Многофазовые гетерогенные системы
Нефть и газ как сложные многокомпонентные системы углеводородов (УВ) в различных термобарических условиях. Фазовые состояния, превращения газонефтяных систем. Характеристика пород–коллекторов УВ: гравелит, мрамор, базальт. Петрографическое изучение пород.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | реферат |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 17.04.2018 |
| Размер файла | 231,0 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Институт недропользования
Кафедра нефтегазового дела
Реферат
на тему: «Многофазовые гетерогенные системы»
Вариант № 17
Выполнил: Студент 4 курса
группы НДбз-13
Зверев Э.Э.
Проверил: к.г.- м.н., доцент
Аузина Л.И..
Иркутск 2017 г.
Содержание
Введение
1. Многофазовые гетерогенные системы
1.1 Общие понятия о нефти и природном газе с точки зрения их генезиса, физики и химии
1.2 Нефть и газ как сложные многокомпонентные системы углеводородов (УВ) в различных термобарических условиях. Фазовые состояния и превращения газонефтяных систем
1.3 Многофазовые смеси. Эксплуатация трубопроводов
2. Характеристика пород - коллекторов углеводородов. Гравелит, мрамор, базальт
2.1 Общие сведения о породах - коллекторах
2.2 Основные признаки пород-коллекторов
2.3 Петрографическое изучение пород
2.4 Гравелиты
2.5 Мрамор
2.6 Базальт
Заключение
Задача 1
Задача 2
Список использованных источников
Введение
углеводород газонефтяной коллектор мрамор
Необходимость решения проблем совершенствования методов заводнения, изыскания и применения новых высокоэффективных вытесняющих агентов, рациональной разработки нефтегазоконденсатных залежей и залежей летучих нефтей и т.д. ставит новые газогидродинамические задачи, связанные с прогнозированием показателей разработки месторождений в этих условиях.
Жидкости и газы, насыщающие нефтегазоконденсатные пласты, представляют собой смеси углеводородных, а также неуглеводородных компонентов, некоторые из которых способны растворяться в углеводородных смесях. При определенных режимах разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений в пласте возникает многофазное течение сложной многокомпонентной смеси, при котором между движущимися с различными скоростями фазами осуществляется интенсивный массообмен. Переход отдельных компонентов из одной фазы в другую влечет за собой изменение составов и физических свойств фильтрующихся фаз. Такие процессы происходят, например, при движении газированной нефти и вытеснении ее водой или газом, при разработке месторождений сложного компонентного октава (в частности, с большим содержанием неуглеводородных компонентов), при вытеснении нефти оторочками активной примеси (полимерными, щелочными и мицеллярными растворами; различными жидкими и газообразными растворителями). Основой для расчета таких процессов служит теория многофазной многокомпонентной фильтрации, интенсивно развивающаяся в последние годы. Вместе с тем заметим, что область ее применения широка и эта теория имеет важное общенаучное значение.
1. Многофазовые гетерогенные системы
Углеводородные системы могут быть гомо и гетерогенными. В гомогенной системе все ее части имеют одинаковые физические и химические свойства. Составляющие гомогенной системы (называемые компонентами) «размазаны» по всему пространству и взаимодействуют на молекулярном уровне. Для гетерогенной системы физические и химические свойства в разных точках различны. Смесь воды, нефти и газа в пласте - типичный пример гетерогенной среды. Гетерогенные системы состоят из фаз. Фаза - это часть системы, которая является гомогенной и отделена от других фаз отчетливыми границами - границами раздела. Атомы и молекулы на границах раздела проявляют иные свойства, нежели атомы и молекулы в объеме фазы или материала, поскольку находятся в другом окружении. В связи с этим изучение свойств вещества на границах раздела и возникающих там явлений составляет особую область физики и химии.
Фаза может быть сплошной или дисперсной (раздробленной на множество отдельных частиц). Сплошной фазой принято считать фазу, из любой точки которой можно попасть в любую другую точку, не пересекая межфазную границу. Гомогенная система может быть образована лишь сплошной фазой. Гетерогенная система может быть образована, как сплошными, так и дисперсными фазами. Сплошные фазы гетерогенных систем (а иногда и гомогенных) часто называют срeдами, например: "жидкая среда". Основная фаза условно называется непрерывной, вторая - дискретной. Количество дискретной фазы в непрерывной определяется объемной концентрацией. Обычно за объемную концентрацию принимается отношение объема, занятого дискретной фазой, к общему объему многофазной системы:
в =
где W2 и W1 - объемы соответственно дискретной и непрерывной фаз в многофазной системе.
Среднюю плотность многофазной системы можно представить в следующем виде:
р = в р2 + в р1,
где р2 и р1 - плотности соответственно дискретной и непрерывной фаз.
Гетерогенные системы состоят из ряда гомогенных систем, которые называют фазами. В зависимости от агрегатного состояния различают газовую (паровую) и конденсированную (жидкую или твердую) фазы. Независимая часть физической системы называется компонентой. Система может включать одну или несколько компонентов в разных фазах. К гетерогенным системам относятся суспензии (жидкости, в которых находятся взвешенные твердые частицы) и эмульсии (жидкости, в которых находятся во взвешенном состоянии мельчайшие капельки другой жидкости). Промежуточное положение между гомогенными системами и смесями занимают коллоидные растворы, частицы которых имеют крайне малые размеры, видимые только при помощи микроскопа.
1.1 Общие понятия о нефти и природном газе с точки зрения их генезиса, физики и химии
Свойства и состояние углеводородов (УВ) зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проектировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.
Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (СnН2n+2), нафтенового (CnH2n) и в меньшем количестве ароматического (CnH2n-6) рядов.
По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН4 до С4Н10 -- газы; от С5Н12 до С16Н34 -- жидкости и от С17Н34 до С35Н72 и выше -- твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.
При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной (приближающейся по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С5Н12+С6Н14) подобно тому, как в бензине или других жидких УВ растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенные в нем УВ конденсируются и выпадают в виде конденсата.
Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.
Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа обусловлено его способностью, при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных, поэтому подсчет запасов газа и разработка их во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород.
1.2 Нефть и газ как сложные многокомпонентные системы углеводородов (УВ) в различных термобарических условиях. Фазовые состояния и превращения газонефтяных систем
Нефтегазоносный пласт определяется не только породами, содержащими нефть или газ, но и самими насыщающими их фазами. Нефть и газ по химическому составу являются очень сложными углеводородами, находящимися при повышенных пластовом давлении и температуре. При извлечении углеводородов на поверхность давление и температура пластовой смеси уменьшаются. Состояние смеси углеводородов на поверхности зависит от состава углеводородов, добываемых из скважины, и от давления и температуры, при которых они извлекаются. Углеводороды, остающиеся в пласте на любой стадии его истощения, претерпевают физические изменения, так как пластовое давление по мере отбора из пласта нефти или газа уменьшается. Отсюда возникает необходимость изучения физических свойств углеводородов, находящихся в природных условиях, и особенно изменений этих свойств в зависимости от давления и температуры. Знание физических закономерностей дает возможность оценить количество полученных газа и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при добыче на поверхность единицы объема пластовой жидкости. Из-за сложности природных углеводородных смесей очень часто приходится пользоваться эмпирическими данными, полученными в результате лабораторных исследований.
Химический состав углеводородных газов может быть легко определен до гептанов. Химический состав сырой нефти оценить труднее, так как она состоит в основном из более тяжелых углеводородов, чем гептаны.
Помимо свойств углеводородов, представляют интерес также свойства воды, каким-либо образом связанной с продуктивным пластом, так как вода занимает часть пространства пласта, создает энергию для добычи нефти, а также может добываться вместе с нефтью и газом.
Содержимое продуктивных пластов в основном находится в состоянии газа, пара или жидкости. Однако эти термины передают сущность состояния только при определенных давлениях и температурах. Вещество в зависимости от давления и температуры, при которых оно находится, может существовать в газообразном или жидком состоянии. Понятие пар определяется как газообразное состояние любого вещества, которое при обычных условиях является жидкостью или твердым телом. Под обычными условиями понимаются атмосферные условия давления и температуры. При рассмотрении углеводородов удобно понятия «газ» и «пар» считать синонимами.
Углеводородные системы, как и другие системы, могут быть гомогенными или гетерогенными. В гомогенной системе все ее части имеют одинаковые физические и химические свойства. Для гетерогенной системы физические и химические свойства в разных точках различны.
Гетерогенные системы состоят из фаз. «Фаза» -- это «определенная часть системы, которая является гомогенной и физически отделена от других фаз отчетливыми границами». Например, в гетерогенной системе одновременно содержатся лед, вода и водяной пар. Степень дисперсности не определяет количества фаз. В приведенном примере лед независимо от того, существует он в виде одного куска или раздроблен на несколько частей, является одной фазой.
Естественные углеводородные системы состоят из большого числа компонентов, причем это не только углеводороды парафинового ряда, но и углеводороды, относящиеся к другим группам. Фазовое состояние смеси углеводородов зависит от ее состава, а также от свойств индивидуальных компонентов.
Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.1) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно - возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической) точкой.
Рис.1 Фазовая диаграмма многокомпонентной смеси
Прежде чем перейти к обсуждению особенностей этой диаграммы, дадим определение некоторых важных физических понятий, связанных с этой диаграммой.
«Критическая точка» (точка К на рис.1) соответствует значениям давления и температуры, при которых свойства каждой фазы становятся идентичными.
«Критическая температура» -- температура, соответствующая критической точке.
«Критическое давление» -- давление, соответствующее критической точке.
«Интенсивные свойства» -- это такие свойства, которые не зависят от количества рассматриваемого вещества.
«Экстенсивные свойства» -- свойства, прямо пропорциональные количеству рассматриваемого вещества.
«Кривая А точек начала кипения» -- кривая, проходящая через точки, соответствующие, давлениям и температурам, при которых при переходе вещества из жидкого состояния в область двухфазного состояния образуется первый пузырек газа.
«Кривая точек росы b» -- кривая, проходящая через точки, соответствующие давлению и температуре, при которых при переходе вещества из парообразного состояния в область двухфазного состояния образуется первая капелька жидкости.
«Двухфазная область» -- область, ограниченная кривыми точек начала кипения и точек росы, внутри которой газ и жидкость находятся в состоянии равновесия.
«Крикондентерм» (М) -- наивысшая температура, при которой жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии.
«Криконденбар» (N) -- наибольшее давление, при котором жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии.
«Ретроградная область» (закрашенная площадь на рис.1) -- любая область, в пределах которой конденсация или парообразование происходят в направлении, обратном обычным фазовым изменениям.
«Ретроградная конденсация» (ограничена кривой KDM) означает, что жидкость конденсируется или при снижении давления при постоянной температуре (линия ABD), или при увеличении температуры при постоянном давлении (линияFGA)
«Ретроградное испарение» (ограничена кривой NHK) означает, что образование пара происходит при уменьшении температуры при постоянном давлении (линия AGF) или при увеличении давления при постоянной температуре (линия DBA).
