде­ния первой капли сконденсировавшихся паров. Концом кипения фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается. Так, бензины выкипают в пределах 35...205 °С, керосины - 150...315 °С, дизельные топлива - 180...350 "С, масла - 350 °С и выше.

5. 
   Зависимость объемной упругости пласта от коэффициентов сжимаемости породы, пор, твердой фазы.
   

Многие процессы, происходящие в пласте при его вскрытии и влияющие на ряд процессов в период разработки и эксплуатации месторождений, связаны с механическими свойствами горных пород

- упругостью, прочностью на сжатие и разрыв, пластичностью.

Упругость горных пород. Упругостью горных пород называют изменение объема породы под действием давления. Под действием давления порода сжимается, а при снятии давления расширяется. При расширении породы жидкость начинает вытесняться из пор. Упругие свойства пород влияют на перераспределение давления в процессе эксплуатации.

О величине упругих деформаций породы судят по коэффициенту объемной упругости, который определяется опытным путем с последующим расчетом по формуле:



(1.11)



где - коэффициент объемной упругости породы, 1/Па, - изменение объема пор в образце породы при изменении давления на , м³; -объем образца породы, м³.



Коэффициент объемной упругости определяет в относительных величинах изменение объема при изменении давления на 1 Па. Лабораторные и промысловые исследования показывают, что величина коэффициента объемной упругости для нефтесодержащих пластов изменяется от 0,3-10 - 210^-10 Па^-1. Коэффициент объемной упругости используется в расчетах по исследованию скважин, а также при математическом описании процессов фильтрации жидкости (газа) в пластах при изменяющихся давлениях.

Прочность горных пород - это сопротивление их механическому разрушению (сжатию и растяжению). Прочность пород при растяжении во много раз меньше, чем при сжатии. Прочность известняков на сжатие составляет 50-180 МПа, песчаников - 15-20 МПа. Прочность известняков уменьшается с увеличением в них глинистых частиц. Песчаники с известковым цементом имеют наименьшую прочность на сжатие. При увеличении плотности пород прочность их на сжатие возрастает. Прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 20-45 %.

Пластичность горных пород - это способность пород Деформироваться под большим давлением без образования трещин или видимых нарушений. Пластичность проявляется на большой глубине. На большой глубине твердая порода может "вытекать" в скважину под действием высокого горного давления вышележащих пород. Образование складок в земной коре с плавными изгибам] вогнутостями и выпуклостями также обусловлено пластическим свойствами горных пород.