физика пласта. Справедливы только данные утверждения 1Д 1,02 1012 м2

• Название: Справедливы только данные утверждения 1Д 1,02 1012 м2
• Дата: 17.03.2023
• Размер: 42.2 Kb.
• Имя файла: физика пласта.docx
• Тип: Закон; #998058

1. 
   Справедливы только данные утверждения:
   1Д = 1,02 •10-12 м2
   1Д = 1,02 •10-8 см2
   1Д = 1мкм2
   
2. 
   Запишите уравнения для линейной фильтрации воды, нефти, газа и их вывод
   

Линейный закон фильтрации в пористой среде

Q= –для объема расхода

Вода

Нефть

Газ

Нефть Qн=

Вода Qв=

3. Какую размерность имеют параметры уравнения Дарси в системах СИ, СГС, нефтепромысловой практики?

Таблица 1 Размерность уравнения Дарси

Параметры уравнения	Размерность
	НПГ	СИ	СГС
Коэффициент проницаемости	Д(Дарси)	м2	см2

4.Какие минералогические процессы приводят к увеличению пористости горных пород?

Доломитизация.

5. Для каких целей, отобранный при бурении нефтенасыщенный керн подвергают герметизации, а для каких нет (для определения каких параметров)?

Изучение кернового материала позволяет получить более детальные сведения о месторождении и его особенностях. Существует обширный набор методик, которые позволяют определить различные параметры с целью последующего использования этих сведений в работе. Одна из таких методик – отбор герметизированного керна – производится с целью определения таких параметров как водо- и нефтенасыщенность породы. Герметизация керна производится сразу же после извлечения фрагментов породы. Соблюдение требования незамедлительной герметизации фрагментов породы обеспечивается за счет фиксации времени начала и окончания операции. В зависимости от того, какой раствор применялся при бурении скважин, используются различные техники герметизации образцов. Так, при бурении с использованием безводного раствора, полученные фрагменты породы маркируют металлическими этикетками на креплении с помощью проволоки и помещают в буровой раствор. Если же в процессе проведения работ используется раствор на водной основе, герметизация производится путем последовательной упаковки образца в полиэтилен, пропитанную парафином марлевую ткань и непосредственно слой парафина. Тщательно выполненная обработка позволяет сохранить информацию о насыщенности породы флюидом до нескольких недель.

Все образцы маркируются и регистрируются в порядке их извлечения из колонковой трубы, а также укладываются в том же порядке в специальные ящики для хранения. В случае получения разрушенного образца, его упаковывают в полиэтиленовые или полотняные мешки и укладывают вместе с неразрушенными фрагментами, соблюдая общий порядок.

6. Содержания каких солей будут влиять на карбонатность горных пород?

Известняк (CaCO₃), Поташ (K₂CO₃), Сода (Na₂CO₃), Магнезит (MgCO₃), Доломит (CaCO₃, Сидерит (FeCO₃), Карбонат строения (SrCO₃)

7. Какие уравнения выражают взаимосвязь коэффициента проницаемости с радиусом (ŗ) порового капилляра?

Следующие уравнения выражают взаимосвязь коэффициента проницаемости с радиусом (ŗ) порового капилляра



8. Какие коллектора относятся к трещиноватым и от чего зависит величина интенсивности трещиноватости?

Трещиноватость горных пород обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам, а в некоторых районах и к терригенным отложениям. К трещинным коллекторам относятся трещиноватые горные породы всех типов вплоть до гранитов, базальтов, глин и аргиллитов. Интенсивность трещиноватости пласта зависит от литологического состава, степени метаморфизма пород, структурных особенностей залегания пласта. Происхождение большинства трещин в горных породах связано с тектоническими процессами.

9. Что характеризует коэффициент объемной упругости горных пород?

Коэффициент объемной упругости пород, характеризует относительное изменение объема пористого пространства при изменении давления на единицу.

10. Как оцениваются механические и тепловые свойства горных пород?

