Електричний опір пласта.

Коефіцієнт пружноємності пласта

Коефіцієнт пружноємності пласта чисельно дорівнює зміні пружного запасу рідини в одиниці об'єму пласта при зміні пластового тиску в ньому на одиницю.

П’езопровідність –

характеризує швидкість перерозподілу тиску в пружному шарі, у зв'язку зі зміною пористості і проникності змінюється в різних напрямках. У нафтовій частини пласта п’езопроводність має менше значення, ніж в зоні, насиченій водою. Величина п’єзопроводності також залежить від в'язкості рідини, стисливості води і породи.

Коефіцієнт п’єзопровідності дозволяє дати кількісну оцінку перерозподілу тисків в пласті, а також визначити час, протягом якого пошириться і встановиться пониження тиску від обурює свердловини до реагуючої, якщо відомі відстань від обурює свердловини до реагуючої та величина зниження тиску в них.

де k - коефіцієнт проникності пласта, м2;

b * - коефіцієнт упругоемкості пласта, Па-1;

m - динамічний коефіцієнт в'язкості, Па * добу = 1,16 * 10-5 мПа * с.

Електричний опір пласта.

Визначається опором його скелета і опором насичуючих пласт флюїдів.

Температура та теплопровідність пласта.

5. Склад і фізико-хімічні властивості нафт

Нафта-складна суміш в основному вуглеводнів з домішками високомолекулярніх сірчистих,кисневих,азотистих сполук.

Густина- Густина (об`ємна маса) 730 – 1040 кг/м³. модальні значення 0,82 – 0,90 г/см³.

Класи нафт :

дуже легкі (до 0,80 г/см³),

легкі 0,80-0,84

середні 0,84-0,88

важкі 0,88-0,92

дуже важкі понад 0,92 г/см³.

Низька густина викликається переважанням метанових ВВ, низьким вмістом смолисто-асфальтенових компонентів (далі САК), високим – бензинових і керосинових фракцій.

В пластових умовах густина менша ніж в дегазованої.

Рпл=(Pдег+1,2*G*Рг)/b-для пласт ум,Рдег-густина дегазованої нафти,G-газовміст,Рг-густ газу,b- обємний коефіцієнт.

В`язкість нафт

Динамічна в`язкість – опір переміщенню шару рідини з перерізом 1 см² на відстань 1 см зі швидкістю 1 см/с. Вимірюється в пуазах (П) або г/см х с. В системі СІ в Па х с.

Динамічна в`язкість води 1 мПа ´ с.

Величина, зворотня динамічній в`язкості, називається текучістю.

Кінематична в`язкість – відношення динамічної в`язкості до густини рідини, вимірюється в стоксах Ст (см² / с = 10^{-4 м2} / с, в системі СІ – м² / с.

На виробництві використовується умовна в`язкість за швидкістю витікання рідини з віскозиметра в стандартних умовах, або за часом витікання певного об`єму нафти з ємності, стандартизованої за формою та розмірами.

В`язкість нафт змінюється від 0,1 до 2000 мПа ´ с.

Поверхневий натяг (ПН) – це відношення роботи, необхідної для збільшення площі поверхні на певну величину, до цієї площі. В системі СІ – Дж / м² або Н / м або дин / см. Тобто сила, що діє на 1 см лінії, яка обмежує поверхню рідини, по нормалі в сторону зменшення поверхні.

Для нафт ПН дорівнює приблизно 0,03 Н / м (Дж / м²) або 25-30 дин/см.

Температура застигання (ТЗ)

Це температура, при якій охолоджена в пробірці дегазована нафта ще не змінює рівня, якщо похилити пробірку на 45 градусів. Чим більше в нафті твердих парафінів, тим вища температура застигання. САК у великій кількості знижують ТЗ нафт. Параметр використовується в оцінних розрахунках застосування теплових методів дії на пласт для підвищення нафтовіддачі.

Розчинність нафти в воді мінімальна. Але при температурах понад 200 С різко зростає. При температурах 300--330 С об`єми нафти і води взаємно розчинні приблизно порівну. Зростання тиску збільшує взаємну розчинність. Рідкі ВВ і гетероатомні сполуки (N, S, O та ін.) легше утворюють в воді міцелярні розчини.

Розчинність підвищується в ряді АЛКАНИ – ЦИКЛАНИ – АРЕНИ – СМОЛИ. Тобто важкі смолисті нафти краще розчиняються в воді.

Мінералізація вод знижує розчинність ВВ.

Нафта добре розчиняється в природному ВВ-газі.

Нафти оптично активні, обертають площину поляризованого променя (зазвичай вправо), люмінесціюють, заломлюють світлові промені.

Тиск насичення нафти газом залежить від складу, об’ємів нафти і газу і температури.

Газовміст- пластовий газовий фактор (при норм умовах)для більшості покладів він від 30 до 100 м /м

Газовий фактор(промисловий)-кількість газу,що одержують при сепарації,що приходиться на 1 м

Коефіцієнт стисливості нафти- коеф,який кількісно характеризує пружність нафти.Залежить від складу пластової нафти, тиску і температури.