«Линия постоянного объема» (качественные линии) -- линии, проходящие через точки одинакового объемного содержания жидкости внутри двухфазной области.
Из рассмотрения рис.1 могут быть сделаны некоторые важные наблюдения. Кривая точек начала кипения и кривая точек росы сходятся в критической точке. Кривая точек начала кипения соответствует 100% содержания жидкости в системе, а кривая точек росы --100% содержания газа. Заштрихованные площади соответствуют области ретроградных явлений. Площадь, ограниченная кривыми, проходящими через точки KBMD, соответствует области изотермической ретроградной конденсации.
Фазовая диаграмма (рис.1) со всеми её особенностями присуща любым многокомпонентным смесям, но ширина её петли и расположение критической точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси.
С нефтепромысловой точки зрения многокомпонентные системы грубо делятся на нефти и газы. Кроме того, многокомпонентные системы подразделяются в зависимости от состояния, в котором углеводородная смесь находится в пласте и после извлечения ее на поверхность.
Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси.
Если пластовое значение температуры смеси Тпл больше крикондентермы М (точка F) и в процессе разработке месторождения давление падает (линия FT4), то эта смесь будет всё время находится в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения.
Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации.
Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недонасыщенными, насыщенными нефтями и месторождения с газовой шапкой.
Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими. Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газового конденсата.
Формирование залежей происходит в результате оттеснения из пластов-коллекторов первоначально находившейся там воды. Поэтому вместе с нефтью и газом в коллекторах содержится некоторое количество (обычно 10-30% порового объема) так называемой погребенной воды. Кроме того, многие продуктивные пласты заполнены нефтью и газом лишь в верхней купольной части, а нижележащие зоны заполнены краевой водой. Самые верхние части нефтяных залежей содержат газ, образующий так называемые газовые шапки, которые могут как существовать изначально, так и появиться в процессе разработки залежи. Таким образом, даже в неразбуренном природном пласте может находиться несколько отдельных подвижных фаз. Двух- или трехфазное течение возникает практически всегда при разработке нефтяных месторождений, поскольку силы, движущие нефть, являются следствием упругости или гидродинамического напора газа или воды.
1.3 Многофазовые смеси. Эксплуатация трубопроводов
В настоящее время в условиях снижения объемов перекачки весьма актуальным становится обеспечение эффективного эксплуатационного контроля и управления параметрами режимов действующих трубопроводов, при давлениях ниже проектных. Проблема приобретает особое значение для участков трубопровода, где возникают условия для проявления эффектов многофазности транспортируемой среды и благоприятного существования эксплуатационных осложнений.
Известно, что при данных конкретных условиях эксплуатации трубопроводов углеводородные среды могут находиться в жидком, газообразном или в двухфазном газожидкостном состояниях. Для углеводородов, взятых в чистом виде, граничным давлением между газообразным и жидким состояниями при данной температуре является давление их упругости паров. При давлении упругости паров происходит полный переход рассматриваемого углеводорода из одной фазы в другую.
Характерной особенностью режимов течения двухфазных углеводородных сред является пульсация давления, например в случае транспорта газожидкостных смесей. Пульсация давления в трубопроводе приводит к нарушению нормального режима работа перекачивающего оборудования, контрольно-измерительных приборов и т.д.
При перекачке многофазных смесей типа газ-нефть-вода, состоящей из двух взаимно нерастворимых жидких фаз - нефти и воды, также возникают трудности из-за образования эмульсий в процессе их движения по трубам. Кроме того, в реальных условиях эксплуатации трубопроводов, проложенных по пересеченной местности, на газожидкостный поток вместе с силами трения действуют силы гравитации. В результате чего, жидкая фаза аккумулируется на восходящих участках, а газовая - на нисходящих участках трассы трубопровода. Так, например, в процессе эксплуатации трубопроводных систем возникают осложнения, связанные с уменьшением проходного сечения или полной закупоркой труб, вызванных образованием устойчивых газовых пробок и скоплений жидкости (воды или конденсата).
В нефтях, перекачиваемых по магистральным и промысловым нефтепроводам, почти всегда содержатся растворенные нефтяные газы, которые могут аккумулироваться в локальные скопления газа, выделяющегося из жидкости при понижении давления. Помимо этого в нефтепроводах возможно образование водяных пробок связанных с перекачкой обводненных нефтей. Скопления воды и газа уменьшают рабочее сечение труб, увеличивают их гидравлическое сопротивление. Аналогичные трудности возникают и при трубопроводном транспорте нестабильных жидкостей, таких как ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов), нестабильный конденсат, сжиженный газ, особенно в зимнее время или в пусковой период.
При эксплуатации газопроводов наличие влаги в транспортируемом продукте также осложняет нормальный режим их работы, помимо того, что увеличивает сероводородную коррозию она еще и вызывает различные эксплуатационные осложнения. Пары воды способны конденсироваться, нарушая нормальное движение газа по газопроводу. На горизонтальных и нисходящих участкам трассы жидкость движется в виде пленки по стенкам трубы. Наличие жидкой пленки значительно увеличивает гидравлические сопротивления газового потока. Наибольшее количество жидкости скапливается на восходящих участках газопровода, образуя гидравлический затвор, частично или полностью перекрывающий сечение трубы. Помимо этого присутствие в трубопроводе гидратообразователя (газа, конденсата, ШФЛУ) и свободной воды (жидкой воды, льда, воды, спергированной в объеме газа или жидкого гидратообразователя, пленки воды на поверхности трубопровода и т.д.) при соответствующих температуре и давлении способствует образованию гидратов. Указанные причины приводят к повышению гидравлического сопротивления и гидростатического перепада давления. Таким образом, очевидно, что существование эксплуатационных осложнений в работе трубопроводов оказывает негативное влияние на их гидродинамические режимы, что особенно актуально в современных условиях эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, при давлениях ниже проектных. Поэтому в целях снижения энергетических затрат на транспорт углеводородов необходимо осуществлять эффективный эксплуатационный контроль и управления режимами перекачки, особенно на участках трубопровода, где возникают условия для проявления эффектов многофазности транспортируемой среды и благоприятного существования эксплуатационных осложнений.
