Физика Нефтяного Пласта

Posted on by admin

Пример упорядоченной пакетной упаковки глин – фильтрация практически не происходит. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. Скачать книгу здесь. Автор: Гиматудинов Ш.К. Название: Физика нефтяного и газового пласта.

Курсовая работа: Физика нефтяного пласта Название: Физика нефтяного пласта Раздел: Тип: курсовая работа Добавлен 23:43:03 05 января 2011 Просмотров: 5549 Комментариев: 4 Оценило: 1 человек Средний балл: 5 Оценка: неизвестно СОДЕРЖАНИЕ: 1. Определение емкостных свойств пород в лабораторных условиях 1.1. Определение пористости 1.2. Определение минералогической плотности горных пород 1.3. Определение объемной плотности пород. Методы определения нефте - и водонасыщенности коллекторов 2.

Определение структурных, гранулометрических свойств, смачиваемости, поверхностной проводимости 3. Фильтрационные свойства, проницаемость (абсолютная, эффективная, фазовая) для нефти, газа и воды 4. Методы повышения извлекаемых запасов нефти 4.1. Полиокреламиды 4.3. Применение углекислого газа 4.4. Мецелярные растворы 4.5.

Термические способы повышения нефтеотдачи 1. Определение емкостных свойств пород в лабораторных условиях Проницаемость горных пород зависит от многих факторов — горного давления в условиях их залегания, от температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и т. Установлено, например, что газопроницаемость в атмосферных условиях существенно выше проницаемости пород даже для неполярных углеводородных жидкостей, практически не взаимодействующих с породой. Это объясняется частичным проскальзыванием газа вдоль поверхности каналов пористой среды вследствие незначительного внутреннего трения молекул газа (эффект Клинкенберга). Гудок, иногда проницаемость некоторых пород для газа при атмосферных условиях превышала их проницаемость при давлении 10 МПа в два раза.

Установлено, что с увеличением температуры среды газопроницаемость пород уменьшается, что связано с возрастанием скоростей движения молекул, уменьшением длины свободного их пробега и возрастанием сил трения вследствие интенсификации обмена количеством движения между отдельными слоями. Гудок, рост температуры с 20 до 90 °С может сопровождаться уменьшением проницаемости пород на 20—30%. Влияние на проницаемость пород давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и необходимость измерения проницаемости пород по газу и по различным жидкостям приводит к необходимости конструировать приборы, позволяющие моделировать различные условия фильтрации с воспроизведением пластовых давлений и температур. Поэтому для определения абсолютной проницаемости горных пород используются разнообразные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы — все они состоят из одних и тех же основных элементов: кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду, устройств для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеров и приспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход, жидкости или газа через образец породы. Различаются они лишь тем, что одни из них предназначены для измерения проницаемости при больших давлениях, другие — при малых, а третьи — при вакууме.

Одни приборы используются для определения проницаемости по воздуху, другие по жидкости. Поэтому отдельные их узлы имеют соответственно различное конструктивное оформление. На практике оказывается, что проницаемость для жидкости обычно почти всегда меньше, чем для газа. Лишь при высокой проницаемости пород значения ее примерно одинаковы для жидкости и газа. Уменьшение проницаемости одной и той же породы для жидкости по сравнению с проницаемостью для газа происходит вследствие разбухания глинистых частиц и адсорбции жидкости при фильтрации нефти и воды через породы.

(В последующих разделах мы увидим, что толщина адсорбционных слоев нефти иногда достигает размеров поровых каналов малопроницаемой породы). Поэтому абсолютную проницаемость пород принято определять с помощью воздуха или газа. Состав газа на проницаемость пород заметно влияет только при высоком вакууме (при так называемом кнудсеновском режиме течения газа, когда столкновения молекул редки по сравнению с ударами о стенки пор, т.

Когда газ настолько разрежен, что средняя длина пробега молекул сравнима с диаметром поровых каналов). В этих условиях проницаемость пород зависит от среднего давления, молекулярной массы газа и температуры и тем выше, чем меньше молекулярная масса и давление. В пластовых условиях проницаемость горных пород практически мало зависит от состава газа. Как уже упоминалось, фазовые проницаемости, кроме степени насыщенности пористой среды различными фазами, зависят от ряда других факторов и специфических свойств конкретной пластовой системы. В результате фактические показатели иногда значительно отклоняются от расчетных.

Поэтому при определении зависимости относительных проницаемостей от насыщенности следует проводить специальные опыты, поставленные с учетом специфических свойств исследуемой пластовой системы. Устройство установок, применяемых для этих целей, более сложное, чем установок, рассмотренных ранее, так как необходимо моделировать многофазный поток, регистрировать насыщенность порового пространства различными фазами и расход нескольких фаз. Установки для исследования многофазного потока обычно состоят из следующих основных частей: 1) приспособления для приготовления смесей и питания керна; 2) кернодержателя специальной конструкции; 3) приспособления и устройства для приема, разделения и измерения раздельного расхода жидкостей и газа; 4) устройства для измерения насыщенности различными фазами пористой среды; 5) приборов контроля и регулирования процесса фильтрации. Насыщенность порового пространства различными фазами можно определить несколькими способами: измерением электропроводности пористой среды, взвешиванием образца (весовой метод) и т. В первом случае измеряется электропроводность участка пористой среды, строится график, который сравнивается с тарировочиой кривой (заранее составленной и представляющей собой зависимость электропроводности среды от содержания в порах различных фаз), затем определяется насыщенность порового пространства соответствующими фазами. Такой метод пригоден, если одна из жидкостей, используемых при исследовании, является проводником электричества (соленая вода, водоглицериновые смеси и т.

При весовом методе среднюю насыщенность образца жидкостью и газом определяют по изменению его массы вследствие изменения газосодержания в поровом пространстве среды. Исследования емкостных характеристик горной породы проводят на образцах изготовленных из центральной части куска керна правильной геометрической формы высотой не менее 25 мм.

Образцы произвольной формы должны иметь массу 20 - 100 г. Оставшийся керн после изготовленья образцов для определения проницаемости и пористости применяется для других видов исследований.

Гафаров Физика Нефтяного Пласта

Все образцы керна маркируются черной тушью или специальной краской и при необходимости с указанием ориентации относительно напластованию. Всем образцам из одного куска керна присваивается один лабораторный номер, под которым они и маркируются. Для проведения большинства видов исследований необходимо иметь сухой минеральный скелет образца, лишенный каких-либо следов присутствия нефти, воды и других органических примесей. Извлечение органического содержимого из пор породы с помощью растворителя называется экстрагированием и для его проведения используется аппарат Сокслета (ОСТ 10075-39).

Аппарат Сокслета (рис. 1.) состоит из трех частей: плоскодонной стеклянной колбы 1, экстрактора 2 и обратного или шарикового холодильника 3. Все три части аппарата соединяются при помощи шлифов.

Приготовленные из куска керна образцы загружаются в экстрактор. Затем экстрактор соединяют с колбой и заливают в него такое количество растворителя, чтобы он начал выливаться через сифон в колбу и добавляют еще небольшой избыток растворителя (примерно 50 мл). К экстрактору подсоединяют холодильник, к которому подключают воду и начинают нагревать колбу. Колба нагревается на водяной бане или электроплитке закрытого типа в вытяжном шкафу. Основной частью аппарата является экстрактор.

Инструкция калибр усв-0.8 вм. Фото фильтра для сжатого воздуха Калибр УСВ-0,8ВМ' 35274. Устройство УСВ-0.8ВМ Калибр 4 в первой стадии очищает. Фото фильтра для сжатого воздуха Калибр УСВ-0,8В' 35275. Устройство УСВ-0.8В Калибр 5 очищает сжатый воздух,.

Физика

Он имеет две трубки через одну, более широкую, пары растворителя поступают из колбы в экстрактор, а через другую, изогнутую трубку или сифон, сконденсировавшаяся жидкость стекает обратно в колбу. В качестве растворителя чаще всего используется, спиртобензольная смесь, иногда хлороформ или четырёххлористый углерод. Принцип работы аппарата Сокслета очень прост.

