- •1. Коэффициенты проницаемости горной породы. Единицы измерения и методы их определения.
- •13 Гидраты природных газов и их влияние на процессы разработки месторождений.
- •2. Коэффициенты пористости пород. Единицы измерения и методы их определения.
- •3.Относительные фазовые проницаемости для двухфазных систем.
- •4.Зависимость коэффициентов пористости и проницаемости от давления.
- •5.Состав и св-ва природных газов.
- •6. Состав и св-ва нефтей.
- •7. Понятия упругости насыщенных паров углеводородов.
- •8. Коэффициент сверхсжимаемости реальных газов.
- •9. Уравнения состояния реальных газов
- •10. Критическое давление и температура. Приведенные параметры смеси.
- •11. Растворимость газа в жидкости. Закон Генри.
- •12.Классификация нефтей по структурно – механическим свойствам.
- •14.Движение нефти, газа и воды в пористой среде. Закон фильтрации Дарси.
- •15. Деформационные св-ва г.П. Сжимаемость коллекторов нефти и газа.
- •16. Деформация коллекторов при разработке нефтяных и газовых месторождений
- •17. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз. Скачок капиллярного давления. Функция Леверетта.
- •18.Схема фазовых превращений индивидуальных компонентов углеводородов.
- •19. Схема фазовых превращений бинарной смеси углеводородов.
- •20. Особенности фазовых превращений газоконденсатных углеводородных систем.
4.Зависимость коэффициентов пористости и проницаемости от давления.
В результате деформаций коллекторов при разработке м-й может изменяться объём породы, объём порового пространства и объём твёрдой фазы.Давление на скелет породы (эффективное давление): Рэф=Рг-Рпл , где Рг и Рпл – горное и пластовое давление.
Объем внешнего скелета пористой среды складывается из объёмов твёрдой фазы Vтв и порового пр-ваVп (V=Vтв+Vп).
Коэффициент сжимаемости пор:
где mо- пористость при начальном эф. давлении.
При небольших значениях Рэф ф-лу можно заменить соотношением:
,
где с- коэфф-нт объёмной упругости породы.
Значительно более подвержена изменению проницаемость горной породы. Если считать, что коэфф-нт пор-ти изменяется лишь в следствии уменьшения или увеличения объёма пор породы, зависимость изменений проницаемости от давления можно выразить соотношением:
n- определяется экспериментально.
Значительно более подвержена изменению прониц-ть г/пород. Если считать, что коэф. пористости изменяется лишь вследствие умньшения или увеличения объема пор породы, зависимость упругих изменений прониц-ти д/плотных пород от давл-я можно выразить соотношением;.
Здесь α-коэф., характеризующий структуру поровых каналов.n- определяется экспериментально. Также деформации г/пород может сопровождаться пластическими явлениями. При этом порода при снятии с нее напряжений не восстанавливает свою геометрию, изменяются вследствие остаточных деформаций ее пористость и прониц-ть. Существенные необратимые деформации пород могут происходить в глубокозалегающих н и г пластах вследствие роста эф. давл-я с уменьшением пластового давл-я в процессе разр. м-й, что существенно сказывается на процессах фильтрации ж-ти.
5.Состав и св-ва природных газов.
Природные газы представляют собой многокомпонентные системы, состоящие, в основном, из предельных углеводородов, к которым относятся метан (СН4) и его гомологи (СпН2п+2). При нормальных условиях углеводороды метан, этан, пропан и бутан находятся в газообразном состоянии. Остальные углеводороды от пентана (С5Н12) и выше до С17Н36в этих условиях – жидкости. Пропан и бутан с повышением давления переходят в жидкое состояние. Кроме того, в природных газах содержится азотN2, углекислый газ СО2, сероводород Н2S, инертные газы , меркаптаны (RSH), а также пары воды. Как правило азот и углекислый газ присутствуют во всех природных газах. Соединение других составляющих меняется в широких пределах. К основным физическим св-вам природных газов относят плотность, вязкость, диффузию, теплопроводность, влагосодержание, которые зависят от состава газа и внешних условий (Р и Т). Различают молекулярную массу и плотность газа. Массу атомов и молекул условно измеряют в единицах. За единицу массы атома принята 1/12 массы изотопа углерода. Сумма атомных масс элементов, входящих в молекулу, называется молекулярной массой в-ва. Мол-ая масса в-ва М связана с плотностью газа=М/22,4. Часто используется относительная плотность газов:
--=/1,293=М/29 ,где=1,293 кг/м3– плотносьт воздуха при Н.У.; 29 – молекулярная масса воздуха. Для смеси газов изnкомпонентов плотность определяется аддитивным способом:
,гдеni,Mi– молярное соединение и молек-ая массаi-го компонента.
Вязкость газов опре-ся их составом и температурой. Диффузия газов определяется законом Фика:q=-д*dc/dx, гдеq– плотность потока массы , концентрация дифундирующего компанента. Тепловые св-ва газов характеризуются теплоёмкостью и теплопроводностью.Теплоёмкость газовых смесей определяется аддитивным способом по ф-ле: Ссм=суммСi*ni, где Сi– теплоёмкость отдельных кампонентов смеси газов,ni– их молярные доли. Теплопроводность газов описывается законом Фурье:, гдеq– плотность теплового потока ; лямбда –коэф-нт теплопроводности. Важное значение в технологических процессах добычи имеет изменение температуры газа при его адиабатическом расширении (дросселлирование),к-е получило название дроссельного эффекта Джоуля-Томсона. Природные газосодержащие пласты всегда содержат воду, поэтому газ в пластовых условиях насыщен парами воды.При изменении условий в залежи с увеличением температуры и уменьшением давления кол-во водяных паров в газовой фазе увеличивается.