Наиболее перспективным направлением в решении задач обеспечения эксплуатационной надежности и эффективности работы трубопроводных систем является использование систем мониторинга режимов перекачки углеводородов в трубопроводах, построенных с применением методов математического моделирования процессов в трубопроводах и параметрического анализа гидродинамических величин.
Решение поставленной задачи возможно, во-первых, применением методов математического моделирования для описания движения углеводородных смесей в трубопроводных системах с учетом вышеотмеченных особенностей их эксплуатации, и, во-вторых, использованием современных методов информационного мониторинга режимов перекачки углеводородных смесей в трубопроводах.
2. Характеристика пород - коллекторов углеводородов. Гравелит, мрамор, базальт
Охарактеризуйте происхождение, минеральный состав, структуру горных пород. Отметьте их основные свойства как пластов - коллекторов углеводородов: пористость, трещиноватость, проницаемость и пр.
2.1 Общие сведения о породах - коллекторах
Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы. В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа - это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.
Нефтяные и газовые месторождения на земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах.
Скопления нефти и газа установлены в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях. Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории бывшего СССР приходится на отложения каменноугольного (29 %), девонского (19 %) и неогенового (18 %) возраста.
По разным оценкам запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках - от 60 до 80 %; в известняках и доломитах - от 20 до 40 %; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах - около 1 %. В странах Ближнего и Среднего Востока разрабатываются главным образом карбонатные коллекторы мезозойского возраста. На территории бывшего Советского Союза более 70 % нефтяных и газовых залежей приурочены к терригенным породам-коллекторам.
2.2 Основные признаки пород-коллекторов
К основным признакам, характеризующим качество коллектора, относятся пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами (водо-, нефте- и газонасыщенность), смачиваемость, пьезопроводность, упругие силы пласта. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы.
Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости:
Кп = Vпор/Vпороды • 100 %.
Открытая пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.
Эффективная пористость - совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По А. А. Ханину (1969), эффективная пористость - объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.
Наиболее высокие значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной пористости.
Полная пористость может быть открытой в песках и слабо уплотненных песчаниках. С увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости колеблется от долей процента до десятков процентов.
По генезису поры могут быть первичными и вторичными. Первичные поры между обломочными зернами называются межзерновыми, внутри органических остатков - внутриформенными. Вторичные поры - трещины и каверны.
Размеры порового пространства - от долей микрометров до десятков метров. В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор обычно меньше 1 мм. По размеру выделяются поры сверхкапиллярные > 0,1 мм; капиллярные 0,0002-0,1 мм; субкапиллярные < 0,0002 мм; ультракапиллярные < 0,1 мкм.
Размеры и конфигурация внутриформенной пористости определяется морфологическими особенностями фоссилизированных органических остатков.
Каверны - поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Каверны по размеру бывают от долей миллиметров до нескольких километров и разделяются на мелкие - 0,1-10 мм; крупные (микрополости) - 10-100 мм и пещеристые полости - > 100 мм.
Склонность породы к растрескиванию характеризуется ее пластичностью. Пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. Коэффициент пластичности (Кпл) - отношение всей работы, затраченной на разрушение образца, к работе, затраченной на пластическую деформацию. Коэффициент пластичности меняется от 1 до бесконечности. По степени пластичности выделяются три группы пород (табл. 2.1).
Таблица 2.1 Группы пород по степени пластичности
|
Группа |
Кпл |
Пример |
|
|
Хрупкие |
1 |
Кремни |
|
|
Пластично-хрупкие |
1 - 6 |
Большинство осадочных пород |
|
|
Высокопластичные |
> 6 |
Глины, аргиллиты |
Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в определенной плоскости. Если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.
Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2-3 %, иногда до 6 %.
При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин. Густота трещин - количество трещин на 1 м длины в направлении, перпендикулярном простиранию трещин. Плотность трещин - густота трещин на 1 м2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте. Раскрытость трещин - расстояние между стенками трещин.
Трещинные поры разделяются по степени раскрытости. По К. И. Багринцевой (1977), трещины подразделяются на очень узкие (0,001-0,01 мм), узкие (0,01-0,05 мм), широкие (0,05-0,1 мм), очень широкие (0,1-0,5 мм) и макротрещины (> 0,5 мм). Е. М. Смехов (1974) предлагал различать микротрещины (< 0,1 мм) и макротрещины (> 0,1 мм).
Особую значимость приобретает характеристика трещин в коллекторах сложного типа, которым свойственно наличие нескольких видов пористости.
Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (Кпр):
Кпр = Q m L / Д p F ,
где Q - объем расхода жидкости в единицу времени; Д р - перепад давления; L - длина пористой среды; F - площадь поперечного сечения элемента пласта; m - вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим: Q = м3/ с; D р = Н/ м2; L = м; F = м2; m = Н•с/ м2; Кпр = м2. Единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости 1м3/с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1м, площадью поперечного сечения 1 м2 при вязкости жидкости н•с/м2 при перепаде давления 1н/м2.