Обємний коеф нафти- велич,що характ здатн нафти змін об’єм при різн пласт умов.

Коефіцієнт усадки-Є =

6. Склад і фізико-хімічні властивості реальних газів

Густина.

Знаючи склад газу з n компонентів густина буде р=хр1+хр2+…хpn, де х-обємний вміст компонентів долі одиниці.

Для гідродинамічних розрахунків використовують відносну густину газу по повітрю

Рвід=Р/Рп

Зручність формули в тому,що величина відносної густини не залежить від тиску і температури, якщо знехтувати різницею у коефіцієнтах над стисливості для повітря і газу.

Для газоконденсатних родовищ, що мають невелику кількість конденсату у газі: Рсер=(Рвідв+Рвідг)/2,де Рвідв-відносна густина на ввибої,Рвідг-на гирлі.

Критичні та приведені тиски і температури

Критичною називають таку температуру, вище якої газ під дією певного тиску не може бути переведено у рідку фазу.

Тиск, необхідний для переводу газу у рідку фазу при критичній температурі, називається критичним.

Ркр=Ркр1х1+Ркр2х2+…Ркрnxn

Ткр=Ткр1Х1+Ткр2х2+…Ткрnxn

Х1,Х2- обємні частки компонентів газової суміші.

Якщо відома відносна густина газу ρвід, то середньокритичні тиск та темперутура природного газу можна визначити за графіками.

Нерідко у розрахунках, наприклад, для визначення в’язкості та коефіцієнта надстисливості газу, користуються так званими приведеними

тисками та температурами. Приведений тиск pпр це є відношення тиску газу p до його критичного тиску pкр.

Приведена температура Tпр це є відношення абсолютної температури газу T до його критичної температури Tкр.

В’язкість газів

характеризує собою властивість опору одних часток газу відносно інших. Сили тертя, що виникають між двома шарами газу при його русі, пропорційні зміні швидкості на одиницю шляху. Коефіцієнт пропорційності у цьому співвідношенні отримав назву коефіцієнта динамічної в’язкості.

Динамічна в’язкість вимірюється у Па⋅с

В’язкість газу змінюється при зміні тиску та температури.

За приведеними тисками і температурами визначають приведену в’язкість за графіками.

µ*=µ/µ1,де де µ* - приведена в’язкість газу при заданих тиску та температурі; µ -

динамічна в’язкість газу при заданих тиску та температурі, Па⋅с; µ1 -

динамічна в’язкість газу при тиску 0,1 МПа та заданій температурі, Па⋅с.

Далі, отримавши величину приведеної в’язкості µ* та визначивши за

графіком значення абсолютної в’язкості µ1 при атмосферному тиску, знаходять в’язкість µ природного газу при заданих значеннях тиску та температури.

Стисливість природних газів

рівняння стану реального газу pV z = RT, де p - тиск, Па; V - об’єм, м

3; z - коефіцієнт надстисливості газу; R - універсальна газова стала, кг/с2⋅К; T - температура, К.

Коефіцієнт надстисливості газу знаходимо по відомих приведених

тиску та температуріза графіками

7.Склад і фізико-хімічні властивості конденсатів

Конденсатом називають вуглеводневу суміш (С5+С6+вищі), що знаходиться в газоконденсатному покладі в газоподібному стані і, яка випадає у вигляді рідини при зниженні пластового тиску в процесі розробки покладу до або нижче тиску початку конденсації.

Під сирим конденсатом мають на увазі рідкі при стандартних умовах вуглеводні (С5

+вищі) з розчиненими в них газоподібними компонентами (метаном, етаном, бутаном, пропаном, сірководнем тощо). Конденсат, що складається при стандартних умовах тільки з рідких вуглеводнів (С5 +вищі), називають стабільним.

За фізичними властивостями конденсати характеризуються великою розноманітністю. Густина стабільного конденсату змінюється від 600 до 820 кг/м3, молекулярна маса складає 90-160, вміст сірки - від нуля до 1,2%. Температура викіпання основних компонентів знаходиться в межах 40-200 °С, але є конденсати, кінець кипіння яких лежить у межах 350-500 °С.

Тиск початку конденсаці

Тиск початку конденсаці – це тиск у пласті, при якому конденсат

покладу починає переходити з пароподібного стану в рідке, що приводить до

перетворення однофазної системи у двофазну.

Газоконденсатний фактор

Ступінь насиченості газоконденсатного покладу конденсатом визначається

конденсатністю, під якою розуміють вміст рідких вуглеводнів у газі в пластових

умовах (см3/см3, г/м3). Кількісне співвідношення фаз у продукції газоконденсатних родовищ оцінюється газоконденсатним фактором - величиною, зворотньою

конденсатності, яка показує відношення кількості добутого (м3) газу (у нормальних

атмосферних умовах) до кількості отриманого конденсату (м3), що уловлюється в

сепараторах. Величина газоконденсатного фактора змінюється для різних родовищ

від 1500 до 25000 м3/м3.

Поиск по сайту: