«Физика пласта» Вопросы



страница1/12
Дата16.10.2020
Размер1,23 Mb.
Название файла-
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12

Вопросы по курсу «Физика пласта»


  1. Справедливы ли следующие утверждения?




1Д = 1,02 ·10-12 м2 Да

1Д = 1,02 ·10-4 см2 Нет

1Д = 10 мкм2 Нет

1Д = 1,02 ·10-8 см2 Да






1Д = 1мкм2 Да

1Д = 1,02 ·10-6 см2 Нет

1Д = 1,02 ·10-8 м2 Нет

1Д = 1,02 ·10-10 м2 Нет




  1. Запишите уравнения для линейной фильтрации воды, нефти, газа и их вывод.

При ламинарном течении жидкостей и газов в каналах фильтрации в соответствии с законом Дарси их расход в общем виде описывается уравнением (10). При фильтрации газа расход является величиной переменной, т.к. по мере движения по направлению падения давления объем газа увеличивается. Если процесс расширения его происходит изотермически, то

Q =-(kF/)(p/ро)*(dр/dl) (11)
Разделяя переменные и интегрируя (10) по dp в пределах от р1 до р2 и

по dl от 0 до l, получим

Qо= kF(p12-p22)/(2 pоl) (12)
где Qо - расход газа при атмосферном давлении pо.
Отсюда

kFΔP/ l = 2Qоpо/(p1+p2) (13)


Формулы (10) и (13) дают линейную зависимость между расходом Q и перепадом давления. При этом коэффициент проницаемости равен tg угла наклона полученной прямой. При исследованиях фильтрации газа в пористой среде необходимо

иметь в виду, что нарушение линейного закона фильтрации может происходить не только при очень больших расходах и перепадах давления, но и при давлениях значительно ниже атмосферного, при которых происходит кнудсеновское течение газов. Под кнудсеновским режимом течения газов в пористой среде понимается такое течение, при котором столкновение молекул газа друг с другом крайне редки по сравнению с ударами о стенки каналов. В отличие от линейного закона фильтрации в кнудсеновской области расход газа не зависит от среднего давления и пропорционален перепаду давления.

При разработке нефтяных пластов все процессы протекают при давлениях значительно превышающих атмосферное. Нарушение линейного закона фильтрации в этом случае происходит при скоростях фильтрации превышающих критические. Для этого пользуются параметром Рейнольдса, который определяется выражением:

Re = vd/ ,

где v - скорость движения жидкости;

d - средний диаметр каналов фильтрации;

 - кинематическая вязкость жидкости.
Экспериментальные исследования показали, что линейный закон фильтрации в пористых средах нарушается при Re>0,3.



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

Размерность параметров уравнения Дарси в разных системах единиц

Таблица 1.2



Параметры уравнения

Размерность




СИ

СГС

НПГ




Объемный дебит, Q

м3 / с

см3 / с

см3 / с

Площадь поперечного сечения фильтра, F

м2

см2

см2

Длина фильтра, L

м

см

см

Перепад давления, ∆P

Па

дн / см2

атм

Вязкость жидкости, µ

Па · с

дн · с / см2

спз (сантипуаз)

В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2; в системе СГС [kпр] = см2; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) [kпр] = Д (Дарси).

1 Дарси = 1,02×10-8 см2 = 1,02 · 10-12 м2 » 1 мкм2.

Проницаемостью в 1 м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м2длиной 1 м и при перепаде давления 1 Па, при которой расход жидкости вязкостью 1 Па×с составляет 1 м3.

Пористая среда имеет проницаемость 1 Дарси, если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью 1 спз (спуаз) при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца площадью 1 см2 и перепаде давления 1 атм., расход жидкости на 1 см длины породы составляет 1 см3/сек.




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

Изменение проницаемости пород в зависимости от горного и пластового давления тесно связано с гранулометрическим и минералогическим составом пород. Так изменение глинистости от 0.3 до 1.7% приводит к снижению проницаемости терригенных пород при воздействии внешнего давления в 500 кгс/см2 соответственно с 15 до 70%.