Практической единицей измерения проницаемости является дарси. 1 дарси - проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз (спз), полностью насыщающая пустоты среды, со скоростью 1 см3/с при градиенте давления 1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см2. 1 дарси = 0,981 • 10-12 м2.
Различают несколько видов проницаемости. Абсолютная проницаемость - это проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой породе при пропускании через последнюю сухого инертного газа (азота, гелия).
В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами (различными газами, жидкими углеводородами, водой и т.д.). Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.
Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами.
Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.
Все породы в той или иной мере проницаемы. Все породы по своим свойствам являются анизотропными, следовательно, и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В обломочных породах Кпр по наслоению выше, чем в направлении, перпендикулярном наслоению. В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а перпендикулярно простиранию трещин может практически отсутствовать.
Наиболее распространенное значение Кпр для промышленно продуктивных пластов от 1·10-15 до 1·10-12 м2. Проницаемость более 1·10-12 м2 является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных пород.
2.3 Петрографическое изучение пород
Петрографический метод изучения коллекторов является наиболее доступным, следовательно, и массовым при изучении литологических, в том числе и коллекторских свойств пород. Помимо стандартного описания породы метод позволяет оценивать структуру и генезис порового пространства, а также трещиноватость пород. Количественную оценку параметров пористости и трещиноватости породы-коллектора рекомендуется проводить по «методу больших шлифов». Исследования проводятся на поляризационных микроскопах, более достоверные количественные показатели пористости и трещиноватости достигаются при описании шлифов нестандартных размеров (площадью 1000 мм2 и более).
При петрографическом изучении шлифов определяются следующие характеристики:
1. Вещественный состав и структура породы.
2. Микротекстура породы.
3. Совокупность вторичных процессов и их очередность.
4. Количественная оценка степени преобразованности породы вторичными процессами, каждым в отдельности и в совокупности (перекристаллизация, доломитизация, кальцитизация, сульфатизация, окремнение); количественный подсчет вторичных процессов производится с применением окуляр-микрометра. Интенсивность проявления процесса оценивается площадью шлифа, захваченной этим процессом, и выражается в процентах от общей площади шлифа.
5. Мера влияния вторичных процессов на коллекторские свойства породы. При подсчете пористости, связанной с определенным процессом, в числителе указывается суммарная площадь пор данного генезиса, в знаменателе - суммарная площадь шлифа, захваченного этим процессом.
6. Поровое пространство породы; осуществляется дифференцированный и суммарный подсчет пористости.
Для получения параметров пористости замеряется количественное соотношение в шлифе породы зерен, цемента и пустотного пространства. Полная пористость определяется по отношению площади пор к площади шлифа(%). Коэффициент заполнения цементом рассчитывается по следующей формуле:
Кз = Sц / (Sц + Sп),
где Кз - коэффициент заполнения, Sц - площадь цемента, Sп - площадь пор.
7. Характеристика трещин и их параметры. Для получения параметров трещиноватости замеряются площадь шлифа, длина следов трещин, раскрытость трещин.
Площадь шлифа (S) определяется измерительной линейкой или палеткой, длина (l) и ширина трещин (b) - с помощью линейного окуляр-микрометра. За расчетную величину раскрытости трещины принимается наиболее часто встречаемое значение при измерениях в различных ее частях. По данным замеров в шлифах ширины трещин (мкм), их суммарной длины (мм) и площади шлифа (мм2) производится подсчет параметров трещиноватости.
1. Трещинная проницаемость (Кт), 1 • 10-3 мкм2:
Кт = А b3 l / S.
В зависимости от геометрии систем трещин в формулу проницаемости вводится соответствующий коэффициент (А):
1) при одной системе горизонтальных (по отношению к слоистости) трещин 3,42 • 106;
2) при двух взаимно перпендикулярных системах вертикальных трещин 1,71 • 106;
3) при трех взаимно перпендикулярных системах 2,28 • 106;
4) в случае хаотического расположения трещин 1,71 • 106.
2. Трещинная пористость (mт), %:
mт = b l / S.
3. Объемная плотность трещин (Т), 1/м:
Т = 1,57 l / S.
Рассчитанные величины трещинной пористости, трещинной проницаемости и объемной плотности трещин характеризуют трещиноватость пород данного разреза, участка разреза или определенной литологической разности пород. Кроме того, в описании следует указывать открытость или залеченность (заполненность) пустотного пространства битумом или минеральным веществом. С учетом петрофизических параметров дается определение типа коллектора.
2.4 Гравелиты
Гравелиты выделяют как разновидность конгломератов (название от латинского «конгломеро», скопившийся, собранный) с преобладанием окатанных обломков размером от 2 до 10 мм (гравий). Относятся к группе - скальные; тип по вещественному составу - силикатные. Цвет различный, зависит от цвета обломков и цемента. Структура крупнообломочная (псефитовая), из окатанных обломков размером от 2 до 200мм и более. Текстура однородная. Минеральный состав разнообразный, определяется вещественным составом обломков (минералов, горных пород); визуально в образцах трудноопределим.
Отличительные признаки: окатанные обломки в образце - отличие от брекчий; в образце больше обломков, чем скрепляющего их цемента - отличие от туфов; реагирует с соляной кислотой, в образце видны обломки и скрепляющий их цемент (возможно карбонатного состава) - отличие от известняков и мергелей.
Происхождение: образуется при цементации валунных, галечниковых и гравийных отложений.
2.5 Мрамор
Мрамор Тип горной породы - метаморфическая горная порода. Цвет белый, серый, желтоватый, зеленый, красный, черный. Текстура полосчатая массивная пятнистая, структура гранобластовая, гетеробластовая, мелкозернистая, среднезернистая, крупнозернистая. Происхождение названиялатинское marmor, название от греческого marmaroc - светящийся камень.