Пары растворителя поступают через боковую трубку в экстрактор, затем в холодильник, конденсируются и образующаяся при этом жидкость омывает образцы, расположенные в экстракторе. Когда жидкость в экстракторе достигнет колена отводной трубки (сифона), она стечет в колбу.

Во время наполнения экстрактора жидкостью происходит частичное растворение вещества, и оно вместе с растворителем поступает в колбу. Что позволяет, применяя ограниченное количество растворителя, извлечь неограниченное количество экстрагируемого вещества, так как вещество все время обрабатывается чистым растворителем. Аппарат Сокслета Если извлекаемое вещество окрашено, то и раствор в экстракторе может быть окрашен. В этом случае экстрагирование продолжают до того момента, когда жидкость, остающаяся в экстракторе, станет бесцветной.

Если же вещество бесцветное, то продолжительность экстракции определяется путем анализа пробы. Для этого через холодильник опускают в экстрактор тонкую длинную стеклянную палочку, отбирают две-три капли экстракта, переносят его на стекло и выпаривают.

Если на стекле не будет налета, экстрагирование заканчивают. При разборке аппарата, прежде всего, прекращают обогрев, дают прибору остыть, затем закрывают воду и осторожно снимают холодильник. После того, как жидкость стечет из эксикатора в колбу, его отсоединяют.

Проэкстрагированные образцы извлекают из экстрактора и помещают в сушильный шкаф, где их высушивают в течение 12 часов, при температурах 102-105 0 С. После сушки и охлаждения образцы готовы к дальнейшим исследованиям. Пористости Пористость - это емкостной параметр горных пород.

Коэффициент полной пористости есть отношение объёма взаимосвязанных и изолированных пустотных каналов к общему объёму образца. Полная пористость сцементированных пород, содержащих открытые и изолированные пустотные каналы, рассчитывается по результатам измерения минералогической, и объёмной плотностей породы, для чего используют два смежных образца из одного куска керна.

Расчет коэффициента полной пористости производится по формуле: m п = (1 – Y о / Y м ) 100, где: m п - полная пористость породы; Y о - объёмная плотность породы; Y м - минералогическая плотность породы. Мужчину для симс 4 дополнения. Расчет полной пористости годной породы проводится обычно с точностью до 0,1%.

Минералогическая плотность породы определяется путём измерения массы и объёма породообразующих минералов. Образец породы весом 3-5 грамм измельчают в ступке до разъединения на отдельные составляющие его зерна. Вымытый пикнометр высушивают при температуре +105 о С и взвешивают (Мп). Точность, с которой производят определение массы во время опыта, составляет 0,001 г. Подготовленную породу засыпают в сухой пикнометр и взвешивают (М 1 ). Пикнометр с измельченной породой заливают дистиллированной водой и удаляют воздух из воды вакуумированием или кипячением на песчаной (водяной) бане до прекращения выделения пузырьков.

Для пород, содержащих водорастворимые соли и набухаемые в воде глины, а также карбонаты, в качестве рабочей жидкости используется очищенный керосин, а удаление воздуха производится путем вакуумирования. Общую массу пикнометра с измельчённой породой и рабочей жидкости с известной плотностью (Yж) взвешивают (М 2 ). Расчёт минералогической плотности породы производят по формуле: Yм = (М 1 – Мп) / (М 3 – Мп) – (М 2 – М 1 )Yж где: Yм- минералогическая плотность, г/см 3; Мп- масса сухого пикнометра, г; М 1 - масса пикнометра с измельченной породой, г; М 2 - масса пикнометра с измельченной породой и рабочей жидкостью, г; М 3 - масса пикнометра с рабочей жидкостью, г; Yж- плотность рабочей жидкости, г/см 3.

Расчёт минералогической плотности горной породы производится с точностью до 0,001 г/см 3. 1.3 Определение объемной плотности пород К образцу, содержащему открытые и изолированные пустотные каналы объемом 4-5 см 3, прикрепляют тонкую проволоку, на которой его подвешивают к крюку коромысла аналитических весов и определяют массу (М 4 ). Точность, с которой производится определение массы во время, опыта составляет 0,001 г.

