Состав и свойства газа, конденсата, нефти и пластовых вод

3.1 Составы нефти и природных горючих газов, газовых и газоконденсатных месторождений. Проблемы охраны окружающей среды. Закономерности изменения состава нефти и газоконденсатной смеси в зависимости от давления и температуры.

3.2 Основные параметры природных газов: молекулярный объем и масса, плотность газа и газоконденсатной смеси. Критические параметры газа и отдельных компонентов. Приведенные параметры природных газов.

3.3 Вязкость газа и методика определения коэффициента вязкости при атмосферных и пластовых условиях.

Содержание воды в продук. скважин последнего ряда, ٪
	2,5
99,5	0,015 0,008 0,006 0,005	0,035 0,020 0,018 0,017	0,060 0,037 0,033 0,030	0,1 0,06 0,053 0,05	0,15 0,09 0,077 0,067

3.4 Уравнения состояния реальных газов. Коэффициент сжима­емости газа и метода его определения, фугетивность (летучесть) газов.

3.5 Влагосодержание газа и метода его определения. Влия­ние влагосодержания газана технологию и технику добычи нефти.

3.6 Тепловые свойства природных газов и отдельных компо­нентов. Методы определения тепловых свойств природных газов. Упругость насыщенных паров. Дроссельный эффект при движении га­зов в пористой среде. Коэффициент Джоуля-Томпсона и методы его определения.

3.7 Физические свойства конденсата. Сырой и стабильный конденсат. Коэффициент усадки сырого конденсата. Фракционный состав конденсата. Плотность и вязкость конденсата и методихопределения. Температура помутнения и застывания конденсата. Содержание серы и парафина в конденсате.

Таблица ПА2 -Значения λ_выт. В зависимости от и содержания воды в продукции скважин*

Содержание воды в продукции скважин в среднем по пласту ٪
	2,5
98,0	0,03 1,70	0,05 2,25	0,08 2,75	0,13 3,00	0,15 3,70
98,5	0,03 2,00	0,04 2,70	0,07 3,25	0,12 4,10	0,13 5,00
99,0	0,02 2,50	0,04 3,40	0,06 4,30	0,10 6,50	0,11 8,50

*Под каждым значением λ_выт.приведено соответствующее относительное количество прокачанной воды V_воды/V_пор, обеспечивающее достижение заданных значений обводненности продукции скважин λ_выт.

Таблица ПА3 - Значения коэффициента относительных потерь ε

Рисунок 4 – Кажущаяся плотность газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями

Рисунок 5 – График для корректирования плотности на пластовое давление

3.8 Свойства нефти в пластовых условиях и методыих изу­чения. Плотность, вязкость, сжимаемость, термическое расширение, электропро-

водность, теплоемкость нефти. Растворимость газов в воде и нефти. Влияние растворенного газа на физические свойства нефти. Давление насыщения, объемный коэффициент, усадка нефти. Растворимость компонентов в воде.

3.9 Различие свойств нефти в пределах залежи. Статисти­ческие метода опенки осредненных свойств нефтей. Реологические характеристики нефтей. Колориметрические свойства нефти.

3.10 Расчетные и экспериментальные методы определения свойств пластовой нефти. Аппаратура для исследования.

3.11 Состояние и свойства остаточной воды в коллекторах. Зависимость количества остаточной воды от характеристики порис­той среды, минералогического состава пород, давления, температуры и др. Методы определения нефте- водонасыщенности коллек­торов. Использование импульсного метода ядерно-магнитного ре­зонанса (ЯДР) для оценки содержания связанной воды в породе. Водонасыщенность неоднородных коллекторов. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ, вода-газ.

3.12 Физические свойства пластовых вод: минерализованность, классификация пластовых вод в зависимости от количества растворен­ных минеральных солей, плотность, вязкость, сжимаемость, термическое расширение, электропроводность, методы определения фи­зических свойств пластовых вод. Растворимость природныхгазов впластовой воде в зависимости от давления и температуры. Влия­ние давления и температурына физические свойства пластовых вод. Выпадение осадковиз пластовых вод и методы борьбы с солеотложениями в трубах.