Мрамор - метаморфическая кристаллическая карбонатная горная порода. Образуется в результате метаморфизма карбонатных и карбонатно-силикатных осадочных горных пород (известняков, доломитов, мергелей и др). По количеству содержащихся карбонатов (кальцита и доломита) выделяются мрамор (>90% карбонатов) и силикатный мрамор (50-90% карбонатов). Чистый мрамор как правило имеет светлую однородную окраску - белую, сероватую, желтоватую. Примеси силикатов (волластонит, диопсид, форстерит, флогопит, скаполит, монтичеллит, клиногумит, гранаты андрадит-гроссулярового ряда, хлорит, серпентин), оксидов (гематит, лимонит, окислы марганца, периклаз, брусит), а также органических соединений придают мраморам зеленые, красные, черные и другие, более редкие окраски. Битум и графит придают голубоватые, серые тона. Оксид железа окрашивает породу в красные оттенки или в розовый, коричневатый. Хлорит и эпидот (железосодержащие силикаты) окрашивают материал в зелёный цвет. Сульфид железа придает сине-чёрный оттенок. Гидроксиды железа (лимонит) придают материалу желтые, бурые тона. Мрамор часто имеет рисунок (пестрый, пятнистый, муаровый, свилеватый и многие другие), обусловленный неравномерным распределением минеральных примесей, неравномерной перекристаллизацией или окаменевшими остатками растений и организмов. Вторичные изменения: При регрессивном метаморфизме кальцит-форстеритовые разновидности этой горной породы переходят в диопсид-доломитовые мраморы. Возраст: От позднего архея (Забайкалье) до мезозоя (Греция, Италия). Большая часть запасов мрамора относится к протерозою. Мраморы появляются путем метаморфизма при средних температурах и давлениях из преимущественно карбонатных осадочных пород. При этих условиях очень мелкие зерна карбоната кальция и магния осадочных пород испытывают бластез - укрупнение кристаллов. Другие вещества осадочных пород формируют второстепеннные минералы мрамора.
2.6 Базальт
Базальт - порода вулканического происхождения, образованная в виде базальтовых лав. Химическая минералогия рассматривает базальтовые породы, как эффузивные, идентичные габбро природные камни. Цветовая гамма базальт не очень широка, зато имеет отличительный черный цвет. Структура базальта рассматривается как тонкозернистая, в некоторых случаях стекловатая. Верхняя часть базальтовых лав может иметь некоторые вздутости, которые образовались в процессе испарения водных и газовых элементов из расплавленной магмы. В данных вздутиях может накапливаться некоторые минералы, среди которых кальцит, пренит, самородная медь и другие. В результате подобных образований могут формироваться миндалекаменные базальты. Отдельные элементы базальтовых пород настолько маленькие, что рассмотреть их можно только посредством микроскопа. Иногда встречаются базальты порфированой структуры, что предоставляет возможность рассмотреть в них явно видимые кристаллические элементы. К видимым кристаллам относятся порфированые вкрапленники, которые формируются из плагиоклаза или авгитома. Залежи базальтовых имеют вид лавовых потоков, которые сформировались во время вулканического извержения.
Разновидности могут быть выделены по особенностям минерального состава (апатитовый, графитовый, диаллаговый, магнетитовый и др.), составу минералов (анортитовый, лабрадоровый и др.), особенностям структуры и (или) текстуры, химического состава (железистые, ферробазальты, известковистые, щелочно-известковистые и др.)
Обычно это тёмно-серые, чёрные или зеленовато-чёрные породы, обладающие стекловатой, скрытокристаллической афировой или порфировой структурой. В порфировых разностях на фоне общей скрытокристаллической массы хорошо заметны мелкие вкрапленники зеленовато-жёлтых изометричных кристаллов оливина, светлого плагиоклаза или чёрных призм пироксенов. Размер вкрапленников может достигать несколько сантиметров в длину и составлять до 20-25 % от массы породы. Текстура в базальтах может быть плотной массивной, пористой, миндалекаменной. Миндалины обычно заполняются кварцем, халцедоном, кальцитом, хлоритом и прочими вторичными минералами -- таким базальтом называются мандельштейнами. Основная масса часто не раскристализованна. Часты афировые (без порфировых вкраплеников) разности. Для базальтовых потоков характерна столбчатая отдельность. Она возникает вследствие неравномерного остывания породы. Морские базальты часто имеют подушечную отдельность. Она образуется в результате быстрого охлаждения поверхности лавового потока водой. Поступающая магма приподнимает сформировавшийся панцирь, вытекает из-под него и образует следующую подушку.
Заключение
В нефтегазовом пласте существует гетерогенная система: газ, нефть, вода.
Разработка нефтяных и газовых месторождений - интенсивно развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов, управлением разработкой месторождений, использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов.
Знание физических закономерностей изменения свойств углеводородов дает возможность оценить количество полученных газов и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при извлечении их на поверхность.
Задача 1
Газ (воздух) течет по трубопроводу длиной l=100 км и диаметром d=200мм, при температуре t=15 oC. Движение установившееся и изотермическое. Давление в начале трубопровода равно р1 (неизвестная величина), в конце трубопровода р2=3,2 МПа, массовый расход газа равен Qm =5,2 кг/с.
Определить неизвестную величину р1, а также объемный расход газа, приведенный к атмосферному давлению.
