Физика пласта ответы. Оглезнева Алина ЗусС-21.05.06-35Р. Министерство образования и науки рф фгбоу во удмуртский государственный университет
 Скачать 1.34 Mb.
|
|
ЗусС-21.05.06-35 Оглезнева А.В. МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа им М. С. Гуцериева Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Контрольная работа Ответы на вопросы Направление подготовки 21.05.06 Нефтегазовые техника и технологии программы специалитета «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Студента группы ЗУсС-21.05.06.01-35 Оглезневой Алины Руководитель С. Ю. Борхович Ижевск, 2021 г. Вопросы по курсу «Физика пласта» Справедливы ли следующие утверждения?
Ответ: 1Д = 1,02 ·10-12 м2; 1Д = 1,02 ·10-8 см2; 1Д = 1мкм2. Запишите уравнения для линейной фильтрации воды, нефти, газа и их вывод. v=Q/F=k*(∆P/Lμ) Согласно закону фильтации Дарси, скороть фильтрации воды в пористой реде пропорциональна перепаду давления.При перепаде давления объем газа изменяется и оценивается по закону Бойля-Мариотта: при Т=constP*V=const При линейной фильтрации газа средняя скорость фильтрации Vср VрРср=V0Р0=V1Р1=V2Р2 Pср=(P1+P2)/2 Vср=V0P0/Pch=2V0P0/(P1+P2) Какую размерность имеют параметры уравнения Дарси в системах СИ, СГС, нефтепромысловой практики?  Какие минералогические процессы приводят к увеличению пористости горных пород? В зависимости от происхождения различают поры по видам: 1. Межкристаллические поры – первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы (дконакопления) Уеньшается в процессе погружения и цементации осадочных пород. 2. Поры растворения, образование в результате циркуляции подземных вод. Растворение инеральной составляющей породы активными флюидами (циркуляционными водами) образуются поры. 3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3· МgСО3). При доломитизации идет сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. .4. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, перекристаллизации. 5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре. Для каких целей, отобранный при бурении нефтенасыщенный керн подвергают герметизации, а для каких нет (для определения каких параметров)? Это необходимо для определения по керну пластовых значений нефте-газонасыщения и установления фазового состава флюидов. Информативность герметизированного керна выше керна, отобранного без герметизации, так как кроме сохранения остаточного водонасыщения в герметизированном керне возможно сохранение нефте-газонасыщения, а также и температуры при термостатировании керноприемника, благодаря этому обеспечивается возможность: - прямого определения по керну пластовых и текущих значений нефте-газонасыщения; - сохранения фазового состава флюидов, что особенно важно при отборе керна из газогидратных залежей. Если по керну необходимо получить представление только о геологическом составе разреза, герметизация керна не производится Содержания каких солей будут влиять на карбонатность горных пород?
Ответ: известняк (CаСО3); поташ (К2СО3); сода (Na2CO3); магнезит (MgCO3); доломит (СаСО3 ·MgCO3); сидерит (FeCO3). Какие уравнения выражают взаимосвязь коэффициента проницаемости с радиусом (ŗ) порового капилляра?
