Кинематический коэффициент вязкости

Упругий

32) Что такое давление насыщения пластовой нефти?

Давление насыщения пластовой нефти газом – максимальная величина давления, при которой из пластовой нефти при изотермическом расширении начинается выделение газовой фазы при термодинамическом равновесии.

33) Что такое индикаторная диаграмма?

Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей собой зависимость дебита скважины от депрессии пластового давления Q = f(Рпл—Рз).

34) Что такое коэффициент абсолютной пористости? Коэффициент пористости— отношение объема пор V_пор в породе к ее объему V:

m = V_пор /V . (1.7)

В нефтяных и газовых коллекторах пористость песков колеб­лется в пределах 0,2 - 0.25, а песчаников — от 0,1 до 0,3. Про­мышленные притоки газа получены изколлекторов с порис­тостью менее 0,05.

Динамический коэффициент вязкости

Внутреннее трение жидкостей, как и газов, возникает при движении жидкости вследствие переноса импульса в направлении, перпендикулярном к направлению движения. Справедлив общий закон внутреннего трения — закон Ньютона:

Динамический коэффициент вязкости может быть получен на основе соображений о движениях молекул. Очевидно, что будет тем меньше, чем меньше время t «оседлости» молекул. Эти соображения приводят к выражению для коэффициента вязкости, называемому уравнением Френкеля-Андраде:

Иная формула, представляющая коэффициент вязкости, была предложена Бачинским. Как показано, коэффициент вязкости определяется межмолекулярными силами, зависящими от среднего расстояния между молекулами; последнее определяется молярным объёмом вещества . Многочисленные эксперименты показали, что между молярным объёмом и коэффициентом вязкости существует соотношение

где с и b — константы. Это эмпирическое соотношение называется формулой Бачинского.

Динамический коэффициент вязкости капельных жидкостей уменьшается с увеличением температуры, и растёт с увеличением давления.

Кинематический коэффициент вязкости

В технике, в частности, при расчёте гидроприводов и в триботехнике, часто приходится иметь дело с величиной

и эта величина получила название кинематического коэффициента вязкости. Здесь — плотность жидкости; — динамический коэффициент вязкости (см. выше).

Кинематический коэффициент вязкости часто указан в сантистоксах (сСт). В СИ эта величина переводится следующим образом:

1 сСт = 1мм² 1c = 10⁻⁶ м² c

37. Объёмный коэффициент нефти — безразмерная величина, характеризующая изменение объёма нефти в поверхностных условиях по сравнению с пластовыми.

Когда нефть попадает на поверхность, происходит следующее:
1. Потеря массы — газ переходит из растворенного состояния в свободное,
2. Снижение температуры — от пластовой температуры до 20 °C,
3. Расширения — давление падает от пластового до атмосферного.

Объёмный коэффициент зависит от давления, температуры, состава нефти, однако наибольшее влияние оказывает газосодержание. Применяется при подсчёте запасов углеводородов объёмным методом и методом материальных запасов, а также при интерпретации гидродинамических исследований. К примеру, объёмный коэффициент 1.25 означает, что 1 м³ нефти на поверхности занимает 1.25 м³ в пластовых условиях, то есть:

где — объёмный коэффициент расширения,
— объём нефти в пластовых условиях (в коллекторе),
— объём сепарированной нефти в поверхностных условиях.

38. КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕНАСЫЩЕНИЯ — отношение объема нефти, содер.в порах пласта (V_н), к объему всех пор нефтеносного пласта: (V_п): К.н.следует определять на основании комплексных данных — по результатам изучения кернов, отобранных в специально пробуренных скважинах с применением бурового раствора на нефтяной основе и по материалам геофиз.методов.Аналогично коэф.газонасыщения п.называется отношение объема пор, занятых свободным газом, ко всему объему пор газоносного пласта

39. Коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) b:

. (3.40)

Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа^-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа^-1). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:

, (3.41)

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации.

Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

40. Коэффициент теплового расширения aн показывает, на какую часть DV первоначального объема Voизменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С

aн = (1/Vo) (DV/Dt).

Размерность a — 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

41. Пластовое давление — давление газа в газонасыщенном объеме пласта. Различают начальное и текущее пластовое давление. Начальное пластовое давление имеет место в газонасыщенном объеме пласта до начала разработки. Начальные пластовые давления обычно приводят к средней горизонтальной плоскости, проходящей через центр тяжести газонасыщенного объема, а чаще через середину продуктивной толщи.
Текущие пластовые давления формируются в газонасыщенном объеме в процессе извлечения из него газа системой эксплуатационных скважин. Его распределение в газонасыщенном объеме характеризуется картами изобар и депрессионными воронками.

42. Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоностности. Под территориальной связанностью нескольких залежей понимается общность их внешнего контура, то есть полное или частичное перекрытие их контуров в проекции на земную поверхность. Площадь месторождений нефти и газа обычно составляет первые десятки сотен км², известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км². Для добычи используются нефтяные и газовые скважины. Газоносный горизонт обычно располагается выше нефтяного.

По фазовому соотношению нефти и газа:

· нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

· газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;

· нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;

· газовые, содержащие только газ;

· газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;

· нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

43. Нефтеотда́ча (коэффициент извлечения нефти КИН) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9—75 %).