Дано:
|
l = 100 км = 105 м |
||
|
d = 200мм = 0,2 м |
||
|
t = 15 oC = 288 К |
||
|
р2 = 3,2 Мпа = 3,2•106 Па |
||
|
Qm = 5,2 кг/с |
||
|
Qат = ? |
||
|
р1 = ? |
Решение:
При движении газа в трубопроводе постоянного диаметра одновременно изменяются давление, плотность и скорость движения. Так, давление уменьшается из-за необходимости совершать работу по преодолению силы трения, плотность также уменьшается (при изотермическом течении она пропорциональна давлению). Средняя скорость движения газа увеличивается по ходу его движения, так как массовый расход остается постоянным, а плотность падает. Таким образом, использовать в явном виде уравнение Бернулли для расчета нельзя.
Применим уравнение к выделенному элементу газопровода длиной dl, на котором можно считать постоянными скорость и плотность газа:
р/сg = (p+dp)/сg + dhdl
-dp = сg dhdl = сл
Потери на трение определяются по тем же формулам, что и для несжимаемой жидкости. Коэффициент трения л=f(Re, Дэ/d). Докажем, что при изотермическом течении, когда постоянна вязкость, по длине трубы число Re не изменяется.
Re = = ,
Следовательно, коэффициент трения также постоянен по длине трубопровода. Выразим в уравнении скорость и плотность через параметры в начальном сечении и массовый расход.
с??2 =с?Qm2 / сs s2 = Qm2 / s2 = Qm2 ?p1/ с1?p?s 2 .
Здесь учтено, что по уравнению состояния p/ с = p1/ с1 =RT=const.
-dp = сл =
Разделяем переменные, учитываем, что s = р?d2 /4, интегрируем и получаем следующие расчетные формулы:
Определение давления при известном расходе
p12 - p22 = л
Qm=G - массовый расход газа, кг/с;
d - внутренний диаметр газопровода, м;
P1,P2 - давление в начале и конце газопровода, соответственно, Па;
л - коэффициент гидравлического сопротивления;
Rг- газовая постоянная, Дж/(кг•К) (например, для воздуха 287 Дж/(кг•К);
R - универсальная газовая постоянная, равная 8314 Дж/(кмоль•К);
T - абсолютная температура газа, К;
L - длина газопровода, м;
u - скорость движения газа, м/с;
rг - плотность газа, кг/м3.
Z -высота трубопровода над поверхностью земли, м, при прокладке трубопровода по поверхности земли, z в расчетах не учитывается.
Плотность газа в начале трубопровода:
с = (уравнение Клайперона - уравнение состояния газа)
R-газовая постоянная, равная для воздуха 287 Дж/кгоК
p12 = p22 + л = p22 + л
Определяем число Re и режим движения газа.
Коэффициент динамической вязкости определяем с помощью Приложения 3 (плотность и кинематическая вязкость сухого воздуха).
При p = 98 кПа и t = 15 оС - кинематическая вязкость м2/с, плотность =1,21кг/м3
1,89?106
Уточняем значение коэффициента трения. При турбулентном режиме (т.к. Re> Reкр. Для круглого сечения Reкр = 2300):
p1 = ==
==4,46?106 Па
Определим объемный расход воздуха Q
Q = = м3/с
Определим объемный расход воздуха, приведенный к атмосферному давлению Qат .
pат = 760 мм рт. ст.= 101325 Па
При изотермическом движении уравнение состояния идеального газа можно записать так
кг/м3
Qат = = м3/с
Ответ: p1=4,46?106 Па; Qат=4,24 м3/с
Задача 2
Определить коэффициент фильтрации и проницаемость, если известно, что площадь поперечного сечения горизонтально расположенного образца песчаника F=30 см2, длина образца L=15 см, разность давлений на входе жидкости в образец и на выходе Дp=0,2 aт, удельный вес жидкости г=1000 кг/м3, динамический коэффициент вязкости µ=4 спз и расход Q равен 5 л/час.
Дано:
|
F = 30 см2 = 0,003 м2 |
||
|
L = 15 см = 0,15 м |
||
|
Дp = 0,2 aт = 0,2•105 Па |
||
|
г = 1000 кг/м3 = 103 кг/м2•с2 |
||
|
µ = 4 спз = 4•10-3 Па•с |
||
|
Q = 5 л/час = 1,3889•10-6 м3/с |
||
|
С = ? |
||
|
К = ? |
Решение:
По закону Дарси
Q = C ,
где С - коэффициент фильтрации, Н1 и Н2 - потери напора, F - площадь поперечного сечения образца, L - длина образца, Q - расход жидкости. Напор для несжимаемой жидкости имеет вид: H = z ,
где z - высота положения; р/г - пьезометрическая высота; г - объёмный вес. Выразим чему равен коэффициент фильтрации: С = , подставим числовые значения
С = .
Представив коэффициент фильтрации как соотношение С = ,
где к - проницаемость породы, г - удельный вес, µ - динамическая вязкость жидкости, выразим проницаемость
к = = = 13,889•.
Ответ: С = 347,225•10-8 м/с; К = 13,89 д.
Задача 3.
По приведенным ниже результатам ситового анализа несвязанных пород построить интегральную кривую зернового состава, определить степень неоднородности и дать наименование пород.
Решение:
Для определения названия породы по зерновому (гранулометрическому) составу последовательно определим суммарное содержание частиц (%)
|
d мм |
Зерн. сост. частиц по массе % |
? % |
logd |
|
|
2 |
9 |
9 |
0,3 |
|
|
5 |
30 |
39 |
0,7 |
|
|
10 |
40 |
79 |
1 |
|
|
20 ... |
Подобные документы
Широкое применение при разработке рудных месторождений систем с обрушением руды и вмещающих пород. Система подэтажного обрушения с отбойкой руды глубокими скважинами. Открытая разработка рудных месторождений. Основные виды карьерного транспорта.
