Содержание и задачи курса ФП.
Содержание курса:
1. Физически св-ва ГП.
2. Механические св-ва ГП.
3. УВ содержимое коллекторов и их свойства.
4. Фазовые состояний УВ систем.
5. Пластовые воды и их св-ва.
6. Молекулярно-поверхностные св-ва сис-мы нефть-газ-вода-порода.
7. Основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред.
8. Повыжение нефтеотдачи пластов.
9. Моделирование пластовых процессов.
Задачи курса.
1. Изучение физических свойств ГП– коллекторов нефти и газа.
2. Изучение физических и физико-химических свойств насыщающих пласт флюидов (нефть, газ, вода).
3. Изучение физических процессов, происходящих в пласте при движении нефти, воды и газа
Залежь – локальное скопление нефти и газа, ГП.
Месторождение – совокупность залежей, объектов разработки.
Нефтяные и газовые месторождения сосредоточены в основном в осадочных ГП.
Нефть, вода и газ располагаются в залежах соответственно их плотностям.
Прогресс в области ФП, посредством более совершенного проектирования системы разработки, способствует проведению грамотной эксплуатации нефтяных и газовых м/р, разработке и внедрению методов повышения компонентоотдачи пластов.
Классификация залежей УВ.
В зависимости от соотношений объемов нефть/газ, а также от Р и t, различают следующие типы залежей:
1) газовые – все УВ в пласте содержатся в газообразном состоянии т.е. нефти в пласте нет.
2) нефтяные – Vн >> Vг, Рпл > Рнас и весь газ растворен в нефти.
3) нефте-газовые либо газо-нефтяные –Vг ≈ Vн, Рпл не столь высокое и согласно условию Рнас > Рпл часть газа находится в свободном состоянии виде газовой шапки.
4) газо-конденсатные – Vг >> Vн и вся нефть растворена в газе.
5) газогидратные – при определенных условиях УВ способны создавать твердые соединения с водой, называемые гидраты.
Например, СН4 х 6Н2О – гидрат метана. Такие м/р наз-ся газогидратными и фактически способствуют их образованию…?
Пластовые Т и Р. Приведенное пластовое давление.
Пластовое давление -Давление при котором пластовые флюиды находятся в залежи наз-ся, [Па] [МПа] [кгс/м2].
Изменяется от нескольких МПа до 100 МПа и обычно подчиняется гидростатическим законам, т.е. с увеличением глубины на 100 м давление возрастает на 1 МПа. Иногда эта закономерность нарушается, и мы имеем дело либо с аномально низким пластовым давлением, либо с аномально высоким пластовым давлением.
Рпл = ρgH
Горное давление – давление вышележащих ГП на скелет нефтяного пласта (величина постоянная).
Рг = ρп gH
ρп – средняя плотность ГП, покрывающих эту залежь
Н – толщина ГП
Эффективное давление – это разность Рг и Рпл
Рэф = Рг - Рпл * n
n – безразмерный параметр, учитывающий часть пластового давления, обуславливающего разгрузку горного давления.
n = 0,85..1,0
Возрастание Рэф приводит к упругому сжатию продуктивного пласта
Забойное давление – давление на забое скважины, задается технологами.
Перепад давления ∆Р = Р1 – Р2; где Р1 > Р2 – разность между двумя значениями давления в элементе пласта, в стволе скважины, в трубопроводе.
Градиент давления ( grad Р), [ Па/м, МПа/м, кгс/см2м ] – параметр, показывающий изменение давления на единицу длины.
Приведенное давление – вводится для объективной оценки забойных давлений и возможности их сравнения. Забойные давления приводятся (пересчитываются) к условной горизонтальной плоскости (может быть принята любая плоскость в пределах залежи, абсолютная отметка которой известна).
Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный водонефтяной контакт.
ρН - плотность нефти в пластовых условиях;
Δh1, Δh2 - разности гипсометрических отметок забоев скв. 1, 2 и плоскости приведения.
Если водонефтяной контакт поднялся на Δz, а плоскость приведения осталась прежней, то приведенные давления:
Δh1 и Δh2 - разность отметок забоев скважин и текущего положения водонефтяного контакта;
ρв - плотность воды в пластовых условиях.
Пластовая температура - т емпература при которой флюиды находятся в пласте, обозначается Т или t, [К, 0С]
Пластовая температура изменяется от 180 до 1600 и более.
