Михайлов -Физика пласта

Физика пласта var loc = ''; try{ var loc = escape(top.location.href); }catch(e){;} //

AGAVA Software Projects> Физика пласта

Николай Нилович Михайлов

4.09.01

Список литературы:

Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. – Физика нефт. и газ. пласта. Новик, Ржевский – Основы физики горных пород. Амикс Дж.,Уайтинг Р. – Физика нефтяного пласта Котяхов Ф.И. – Физика нефт. и газ. коллекторов. Михайлов Н.Н. – Остаточные нефтенасыщения нефт. пластов

Физические процессы явлений в нефтег. пластах. Их роль в технологиях извлечения У.В.

Физика пласта – это прикладная наука, которая изучает физ. Свойства пластов, их изменения под действием природных процессов, а так же физику процессов, протекающих в пластах с целью оценки нефтегазовых пластов и эффективного извлечения У.В.

Физическое свойство пласта – это его способность взаимодействовать с искусственными и естественными полями, а конкретно числовая характеристика – мера воздействия на пласт.

Пласт – это сложная система, которая может периодически менять свои свойства.

Любой процесс разработки – это процесс разрушения природной системы.

Основные цели и задачи физики пласта.

Установление физических, физко – технологических параметров, необходимых для расчета извлечения нефти и газа.

Физико-технологическое свойство – это реакция пласта на воздействие.

Разработка и создание принципиально – новых методов воздействия на пласт и оценка их эффективности.

Разработка принципиально-новых технологий сооружения горных Выработок на базе свойств пласта.

Изучение методов и путей создания систем контроля за

состоянием и динамикой нефтегазового пласта в процессе реализации технологий извлечения У.В.

Нефтяной пласт – это сложная динамическая система, содержащая коллектор, насыщенный нефтью и покрышку, и характеризующаяся сильной неоднородностью свойств.

05.09.01

Структура и свойства нефтегазового пласта как многофазной

многокомпонентной системы.

Пласт – как гетерогенная многофазная многокомпонентная термодинамическая система.

Термодинамическая система – это совокупность материальных тел и полей, способных взаимодействовать друг с другом.

Энергия частиц характеризует энергию системы.Полная энергия складывается из внутренней и внешней энергии.

Пример внутренней энергии – растворенный газ.

Три типа взаимодействия пласта:

Механическое – давление вышележащей толщи. Тепловое Масса обмена – компенсация обмена закачкой.

Термодинамическая система может обмениваться веществом и энергией с другими системами.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (1)

Системы бывают:

Открытые и закрытые Гетерогенная – состоит из отдельных систем, разграниченных

поверхностями раздела, причем при переходе через поверхность системы, хотя бы одно из свойств изменяется скачкообразно.

Гомогенная – однородная система, в которой свойства либо

меняются плавно, либо не меняются вовсе.

Фаза – гомогенная часть гетерогенной термодинамической системы, которая ограничена поверхностью раздела.

Компоненты термодинамической системы – это индивидуальные вещества, состоящие из отдельных молекул, и наименьшее число этих молекул необходимо и достаточно для образования всех фаз этой системы.

Например, газ состоит из CH4 H2S.

Компоненты пластовых смесей – это индивидуальные углеводороды.

Гранулометрический анализ пород.

Пласты состоят из различных твердых частиц.Чтобы охарактеризовать свойства пласта, нужно знать его гранулометрический состав. Степень неоднородности пласта по размерам напрямую связана с составом.

Породы бывают осадочные, магматические и осадочные.

Фундамент – это те магматические породы, на которых залегают осадочные породы.

Интегральные кривые

Скорость оседания вычисляется по формуле

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (2)

Существуют так же дифференциальные кривые распространения частиц по размерам. Особую роль играют частицы,размер которых меньше 0,01 мм (глинистая фракция).

Пористость.

Пористость бывает:

первичная вторичная.

Эффективная пористость:

Динамическая пористость:

ОКАТАННОСТЬ:

Чем больше окатанность, тем меньше площадь контакта зерен с флюидами.

КООРДИНАЦИОННОЕ ЧИСЛО – это число контактов с соседними гранулами.