Определяют массу проволоки (М 7 ). Образец покрывают тонким слоем парафина. Для этого берутся руками за проволоку и погружают образец на 1-2 секунды в расплавленный парафин, Рис.2. Взвешиваниеобразцов температура, которого на 5-100С выше температуры плавления парафина. По окончанию парафинизации поверхность образца осматривают для выявления трещин и пузырьков в парафиновой оболочке. Обнаруженные дефекты устраняют прикосновением горячей проволоки. После остывания парафина образец вместе с проволочкой взвешивают (М5).

Запарафинированный образец взвешивают в дистиллированной воде (М6), как показано на рисунке 2. Для этого над чашкой весов устанавливают мостик со стаканчиком воды, в которую погружают образец, подвешиваемый на проволоке к крюку коромысла весов, следя, чтобы образец не касался стенок сосуда. При этом необходимо следить, чтобы на поверхности парафина не было приставших пузырьков воздуха. Объёмную плотность образца горной породы рассчитывают по формуле: Yо= (М4 – М7) Yв Yп / (М5 – М6) Yп – (М5 –М4) Yв, (2.3) где Yо - объёмная плотность, г/см3; М4 - масса сухого образца с проволокой, г; М5 - масса образца с, парафиновой пленкой, г; М6 - масса образца с парафиновой пленкой в воде, г; М7 - масса проволоки, г; Yв -плотность воды, г/см 3; Yп - плотность парафина, г/см 3. Расчёт объёмной плотности горной породы производится с точностью до 0,001 г/см 3.

1.4 Методы определения нефте - и водонасыщенности коллекторов При определении нефте- и водонасыщенности прямым методом объектом испытания могут быть образцы пород, отобранные при бурении из необводненного продуктивного горизонта (интервала горизонта) при использовании в качестве промывочной жидкости растворов на нефтяной основе (РНО) или растворов, нефильтрующихся в пористую среду. Образцы должны быть надёжно законсервированы непосредственно на буровой и доставлены в лабораторию с соблюдением предосторожностей. Аппарат Закса (рис.

3.) состоит из колбы (4), стеклянной ловушки (2), калиброванной но 10 см3, стеклянного холодильника и стеклянного цилиндра (3) с дном из пористого стекла (фильтра). Колба, ловушка и холодильник тщательно прищлифовываются друг к другу для устранения утечки паров растворителя через места соединения. В процессе работы цилиндр с керном помещают в горловину колбы на специальные выступы.

В верхней части цилиндра имеются два отверстия, в которых закрепляют проволочную дужку для удобства извлечения цилиндра из колбы. Порядок работы Разгерметизированный образец керна и очистив его от раствора и шлама, из серединной части керна откалывают кусок произвольной формы и помещают его в бокс, чтобы избежать испарения жидкости с поверхности образца. Если после определения нефте- и водонасыщенности планируется использовать именно этот же кусок керна для других видов исследования, то тогда готовится специальный образец. Для этого из керна с помощью алмазной коронки и с использованием машинного масла высверливается образец цилиндрической формы. Путём взвешивания образца в бюксе, а затем отдельно бюкса определяют массу o6paзца с точностью до 0,001 г.

Помешают образец в цилиндр. Наливают в колбу (до половины) толуол и, установив цилиндр с образцом в горловину, собирают прибор. Подключают холодильник к воде, (вода поступает снизу вверх) и включают электропечь. Подогрев колбы регулируют таким образом, чтобы образец породы всё время был погружен в растворитель и вместе с тем растворитель не переливался через край цилиндра.

Аппарат Закса Подключают холодильник к воде, (вода поступает снизу вверх) и включают электропечь. Подогрев колбы регулируют таким образом, чтобы образец породы всё время был погружен в растворитель и вместе с тем растворитель не переливался через край цилиндра.

Вода, находящаяся в поровом пространстве образца, в процессе перегонки скапливается в ловушке и анализ считается законченным, когда дальнейшее увеличение объёма воды не наблюдается. Растворитель, находящийся над уровнем воды в ловушке, становится совершенно прозрачным.