Какие коллектора относятся к трешиноватым и от чего зависит величина интенсивности трещиноватости? Трещиноватость горных пород обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, относятся к плотным карбонатным коллекторам, а в некоторых районах к терригенным отложениям. Трещиноватость завесит от: - количества развитых трещин; - литологического состава; - метаморфизма пород; - мощности вмещающей среды; - залегания пласта. Что характеризует коэффициент объемной упругости горных пород? Величину упругих деформаций породы судят по - коэффициенту объемной упругости, он определяется опытным путем с последующим расчетом по формуле: β=∆Vпор/V0*∆P β - коэффициент объемной упругости породы, 1/Па; ∆Vпор - изменение объема пор в образце породы при изменении давления на ∆Р, м3; V0 - объем образца породы, м3 .Коэффициент объемной упругости горных пород характеризует изменение объема пористого пространства при изменение давления. Как оцениваются механические и тепловые свойства горных пород? Механические свойства ГП - упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность. Тепловые свойства - коэффициент температуропроводности, коэффициент теплопроводности, удельная теплоемкость и коэффициент теплопроводности. Какие зависит величина фазовой проницаемости нефти от ее вязкости, ее плотности и плотности воды ее вытесняющей, водонасыщенности, газонасыщенности, пластового давления, пластовой температуры, интенсивности трещины? k=Q*μ*∆L/(F*∆P) Q — объемный расход жидкости через породу; F — площадь поперечного сечения образца; μ - динамическая вязкость жидкости; ∆P - перепад давления между двумя точками в образце на расстоянии L по направлению движения жидкости. Величина фазовой проницаемости нефти зависит от ее вязкости и пластового давления и не зависит от всех остальных перечисленных параметров. Какие углеводороды и не углеводородные соединения присутствуют в углеводородных газах при нормальных и стандартных условиях, при пластовых условиях? Таблица составов природных гахов отдельных месторождений России  Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят из одного метана, в них отсутствуют тяжелые фракции, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях, и поэтому - это сухие. Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом. Газы нефтяных месторождений содержат значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа, находится в жидком состоянии и используется в качестве сжиженного газа. Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его транспортирование и использование. Среди неуглеводородных компонентов природных газов особое место занимает углекислый газ и сероводород, являющиеся высокотоксичными и корродирующими веществами. Содержание их в газе обычно колеблется от долей до нескольких процентов, однако встречаются газы, в которых количество сероводорода и углекислого газа превышает 50 %. Какие параметры можно оценить из уравнения состояния газа и как? Связь между плотностью газа и его молекулярной массой, давлением и температурой определяется законом состояния газов: ρ=Mсм*Р/(z*R*P0) Большую плотность при прочих равных условиях имеют газы с высокой молекулярной массой. С повышением давления плотность газа растет и аналогично уменьшается с увеличением температуры. Состояние газов характеризуется давлением Р, температурой Т и объемом V. Связь между этими величинами определяется законами газового состояния. На практике состояние реальных углеводородных газов при различных температурах и давлениях можно описывать на основании уравнения Клапейрона: P*V=z*m*T Р - давление газа, Па; V - объем, занимаемый газом при заданном давлении, м3; m - масса газа, кг; R - газовая постоянная, Дж/(кг ∙К); Т - температура, К; z - коэффициент сжимаемости Что характеризует объемный коэффициент газа и как можно оценить объём газа в пластовых условиях? Объёмный коэффициент газа - это безразмерная величина, характеризующая изменение объёма газа в поверхностных условиях по сравнению с пластовыми. Объёмный коэффициент пластового газа существенно зависит от пластовых условий (давления и температуры): B=((P0/Pk)*(Tl/T0))*Zk B - объёмный коэффициент пластового газа, Pk и Тk - пластовые давление [атм] и температура [К], T0 =293 K (+20 °C) - атмосферное давление и температура в нормальных (поверхностных) условиях, Zk - коэффициент сверхсжимаемости газа в пластовых условиях (в коллекторе), зависящий от состава пластового газа, его критических давления и температуры, пластовых давления и температуры. Как можно ли рассчитать мольный, весовой ,объемный состав углеводородного газа? Смесь, состоящая из двух и более компонентов, характеризуется свойствами и содержаниемэтих компонентов. Состав смеси может быть задан массой, объемом, числом молей отдельных компонентов, а также значениями их концентраций. Концентрацию компонента в смеси можно выразить в массовых, мольных и объемных долях или процентах, а также в других единицах. Если состав газа задан объемными или молярными долями, то его молекулярную массу можно определить по соотношению: Мсм=y1*M1+y2+M2+....