Температуропроводность

На практике часто используется такой коэффициент, как температуропроводность, который характеризует скорость изменения температуры при нестационарном процессе теплопередачи.

а=l/(с×r),когда l=соnst.

На самом деле «а» не является постоянной, т.к. l является функцией координат и температуры, а с – коэффициента пористости, массы и т.д.

При разработке мы можем использовать процессы, в которых возможно возникновение внутреннего источника тепла (например, закачка кислоты), в таком случае уравнение будет выглядеть так:

dТ/dt=а×ѲТ+Q/(с×r),

где Q – теплота внутреннего источника тепла, r - плотность породы.

Теплопередача.

Следующим важным параметром является теплопередача.

DQ=k_т×DТ×DS×Dt,

где k_т – коэффициент теплопередачи.

Его физический смысл: количество тепла, ушедшего в соседние пласты, через единицу поверхности, в единицу времени при изменении температуры на один градус.

Обычно теплопередача связана с вытеснением в выше и ниже лежащие пласты.

34. Влияние температуры на изменение физических свойств нефтегазового пласта.

Тепло, которое поглощается породой, расходуется не только на кинетические тепловые процессы, но и на совершение механической работы, она связана с тепловым расширением пласта. Это тепловое расширение связано с зависимостью сил связи атомов в решётке отдельных фаз от температуры, в частности появляющаяся в направленности связей. Если атомы легче смещаются при удалении друг от друга, чем при сближении, происходит смещение центров колющихся атомов, т.е. деформация.

Связь между ростом температуры и линейной деформацией может быть записана:

dL=a×L×dТ,

где L – первоначальная длина [м], a - коэффициент линейного теплового расширения [1/град].

dL/L=a×dТ

Аналогично для объёмного расширения:

dV/V=g_т×dТ,

где g_т – коэффициент объёмной тепловой деформации.

Поскольку коэффициенты объёмного расширения сильно различаются для разных зёрен, то в процессе воздействия произойдут неравномерные деформации, что приведёт к разрушению пласта.

В точках соприкосновения происходит сильная концентрация напряжений, следствием чего является вынос песка и соответственно разрушение породы.

g₁

g₃ g₂

g₄

Явление вытеснения нефти и газа также связано с объёмным расширением. Это так называемый процесс Джоуля-Томпсона. При эксплуатации происходит резкое изменение объёма, возникает эффект дросселирования (теплового расширения с изменением температуры). Термодинамическая дебитометрия основана на изучении этого эффекта.

Введём ещё один параметр – адиабатический коэффициент: h_s=dТ/dр.

Дифференциальный адиабатический коэффициент определяет изменение температуры в зависимости от изменения давления.

Величина h_S>0 при адиабатическом сжатии. При этом вещество нагревается. Исключением является вода, т.к. в интервале от 0¼4° она остывает.

Величину h_S можно рассчитать следующим образом:

h_S=V/(С_р×g)×a×Т,

где V – объём, Т – температура, a - коэффициент линейного расширения, g – ускорение свободного падения.

Коэффициент Джоуля-Томпсона определяет изменение температуры при дросселировании.

e=dТ/dр=V/(С_р×g)×(1 - a×Т)=V/(С_р×g) - h_S,

где V/(Ср×g) определяет нагрев за счёт работы сил трения

h_S – охлаждение вещества за счёт адиабатического расширения.

Для жидкости V/Ср×g>>hS Þ Жидкости нагреваются.

Для газов e<0 Þ Газы охлаждаются.

На практике используют шумометрию скважин – метод, основанный на явлении, когда газ при изменении температуры выделяет колебательную энергию, вызывая шум.

35. Изменение свойств нефтегазового пласта в процессе разработки залежи.

1. В естественном состоянии пласты находятся на большой глубине, а, судя по геотермическим ступеням, температура в этих условиях близка к 150°, поэтому можно утверждать, что породы изменяют свои свойства, ведь при проникновении в пласт мы нарушаем тепловое равновесие.