Капли воды в случае их конденсации в трубке холодильника поступают в ловушку, а затем измеряется объем выделившейся из образца воды. В отдельных случаях (при слабопроницаемых породах с осмолившейся нефтью) по окончании дистилляции воды рекомендуется, удалив толуол из колбы, произвести дополнительную экстракцию четырёххлористым углеродом. После окончания экстрагирования печь выключают, растворителю из цилиндра дают стечь. Цилиндр с образцом извлекают и высушивают в термостате до постоянной массы.

Объём нефти в образце определяют из выражения: Vн = (M 1 – M 2 - Vв Yв) / Yн. Коэффициент нефтенасыщенности в долях единицы будет равен: Кн = Vн Yо / Mп M 2. Коэффициент водонасыщенности в долях единицы будет равен: Кв = Vв Yо / Mп M 2. В формулах используются следующие обозначения: Vн - объём нефти в образце, см 3; Кн - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц; Кв - коэффициент водонасыщенности, доли единицы; Vв - объем воды, выделившегося из образца, см 3; М 1 - масса образца насыщенного нефтью, водой, г; М 2 - масса экстрагированного и высушенного образца, г; Yн - плотность нефти, г/см 3; Yв – плотность воды, г/см 3; Yо – кажущая плотность породы, г/см 3; Мп - полная пористость, доли единицы. Расчёт коэффициентов производится с точностью до 0,001. Определение структурных, гранулометрических свойств, смачиваемости, поверхностной проводимости Структурные свойства горных пород, в которых нефть и газ могут содержаться в промышленных количествах, представляют исключительный интерес для подсчета запасов, проектирования разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

В данном разделе приводится методика проведения исследований по определению основных структурных характеристик коллекторов. Под гранулометрическим составом горных пород подразумевается количественное содержание в породах частиц различной величины. Гранулометрический состава нефтесодержаших пород в основном представлен частицами размером от 0,5 до 0,05 мм в диаметре. В зависимости от размера зерен, породы разделяются на три основные группы: псаммиты, алевриты и пелиты. Первая группа – псаммиты состоят преимущественно из частиц размером 1 - 0,1 мм. Вторая – алевриты, включает частицы размером 0,1 - 0,01 мм и третья – пелиты, в которую входят частицы размером от 0,01 до 0,001 мм. Для определения гранулометрического состава горных пород существует несколько методик.

Наиболее распространенными являются ситовый и седиментационный методы, применяемые для слабо и средне сцементированных горных пород и метод исследования в шлифах под микроскопом, применяемый для средне и крепко сцементированных пород. Ситовый анализ применяется преимущественно для характеристики состава псаммитов, а седиментационный анализ, используют для характеристики алевритов и пелитов.

СИТОВЫЙ АНАЛИЗ Для проведения ситового анализа обычно пользуются тканными проволочными и шелковыми ситами. Размер этих сит определяют по числу отверстий, приходящихся на один линейный дюйм. Стандартный набор включает 11 сит.

Информация о наборе приводится в таблице 1. Характеристика сит для гранулометрического анализа № п./п. № сита Сторона квадратного отверстия, мм № п./п. № сита Сторона квадратного отверстия, мм 1 6 3,36 7 70 0,210 2 12 1,68 8 100 0,149 3 20 0,89 9 140 0,105 4 30 0,59 10 200 0,074 5 40 0,42 11 270 0,053 6 50 0,30 Т А З И К Проэкстрагированный и высушенный образец керна размельчают на составляющие его зерна при помощи агатовой ступки и пестика с резиновым наконечником.

Допускается применение других способов измельчения горной породы при условиях сохранения целостности зерен составляющих породу. Из приготовленного, таким образом песка берут навеску, равную 50 г. Точность определения навески составляет 0,01 г. Навеску песка высыпают в набор сит, установленных друг на друга в, порядке убывания размера отверстий, то есть в порядке, приведённом в таблице 1. В течение 15 минут встряхивают набор сит и добиваются полного рассеивания песчаного материала.

По окончании рассеивания содержимое каждого сита и тазика аккуратно высыпают на глянцевую бумагу, обметая каждое сито кисточкой. Путём взвешивания определяют массу каждой фракции, то есть массу песчаного материала, отложившегося на каждом сите. Точность определения массы составляет 0,1 г. Рассчитывается процентное содержание каждой фракции, исходя из того, что навеска 50 г.

