тест по физике пласта. Справедливы только данные утверждения 1Д 1,02 1012 м2
 Скачать 68.73 Kb.
|
|
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. 3.Какую размерность имеют параметры уравнения Дарси в системах СИ, СГС, нефтепромысловой практики? Размерность уравнения Дарси
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)? Герметизация керна - обеспечивает надежную сохранность остаточных флюидов при длительном хранении герметизированных образцов. Герметизируют керн для определения прямым способом остаточной водонасыщенности (при применении бурового раствора на безводной основе) или нефтенасыщенности (глинистый раствор, вода). Отбор ориентированного керна позволяет уточнить геологическую модель залежи, определить потенциальную нефтедобычу, режим разработки месторождения и др., так как дает точную геологическую информацию: - об углах падения пластов; - о направлениях их простирания; - о пространственном распределении характеристик коллекторов; - о тенденциях изменения пористости и проницаемости. 6. Содержания каких солей будут влиять на карбонатность горных пород? Известняк (CaCO3) Поташ (K2CO3) Сода (Na2CO3) Магнезит (MgCO3) Доломит (CaCO3; MgCO3) Сидерит (FeCO3) Карбонат строения (SrCO3) 7.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? Особое значение в процессах, протекающих в пластах при эксплуатации нефтяных, газовых и водоносных горизонтов, имеет коэффициент объемной упругости пласта bс  . 15Коэффициент сжимаемости пор bп в значительной мер зависит от эффективного давления (сжимаемость сокращается с ростом давления). В соответствии с этим коэффициент объемной упругости bс пород зернистых коллекторов изменяется в широких пределах: bс = (3-30) Т 1/Па в интервале внешней давления от 0 до 100 МПа. 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. 11.Как зависит величина фазовой проницаемости нефти от ее вязкости, ее плотности и плотности воды ее вытесняющей, водонасыщенности, газонасыщенности, пластового давления, пластовой температуры, интенсивности трещины? Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. На относительные фазовые проницаемости (далее ОФП) влияют: 1. Свойства коллектора. Структура порового пространства сильнее влияет на ОФП смачивающей фазы и в меньшей - несмачивающей. Остаточная водонасыщенность увеличивается, а проницаемость для воды при остаточной нефтенасышенности уменьшается с ростом содержания глин в породе-коллекторе. 2. Свойства пластовых флюидов. При увеличении вязкости воды фазовая проницаемость для воды увеличивается. 3. Свойства системы пластовая порода - пластовые флюиды. При одном и том же значении водонасыщенности с ростом гидрофобности проницаемость для воды увеличивается, а для нефти уменьшается. Более того, установлено, что величина отношения проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности к проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности в гидрофильных коллекторах, как правило, меньше 0,3, в то время как в гидрофобных это отношение близко к единице. По виду кривых ОФП можно делать заключение о преимущественном смачивании породы водой или нефтью. 4. Температура. При изменении температуры могут меняться коллекторские свойства пород в результате изменения размеров и формы пор, а также объема цемента и свойств глинистых минералов. С изменением температуры изменяется смачиваемость - важнейшая характеристика системы порода - жидкость. 5. Смачиваемость. Влияние смачиваемости на ОФП также проявляется в направлении изменения насыщенности, реализуемого в экспериментах, при которых модель пластовой воды вытесняется нефтью (газом). 6. Скорость фильтрации также влияет на значения ОФП. Исследования показали, что для системы нефть - вода с увеличением скорости фильтрации значения ОФП увеличиваются как для нефти, так и для воды. 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.Какие параметры можно оценить из уравнения состояния газа и как? 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.Что характеризует объемный коэффициент газа и как можно оценить объём газа в пластовых условиях? 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.Как можно рассчитать мольный, весовой ,объемный состав углеводородного газа? 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. Как можно оценить вязкость углеводородного газа и какие закономерности справедливы для этого параметра? Вязкость оценивается зависимостью динамической вязкости газа от давления и температуры. 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? 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. Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:   или , (2.26) 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:  . (2.27) Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры. 18.Что характеризует параметр “давление насыщения” нефти? Давлением насыщения пластовойнефти 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.Что такое коэффициента сверхсжимаемости газа и какие выражения справедливы при его оценке? 