При разработке нефтяных залежей процесс может сопровождаться падением пластового давления. При этом проницаемость пород также уменьшается. Характер и величина этих изменений связаны с сжимаемостью конкретных пород и требуют экспериментальных исследований для условий конретного региона. В общем виде такая зависимость описывается уравнением:

k=kо exp(-aΔP)

где a- коэффициент, характеризующий влияние сжимаемости пород на проницаемость (устанавливается опытным путем)

ΔP - разность между начальным и текущим давлением в пласте.



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

Герметизация обеспечивает сохранность в образцах керна со­держания воды и нефти. Образцы, отобранные при бурении на безводном растворе, погружают под уровень бурового раствора. При этом они снабжаются металлическими этикетками, которые прикрепляются с помощью металлической проволоки.

Образцы, отобранные с применением растворов на водной основе, герметизируют в последовательности: полиэтиленовый мешок, марля, пропитанная расплавленным парафином, парафин. Парафинирование осуществляется путем погружения в сосуд с расплавленным парафином при температуре 65-70°С завернутого и обвязанного об­разца на 1-2 сек.

Все операции при герметизации керна необходимо выполнять быстро; для контроля ведут хронометраж, отмечая время начала и конца каждой операции. Герметизированные образцы снабжаются перечнем, в котором обязательно указывается глубина отбора образца и время консервации.

В ящики с керном на место отобранных герметизированных образцов вкладываются деревянные вкладыши, на которых указывается длина отобранного образца и его номер. Размер вкладыша должен быть таким, чтобы при транспортировке керн не перемешался и не разрушался.

Различают отбор керна с помощью традиционной технологии, с применением «не фильтрующихся» буровых растворов – растворов на углеводородной основе (РУО); изолированного керна или керна с сохраненным пластовым водонасыщением; герметизированного керна – отбираемого по изолирующей технологии с герметизацией полости керноотборника с керном от бурового раствора на забое скважины; ориентированного керна – обеспечивающего ориентацию керна относительно частей света.



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




известняк (CаСО3) Да

поташ (К2СО3) Да

мирабилит (Na2SO4 ·10H2O) Нет

гипс (СаSO4·2Н2О) Нет

сода (Na2CO3) Да

магнезит (MgCO3) Да

каолинит (Al2[Si2O5](OH)4 Нет

доломит (СаСО3 ·MgCO3) Да

сидерит (FeCO3) Да

ангидрит (СаSO4) Нет

карбонат стронция (Sr СО3) Нет

сульфид железа (Fe S) Нет





Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом (см. лабораторный практикум). Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты под действием соляной кислоты и измерением объёма выделившегося углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:

СаСО3 + 2HCl = CO2↑ + CaCO3 + H2O. (1.47)

По объёму, выделившегося газа (CO2), вычисляют процентное (весовое) содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3.




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


















.








  1. Какие коллектора относятся к трешиноватым и от чего зависит величина интенсивности трещиноватости?

Трещиноватая ёмкость пород несоизмеримо мала с объёмом добываемой из них нефти. Например, 10–15 % трещиноватого пустотного объёма, фильтруют до 80–90 % объёмов жидкости. Исходя из основных коллекторских свойств, обуславливающих ёмкость и пути фильтрации в трещиноватых коллекторах, последние можно подразделить на следующие основные типы:

  1. коллектора кавернозного типа, ёмкость которых слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и со скважиной системой микротрещин;

  1. коллектора трещиноватого типа, ёмкость которых определяется в основном системой трещин;

  1. коллектора смешанного типа, в том числе и порово-трещиноватые, ёмкость которых представляет сочетания и переходы по площади и по разрезу трещиноватого или кавернозного с поровым видом.

Качество трещиноватого коллектора характеризуют такие параметры, как: густота трещин, интенсивность и плотность трещиноватости пород, раскрытость трещин, зависящие от литологических свойств пород, трещинная пустотность и проницаемость. На величину раскрытости трещин влияют процессы их происхождения. Величина раскрытости трещин колеблется в пределах 14–80 мкм. Как правило, на больших глубинах она составляет 10–20 мкм. Трещиноватость карбонатных пород обычно больше, чем аргиллитов и песчано-алевритовых пород, песчаников и солей.