Составляет 100%. Суммарная потеря массы при проведении анализа не должна превышать 1%.

Нефтяной пласт представляет собой залежь осадочных пород в виде тела с огромным скоплением капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика. Поэтому закономерности движения нефти в пласте и её вытеснения из пористой среды зависят также и от свойств пограничных слоёв соприкасающихся фаз и процессов, происходящих на поверхности контакта нефти, газа и воды с породой.

На формирование залежей углеводородов оказывает влияние количество остаточной воды в залежи (остаточная водонасыщенность, S B ), которая в свою очередь зависит от свойств воды и углеводородов и от природы поверхности горной породы. Под природой поверхности понимаются гидрофильность – способность вещества смачиваться водой и гидрофобность – способность вещества не смачиваться водой. Физико-химические свойства поверхностей раздела фаз и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей – поверхностным натяжением на границе раздела фаз, явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотой смачивания.

Физика Нефтяного И Газового Пласта Мирзаджанзаде

Поверхностное натяжение s – избыток свободной энергии сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз. По поверхностному натяжению пластовых жидкостей на различных поверхностях раздела можно судить о свойствах соприкасающихся фаз, закономерностях взаимодействия жидких и твёрдых тел, процессах адсорбции, количественном и качественном составе полярных компонентов в жидкости, интенсивности проявления капиллярных сил и т.д.

Поверхностное натяжение связано с такими понятиями как свободная энергия поверхностного слоя жидкости, сила поверхностного натяжения и работа поверхностного натяжения. Поверхностное натяжение можно рассматривать как избыток свободной энергии сосредоточенной на 1 см 2 единицы поверхностного слоя на границе раздела фаз: Е = s×s, где s – поверхностное натяжение; s – суммарная поверхность двух фаз.

Поверхностного натяжения – это сила, действующая на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания):, где – линия смачиваемости. Поверхностного натяжения – это работа, образования 1 см 2 новой поверхности в изотермических условиях:, Коэффициент поверхностного натяжения s зависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов. Если поверхностное натяжение на границе раздела между двумя жидкостями, газом и жидкостью можно измерить, то поверхностное натяжение на границе раздела порода-жидкость и породы-газа измерить трудно.

Поэтому для изучения поверхностных явлений на границе порода-жидкость пользуются косвенными методами изучения поверхностных явлений: измерением работы адгезии и когезии, исследованием явлений смачиваемости и растекаемости, изучением теплоты смачивания. Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – не смешиваемые жидкости или жидкость и газ. Капля жидкости может растекаться по поверхности, если поверхность хорошо смачивается, а если поверхность плохо смачивается, то капля растекаться не будет. Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания Q, образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью (рис. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фаз.

Краевой угол Q измеряется в сторону более полярной фазы (в данном случае в сторону воды). Принято условно обозначать цифрой 1 водную фазу, цифрой 2 – углеводородную жидкость или газ, цифрой 3 – твёрдое тело. Предполагая, что краевой угол Q отвечает термодинамическому равновесию, получим уравнение, впервые выведенное Юнгом: s 2,3 = s 3,1 +s 1,2 ×cosQ, откуда получим выражение для краевого угла Q:. Если s 23 s 13, то 0 s 13, то –1 1, а для гидрофобных: (q 1 / q 2 ). Плохо Средне Хорошо Отлично Комментарии: Как заработать в интернете на halyava.125mb.com Duke Nukem 13:55:41 25 октября 2017 Ваш сайт очень полезный!

Сделай паузу, студент, вот повеселись: Препод на экзамене: Вот раньше, в молодости, я лютовал - заваливал студентов только так, а сейчас постарел, подобрел. Возьмите зачетку, придете на пересдачу.

Кстати, анекдот взят с chatanekdotov.ru Лопух 02:19:48 08 июля 2017 Где скачать еще рефератов? Здесь: letsdoit777.blogspot.com Евгений 07:34:41 19 марта 2016 Кто еще хочет зарабатывать от 9000 рублей в день 'Чистых Денег'? Узнайте как: business1777.blogspot.com! Cпециально для студентов! 09:05:28 29 ноября 2015.