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 20.Что такое константа фазового равновесия газообразного углеводорода (Крi) и как влияют на ее величину температура, давление, влажность? Константой фазового равновесия, или коэффициентом распределения i-го компонента в паровую и жидкую фазы, называется отношение молярной доли i-го компонента в паровой фазе к молярной доле его в жидкой фазе. 21.Какой ряд катионов и анионов характерен для пластовых вод? Минерализацияводы характеризует содержание в ней растворённых солей в г/л. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа: - рассолы (Q>50 г/л); - солёные (10 - солоноватые (1 - пресные (Q£1 г/л). Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов. В пластовой воде содержатся ионы растворённых солей: - анионы: OH–; Cl–; SO42–; CO32–; HCO3–; - катионы: H+; K+; Na+; NH4+; Mg2+; Ca2+; Fe3+; - ионы микроэлементов: I–; Br–; - коллоидные частицы SiO2; Fe2O3; Al2O3; - нафтеновые кислоты и их соли. Больше всего в воде содержится хлористых солей, до 80-90% от общего содержания солей. В количественном отношении катионы солей пластовых вод располагаются в следующий ряд: Na+; Ca2+; Mg2+; K+; Fe3+. 22.Что значит жесткость (ж) пластовой воды и как ее можно оценить? 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.Как изменяется рН пластовых вод с изменением температуры, давления, концентрации солей? 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.Как взаимосвязаны свойства пластовых вод: тип, жесткость, рН? 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.Какие закономерности характерны для плотности и вязкости пластовых вод? Зависит от температуры, а также от минерализации и химического состава, давление оказывают меньшее влияние. 26.Что характеризует электропроводность пластовых вод? 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? Минерализация воды характеризует содержание в ней растворённых солей в г/л. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа: - - рассолы (Q>50 г/л); - - солёные (10 - - солоноватые (1 - - пресные (Q£1 г/л). Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов. Больше всего в воде содержится хлористых солей, до 80-90% от общего содержания солей. Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывает температура и парциальное давление СО2. Максимальная растворимость СаСО3 в воде наблюдается при 0оС, с возрастанием температуры она падает. Максимальная растворимость гипса (СаSО4·2Н2О) в воде наблюдается при 40оС. С дальнейшим возрастанием температуры она уменьшается. С увеличением парциальное давление СО2 растворимость СаСО3 возрастает. Уменьшение пластового давления усиливает процесс выпадения солей СаСО3 и др. Изменение термобарической обстановки в пласте даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей и выпадение их. 28. Что характеризует удельный вес (d) и плотность (r) нефти и нефтепродуктов? Плотность – это ее удельный вес, который характеризует количество массы на занимаемый объем. 29.Какие углеводороды и гетероатомные соединения характерны для нефти? 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.Какие закономерности характерны для параметров нефти: плотности, вязкости (динамической и кинематической), упругости, теплоемкости, давление насыщения, теплоты сгорания, электропроводности и диэлектрической проницаемости? 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 ? Вязкость влияет на реологические свойства нефтей. Реология - наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно-механические свойства нефтей. В уравнении координату скорости (dv) можно представить как dx /dt, где x - длина пути в направлении скорости движения v, а t - время. Величина dx/dy характеризует сдвиг (г) слоев, деформацию. Соотношение F/A - есть величина касательного напряжения (ф), развиваемое в движущихся слоях жидкости. Тогда, для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать: dг/dt = ф/м. (4.9) Уравнение описывает связь между касательным напряжением (ф) и скоростью сдвига (dг/dt), называется реологическим. У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению (давлению) и обратно пропорциональна вязкости жидкости (см.рис). По аналогии с законом Гука: упругое поведение характеризуется пропорциональностью между напряжением и деформацией сдвига. Вязкость ньютоновской жидкости (м) зависит только от температуры, давления.  Вязкость неньютоновской жидкости (м) зависит от температуры, давления, скорости деформации сдвига и времени нахождения в спокойном состоянии. Характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и твердого парафина. Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама: ф = фо + м* (d г/dt), (4.10) где фо - динамическое напряжение сдвига; м* - кажущаяся вязкость пластичных жидкостей, равная угловому коэффициенту линейной части зависимости dг/dt = ѓ(ф). Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения (ф) от модуля скорости деформации (dг/dt): ф = К(dг/dt)n, (4.11) где К - мера консистенции жидкости; n - показатель функции. С увеличением вязкости величина консистенции жидкости возрастает. Линии консистентности для различных типов реологически стационарных неньютоновских жидкостей приведены на рис. При n = 1, уравнение 4.11 описывает течение ньютоновских жидкостей (рис. 4.6., кривая 3), проявляющие упругие свойства. К ньютоновским жидкостям относятся, растворы индивидуальных углеводородов, смеси углеводородов до С17, газоконденсатные системы, легкие нефти, молекулярные растворы. При n < 1 поведение нефти соответствуют псевдопластикам (кривая 2) - упруго-пластичной жидкости. Примером могут служить нефти, компоненты которых склонны к образованию надмолекулярных структур, высокопарафинистые дегазированные нефти, высокополимерные буровые растворы и др. При n > 1 поведение нефти соответствует дилатантной жидкости (кривая 4) - вязко-пластические жидкости. Примером могут служить буровые растворы, водные растворы полимеров для повышения нефтеотдачи, представляющие собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул и др. 32.Что характеризует гидрофильность и что способствует гидрофилизации поверхности горных пород? 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. 33.Что характеризует параметр поверхностного натяжение? 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. 34.Что характерно для поверхностно-молекулярных свойств системы "нефть-газ-вода-порода"? Поверхностно-активные вещества (ПАВ) для повышения нефтеотдачи пластов применяют в виде добавок к нагнетаемой воде. Пластовая система нефть — вода — газ — горная порода имеет значительные поверхности раздела, например удельная площадь пор, каналов и трещин кернов. Поэтому характер фильтрации нефти в пласте и степень ее извлечения из пористой среды зависят не только от объемных физических и химических свойств породы и насыщающих флюидов, но и от свойств поверхности контактирования нефти, воды, газа и породы. Использование ПАВ направлено, главным образом, на регулирование этих свойств, которые принято называть молекулярно-поверхностными. Поверхностные фазы образуются на поверхностях раздела минеральная частица — пластовая вода, пластовая вода — углеводород (нефть, газ), минеральная частица — углеводород в виде адсорбционных моно- и полимолекулярных водных и углеводородных слоев, имеющих аномальные механические и физикохимические свойства по сравнению с их свойствами в объеме. В результате взаимодействия воды и твердых частиц породы образуется связанная вода за счет молекулярного и ионно-электростатического поля частиц. 35. Что влияет на формирование переходной зоны на границе раздела фаз "вода-нефть" и увеличивает её величину? 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. 36.Что справедливо для явлений смачиваемости? Сма́чивание - это поверхностное явление, заключающееся во взаимодействии жидкости с поверхностью твёрдого тела или другой жидкости. Смачивание бывает двух видов: Иммерсионное (вся поверхность твёрдого тела контактирует с жидкостью) Контактное (состоит из трёх фаз — твердая, жидкая, газообразная) Смачивание зависит от соотношения между силами сцепления молекул жидкости с молекулами (или атомами) смачиваемого тела (адгезия) и силами взаимного сцепления молекул жидкости (когезия). Если жидкость контактирует с твёрдым телом, то существуют две возможности: молекулы жидкости притягиваются друг к другу сильнее, чем к молекулам твёрдого тела. В результате силы притяжения между молекулами жидкости собирают её в капельку. Так ведёт себя ртуть на стекле, вода на парафине или «жирной» поверхности. В этом случае говорят, что жидкость не смачивает поверхность; молекулы жидкости притягиваются друг к другу слабее, чем к молекулам твёрдого тела. В результате жидкость стремится прижаться к поверхности, расплывается по ней. Так ведёт себя ртуть на цинковой пластине, вода на чистом стекле или дереве. В этом случае говорят, что жидкость смачивает поверхность. Степень смачивания характеризуется углом смачивания. Угол смачивания (или краевой угол смачивания) это угол, образованный касательными плоскостями к межфазным поверхностям, ограничивающим смачивающую жидкость, а вершина угла лежит на линии раздела трёх фаз. Измеряется методом лежащей капли 37.Какие факторы влияют на величину нефтеотдачи пласта? Основные факторы, влияющие на нефтеотдачу Все факторы, оказывающие непосредственное влияние на нефтеотдачу пласта, можно разделить на две категории: неуправляемые (природные) и управляемые (технологические). К основным факторам относятся следующие: Вязкость нефти и воды; Проницаемость; Пористость; Однородность; Температура; Песчанистость; Нефтенасыщенность; Обводненность; Количество и плотность расположения скважин; Темпы добычи нефти; Технологии разработки месторождения. Методы разработки в свою очередь делятся на три вида: первичные – когда нефть выходит под естественным давлением, вторичные – поддержание давления путем закачки воды или газа, и третичные, к которым относятся все способы увеличения нефтеотдачи | |||||||||||||||
.