Удельная поверхность.

Удельная поверхность – это скммарная поверхность поровых частиц

(каналов),содержащихся в единице объема.

Удельная поверхность может быть массовая или объемная (соответственно к единице массы или к единице объема):

[м-1] [м2/кг].

Объемная поверхность Sv = Sтв(1 – Кп)

Удельная поверхность:

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (3)

11.09.2001

ПРОСВЕТНОСТЬ.

Просветноть – это характеристика плотности.

В гидродинамике истинная скорость равна скорости фильтрации, деленной на просветность:

Формула Слихтера для идеального грунта:

Метод Бюффона:

Вероятность

Математическое ожидание ,

где n – число пересечений иглы и линии.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ – это свойство пропускать через себя жидкости и газы.

Проницаемость:

абсолютная относительная фазовая относительная фазовая

Размерность проницаемости – [м2]. Техническая величина: [Дарси]= 10-12м2 .

В основу разделения проницаемости положена способность разделения с пористой средой.

Относительная фазовая проницаемость – это проницаемость фиктивной среды, в которой движется несколько фаз. Коэффициент нефтенасыщения

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (4)

Дополнительно:

– В.М. Макаров, Б. Мендельштейн “Петрофизика”, стр. 104

19.09.01. Структура порового пространства и ее влияние на фильтрационно –емкостные свойства.

Пористость бывает вторичная, первичная и т. д. Этого мало, чтобы сказать, какого типа коллектор. В разных пластах с разным типом трещин поры различны.

Под структурой порового пространства понимается характер распределения пор по размерам, конфигурация и взаимное расположение пор.

С точки зрения “вида” конфигурации пор:

Поры делятся на категории:

сверхкапиллярные поры, Æ >10-4м; капиллярные поры, Æ :10-7 – 10-4м; субкапиллярные поры, Æ :10-9 – 10-7м; микропоры, Æ <10-9м.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (5)

Explain:

1) Сверхкапиллярные поры:

характерны для слабосцементированного галечника, гравия, среднезернистых песков, зон выщелачивания, карст.

Поверхность взаимодействия на ед. объема – мала.

Капиллярные: Существенное взаимодействие, поверхностное натяжение препятствует движению флюидов. В таких объектах делают ПХГ.

Характерны сцементированным породам, доломитам.

Субкапиллярные: _Поры могут быть заполнены прочносвязывающей жидкостью, нефтью.

Глины, мелкокристаллические известняки, доломиты и т.д.

Микропоры:

Нефть в таких порах неподвижна.

Глины.

2 основных метода изучения строения пор:

1)Прямые;

2)Косвенные

1) Берем образец керна; делаем шлиф, помещаем в микроскоп и начинаем его изучать. Существуют так же программы, определяющие конфигурацию пор.

Так же существуют электронные микроскопы.

Существуют специальные программы, восстанавливающие структуру пор пространства.

Анизатропия – разница в свойствах по разным направлениям.

Координационное число – это количество мелких капилляров на круглую

форму. Для западной сибири координационное число может составлять

20, 30 и т.д.

2) Косвенные методы:

Пористую среду схематизируют в виде различных правил.

Метод ртутной капиллярометрии:

Формула Лапласа:

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (6)

_________________________________________________________________________

Вывод формулу Казели – Кармена.

wn – среднестатистическое сечение

- среднестатистическая просветность породы.

Линейная скорость истечения флюида через такой

канал Vи можно определить через расход по закону

Пуазейля:

, d – диаметр канала,

m - вязкость жидкости. Используя понятие о гидравлическом радиусе канала произвольного сечения: ,

где Vк, V – объемы фильтрующих каналов и образца, Sк – поверхность фильтрующих каналов; Кпд – коэффициент динамической пористости, Sф – удельная поверхность фильтрующих каналов.

В случае капиллярного сечения:

.

С учетом (3) уравнение для цилиндрического канала из (1)

.

Линейную скорость фильтрации, полученную путем отнесения расхода флюида к сечению всего образца можно определить из уравнения Дарси:

.

