- •Физика нефтяного и газового пласта
- •Типы пород–коллекторов
- •Залегание нефти, газа и воды
- •1.3. Гранулометрический состав горных пород
- •1.4.1. Виды пористости
- •1.4.2. Структура порового пространства
- •.5. Проницаемость
- •1.5.2. Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3. Классификация проницаемых пород
- •1.5.4. Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
- •1.5.5. Зависимость проницаемости от пористости
- •1.6. Насыщенность коллекторов
- •1.7. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Удельная поверхность
- •1.10. Карбонатность горных пород
- •1.11. Набухаемость пластовых глин
- •1.12. Механические свойства горных пород
- •1.13. Тепловые свойства горных пород
- •2.1. Состав природных газов
- •2.2. Способы выражения состава
- •2.3. Аддитивный подход расчета физико-химических свойств углеводородных газов
- •2.5. Состояние реальных газов
- •Критические давления, температуры и коэффициенты сверхсжимаемости компонентов нефтяных газов
- •2.7. Растворимость газов в нефти и воде
- •3.2. Физико–химические свойства нефти
- •3.2.1. Плотность нефти
- •3.2.3. Реологические свойства нефтий
- •3.2.5. Давление насыщения нефти газом
- •3.2.6. Сжимаемость нефти
- •3.2.7. Объёмный коэффициент нефти
- •3.2.9. Электрические свойства нефтей
- •3.3. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •4. Фазовые состояния углеводородных систем
- •4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей
- •4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •5.1. Химические свойства пластовых вод
- •5.1.1. Минерализация пластовой воды
- •5.1.2. Тип пластовой воды
- •5.1.3. Жесткость пластовых вод
- •5.1.4. Показатель концентрации водородных ионов
- •Величины ионного произведения воды при различных температурах
- •5.2.1. Плотность
- •5.2.2. Вязкость
- •5.2.3. Сжимаемость
- •5.2.4. Объёмный коэффициент
- •5.2.5. Тепловые свойства
- •5.2.6. Электропроводность
- •5.3. Характеристика переходных зон
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
1.13. Тепловые свойства горных пород
Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности. Эти параметры необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт и решении термодинамических вопросов, связанных с прогнозированием температуры флюидов на устье добывающих скважин, оценкой фильтрационных параметров пласта, термической обработкой продуктивных горизонтов.
Свойство горных пород поглощать тепловую энергию при теплообмене характеризуется удельной теплоёмкостью пород.
Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1:
, (1.51)
где M – масса породы;
dT – прирост температуры от количества теплоты dQ, переданной породе.
Удельная теплоёмкость пород зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относит к определенной температуре или к интервалу температур. Сообщение породе количества теплоты (dQ), вызывает количественное повышение температуры (dT):
dQ = с · М · dT. (1.52)
Теплоёмкость пород зависит от условий его нагревания – при постоянном объёме и при постоянном давлении. При нагревании породы при постоянном объёме всё тепло расходуется на увеличение внутренней энергии тела. При нагревании породы при постоянном давлении часть тепла расходуется на увеличение внутренней энергии тела, а часть идет на расширение породы.
Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Чем больше пористость, влажность, и температура горных пород, тем выше их теплоёмкость, особенно при слабой минерализации пластовой воды.
Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости.
Удельная теплоёмкость в пород нефтесодержащих толщ изменяется в пределах 0,4–2 кДж/ (кгК).
Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в породе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице:
. (1.53)
Коэффициент температуропроводности (α) горных пород характеризует скорость прогрева пород, изменения температуры пород, вследствие поглощения или отдачи тепла, или скорость распространения изотермических границ. При нагреве породы расширяются. Способность пород к расширению характеризуется коэффициентами линейного (L) и объёмного (V) теплового расширения.
Коэффициенты линейного (L) и объёмного (V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:
, (1.54)
где L и V – начальные длина и объём образца.
Взаимосвязи тепловых свойств горных пород выражаются соотношениями:
, , (1.55)
где б – коэффициент температуропроводности, м2/с;
– коэффициент теплопроводности, Вт/(м · К);
с – удельная теплоёмкость, Дж/(м · К);
с – плотность породы, кг/м3.
Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами (табл. 1.3). Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей.
Теплопроводность горных пород, заполненных нефтью и водой, значительно повышается за счет конвективного переноса тепла жидкой средой. По этой причине для усиления прогрева пород пласта и увеличения глубины прогрева забой скважины одновременно подвергают ультразвуковой обработке. Вследствие упругих колебаний среды, ускоряется процесс передачи тепла за счет конвекции.
Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы. Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.
Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах величина температуропроводности более низка, чем в водонасыщенных породах, так как теплопроводность нефти меньше чем воды.
Таблица 1.3
Тепловых свойства некоторых горных пород и пластовых флюидов
Горная порода |
с, кДж/(кгК) |
, Вт/(мК) |
103, м2/с |
L105, 1/К |
Глина |
0,755 |
0,99 |
0,97 |
– |
Глинистые сланцы |
0,772 |
154-218 |
0,97 |
0,9 |
Доломит |
0,93 |
1,1-4,98 |
0,86 |
– |
Известняк кристаллический |
1,1 |
2,18 |
0,5-1,2 |
0,5–0,89 |
Известняк доломитизированный |
1,51 |
– |
– |
– |
Кварц |
0,692 |
2,49 |
1,36 |
1,36 |
Мергель |
0,915-2,18 |
– |
– |
– |
Песок (сухой) |
0,8 |
0,347 |
0,2 |
0,5 |
Песок с влажностью 20-25 % |
– |
3,42 |
– |
– |
Песчаник плотный |
1,27-3,01 |
0,838 |
1,39 |
0,5 |
Пластовые флюиды: Нефть |
2,1 |
0,139 |
0,069–0,086 |
– |
Вода |
4,15 |
0,582 |
0,14 |
– |
Температуропроводность пород не зависит от минерализации пластовых вод. Температуропроводность и теплопроводность, измеренная вдоль напластования породы, большей частью превышает на 10-50 % значения этих тепловых свойств, измеренных в направлении, перпендикулярном напластованию.
Лекция 8. 2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Природные газы – это вещества, которые при нормальных (стандартных) условиях находятся в газообразном состоянии и, в зависимости от условий, могут находиться в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.
Углеводородные газы в пластовых условиях (в залежах) в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.
Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта, в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти. Это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи. Этот газ, по мере снижения давления при добыче, выделятся из нефти. Он называться попутным газом.
В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше, растворённого газа содержится в нефти. Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется пластовым давлением насыщения. Давление насыщения нефти газом в пластовых условиях определяется составом нефти, газа и температурой в пласте.