отчет. Отчет по учебной практике (ознакомительная промысловая) направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти

• Название: Отчет по учебной практике (ознакомительная промысловая) направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
• Дата: 26.04.2022
• Размер: 0.89 Mb.
• Имя файла: отчет.docx
• Тип: Отчет; #497109
• страница: 2 из 12

3 КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Основные коллекторские свойства горных пород, определение их способности вмещать и пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления называется – фильтрационно-емкостными свойствами.

К коллекторским свойствам продуктивных пластов можно отнести пористость, проницаемость, насыщеность

Пористостью определяется способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды, т.е. пористость характеризует наличие пустот (пор) в породе. Каналы, образуемые порами, можно разделить на крупные (диаметром более 0,5 мм), капиллярные (0,0002…0,5 мм) и субкапиллярные (менее 0,0002 мм). Различают «полную», открытую и динамическую или эффективную пористость.

Полная пористость включает в себя абсолютно все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом и поверхностью образца, пористость которого определяется [1 с. 48].

Открытая пористость – это взаимосвязанные поры. Часть пространства занята водой.

Динамическую или эффективную пористость характеризует только объём тех поровых пространств, через которое возможно движение жидкости ( воды нефти и газа) под воздействием сил.

Отношение суммарного объема пор к общему объему образца называется коэффициентом полной пористости. Его величина колеблется в широких пределах: от 0,05…1,25% у магматических пород до 6…52% у песков.

Ввиду того, что коэффициент полной пористости не учитывает наличие связи между порами и, соответственно, фильтрации через них пластовых флюидов, используются коэффициенты открытой и эффективной пористости. Коэффициент открытой пористости – это отношение к объему образца суммарного объема пор, сообщающихся между собой. Коэффициент эффективной пористости – это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.

Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Как и пористость проницаемость не постоянная величина и изменяется по всей площади пласта и пластованию. Проницаемость может быть абсолютная или фазовой-эффективной.

Абсолютная-это проницаемость при фильтрации через породу одной какой либо жидкости, при полном насыщении пор этой жидкостью или газом.

Она характеризует физические свойства породы т.е. породу самой среды.

Фазовая или эффективная проницаемость жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем определяется для какого либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.

Она характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющим размерность [м²]. Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. По закону Дарси коэффициентом проницаемости, равным 1 м², обладает образец пористой среды площадью поперечного сечения 1 м² и длиной 1 м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па составляет 1м³/с. Для большинства нефтяных месторождений коэффициент проницаемости равен 0,1…2 мкм², для газовых до 0,005 мкм².

В случае фильтрации смеси нефти, газа и воды проницаемость породы будет меняться в зависимости от соотношения каждой фазы. фазы.

Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От ее величины зависят проницаемость и содержание остаточной (связанной) воды и нефти. Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, составляет от 40000 до 230000 м²/м³, что связано с небольшим размером зерен и их плотной упакованностью.

Упругость пласта – это его способность изменять свой объем при изменении давления [3 с. 89].

Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщенность) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Коэффициент нефтенасыщенности (газо- или водонасыщенности) равен доле объема пор, заполненных нефтью (газом или водой) .

4 ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ (НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ)

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти – это объем газа, растворенного в 1 м³ пластовой нефти. Газосодержание обычно выражают в м³/ м³ или м³/т. Оно может достигать 300…500 м³/ м³, но обычно его значение колеблется в пределах 30…100.

Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равно растворимости или меньше ее.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Промысловым газовым фактором называют количество добытого газа в м³, приходящееся на 1 м³ (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени.

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 пластовой температуры.

Сжимаемость пластовой нефти обуславливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости, характеризующим относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1°С.

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазированной нефти. Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти, а также ее плохой сжимаемостью.

Плотность пластовой нефти – масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2…1,8 раз меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа.

Вязкость пластовой нефти определяет степень ее подвижности в пластовых условиях и также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях [1 с. 76].