Зависимость между истинной и фиктивной скоростями фильтрации найдем из соотношения Vиwк = Vфw ,

с другой стороны, ,

где Тг – гидравлическая извилистость каналов;y - просветность пористой среды

из (7) и (6): .

: .

.

_____________________________________

.

l/l0 =x – коэффициент извилистости.

.

Парциальная проницаемость . .

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (7)

т.е. .

.

Формула Пурсела – связывает функцию капиллярного давления с проницаемостью пласта.

.

NEXT_| 2.10.2001

Основы физики деформационных процессов.

Горное давление – это силы, которые действуют на пласт в его естественном залегании. Это силы, которые обусловлены весом вышележащих слоев, тектоническим движением, давлением газов.

dPгор = r gdr (r – расстояние до центра Земли).

Тектонические движения вызваны тем, что породы находятся в непрерывном горообразующем процессе.

При отборе нефти и газа напряжения могут происходить скачкообразно (® землетрясения).

Напряжения бывают плоские, линейные и

объемные.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (8)

s x,s y,s z – нормальное напряжение, t ij – тангенциальное напряжение.

В состоянии равновесия:t ij = t ji.

Напряжения могуть быть охарактеризованы диаграммой Мора.

Напряжения делятся на первичные (геологические) и вторичные (возникают при разработке скважины). Напряжение возникает на контактах зерен – концентрация напряжений. Коэффициент концентрации напряжений – это максимум напряжений по отношению к боковым значениям напряжений.

Деформация характеризует способность объекта изменять свою форму и размеры (e ). Деформации:

линейные сдвига объемные деформации

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (9)

Характеристика пород – напряжение от деформации.

s п – предел упругости

s пл – предел прочности (порода разрушается)

I – область упругих деформаций (обратима)

II – упруго – пластический тип деформаций

3 – пластическая деформация

Упругость пласта – это способность пласта

сопротивляться изменению размеров тела и его формы.

Температура меняет тип деформации.

ТЕНЗОР ДЕФОРМАЦИИ:

Пластические деформации связаны со скольжением зерен относительно друг друга.

Горные породы бывают:

упруго-хрупкие упруго-пластичные

Для характеристики упругости породы – обобщенный закон Гука:

E – модуль Юнга. s = Еe .

G – модуль сдвига (коэффициент между касательной напряжения и

сдвигом). t = Gg .

, - коэффициент Пуассона (для горных пород 0 – 0,5).

Слоистая среда:

Чем больше пористость, тем меньше значение деформационных параметров.

Так же влияет и структура пор.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (11)

03.10.2001.

Физический механизм деформирования при пластической деформации представляет собой переупаковку зерен.

Реологические модели:

Упругая модель:  

Вязкая модель: Перфорированный поршень

Упруго – вязкая модель: Комбинация этих элементов

Упруго – вязкая модель Максвелла:  

Пластичная модель сен-Валена  

Вязко – пластическая одель –

Тело Бенгама – Шведова

Все эти процессы описываются нелинейными уравнениями:

e = ks …

e =e 0exp(-ks )…

Модуль пластичности:

При пластических деформациях происходит изменение связей в породе, но не происходит разрушения. На разрушение нужна большая деформация.

.

Чем больше в породе фракции с размером

d < 0.01 мм, тем она более пластичная.

Внешнее воздействие может усилить появление пластичности у породы.

Прочность и разрушение породы.

Прочность – это критическое значение напряжения, при котором порода начинает разрушаться.

Для разрушения кристаллической решетки нужны напряжения:

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (12)

На границах каверн и трещин есть концентрация напряжений.

Теория хрупкого разрушения использует эти свойства:

R – радиус искривления

В области трещины образуется местное напряжение s ’.

Работа по разрыву As = 4× l× ls, ls – уедльная поверхностная энергия среды.

Упругая энергия:

Трещина будет расти, если

Критическое состояние:

, где tg j - коэффициент внутреннего трения

tg j = 0.8 – 2

Ксц = коэффициент сцепления или предел прочности породы при срезе в условиях отсутствия нормальных напряжений

Ксц = 104-105Па – глина

Ксц = 0 – галечник

Угол трения уменьшается при с увеличением мелких глинистых фракций.