В нефтепромысловом деле широко применяются термические исследования скважин для решения ряда геологических и технических задач: изучение пород, слагающих разрез скважин по их тепловым свойствам, выявление в разрезе скважин горизонтов, содержащих полезные ископаемые, изучение технического состояния скважин и обсадных колонн и т. д. Особенно часто промысловые работники сталкиваются с тепловыми свойствами пород при проектировании различных методов теплового воздействия на пласт (введение в пласт горячей воды или других теплоносителей, чтобы увеличить количество извлекаемой нефти из пласта, обработка забоев и стволов скважин горячими агентами для удаления парафина и т. д.). Установлено, что с увеличением пористости, влажности и температуры теплоемкость пород возрастает. Зависит она также от минералогического состава, от количества и состава солей, которые растворены в воде, содержащейся в породе. С ростом пористости пород теплопроводность их уменьшается. При свободном движении вод, способствующем дополнительному переносу тепла, коэффициент теплопроводности пород возрастает с увеличением проницаемости.

12.Какие углеводороды и не углеводородные соединения присутствуют в углеводородных газах при нормальных и стандартных условиях, при пластовых условиях?

Углеводороды в углеводородных газах: Нормальных условиях-метан, этан, пропан, бутан, изобутан С1-С4. Стандартных условиях-пентан и высшие углевод. С5-С8. Пластовых условиях- метан, этан, пропан, бутан, пентан и гептан. Не углеводородные соединения-азот, углекислоты, сероводород, инертные газы (гелий, аргон), пары ртути и меркаптаны.

13. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура, объём. Состояние газа при нормальных и стандартных условиях описывается уравнением Менделеева–Клапейрона:

   

где Р – абсолютное давление, Па;

V – объём, м³;

Q – количество вещества, кмоль;

Т – абсолютная температура, К;

R – универсальная газовая постоянная, Па×м³/(кмоль×град).

На основе уравнения состояния газа можно рассчитать много параметров для системы нефтяного газа: плотность, мольный объём, количество молекул, число молекул, парциальные давления и др., если рассматривать уравнение состояния газа для 1 моля, т.е., Q = 1 моль. Уравнение состояния газа определяет связь его температуры, давления и объема в состоянии термодинамического равновесия.

14. Объемный коэффициент пластового газа представляет собой отношение объема газа в пластовых условиях к объему, который он будет занимать при переводе его в поверхностные стандартные условия.
Объём газа в пластовых условиях можно найти с помощью уравнения Клайперона — Менделеева:
bг = Vпл.г/Vст = Z(Pcт×Тпл/(Рпл×Тст),
где Рпл, Тпл, Pcт,××Тст — давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.
Значение величины bг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

15. Массовая доля определяется отношением массы компонента к массе всей смеси(m).
Объемная доля определяется отношением объема компонента к объему всей смеси(V).
Мольная доля определяется как отношение числа киломолей к общему числу киломолей(N).

16. Вязкость оценивается зависимостью динамической вязкости газа от давления и температуры.
(формула)
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, но при повышении давления эти закономерности нарушаются – с увеличением температуры понижается вязкость газа.

17. Какие закономерности характерны для процесса растворения углеводородов в воде?
Ответ:
Растворимость газов в нефти и воде. 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 разра-ботки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.
От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свой-ства: 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.
Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:
где Vж - объём жидкости-растворителя;
- коэффициент растворимости газа;
Vг - объем газа, растворённого при данной температуре;
Р - давление газа над поверхностью жидкости
К - константа Генри (К=f ()).
Коэффициент растворимости газа показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж) при данном давлении:
Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, темпера-туры.

18. 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.

19. Коэффициент сверхсжимаемости газа Z характеризует отклонение объема реального газа от объема «идеального». Этот коэффициент зависит от состава смеси пластового газа, давления и температуры. Определение значения коэффициента сверхсжимаемости обычно осуществляют графоаналитическим способом, предложенным в. Данный способ нашел широкое распространение в практике анализа состояния природных газов различных месторождений, имеющих аномально высокие и нормальные пластовые давление и температуру.

21. Какой ряд катионов и анионов характерен для пластовых вод?
Ответ:
В пластовой воде содержатся ионы растворённых солей:
анионы : OH – ; Cl – ; SO 4 2 – ; CO 3 2 – ; HCO 3 –
катионы : H + ; K + ; Na + ; NH 4 + ; Mg 2+ ; Ca 2+ ; Fe 3+

22. Жёсткость воды — совокупность химических и физических свойств воды, связанных с содержанием в ней растворённых солей щёлочноземельных металлов, главным образом кальция и магния (так называемых солей жёсткости).

Жесткость пластовой воды и её типа жесткости определяется экспериментальное - расчётным путём.