Физика нефтяного пласта Раздел 1. Физика нефтяного пласта 1 2 1.Физические свойства нефтегазовых пластов; коэффициенты, характеризующие эти свойства, области их использования и способы измерения. 2 2.Нефтегазовый пласт как многофазная многокомпонентная система. 4 3.Терригенные, карбонатные и заглинизированные пласты; особенности их строения. 6 4.Основные физические свойства нефтегазовых пластов и пластовых флюидов, используемые при проектировании и контроле за разработкой.

7 5.Естественная и искусственная трещинность, способы описания. 10 6.Деформация нефтегазового пласта; физическая сущность; коэффициенты и способы их определения. 12 7.Физика процессов вытеснения нефти и газа водой, обобщенный закон Дарси. Функции относительных фазовых проницаемостей, характеристика и способы определения. 16 8.Физика процессов теплоотдачи в нефтегазовых пластах; параметры, характеризующие свойства пласта; тепловые поля. 19 9.Физическая сущность явления смачиваемости нефтегазовых пластов; виды смачиваемости; параметры, характеризующие смачиваемость пласта.

21 10.Фазовые превращения углеводородных систем в, нефтегазовых пластах; влияние термобарических условий пласта на фазовое состояние углеводородных систем. 23 11.Реология ньютоновских и неныотоновских нефтей; физические причины аномальных явлений; фильтрация аномальных нефтей. 25 12.Давление насыщения нефти газом; способы определения; физические особенности фильтрации газированной жидкости. 27 13.Реальные и идеальные газы; законы их поведения; коэффициент сверхсжимаемости. 28 14.Физическая сущность явлений адсорбции в нефтегазовых пластах; удельная поверхность и минералогический состав пласта; изотермы сорбции. Виды остаточной нефти в заводненных пластах; механизмы капиллярного защемления тяжелых углеводородов. 32 16.Физические принципы повышения нефтеотдачи пластов; основные свойства пласта и пластовых жидкостей, используемые при повышении нефтеотдачи пласта.

34 17.Неоднородность нефтегазовых пластов; структурно-литологическая и фазовая неоднородность пласта. 35 18.Волновые процессы в нефтегазовых пластах; параметры, влияющие на эффективность передачи волновой энергии. 37 19.Техногенные изменения нефтегазовых пластов при разработке; свойства пласта и пластовых жидкостей, меняющиеся в процессе разработки. 40 20.Поверхностно-молекулярные свойства системы нефть-газ-вода-порода; капиллярное давление. 41. Физические свойства нефтегазовых пластов; коэффициенты,характеризующие эти свойства, области их использования и способы измерения.

Физическое свойство – способность взаимодействовать с искусственными и природными физическими полями. Конкретной числовой характеристикой является мера взаимодействия пласта с полями.

Действующими полями являются: гравитационное, барическое, электромагнитное, радиационное и др. Под действием полей пласт приобретает свойство саморегуляции. Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяного и газового пластов характеризуются следующими основными показателями: 1. Гранулометрическим (механич.) составом пород - массовое содержание (количество) в породе частиц определённой крупности (размера).

Для оценки гранулометрического состава используются данные микроскопического, ситового и седиментационного анализа. Распределение частиц по размерам описывается с помощью кривой распределения частиц. Определяется суммарная масса М; строится интегральная кривая; Неоднородность размеров частиц характеризуется величиной отношения d 60/d 10. Где d 60 – диаметр частиц, при котором сумма масс фракции от 0 до 60%, а d 10 – диаметр частиц, при котором сумма фракции рассматривается от 0 до 10%.

Пористостью - способность содержать пустоты. Выделяются следующие виды пористости: Первичные/гранулярные поры, образуется в результате осадкообразования и формирования породы. Вторичные/трещиноватые поры, не присущие процессу образования пласта. Что касается вторичных пор, то они связаны с деформацией, выщелачиванием и другими седиментационными процессами. Они, в свою очередь, подразделяются на: щелевидные, каверновые Поры можно охарактеризовать такими параметрами, как: эффективный диаметр, степень раскрытости трещин. В зависимости от размеров пор имеются определённые классификации пор по способности их фильтровать: сверхкапиллярные - наиболее крупные поры; d эф10 -4 м. Для этих пор характерно подчинённое отношение между флюидом и породой.