Прочность зависит от минерального состава, – чем больше кварца, тем больше прочность. Прочность так же зависит от содержания цемента

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (13)

Чем больше пористость, тем меньше прочность породы.

-структура порового пространства.

Слоистая неоднородность пластов так же влияет на прочность. Вводится коэффициент анизотропии:

Реологические свойства пород:

Явление ползучести – явление роста деформации при постоянной нагрузке с изменением времени.

I – обычный процесс мгновенной деформации.

II – установившееся течение

III – идет до порога разрушения.

e = e Е + e П .

e Е – упругая деформация

e П – ползучесть (пластическая деформация). Т.к. e Е = s /Е, то

Уравнение ползучести .

Теория последовательности: j (s ,t) = s (t )L(t - t ) ядро ползучести

По данным эксперимента: L(t-t )=d (t-t )a ,

L(t-t )=ae-b(t-t ), a и b, a и d - эмпирические коэффициенты.

В общем случае процессы деформации описываются интегральными уравнениями.

Обратное явление ползучести – релаксация напряжений – если деформация постоянна, то напряжения падают.

.

t0 – период релаксации (напряжение за это время уменьшится в е раз)

- относительный показатель падения напряжений.

При длительном воздействии напржений снижается прочность пород различают длительную и мгновенную прочность пород (s дл, s 0).

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (14)

9.10.2001.

Горное давление – воспринимается зернами и порами породы.

Рг=Рпл.

Принцип Терцаги:

Рг=+Рпл

Если взять (), то ,

Где Е – модуль юнга, Р – давление.

V0=N3D3.

Vi=N3(D - a ) » N2D2 – 3N3D2a .

Из решений Герца, .

.

Для идеальной упаковки шаров, у нас нарушается прямая пропорциональность .

Вывод из особенностей пористой среды: .

Для пластов закон Гука недействителен.

V=Vскел.

Vскелета=Vпор+Vтв.ф.

Коэффициент сжимаемости: .

.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (15)

.

Режим разработки газовых месторождений – это процесс истощения.

Закон Дарси: - случай несжимаемых пластов.

.

УПРУГИЕ КОЛЕБАНИЯ И АККУСТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА.

Упругие колебания – это процесс распространения в пласте знакопеременных деформаций отдельных частей пласта.

.

Сейсмические волны – низкочастотные.

Воздействие: от 0,5 Гц до 20 МГц.

20 МГц - разрушает структуру на небольшем расстоянии от скважины.

Волновые свойства:

Скорость распространения волн. Скорость продольных волн Скорость поперечных волн , где

n -коэффициент Пуассона, G – модуль сдвига, Е – модуль юнга, b - коэффициент сжимаемости.

Эти соотношения справедливы для классических сред, для которых

,

,

Коэффициент Пуассона ,

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (16)

Q - коэффициент поглощения упругих колебаний, x – смещение.

Q - зависит от частоты.

Зависимость Q г от w для:

:

Чем больше глинистая фракция, тем больше Q .

Чем больше пористость, тем больше Кп.

Высокочастотные колебания эффективны на небольших расстояниях, а низкочастотные – на больших.

Скорость распространения || всегда выше скорости ^ .

.

Котраж=.

16.10.2001

Деформация горных пород при циклическом взаимодействии.

Технология воздействия на призабойную зону создания депрессии – репрессии.

.

В зависимости от f(t) различают разные типы циклов:

1) симметричный цикл:

2) асимметричный цикл:

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (17)

пульсирующий цикл

, где - коэффициент асимметрии цикла.

Для 1) =1

Для 3)=0

Изменяются: предел прочности:

Меняется модуль упругости в зависимости от числа циклов:

Явление циклического разрушения пласта – изменение прочностных свойств.

Коэффициент Пуассонаn : при циклическом воздействии происходит изменение пластических деформаций, а так же приводит к локальному повышению температуры породы:

Тепловые процессы в нефтегазовых пластах.

Уравнение неразрывности теплового потока .

.

Закон Фурье: , где - коэффициент теплопроводности.