Временную (карбонатную) жесткость можно устранить термическим методом , длительным кипячением или химическим методом - добавлением гидроксида кальция . В общих случаях выпадает осадок карбонат кальция Постоянную жесткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щелочи. Содержание водородных ионов в воде определяется показателем кондиции концентрации водородных Ионов (pH) , который равен отрицательному логарифму концентрации ионов водорода: pH= -lgCH+ , где CH + -концентрация Иона водорода.

Показатель рH характеризует активную часть ионов водорода, которое образовалось в результате диссоциации молекул воды, зависимости от воды подразделяются на:

- Нейтральной( рH = 7) - щелочные (рH ˃ 7) - кислые (р˂7)

23. Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.
Из коэффициента теплового расширения воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1°С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)×10-5 1/°С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06. Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации.
По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей: Состав воды определяет её жёсткость, которая называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа.

24. Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей, и в связи с широким изменением минерализации она может быть различной. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1450 кг/м3 при Vпл концентрации солей 642,8 кг/м3.
Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения
Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Vпл к удельному ее объему в стандартных условиях Vн:
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением. Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,99-1,06). Правый предел относится к высокой температуре (121 °С) и низкому давлению, левый — к высокому давлению (32 МПа).
Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Температура имеет большое влияние на вязкость воды. Влияние давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от температуры. В области низких температур (5—10 °С) вязкость слабо минерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наиболее вязки хлоркальциевые воды. При одних и тех же условиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,5—2 раза.
Так как в воде газы растворяются в небольшом количестве, то вязкость её незначительно уменьшается при насыщении газом.

25. Зависит от температуры, а также от минерализации и химического состава, давление оказывают меньшее влияние.

26. характеризует количество электричества, которое протекает в 1 секунду через 1 см2 попе-речного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля в 1 в (R) на 1 см длины (L).

27. Какие факторы оказывают влияние на растворимость солей и выпадения их из пластовых вод?
Ответ:
Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пла-стовых водах оказывает температура и парциальное давление СО2. Изменение термобариче-ской обстановки в пласте даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на рас-творимость солей и выпадение их.
Основной причиной выпадения солей из пластовых вод является пересыщение вод неорганическими солями. Соли, содержащиеся в пластовых водах, могут быть как рас-творимые (NaCl, CaCl2), так и водонерастворимые: карбонат кальция, карбонат магния, сульфат бария, сульфат кальция.

28. Плотность – это ее удельный вес, который характеризует количество массы на занимаемый объем.

29. ГЕТЕРОАТОМНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ НЕФТЕЙ СЕРОСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ Наряду с углеводородами во всех нефтях имеется значительное количество соединений, включающих гетероатомы: серу, кислород, азот. Содержание этих элементов зависит от возраста и происхождения нефти.

30. Плотность. Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема.  Вязкость нефти.Вязкость характеризует силу трения возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении. Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:



Кинематическую вязкость:

Упругость нефти - способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом объёмной упругости:

Теплоёмкость нефти - это количество теплоты, которое необходимо подвести к предмету из нефти, чтобы его температура возросла на один градус Кельвина. Удельная теплоемкость нефти = 880 Дж/(кг*К)

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.

Теплотой сгорания - называется количество теплоты, выделяемое при полном сгорании единицы массы или объема твердого, жидкого или газообразного топлива. В Международной системе единиц эта величина измеряется в Дж/кг или Дж/м³.

Электропроводность. Чистые нефтепродукты - плохие проводники электрического тока, поэтому их применяют в качестве электроизолирующих материалов для кабелей, трансформаторов. Электропроводность жидких нефтепродуктов зависит от содержания в них влаги, посторонних примесей, а также от температуры. Чистые углеводороды и сухие нефтепродукты (парафин) обладают электропроводностью от 2·10^-10 до 0,3·10^-18 (См).

Диэлектрическая проницаемость. Нефть – диэлектрик. Диэлектрическая проницаемость нефтепродуктов по сравнению с другими диэлектриками невелика и достаточно постоянна (колеблется в пределах 2-2,5). Этот показатель имеет большое значение для бесперебойной работы трансформаторов и масляных выключателей.

