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-ва Vп (V=Vтв+Vп).

Коэффициент сжимаемости пор:

где m_о- пористость при начальном эф. давлении.

 

При небольших значениях DРэф ф-лу можно заменить соотношением:

,где b_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 проницаемост

и от давления можно выразить соотношением:

Рэф

n- определяется экспериментально

	m

 

 

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 (С_пН_2п+2). При нормальных условиях углеводороды метан, этан, пропан и бутан находятся в газообразном состоянии. Остальные углеводороды от пентана (С₅Н₁₂) и выше до С₁₇Н₃₆ в этих условиях – жидкости. Пропан и бутан с повышением давления переходят в жидкое состояние. Кроме того, в природных газах содержится азот N₂, 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 r=М/22,4. Часто используется относительная плотность газов:

^-r^-=r/1,293=М/29,где r =1,293 кг/м³ – плотносьт воздуха при Н.У.; 29 – молекулярная масса воздуха. Для смеси газов из n компонентов плотность определяется аддитивным способом:

,где ni, Mi – молярное соединение и молек-ая масса i-го компонента.

Вязкость газов опре-ся их составом и температурой. Диффузия газов определяется законом Фика:q=-д*dc/dx, где q – 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: , где q – 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.

 

Состав и св-ва нефтей.

В основном в состав сырых нефтей входят неполярные компоненты представлены метановыми, нафтеновыми, ароматическими или гибридными углеводородами. Кроме того в нефти в различных количествах содержатся полярные компоненты, определяющие в основном поверхностные св-ва нефти. К ним относятся кислородные, сернистые, азотистые и асфальтосмолистые в-ва. Особое значение в процессах добычинефти играют парафины – углеводороды метанового ряда, начиная с С₁₆Н₄₄ (высшие алканы). Температура застывания парафинов не превышает 50-60⁰С. Содержание парафинов в нефтях может достигать свыше10-12%. Плотность чистого парафина составляет 907-915 кг/м³ при t=15⁰С. Парафин представляет собой бесцветную кристаллическую массу, нерастворимую в воде, но легко растворяющуюся в бензоле, эфире, хлороформе. Содержание серы в нефтях не превышает обычно 5%, азота 0,6%, кислорода 8-10%. Кол-во асфальтосмолистых в-в в нефтях может достигать более 30 %. Они представляют собой высокомолекулярные соединения, включающие углерод, водород, кислород, серу и азот. Основная часть этих соединений представлена нейтральными смолами, жидкими в-вами темно-коричневого цвета, плотностью 1000-1070 кг/м³, к-е и определяют тёмный цвет нефти. При окислении нейтральные смолы могут превращаться в асфальтены. Относительная плотность асф-ов больше 1, молекулярная масса от 1500-2000 и выше. В нефтях они находятся в коллоидном состоянии.

Важная характеристика пластовой нефти – сжимаемость. Колэффициент сжимаемости:

, где V- объём нефти; DV – изменение объёма нефти при изменении давления на DР

С повышением температуры и количества растворённого газа этот коэффициент повышается. Повышенная пластовая температура, а также растворённый газ приводят к тому, что объём нефти в пластовых условиях больше чем на поверхности. Отношение этих объёмов, называемое объёмным коэффициентом, может достигать значения1,4-1,5. Таким образом усадка нефти может составлять 40-50%. Плотность нефти зависит от температуры (с повышением температуры уменьшается плотность. В соответствии с этим плотность пластовой нефти может значительно отличаться от плотности поверхностной нефти. Вязкость пластовых нефтей в зависимости от условий (состава нефти, её температуры, состава и кол-ва раств-го газа, давления и пр.) изменяется от долей единицыдо десяти и более Па*с. С повышением плотности и уменьшении температцры вязкость нефти повышается.

 

 

⇐ Предыдущая12

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: