Білет 1

1. Взаємозв`язок складу і властивостей нафт. Способи прогнозу наявності нафтової облямівки та газової шапки.

• В`язкість зростає з підвищенням пластового тиску, а також із зростанням кількості розчиненого азоту (фізика впливу азоту не зовсім ясна) і молекулярної маси нафт.

• В нафтах, збагачених асфальтенами і смолами неньютонівські властивості проявляються сильніше.

• Пластова нафта є насиченою, якщо знаходиться під тиском, що дорівнює тиску насичення та вище, і недонасиченою, якщо пластовий тиск нижчий за тиск насичення. У винайдене значення тиску насичення вводять поправку А аз за вміст азоту Аz. Азот навіть у невеликих кількостях помітно збільшує тиск насичення. Тому:А аз= Аz / а – А / аг , де Аz – кількість розчиненого в нафті азоту в кубометрах на кубометр нафти, а – розчинність азота в нафті в тих же одиницях, а г - середня розчинність суміші газів в даній нафті в м3/м3.

• Пластовим газовим фактором або газомісткістю пластової нафти S прийнято називати кількість газу Vг, яка розчинена в одиниці об`єму пластової нафти Vпн і виміряна в стандартних умовах.

В більшості випадків густина нафт в процесі розробки таких покладів зростає. Основна причина - зміна складу та кількості розчинених вуглеводневих і супутніх газів.

Відомо, що на контакті газів з нафтами першими розчиняються важкі вуглеводні (від пропану і вище), гіршу розчинність мають гази від СН4 (метан) до С4Н10 бутан). В умовах більшого тиску метан і етан розчиняються вже краще. Оскільки в процесі розробки пластовий тиск знижується, першими з нафт дегазується метан. Далі виділяються решта газів, більш розчинних в нафті.

В СНД представницький матеріал по газах на родовищах з облямівками одержаний по Апшеронському півострову. Підтверджено, що при зниженні пластового тиску з нафт виділяються азот і метан, а також важкі вуглеводні. При цьому відносний вміст СО2 в нафтах зростає. Хімічний склад газів, що виділилися, в процесі розробки безперервно змінюється. Інтенсивність зміни залежить від темпу падіння пластового тиску. В цілому в газах зменшується вміст метану, відносно зростає вміст важких газоподібних вуглеводнів і вуглекислого газу.

Якщо пластовий тиск знижується суттєво, то в супутніх газах, виділених з нафт, вміст вуглекислого газу може зрости до десятків відсотків. Причому в пластах, які раніше введені в розробку, кількості вуглекислого газу найбільші. Це пояснюється його найбільшою розчинністю в рідинах. Він покидає пластову нафту останнім, тому що і при малих тисках кількість його в розчиненому стані ще велика.

В пластах, які інтенсивно заводнюються, вміст вуглекислого газу може зростати ще й за рахунок газів контактуючих пластових вод, викликаючи зменшення густини нафти. Зниження пластового тиску призводить до дегазації таких вод, а вони також в значній кількості вміщують вуглекислий газ і азот, які переходять в нафти пласта-колектора.

1.2 Розрахунок стисливості газів за рівнянням газового стану. ???

Коефіціє́нт сти́сливості (надстисли́вості) газу – це відношення об’ємів реального пластового і ідеального газів при однакових умовах, тобто при одних і тих же самих тиску і температурі. Коефіцієнт стисливості газу вводиться в рівняння Клапейрона-Менделєєва, характеризує ступінь відхилення реальних газів від ідеального стану і є відношенням об'єму реального газу до об'єму, який займала б така ж кількість молів ідеального газу за тих же тиску і температури.

Щоб поетапно визначати тиск газових свердловинах, необхідно:

• визначити Тсер по формулі:

• Визначимо коефіцієнт, що характеризує вагу стовпа газу в свердловині (S) за формулою значення z візьмемо рівну 0,84

• Визначимо вибійні тиск зупиненої свердловини за формулою P_{з. ост.} = Р ×е^S

• Визначимо коефіцієнт гідравлічних опорів λ за формулою

• Визначимо коефіцієнт гідравлічних втрат (Ө) за формулою

де d - діаметр фонтанних труб. Чим більше діаметр фонтанних труб, тим менше втрати тиску при русі газу в стовбурі при всіх інших рівних умовах. λ-коефіцієнт гідравлічних опорів;

• Визначимо р працюючої свердловини за формулою де Q-дебіт, м \ сут, Ө-коефіцієнт гідравлічних втрат