реферат [2,2 M], добавлен 28.02.2010Фазовые превращения в сплавах при нагреве и охлаждении. Процесс и этапы образования аустенита при нагреве. Структура стали после термической обработки. Диаграмма изотермического превращения переохлажденного аустенита. Мартенситное превращение в стали.
презентация [574,6 K], добавлен 29.09.2013Факторы, оказывающие влияние на разрушение горных пород. Определение мощности, затрачиваемой на разрушение горных пород инструментом режуще-скалывающего действия. Построение графиков изменения свойств пород в зависимости от скорости нагружения индентора.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 14.12.2010Получение прочих строительных материалов из пород Экибастузского угольного месторождения. Технология производства керамики и значение керамического кирпича из вскрышных пород для реализации программы жилищного строительства Республики Казахстан.
статья [18,8 K], добавлен 24.03.2015Горно-геологическая характеристика пласта и вмещающих пород. Выбор и обоснование способа подготовки и системы разработки. Выбор технологической схемы и средств механизации. Рассмотрение технологических процессов и организации работ в очистном забое.
курсовая работа [70,9 K], добавлен 17.10.2021Характеристика сменной и годовой эксплуатационной производительности одноковшового экскаватора. Расчет производительности парка машин для подготовки горных пород к выемке. Исследование продолжительности погрузки, буровзрывной подготовки пород к выемке.
контрольная работа [50,8 K], добавлен 23.03.2012Понятие неоднородных жидкых систем и их классификация: суспензии, пены и эмульсии. Общие правила приготовления суспензий и их агрегативная устойчивость. Кинетическая (седиментационная) и агрегативная (конденсационная) устойчивость гетерогенных систем.
реферат [275,7 K], добавлен 25.09.2014Характеристика процесса замедленного коксования; его назначение. Химизм газофазного термолиза различных классов углеводородов. Термические превращения высокомолекулярных компонентов нефти в жидкой фазе. Устройство и принцип работы шатровых печей.
курсовая работа [902,2 K], добавлен 14.04.2014Электроимпульсное бурение, измерения в процессе бурения. Сравнение предложенного электроимпульсного породоразрушающего устройства и его прототипа. Разрушение горных пород и искусственных блоков с помощью электроизоляционных промывочных жидкостей и воды.
реферат [280,3 K], добавлен 06.06.2014Кристаллизация и твердофазные превращения в белых чугунах, их характеристика, структура и свойства, эвтектические превращения, содержание цементита. Виды диаграмм состояния железо-углеродистых сплавов. Понятия чистое техническое железо, сталь и чугун.
контрольная работа [1,2 M], добавлен 17.08.2009Структура доэвтектоидных и заэвтектоидных сталей при различных температурах. Фазовые превращения стали. Особенности возникновения структуры доэвтектоидной стали. Основные факторы, от которых зависит микроструктура стали. Полный и неполный отжиг.
реферат [2,1 M], добавлен 29.01.2014Системы теплообмена установок первичной переработки нефти. Методы решения задачи синтеза тепловых систем. Разработка компьютерной модели технологического процесса теплообмена. Описание схемы и общая характеристика установки ЭЛОУ-АТ-6 Киришского НПЗ28.
дипломная работа [1,9 M], добавлен 10.07.2015Фазовые переходы "смачивания" границ зерен жидкой или твёрдой фазой. Технология производства спеченных магнитов из сплавов системы Nd-Fe-B методами порошковой металлургии, влияние различных режимов термообработок на магнитные свойства их образцов.
дипломная работа [4,2 M], добавлен 06.06.2012Элементный состав нефти - сложной многокомпонентной взаиморастворимой смеси газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения. Групповой углеводородный состав нефтей. Твердые парафиновые углеводороды (жидкие и твердые).
презентация [290,9 K], добавлен 21.01.2015Расчет проекта улавливания бензольных углеводородов из газа производительностью 80000 м3 по газу с учетом анализа различных способов. Характеристика и расчет оборудования при увеличении нагрузки на коксовый газ и пути повышения эффективности улавливания.
дипломная работа [2,1 M], добавлен 01.12.2010Характеристика системы прямого цифрового управления, ее составные части, основные специфические функции. Особенности двух различных подходов к разработке систем механической обработки с адаптивным управлением. Ряд потенциальных преимуществ станка с АУ.
контрольная работа [124,3 K], добавлен 05.06.2010Анализ комплексной автоматизации управления вспомогательными механизмами энергетических установок и судовых систем. Общее расположение и архитектура судна. Техническое описание системы кондиционирования воздуха. Реализация диспетчерского уровня системы.
дипломная работа [5,5 M], добавлен 25.08.2010Общая характеристика и изучение переходных процессов систем автоматического управления. Исследование показателей устойчивости линейных систем САУ. Определение частотных характеристик систем САУ и построение электрических моделей динамических звеньев.
курс лекций [591,9 K], добавлен 12.06.2012Текстура и структура как признаки строения осадочных горных пород. Понятие, элементы, виды и назначение буровых скважин, а также их классификация на различных этапах поиска, разведки и разработки нефтяного, газового или газоконденсатного месторождений.
реферат [534,0 K], добавлен 29.06.2010Строительство скважины и конструкции в горно-геологических условиях. Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска. Расчет гидравлической программы, потерь давления в циркуляционной системе. Бурение многолетних мерзлых пород.
курсовая работа [642,2 K], добавлен 17.12.2014