+yn*Mn y1,y2,…,yn объемные (молярные) доли компонентов; М1,М2,…, Мn молекулярные массы компонентов. Как можно оценить вязкость углеводородного газа и какие закономерности справедливы для этого параметра? Вязкость углеводородного газа зависит от: - состава; - давления; - температуры. Обмен количества движения между слоями газа, движущимися с разными относительно друг друга скоростями. От повышения температуры увеличивается скорость движения молекул и количество движения, переносимое из слоя в слой, из-за этого при невысоких давлениях вязкость газа с повышением температуры возрастает. При высоких давлениях, расстояния между молекулами небольшие, то меняется передача количества движения из слоя в слой. Происходит таким образом как и у жидкостей - за счет временного объединения молекул на границе слоев, движущихся с разными скоростями. Вероятность такого объединения с ростом температуры уменьшается. - При высоких давлениях с ростом температуры вязкость газов снижается. - С увеличением давления вязкость газов возрастает: при низких давлениях незначительно и более интенсивно в области высоких давлений. Какие закономерности характерны для процесса растворения углеводородов в воде? Содержание растворенных газов в пластовой воде чаще не превышает 1,5-2 м3/м3. При рассмотре состава растворенного газа преобладают: - метан; - азот; - углекислый газ. С увеличением минерализации растворимость газа в воде снижается. Сжимаемость пластовой воды увеличивается с увеличением в ней растворенного газа. Что характеризует параметр “давление насыщения” нефти? Степень насыщения нефти газом характеризует - максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при ее изотермическом расширении. Давление насыщения нефти газом может быть равен пластовому или быть ниже его. - При давлении насыщения равном пластовому - нефть в пласте полностью насыщена газом, - При далении насыщения ниже пластового недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Давление насыщения нефти газом зависит от состава пластовой нефти, пластовой температуры и определяется закономерностями растворения газов в жидкостях. Что такое коэффициента сверхсжимаемости газа и какие выражения справедливы при его оценке? Коэффициент сверхсжимаемости газов - отношение объемов равного числа молей реального V и идеального Vи газов при одинаковых давлении и температуре: Z = V/Vи. Коэффициент сверхсжимаемости характеризует отклонение объема реального газа от объема “идеального”. Уравнение состояния газа включает в себя основные параметры газа - объем, давление , температуру. Что такое константу фазового равновесия газообразного углеводорода (Крi) и как влияют на ее величину температура, давление, влажность? Коэффициентом распределения или константой фазового равновесия i-го компонента в паровую и жидкую фазы Ki называется отношение молярной доли i-гo компонента в паровой фазе уi к молярной доле его в жидкой фазе хi: Ki=yi/xi. Константа равновесия определяется двумя методами: - экспериментальным - расчетным. Какой ряд катионов и анионов характерен для пластовых вод? В пластовой воде содержатся ионы растворённых солей:· - катионы: H+; K+; Na+; NH4+; Mg2+; Ca2+; Fe3+; - анионы: OH –; Cl –; SO42 –; CO32 –; HCO3 –. Что значит жесткость (Ж) пластовой воды и как ее можно оценить? Жесткость пластовой воды определяют соли пластовых вод. Это - суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: - магния; - кальция; - железа. Жёсткость различают: - временную (карбонатную) - постоянную(некарбонатную). Временная жёсткость или карбонатная (Жк) определена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов двухвалентных металлов: - магния; - кальция; - железа. Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) определена наличием в воде: - сульфатов - хлоридов (или соли других кислот) двухвалентных металлов: - магния; - кальция; - железа. Общая жёсткость воды определяется суммой карбонатной и некарбонатной. Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм эквивалентах на литр (мг-экв/л). Как изменяется рН пластовых вод с изменением температуры, давления, концентрации солей? Содержание водородных ионов в воде определяется параметром рН: pH=lgCH+ CH+ – концентрация ионов водорода. В зависимости от рН различают следующие типы воды: - нейтральная (рН=7); - щелочная (pH>7); - кислая (p<7). Как взаимосвязаны свойства пластовых вод: тип, жесткость, рН? Пластовые воды в зависимости от массового содержания в них растворенных веществ делят: - пресные, с содержанием солей 0,001—0,1%; - минерализованные, содержание солей 0,1—5%; - рассолы, с содержанием солей 5—35%. Таким образом тип пластовой воды тесно связан с параметром жёсткости. Жёсткость пластовых вод тесно взаимосвязана с другим важным показателем — pH. Оба показателя напрямую зависят друг от друга. Высокие значения pH означают высокие значения