Линейный закон теплопроводности

.

Физический смысл уравнения теплопроводности:

Изменение количества тепла в единице объема породы за единицу времени вызванная пространственным переносом тепла.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (18)

С ростом Т коэффициент теплопроводности растет:

Нелинейное уравнение теплопроводности

Закон Фика: .

С – теплоемкость=.

Теплоемкость:

массовая объемная молярная

Удельная массовая – необходимая для изменения температуры ед-цы массы образца на 1 градус температуры при фиксированных Р, Т.

Удельная массовая теплоемкость

Удельная объемная теплоемкость

, m – относительная молекулярная масса.

- диффер. адиаб. коэфф-т Для газа .

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (19)

Состав и физические свойства природных нефтей и газов.

Газовые, газоконденсатные, газонефтяные, газовые нефти с нефтяной оторочкой, нефтяные с газовой шапкой, нефтяные месторождения, в которых газ находится в растворенном состоянии.

Газоконденсатный фактор – это количество газа в м3, приходящееся на 1 м3 жидкой продукции.

К газоконденсатным относятся залежи с слабоокрашенной жидкостью с плотностью 740 – 780 кг/м3.

Кроме того, в газоконденсатных месторождениях может содержаться некоторое количество остаточной реликтовой нефти.

Состав и классификация нефтей.

Нефть – жидкая смесь жидких углеводородов и неуглеводородных компонентов.

3 основных класса:

метановый Сn H2n+2

алкановый CnH2n

циклоалкановый CnH2n .

Меркоптаны - R – SH – аналогичные спиртам.

Асфальтены – близки к смолам. Представляют собой полициклические соединения, содержащие серу и бензин.

Нефти делятся на классы и подклассы.

По количествы серы – 3 класса.

Малосернистые, <0.5% Сернистые, 0,5 – 2% Высокосернистые, >2%

По содержанию смол:

Малосмолистые, <18% Смолистые, 18 – 35% Высокосмолистые, >35%

По содержанию парафина:

Малопарафинистые, <1,5% Парафинистые, 1,5 – 5% Высокопарафинистые, >6%

Есть нефти с содержанием парафина >35%.

Очищенный парафин – бесцветная кристаллическая масса, не растворимая в воде, но растворимая в эфире, бензине. Плотность 915 кг/м3. Температура плавления

40 – 60 ° С. Состоит из смеси двух твердых углеводородов. Формула: С17 – С35.

Церезин – С36 – С55.

Состав природных газов.

Природные газы – это смесь газообразных углеводородов и неуглеводородных компонентов.

N2, CO2, H2S, RSH, He, Ar, Kr, Xe.

Метан, этан, этилен (С2Н4) – газы при обычных условиях.

Пропан, н.бутан, изобутан – при нормальных условиях – парообразные, при повышении давления – жидкости.

Углеводороды, начиная с С5Н12, – входят в бензиновую фракцию газов.

Сухой газ – метан, этан, этилен.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (20)

Жидкий газ – пропан, пропилен, изобутан, бутилен.

Бензин газовый – это изопентан, нормальный пентан, гексан и т.д.

ПРИМЕР. Газы подразделяются на три группы:

добываемые из газовых месторождений – сухой газ. добываемые вместе с нефтью – физические смеси, сохой газ,

жидкий газ, газовый бензин.

3) добываемые из газоконденсатных месторождений – смеси сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Конденсат состоит из большего числа углеводородов.

.

,

где J1 и Jn – моларные компоненты.

, где g – массовые доли компонентов в процентах. Плотность смеси определяетси по формуле

.

Так характеризуется состав газовой смеси. Но надо знать состав углеводородов.

Состав тяжелых углеводородов: Gi=10gi, r см=10Jir i, где g – массовая доля данного тяжелого углеводорода, r см – средняя плотность, r i, gi – молярная плотность.

Смеси идеальных газов характеризуются свойством аддитивности парциальных объемов и парциальных давлений.

Парциальное давление газовой смеси – это давление, которое газ оказывает при удалении из объема всех остальных компонентов без изменения параметров.

Парциальный объем – это объем, который занимал бы газ при переменных Р и Т.

Для этих понятий существуют законы:

1) закон Дальтона: общее давление смеси (Рi – парциальное давление).

.

Для объемных давлений существует закон Амага:

Общий объем смеси идеальных газов =сумме парциальных объемов Vi=JiV.

Объем пара после испарения жидкости.

КОЭФФИЦИЕНТ СВЕРХСЖИМАЕМОСТИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Газы - реальные и идеальные.

Идеальные газы – это когда пренебрегают взаимодействием молекул друг с другом.

PV = GRT

Р – абсолютное давление (Па), V – объем (м3), G – масса вещества (кг), Т – температура (К), R – универсальная газовая постоянная (кДж/К× кг).

(для идеального газа).

z - степень отклонения реального газа от идеального, или коэффициент сжимаемости реального газа.

Два направления:

Введение коэффициента z Уравнение Ван-дер-Ваальса, или коэффициенты a,b.

Если приведенные параметры природных газов одинаковы, то они находятся в соответственных состояниях – плотность.

Приведенный параметр – это безразмерная величина, показывающая, во сколько раз параметры P,V,r больше или меньше критических.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (21)

Ацентричный фактор – характеризует то, что силы, действующие между молекулами – неравноправны. z = z (Рпр,Тпр,w )

zсмеси = z0(Рпр,Tпр) +z1(Рпр,Тпр) w смеси.

w смеси = å Ji w i.

w i – ацентричный фактор i –того компонента в смеси.

Рпр(смеси) – среднекритический параметр смеси (псевдокритический параметр смеси). Это параметр Кейа.

Jaza+(1 - Ja)zj.

Аналогично рассчитывается влияние углеводородов на коэффициент сжимаемости пласта.

Плотность стабильного конденсата

ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ И УГЛЕВОДОРОДНЫХ КОНДЕНСАТОВ

l - средняя длина свободного пробега.

Если Р возрастает, следовательно и r возрастает, а l - уменьшается.

m =Jam a+( 1– Ja)m y.

Для жидких УВ (газ в виде конденсата):

Изобарная удельная теплоемкость газа:

dQ = di – VdP

dQ = di = CpdT

УРАВНЕНИЕ ПЕНГА – РОБИНСОНА

V – молярный объем. a(T), b – коэффициенты уравнения, определяемые критическими параметрами.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (22)

z3 – (1 - B)z2+(A – 3B2 – 2B)z – (AB – B2 – B3) = 0,

где , .

30.10. Растворимость нефти и газа в воде.

При небольших Р и Т растворимость газов подчиняется закону Генри

Vг=a PVж .

Кажущийся удельный объем (парциальный молярный объем), G-масса, -изменение объема.

Растворимость газов в зависимости от давления выглядит следующим образом:

С увеличением молекулярной массы газа его растворимость уменьшается. Растворимость газа зависит от свойств нефти. Растворимость газа растет при возрастании содержания в нефти парафиновых углеводородов.

Величина порядка 4 –5 × 10-5 называется коэффициентом растворимости. Коэффициент растворимости зависит от Т.

С ростом Т количество растворенного газа в нефти уменьшается.

Количество растворенного или выделившегося из нефти газа зависит от условий, при которых это происходит.

газ выделяется и остается. Газ выделяется и исчезает.

2 типа кривых разгазирования: 1) контактный тип – весь выделившийся газ

остается.

2) дифференциальный тип – газ отводится. Характерен для лабораторных условий.

Для диф. Разгазирования – количество газа больше, чем при контактном.

Кривая разгазирования:

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделившееся при снижении давления на единицу.

Кроме нефти, в пласте может находиться большое количество воды.

Содержание растворенного газа в воде выражается в мольных долях.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (23)

ni – число молей; i – компонента в n растворе. i – число молей в воде.

Влияние содержания солей на растворимость выражается уравнением Сеченова:

.

ai – коэффициент Сеченова.

-молярная доля газового компонента в воде. Согласно уравнению Сеченова, -константа равновесия в минерализованной воде.

ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА.