31. Что значит, нефть проявляет ньютоновские и вязкопластичные свойства?
Ответ:
Ньютоновские нефти характеризуются относительно небольшим содержанием смол, в основном не превышающим 15 - 20 %, а при фильтрации таких нефтей в залежах не проявля-ется начальный градиент давления. Из 124 залежей, выбранных для анализа, 43 характери-зуются водонапорным режимом, 17 - газоводонапорным, 14 - газонапорным, 27 - смешанным режимом ( водонапорный с преобладанием режима растворенного газа) и 23 - режимом рас-творенного газа.
Для ньютоновских нефтей наиболее высокая нефтеотдача получена либо при высоких темпах отбора жидкости, либо при более плотной сетке скважин, в случае же неньютонов-ских нефтей наиболее высокая нефтеотдача ( 0 37) достигается при более высоком темпе и более плотной сетке скважин.
Вязкопластичные нефти, как и другие вязкопластичные жидкости ( тело Бингама - Шведова), - это идеализированная модель тела, которое способно выдерживать без течения некоторые конечные значения напряжения сдвига т0, а при превышении их течет, испытывая дополнительное сопротивление. Преодоление предельного напряжения т0 соответствует разрушению структуры в жидкости.
Вязкопластичные нефти в состоянии равновесия при малых градиентах давления обла-дают некоторой пространственной структурой, образованной коллоидными частицами ас-фальтосмолистых веществ, и способны сопротивляться сдвигающему напряжению. С увели-чением градиента давления структура нефтей начинает разрушаться, и при достижении определенного напряжения сдвига они начинают течь как ньютоновские жидкости.

32. Гидрофильные поверхности-поверхности полностью (хорошо) смачиваемые водой. Пленка воды равномерно покрывает поверхность, все активные центры поверхности заняты молекулами воды или гидратированными катионами. Реальные коллекторы нефти и газа в пластовых условиях нередко бывают частично гидрофобными. Это значит, что часть поверхности пор водой не смачивается; в пределах этих «островов» отсутствует пленка воды, а нефть или газ непосредственно граничат с поверхностью твердой фазы. При Θ= 0 поверхность считается полностью гидрофильной; при 0< Θ <90- поверхность преимущественно гидрофильна; при 90·< Θ <180•преимущественно гидрофобна; при Θ = 180•-полностью гидрофобна. Где Θ –угол смачмваемостию. Причины частичной или полной гидрофобности поверхности могут быть различными: специфические свойства вещества твердой фазы, состав и физические свойства пластовой воды, нефти и газа. Преимущественно гидрофобны твердые битумы и ископаемые угли. Глины и агрегаты глинистых минералов в породах-коллекторах {глинистый цемент}, как правило, гидрофильны. Зерна кварца и полевых шпатов в песчаниках и алевролитах, кальцита и доломита в карбонатных коллекторах имеют различную избирательную смачиваемость в зависимости от свойств пластовых флюидов.

34. Поверхностное натяжение характер-ет избыток свободной энергии на 1см2 площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз. Характер молекулярного взаимодействия зависит от природы в-ва. При нормальных расстояниях м/у молекулами в-ва , взаимодействие молекул выражается в притяжение к друг другу. При сильном сближение возникают силы отталкивания.

35. Водонефтяной контакт в пласте представляет собой различ­ной толщины переходную зону от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основ­ном гравитационными и капиллярными силами. Последние на­ходятся в сложной зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых жидкостей. Большое мно­гообразие свойств пород обусловливает значительные изменения толщины переходной зоны в одной и той же залежи. В песча­никах высокой проницаемости, отличающихся отсортированностью зерен, толщина переходной зоны не превышает нескольких десятков сантиметров. В мелкозернистых песчаниках с плохо от­сортированными зернами она достигает 6—8 м. Состояние свободной и связанной воды и нефти в переходной зоне также определяется свойствами всех фаз системы и сте­пенью водонефтенасыщенности пород. В лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП уста­новлено, например, что в песчаниках Зольненского месторождения прони­цаемостью 0,350 мкм² при водонасыщенности 35—40 % поровые каналы заполнены смесью нефти и воды, в ко­торых нефть не представляет собой сплошной фазы. Если проницаемость равна 0,650 мкм², сплошность нефти нарушается при 28—30 % водонасыщенности. Практически безводный приток нефти из песчаников Бавлинского и Туймазинского месторождений получают при водонасыщенности их до 32—35 % от объема пор.

37. Вязкость нефти и воды; Проницаемость; Пористость; Однородность; Температура; Песчанистость; Нефтенасыщенность; Обводненность; Количество и плотность расположения скважин; Темпы добычи нефти; Технологии разработки месторождения.