Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Гранулометрический состав ГП. Ситовый и седиментационный анализы. Использование результатов анализа состава ГП в нефтедобыче.Содержание книги
Поиск на нашем сайте
Гранулометрический состав породы - количественное содержание в породах частиц различной величины, или - это распределение частиц породы по их размерам. Его изучают двумя методами: Ситовый метод - рассев частиц ГП размером от 1 мм до 0,5 мм. Извлеченную из недр ГП отмывают от нефти, солей, воды; высушивают, взвешивают и просеивают через набор сит в течение 15 минут. Оставшиеся на каждом сите фракции взвешиваются, суммарная масса фракции должна совпадать с начальной массой отмытой высушенной породы. Результаты анализа заносятся в таблицу.
m – общая навеска породы, которая помещается на самое верхнее сито. Седиментационный анализ используется для частиц менее 0,05 мм размером. Он основан на скорости или продолжительности оседания частиц дисперсной фазы в дисперсной среде по закону Стокса: V – скорость оседания, [м/с] d – диаметр зерен частиц породы ν – кинематическая вязкость, [м/с2] ρn – плотность породы, [кг/м3] ρж – плотность жидкости, [кг/м3] Считая, что формула Стокса справедлива для частиц d = 0,1...0,001 мм, на скорость оседания частиц меньшего размера будут влиять броуновское движение и слои, адсорбированные на поверхности частиц жидкости. Виды седиментационного анализа: 1. пипеточный, 2. взвешивание осадка (с помощью весов Фигуровского) (как правило – используется этот), 3. отмучивание током воды, 4. отмучивание сливанием жидкости (метод Сабанина) Используя полученные данные, строят следующие зависимости: При построении первой зависимости используют графы 3 и 6. Точка 1 соответствует размеру сита, на которой задерживается 10 % более крупной фракции, а 90 % более мелких проходит ч/з сито. Абсцисса этой точки дает диаметр частиц, по которому определяют размер щели забойного типа, служащего для ограничения поступления песка в скважину. Последние две точки служат для определения коэф-та неоднородности: Чем неоднороднее порода по фракционному составу, тем неоднороднее она по др. показателям (пористость, проницаемость, и т.д.). Другая зависимость – по данным граф 3 и 7. По этой гривой определяют эффективный диаметр наиболее часто встречающихся размеров частиц породы Т.к. размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит кол-во нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен. На основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных м/р для предотвращения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устанавливаемые на забое.
5.Пористость ГП. Коэф-ты общей, открытой, динамической пористости и методы их определения. Статически и динамически полезная емкости коллектора. Пористость – это наличия в ГП пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и каверзную пористости.
По происхождению поры бывают: - Первичные – образовавшиеся в процессе образования самой породы (Промежутки между плоскостями и наслоением пластов и пропластов, промежутки между зернами породы). (характерны для песков и песчаников) - Вторичные – образовавшиеся в процессе разлома и дробления породы, растворения ее, уменьшения V вследствие процесса доломитизации и т.д (характерны для карбонатных коллекторов). По величине поровые каналы подразделяются: 1. сверхкапиллярные > 0,5 мм (нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил), 2. капиллярные 0,5 мм... 0,0002 мм, 3. субкапиллярные < 0,0002 мм (капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит). Для оценки пористости ГП введены три коэф-та: Коэф общ. Пористости - отношение объема всех пустот в породе к объему образца m = (Vп/Vобр)*100% Коэф-т открытой (эффективной) пористости – это отношение суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца. m0 = (Vп.о/Vобр)*100% m0 = (fпросв./F)*100% fпросв – суммарная площадь просветов в сечении образца F – площадь сечения образца В связи с тем, что не все пустоты в коллекторе заняты нефтью и не по всем взаимосвязанным порам движутся жидкость и газ, введены понятия статической и динамической емкости коллектора. Статически полезная емкость (Vс) характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом: Vс = m0 – Sудост Sудост – коэф-т остаточной водонасыщенности. Динамически полезная емкость коллектора (Vg) характеризует объем пор и пустот по которым могут фильтроваться нефть и газ в пластовых условиях. Она зависит от перепада давления, свойств насыщающих пласт ж-тей и многих др факторов. Коэф-нт динамической пористости -отношение суммарного объема пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления охвачены фильтрацией, к общему объему. mg = (Vg / Vобр.)*100% Пористость коллекторов изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %. Когда речь идет о пористости, мы всегда имеем ввиду коэф-нт открытой пористости. Например: - несцементированные песчаники – от 52 % - песчаники – 3,5...29% - известняки – от 0,6...33% - глины – 6,0...50 % - глинистые сланцы – 0,5...1,4 % Пористость – это основной параметр при подсчете запасов нефти и газа. Это емкостная хар-ка, показывающая какой объем запасов может содержаться в пустотах. Q – извлекаемые запасы нефти, F – площадь залежи, h – толщина залежи, m0 – коэф-нт открытой пористости, Sн - коэф-нт нефтенасыщенности, ηн - коэф-нт нефтеотдачи, ρ – плотность нефти, b – объемный коэф-нт.
|
||||
Последнее изменение этой страницы: 2016-04-08; просмотров: 730; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.137.200.150 (0.006 с.) |