При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости коллектора увеличивается при уменьшении его мощности, за счет веса вышележащих пород.

Параметры трещиноватых пород определяются по результатам изучения кернов и по данным исследования скважин на приток.

Емкость продуктивных коллекторов и промышленные запасы нефти в нём определяются преимущественно ёмкостью трещиноватого коллектора, объёмом трещин. Трещиноватость пород в той или иной степени характерна для коллекторов всех типов. Большинство исследователей ёмкость трещиноватого коллектора связывают с пустотами трех видов:



  1. межзёрновым поровым пространством, пористость которого составляет 2-10 % полезной ёмкости трещиноватого коллектора;

  1. кавернами и микрокарстовыми пустотами, пористость которых может достигать 13-15 % полезной ёмкости трещиноватого коллектора;

  1. пространство самих трещин.

Причём, пространство самих трещин составляет десятые и сотые доли процента относительного объёма трещиноватой породы.


  1. Что характеризует коэффициент объемной упругости горных пород?

Упругость горных породУпругостью горных пород называют изменение объема породы под действием давления. Под действием давления порода сжимается, а при снятии давления расширяется. При расширении породы жидкость начинает вытесняться из пор. Упругие свойства пород влияют на перераспределение давления в процессе эксплуатации.

О величине упругих деформаций породы судят по коэффициенту объемной упругости, который определяется опытным путем с последующим расчетом по формуле:



где коэффициент объемной упругости породы, 1/Па, - изменение объема пор в образце породы при изменении давления на , м3; - объем образца породы, м3.






  1. 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. С увеличением нефтенасыщенности пород коэффициент теплопроводности также уменьшается. Он мало зависит от минерализации пластовых вод. Породам также присуща анизотропия тепловых свойств - в направлении напластования теплопроводность выше, чем в направлении, перпендикулярном напластованию. Рост газонасыщенности пород, так же как и уменьшение влажности, сопровождается уменьшением теплопроводности




  1. Какие зависит величина фазовой проницаемости нефти от ее вязкости, ее плотности и плотности воды ее вытесняющей, водонасыщенности, газонасыщенности, пластового давления, пластовой температуры, интенсивности трещины?

В породах нефтяных месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы ниже ее абсолютной проницаемости. В основном фазовая проницаемость является функцией насыщенности пористой cреды. При этом на фильтрационные характеристики породы существенное влияние оказывают: строение порового пространства, смачиваемость поверхности каналов фильтрации, химический состав и свойства жидкости на границах раздела фаз. Совместное двух- или трехфазное течение изучают экспериментально и представляют в виде зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности. Для определения значений эффективной проницаемости для нефти и воды при движении многофазных систем пользуются следующими соотношениями:








Эксперименты показали, что фазовые проницаемости всегда меньше, чем абсолютные, даже если в пористой среде осуществляется однофазная фильтрация. Например, при остаточной водонасыщенности фазовая проницаемость для нефти ниже абсолютной. То же самое относится и к фазовой проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности.

Существует несколько методов измерения относительных фазовых проницаемостей. Наиболее точным считается измерение фазовых проницаемостей при стационарной фильтрации нефти и воды. При этом воду и нефть (или ее аналог) нагнетают в образец с определенным соотношением расходов, добиваясь равенства их на входе и выходе при стабилизации перепада давления. Водонасыщенность пористой среды рассчитывают по формуле, предложенной специалистами ВНИИнефть:


или, если фазовые проницаемости выразить через долю воды в потоке жидкости:

где fв ,P - текущие значения доли воды в потоке и перепад давления. Кроме того, водонасыщенность пористой среды можно определить, измеряя электрическое сопротивление, если предварительно для изучаемых образцов установлена зависимость параметра насыщения (отношение электрического сопротивления частично водонасыщенной породы к сопротивлению ее при 100%-ной водонасыщенности) от коэффициента водонасыщенности и, если, минерализация воды не меняется в процессе эксперимента.