Такие поры характерны для высокопористых, высокопроницаемых пород. Капиллярные – d эф=10 -7-10 -4 м. Взаимодействие между флюидом и породой в таких порах существенно. Большую роль играют капиллярные силы, которые препятствуют фильтрации жидкости и газа. Субкапиллярные – d эф= 210 -9-10 -7 м. Размер подобных пор настолько мал, что молекулярные силы, действующие на поверхности пор, имеют существенное влияние. Если градиент давления мал – фильтрации не будет происходить.

Микропоры - dэф210 -9 м. В этих порах вообще ничего не движется. Пора забита слоем, созданным молекулярными силами. Сверхкапиллярные поры типичны для песчаников, обломочных и крупнозернистых пород, доломитов. Капиллярные – для сцементированных песчаников. Субкапиллярные соответствуют глинам, мелкокристаллическим, меловидным породам. Трещинноватость характерна для хрупких горных пород.

Коэффициент, характеризующий запасы, называется коэффициентом общей пористости. (vгр+vтрещ+vкав)/vобщ=kп=kп.гр+kп.тр+kп.кав Как правило объём гранулярных пор всегда существенно выше объёма трещинных и кавернозных. Доля любых пор на единице объёма называется коэффициентом общей пористости. Интерес представляют только сообщающиеся поры.

Если нефть находится в изолированных порах, то она не извлекается. Поэтому для определения запасов извлекаемой нефти, т.е. Для сообщающихся пор применяют коэффициент открытой пористости: kо.п.=vотк.пор/vобщ Вводят и такой параметр, как коэффициент нефтегазонасыщения, как объём пор, содержащих нефть и газ к общему объёму пор: kн.г.=vн.г./vпор.

В соответствии с этим выделяется такое понятие как эффективная пористость:kэф.=kо.п. Это доля пор, занятых нефтью и газом, отнесённая к общему объёму пласта. В качестве меры, характеризующей полезную ёмкость пласта используется коэффициент динамической пористости: kдинам.п.=kо.п.  (kн – kо.н.н.), где kн – коэффициент нефтенасыщения kо.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения. Проницаемостью - способность движения жидкости в пористой среде.

Коэффициент проницаемости – физическое свойство нефтегазового пласта. Коэффициенты по газу и нефти различны.

И поэтому, чтобы иметь некоторую общность ввели несколько коэффициентов: Коэффициент абсолютной проницаемости (иначе коэффициент физической проницаемости пласта) – это проницаемость пористой среды, которая определена из закона Дарси, при условии, что фильтрующийся флюид не взаимодействует со скелетом породы. На практике в качестве такого инертного флюида используют газ, например, азот, и проницаемость по газу является физической проницаемостью пласта. Фазовая проницаемость – проницаемость пласта при фильтрации флюида (фазы), который не инертен по отношению к скелету (вода, керосин и др.).

Из закона Дарси: v=Q/F, т.е. K пр=QL/(рF), где F - площадь. k пр=(м 3/с)(Пас)м/((Па)(м 2))=м 2 Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды. Относительная фазовая проницаемость. Характеризует фильтрационную способность пласта в присутствии другой фазы. Fн=kн/kа fв=kв/kа Фазовая проницаемость – проницаемость такой фиктивной среды, которая состоит из доли пор, насыщенной данной фазы, и при этом влияние другой фазы пор не ощущается. Пористость фиктивной пористой среды записывается следующим образом: kпф=kпkн.н.

Физика Нефтяного И Газового Пласта Лекции

Kвф=kп(1 – kн.н.) Они зависят от степени нефтенасыщенности: kн.н.=1 – kв(Sв) 4. Удельной поверхностью - понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям, по величинам пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по формуле Козени: Кармана Sуд. = 7·10 5 (m·√m) / (√kпр.). Капиллярными свойствами 6.

Физика Нефтяного Пласта Амикс

Механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву, сжатием и др.).