2. Когда мы закачиваем в пласт воду, эта вода имеет температуру поверхности. Попадая в пласт, вода начинает охлаждать пласт, что неминуемо приведёт к различным неблагоприятным явлениям, например парафинизации нефти. Т.е. если в нефти есть парафинистая составляющая, то в результате охлаждения выпадет парафин и закупорит пласт. К примеру, на месторождении Узень температура насыщения нефти парафином Тн=35°(40°), и при его разработки были нарушены эти условия, в результате температура пласта снизилась, парафин выпал, произошла закупорка и разработчикам пришлось длительное время закачивать горячую воду и прогревать пласт, пока весь парафин не растворился в нефти.

3. Высоковязкие нефти.

Для их разжижения используют теплоноситель: горячую воду, перегретый пар, а также внутренние источники тепла. Так в качестве источника используют фронт горения: поджигают нефть и подают окислитель.

В Швейцарии, Франции, Австрии, Италии реализуют и такие проекты:

Метод снижения вязкости нефтей посредством радиоактивных отходов. Они хранятся 10⁶ лет, но при этом греют высоковязкую нефть, позволяя легче её добывать.

36. Физическое состояние углеводородных систем в нефтегазовых пластах и характеристики этих состояний.

Возьмём простое вещество и рассмотрим диаграмму состояния:

Р

С

Ж

Г

Т

Точка С является критической точкой, в которой различие между свойствами исчезает.

Давление (Р) и температура (Т), которые характеризуют пласт, могут измеряться в очень широком диапазоне: от десятых МПа до десятков МПа и от 20-40° до более, чем 150°С. В зависимости от этого наши залежи, в которых находятся углеводороды, могут быть разделены на газовые, нефтяные и т. д.

Т.к. на различных глубинах давления меняются от нормальных геостатических до аномально высоких, то углеводородные соединения могут находиться в газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей в залежи.

При высоких давлениях плотность газов приближается к плотности лёгких углеводородных жидкостей. В этих условиях тяжёлые нефтяные фракции могут растворяться в сжатом газе. В результате нефть будет частично растворена в газе. Если количество газа незначительно, то с ростом давления газ растворяется в нефти. Поэтому в зависимости от количества газа и его состояния выделяются залежи:

1. чисто газовые;

2. газоконденсатные;

3. газонефтяные;

4. нефтяные с содержанием растворённого газа.

Граница между газонефтяными и нефтегазовыми залежами условна. Она сложилась исторически, в связи с существованием двух министерств: нефтяной и газовой промышленности.

В США залежи углеводородов делятся по значению газоконденсатного фактора, плотности и цвету жидких углеводородов на:

1) газовые;

2) газоконденсатные;

3) газонефтяные.

Газоконденсатный фактор – это количество газа в кубических метрах, приходящееся на кубометр жидкой продукции.

По американскому стандарту к газоконденсатам относятся залежи, из которых добываются слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости с плотностью равной 740-780 кг/м³ и с газоконденсатным фактором 900-1100 м³/м³.

В газовых залежах может содержаться адсорбированная связанная нефть, состоящая из тяжёлых углеводородных фракций, составляющая до 30% порового объёма.

Кроме того при определённых давлениях и температурах возможно существование газогидратных залежей, где газ находится в твёрдом состоянии. Наличие таких залежей – большой резерв наращивания добычи газа.

В процессе разработки происходит изменение первоначальных давлений и температур и происходят техногенные преобразования углеводородов в залежи.

Как то из нефти при непрерывной системе разработки может выделится газ, в результате чего у нас произойдёт снижение фазовой проницаемости, увеличение вязкости, в призабойной зоне происходит резкое снижение давления, за которым последует выпадение конденсата, что приведёт к образованию конденсатных пробок.

Кроме того, при транспортировке газа могут происходить фазовые преобразования газа.

38. Фазовые диаграммы однокомпонентных и многокомпонентных систем.

Правило фаз Гипса (показывает вариантность системы – число степеней свободы)

r=N+2-m

N - число компонентов системы

m – число ее фаз.

Пример: H₂O (1 комп.) N=1 m=2 Þ r=1

При заланном Р одна только Т

Однокомпонентная систеиа.

Сжимаем от А к В – первая капля жидкости (точка росы или точка конденсации Р=Р_нас)

В точке Д остаётся последний пузырек пара, точка парообразования или кипения

У каждой изотермы свои точки кипения и парообразования.

Двухкомпонентная система

Изменяется Р и Т, т. е. давление начала конденсации всегда меньше давления парообразования.