Другой метод основан на обработке результатов нестационарного вытеснения нефти водой при постоянном расходе или постоянном перепаде давления. В процессе эксперимента измеряют объемы закачанной воды и добытой нефти и измеряют перепад давления, а затем решается обратная задача теории фильтрации, когда по изменению водонасыщенности в выходном сечении образца определяется функция обводненности. По известной обводненности продукции вычисляется отношение фазовых проницаемостей от водонасыщенности в выходном сечении образца:



Текущие значения функции насыщенности в выходном сечении вычисляются как:

Третий способ, который часто используется в практике лабораторных исследований, основан на анализе результатов капиллярометрии, является наименее точным В этом случае пористая среда моделируется пучком капилляров различного радиуса, а относительные фазовые проницаемости рассчитываются как:

,
Здесь  - извилистость каналов фильтрации. Для ее расчета обычно используют формулу Роуза-Уилли:

2= mРп ,


где m - пористость; Рп - параметр пористости (отношение электрического сопротивления водонасыщенной породы к сопротивлению воды). Видно, что в последнем случае слишком много условностей и допущений, что не способствует повышению точности. Сравнение кривых фазовых проницаемостей, рассчитанных по кривым капиллярного давления и по результатам нестационарного вытесненияч нефти водой показало, что они близки лишь при малой вязкости нефти (<3 мПас). Таким образом, метод пригоден только для коллекторов с достаточно простым строением порового пространства, содержащих маловязкие неактивные нефти.
Сложное взаимодействие породы с фильтрующимися через нее жидкостями предопределяет своеобразие относительных фазовых проницаемостей в каждом конкретном случае. Исследование факторов, влияющих на характер относительных фазовых проницаемостей посвящены работы зарубежных и Российских ученых.

Рассматривая, например, влияние строения порового пространства на характер относительных фазовых проницаемостей, исследователи отмечают, что наиболее существенные различия наблюдаются для пород, относящихся к различным структурным типам. Ухудшение отсортированности песчаников или переход от мелко- к крупнозернистым песчаникам приводит к смещению зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности в сторону меньшей водонасыщенности.





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

Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии.

         Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовойшапке в повышенной части пласта.

Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся изнефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.

         В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти.

         Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.

         От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти.

Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённ

 Нефтяной газ при нормальных условиях содержит  неполярные углеводороды (смесь компонентов от С1 до С4), и с точки зрения физики к ним можно применять законы для идеальных систем. С точки зрения математики – это аддитивная система. Следовательно, к нему при нормальных условиях применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (Псмеси):



,                   (3.3)

         где gi – весовая доля;

Ni – мольная доля;

Vi – объёмная доля;

Пi – параметр i-го компонента.

         Плотность смеси газов рассчитывается следующим образом:



.                   (3.4)

При нормальных условиях плотность газа rг = Mi / 22,414.





Поделитесь с Вашими друзьями:
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12




База данных защищена авторским правом ©nashuch.ru 2020
обратиться к администрации

    Главная страница
Контрольная работа
Курсовая работа
Лабораторная работа
Пояснительная записка
Методические указания
Рабочая программа
Методические рекомендации
Теоретические основы
Практическая работа
Учебное пособие
Общая характеристика
Физическая культура
Общие сведения
Теоретические аспекты
Самостоятельная работа
Дипломная работа
Федеральное государственное
История развития
Направление подготовки
Методическое пособие
Технологическая карта
квалификационная работа
Общая часть
Выпускная квалификационная
Техническое задание
учреждение высшего
прохождении производственной
Общие положения
Теоретическая часть
Краткая характеристика
Гражданское право
Исследовательская работа
Техническое обслуживание
Методическая разработка
Технология производства
государственное бюджетное
дистанционная форма
частное учреждение
Решение задач
образовательное частное
Организация работы
Практическое занятие
Правовое регулирование
Математическое моделирование
Понятие предмет
Основная часть
Метрология стандартизация
Металлические конструкции
физическая культура
Практическое задание
Образовательная программа