Давление насыщения – это давление, при котором газ выделяется из нефти при его изотермическом расширении. Это важнейший параметр, определяющий параметр разработки.

На давление насыщения оказывает существенное влияние ультразвуковое воздействие. С повыщением температуры давление насыщения растет.

Коэффициент сжимаемости нефти

(объемный коэффициент)

Коэффициент сжимаемости – это очень важная величина для пластовой нефти

Кс=0,4 – 0,7 ГПа-1

При значительном содержании газа коэффициент увеличивается до 14.

На коэфф-т сжимаемости влияет температура.

СТРУКТУРНО – МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВЯ АНОМАЛЬНО –

ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ.

Величина деформации характеризуется параметром .

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (24)

.

Следствие 1. Между направлением и скоростью деформации существует связь.

Следствие 2. Эта связь линейна с коэффициентом пропорциональности m .

Структурирорванные нефти обладают свойством тиксотропии (характеристика изменения прочности в зависимости от воздействия).

.

Т и Г-взаимообратные нелинейные функции, определяющиеся экспериментально.

ВЯЗКОПЛАСТИЧНАЯ ЖИДКОСТЬ. ТЕЛО БИНГАМА – ШВЕДОВА.

предельное напряжение сдвига. График – реологическая кривая.

Модель степенной жидкости.

. В отличие от ньютоновских жидкостей, непостоянна.

Вязкоупругие жидкости – это жидкости, имеющие полимерные молекулы.

МОДЕЛЬ МАКСВЕЛЛА.

, где , G – модуль сдвига.

Коэффициент сжимаемости нефти, наряду с коэффициентом сжимаемости воды и породы входит выражение для коэффициента теплопроводности для выражения пьезопроводности.

С ростом Р коэффициент сжимаемости падает.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (25)

Так же важен объемный коэффициент: , Vпл – пластовой нефти, Vдег – после дегазации. Объемный коэффициент зависит от Р:

Рн – давление насыщения.

V=(b – 1)× 100%.

ПЛОТНОСТЬ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ.

Плотность нефти, в зависимости от Р, претерпевает определенные изменения.

ВЯЗКОСТЬ НЕФТИ.

Вязкость пластовой нефти отличается от сепарированной. Вязкость уменьшается с повышением количества газа, растворенного в нефти с увеличением температуры.

………..The lecture is missed... May be…

Q - время релаксации. Показывает, что упругость проявляется или не проявляется при медленной скорости деформации. Если большая, то проявляется упругость.

Вязкоупругая жидкость ведет себя по- разному при равномерном и неравномерном движении.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (26)

,

- Время релаксации, С – текущий коэффициент фильтрации, Сl – ассимптотический коэффициент.

При постоянном перепаде давления –фильтрация затухающая.

ИЗМЕНЕНИЕ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТИ И ГАЗА.

Особенно сильные изменения происходят при движении нефти к устью.

Схемы фазовых превращений:

Однокомпонентная система:

Здесь справа от пунктирной линии – пар, слева – жидкость, в области двухфазного состояния – переход одной фазы в другую происходит с изменением давления (повышение Р или Т=const).

Это связано с тем, что точка кипения для многофазной смеси выше, чем для однокомпонентной. Для смеси С – это не точка, а функция, зависящая от целого ряда параметров. Следственно в точках парообразования и кипения состав пара и жидкости разный.

ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ.

Газы контактируют с водой в природных условиях, следственно газ содержит пары воды (концентрация зависит от Р, Т,…) .

При изменении Т газ может оказаться недонасыщенным водяными парами в газе.

Ó DRыN HOME OFFICE 2001 (27)

Количество водяных паров газа при данных условиях к количеству водяных паров максимально возможно содержащихся при этих условиях – относительная влажность газа.

Кроме Р и Т содержание в воде солей – важный параметр.

С увеличением концентрации солей влагосодержание газа уменьшается. В частности, вода влияет и на фазовые превращения.

РАСТВОРИМОСТЬ НЕФТИ В ГАЗЕ.

При увеличении давления газовая фаза обогащается компонентами тяжелых УВ.

Кривая зависимости критических давлений нефть – конденсат в зависимости от состава.