жёсткости пластовых вод. И наоборот, кислые значения pH могут быть достигнуты только при низких значениях жёсткости. Какие закономерности характерны для плотности и вязкости пластовых вод? В первую очередь от температуры и минерализации зависит вязкость пластовых вод, в меньшей степени от газосодержания и давления. Чаще всего вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-1,5 мПа∙с. Чем выше температура, тем вязкость воды существенно уменьшается, а с ростом минерализации - возрастает, иногда в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой. Плотность пластовой воды зависит от степени ее минерализации и от температуры, составляет примерно от 1010 до 1080 кг/м3 и более. Что характеризует электропроводность пластовых вод? Электропроводность пластовых вод находится в прямой зависимости от минерализации вод (выше минерализация, следовательно выше и электропроводность пластовых вод). Пластовые воды являются электролитом. Какие факторы оказывают влияние на растворимость солей и выпадения их из пластовых вод? Фактоы влияющие на растворимость солей и выпадение их из пластовых вод это: - температура - парциальное давление СО2. - изменение термобарической обстановки в пласте при любой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей и выпадение их. Что характеризует удельный вес (d) и плотность (r) нефти и нефтепродуктов? Плотность нефти определяется составом и изменяется при стандартных условиях (температуре 20 °С и атмосферном давлении) от 700 до 1000 кг/м3. Удельный вес нефти в среднем колеблется от 0,82 до 0,90, известно что существует много примеров, когда величина удельного веса поднимается почти до 1 или падает до 0,76. Зависит от нескольких причин: - от содержания легкокипящих фракций, обладающих низкими удельными весами; - от содержания смолистых веществ с высокими удельными весами (около 1); - от типа преобладающих в нефти углеводородов. В количественном отношении влияние легкокипящих компонентов значительнее, чем влияние смол, так как разница в удельных весах легкокипящих компонентов и средних фракций нефти выше, чем разница между плотностями смол и средних фракций. Характер преобладающих в нефти углеводородов, имеет значение для сравнения более или менее широких нефтяных фракций с одинаковыми границами кипения. Какие углеводороды и гетероатомные соединения характерны для нефти? Нефть - сложная природная смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеводородных соединений. Основные элементы в составе нефти: - углерод; - водород. В большинстве нефти содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12 -14%. Содержание этих элементов в нефти необходимо знать для нефтепереработки и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: - серы; - кислорода; - азота. Их содержание редко превышает 3-4%. Компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства. В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: - ванадий; - хром; - никель; - железо; - кобальт; - магний; - титан; - натрий; - кальций; - германий; - фосфор; - кремний. Какие закономерности характерны для параметров нефти: плотности, вязкости (динамической и кинематической), упругости, теплоемкости, давление насыщения, теплоты сгорания, электропроводности и диэлектрической проницаемости? Плотность нефти определяется составом, изменяется при стандартных условиях от 700 до 1000 кг/м3. Вязкость - характеристика показывающая способность жидкостей и газов оказывать сопротивление перемещению однихчастиц или слоев относительно других. Количественно вязкость характеризуется коэффициентами динамической и кинематической вязкости, связанными между собой через плотность: ϑ=μ/ρ ϑ - коэффициент кинематической вязкости; μ— коэффициент динамической вязкости; ρ — плотность жидкости или газа. Давление насыщения - степень насыщения нефти газом характеризуют, под которым понимают максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при ее изотермическом расширении. Давление насыщения нефти газом зависит от: - состава пластовой нефти; - пластовой температуры; - определяется закономерностями растворения газов в жидкостях. Растворенного газа: - состава; - пластовой температуры. С увеличением плотности этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях. Предел температуры кипения нефти характеризует фракционный состав: - нефти; - теплота сгорания нефти 39800 - 44000 кдж / кг. Электропроводность нефти колеблется от 0,5 10-6 до 0,5 10-7 Ом м-1. Нефть – диэлектрик. Диэлектрическая проницаемость показывает, во сколько раз взаимодействие между электрическими зарядами в данном веществе меньше,чем в вакууме, при прочих равных условиях. Что значит, нефть проявляет ньютоновские и вязкопластичные свойства ? У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению(давлению) и обратно пропорциональна вязкости жидкости. По аналогии с законом Гука: F=-kx k - удлинение тела; x - коэффициент жесткости. - упругое поведение характеризуется пропорциональностью между напряжением идеформацией сдвига. Вязкость ньютоновской жидкости (μ) зависит от температуры, давления. Вязкопластичные нефти - это идеализированная модель тела, способно выдерживать без течения некоторые конечные значения напряжения сдвига, а при превышении их течет, испытывая дополнительное сопротивление. Нефти с малым содержанием асфальто-смолистых веществв могут образовать структуру в статическом состоянии в ависимости от содержания парафина в статическом состояниии и проявлять аномалию вязкости. Такие нефти не могут быть отнесены к ньютоновским жидкостям. Аналогичные явления могут наблюдаться и при повышении обводненностинефти. Что характеризует гидрофильность и что способствует гидрофилизации поверхности горных пород? Гидрофилльная поверхность твердой фазы - это когда поверхность поровых каналов связанной воды покрыта тонкой пленкой. Краевой угол смачивания (ϴ)- поверхность твердого тела касательной к капле, имеющий вершину на линии раздела трех фаз, является мерой смачиваемости твердого тела жидкостью. Угол отсчитывают от касательной в сторону водной фазы, а смачиваемую водой поверхность (ϴ >90∘) Что характеризует параметр поверхностного натяжение? Поверхностное натяжение возникает вследствие того, что молекулы вещества, взаимодействуют не только между собой, но и с молекулами вещества соседней фазы находящиеся вблизи поверхности раздела. Поверхностное натяжение нефти и воды на границе с газом составляет от 5 до 70 мН/м и уменьшается с ростом давления и температуры. Поверхностное натяжение на границе нефть-вода во многих случаях находится в пределах 20-30 мН/м, но в зависимости от минерализации воды, содержания в нефти активных компонентов (смол, асфальтенов, нафтеновых кислот и т. п.), давления, температуры может изменяться в более широких пределах. Что характерно для поверхностно-молекулярных свойств системы "нефть-газ-вода-порода"? Пористая среда насыщенная нефтью, водой, газом представляет собой многофазную гетерогенную систему, отдельные компоненты которой (минеральный скелет пористой среды, нефть, вода, газ) называются фазами. Возникновение на границах контакта специфических поверхностных явлений - различия физико-химических свойств фаз. Поверхностные явления во многом определяют количество и распределение в поровом пространстве связанных и остаточных нефти, воды, форму кривых фазовых проницаемостей, эффективность многих методов повышения нефтеотдачи пластов. Особое влияние на эффективность разработки нефтяных и газовых залежей оказывают поверхностное натяжение, капиллярное давление, смачиваемость, капиллярная пропитка и адсорбция, среди многообразных поверхностных явлений, протекающих на границах раздела фаз, Что влияет на формирование переходной зоны на границе раздела фаз "вода-нефть" и увеличивает её величину? Чёткой границы вода-нефть не существует. На границе водонефтяного контакта (ВНК) происходит диспергирование одной фазы в другую. За счёт диспергирования воды в нефть и нефти в воду, т.е. образуется "переходная зона", высота которой зависит от величины полярности нефти, содержания в ней смол, асфальтенов, нафтеновых кислот, гетероатомных и других высоко-полярных соединений. Строение зоны и распределение в ней воды и нефти определяются гравитационными и капиллярными силами. Что справедливо для явлений смачиваемости? Естественные условиях Породы-коллекторы неоднородны по смачиваемости. Часть поверхности пор гидрофильна, другая часть гидрофобна. Объясняется сложным минералогическим составом пород, разнообразной структурой поверхности самих зерен минералов, возможностью изменения характера смачиваемости поверхности при ее контакте с нефтью и закачиваемыми водами. Чистая поверхность большинства минералов гидрофильна, но при адсорбции на ней активных асфальтосмолистых компонентов нефти поверхность может стать гидрофобной. Поэтому, характеризуя смачиваемость породыколлектора, подразумевают ее преимущественную смачиваемость, т.е. какой жидкостью (водой или нефтью) она смачивается в большей степени. Преимущественную смачиваемость породы-коллектора оценивают на основании результатов капиллярной пропитки и гидродинамического вытеснения одной жидкости другой. Какие факторы влияют на величину нефтеотдачи пласта? Факторы влияющие на величину нефтеотдачи: - геолого-физические; - технологические факторы. Нефтеотдача определяется: - литологическим составом коллектора; - неоднородностью продуктивного горизонта (пласта); - проницаемостью пород; - эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды. Все факторы, оказывающие непосредственное влияние на нефтеотдачу пласта, разделяют на категории: - неуправляемые (природные); - управляемые (технологические). К основным факторам относят:: - вязкость нефти и воды; - проницаемость; - пористость; - однородность; - температура; - песчанистость; - нефтенасыщенность; - обводненность; - количество; - плотность расположения скважин; - темпы добычи нефти; - технологии разработки месторождения. |
.