Кондуктивный перенос тепла;

Осуществляется вследствие соударения молекул, электронов и агрегатов элементарных частиц друг с другом. (Теплота переходит от более нагретого тела к менее нагретому). Или в металах: постепенная передача колебаний кристаллической решётки от одной частицы к другой (упругие колебания частиц решётки – фононная теплопроводность).

Конвективный перенос;

Этот перенос связан с движением частиц флюидов и обусловлен перемещением микроскопических элементов веществ, его осуществляет свободное или вынужденное движение теплоносителя.

Под воздействием градиента температуры в земной коре возникают конвективные потоки не только тепла, но и вещества. Возникает термогидродинамический градиент давления.

t

 

 

 

Н

Можно наблюдать и такое явление, что при возникновении гидродинамического градиента давления нефть удерживается в пласте без покрышки.

3. Теплообмен, связанный с излучением.

Радиоактивная единица в результате распада выделяет тепло, и это тепло выделяется вследствии излучения.

 

33. Тепловые свойства нефтегазового пласта, характеристика и область использования.

 

Тепловыми свойствами являются:

1) Коэффициент теплоёмкости с

2) Коэффициент теплопроводности l

3) Коэффициент температуроппроводности а

1. Теплоёмкость:

с – количество теплоты, необходимое для повышения температуры вещества на один градус при заданных условиях (V, Р=соnst).

с=dQ/dТ

Средняя теплоёмкость вещества: с=DQ/DТ.

Т.к. образцы породы могут иметь разную массу, объём, то для более дифференцированной оценки вводятся специальные виды теплоёмкости: массовая, объёмная и молярная.

· Удельная массовая теплоёмкость [Дж/(кг×град)]:

С_m=dQ/dТ=С/m

Это количество теплоты, необходимое для изменения на один градус единицы массы образца.

· Удельная объёмная теплоёмкость [Дж/(м³×К)]:

С_v=dQ/(V×dТ)=r×С_m,

где r - плотность

Количество теплоты, которое необходимо сообщить единице для повышения её на один градус, в случае Р, V=соnst.

· Удельная молярная теплоёмкость [Дж/(моль×К)]:

С_n=dQ/(n×dТ)=М×С_m,

где М – относительная молекулярная масса [кг/кмоль]

Количество теплоты, которое надо сообщить молю вещества для изменения его температуры на один градус.

Теплоёмкость является аддитивным свойством пласта:

С_i=_j=1^NSС_j×К_i, где SК_i=1, К – количество фаз.

Теплоёмкость зависит от пористости пласта: чем больше пористость, тем меньше теплоёмкость.

(с×r)=с_ск×r_ск×(1-k_п)+с_з×r_з×k_п,

где с_з – коэффициент заполнения пор;

k_п – коэффициент пористости.

Теплопроводность.

l [Вт/(м×К)] характеризует свойство породы передавать кинетическую (или тепловую) энергию от одного элемента к другому.

Коэффициент теплопроводности – количество тепла, проходящее за единицу времени через кубический объём вещества с гранью единичного размера, при этом на других гранях поддерживается разница температур в один градус (DТ=1°).

 

Коэффициент теплопроводности зависит от:

ü минерального состава скелета. Разброс значений коэффициентов может достигать десяти тысяч раз.

Например, самый большой l у алмаза – 200 Вт/(м×К), т.к. у его кристалла практически отсутствуют структурные дефекты. Для сравнения, l воздуха составляет 0,023 Вт/(м×К), воды – 0,58 Вт/(м×К).

ü степени наполненности скелета.

ü Теплопроводности флюидов.

Существует такой параметр, как контактный коэффициент теплопроводности.

 

 

Наибольшим из контактных коэффициентов обладает кварц – 7-12 Вт/(м×К). Далее идут гидрохимические осадки, каменная соль, сильвин, ангидрит.

Пониженный контактный коэффициент имеют уголь и асбест.

Аддитивность для коэффициента теплопроводности не соблюдается, зависимость не подчиняется правилу аддитивности.

Например, теплопроводность минералов может быть записана следующим образом:

1gl=Sv_i×1gl_i,

где 1gl_i – логарифм l i-ой фазы с объёмным содержанием v_i.

Важным свойством является величина обратная теплопроводности, именуемая тепловым сопротивлением.

Вследствие теплового сопротивления, мы имеем сложное распределение тепловых полей. Это приводит к тепловой конвекции, благодаря которой могут образовываться особые типы залежей – не обычная покрышка, а термодинамическая.

Термодинамическое сопротивление снижается со снижением плотности, проницаемости, влажности, а также (в северных районах) степени льдистости.

Повышается оно при замещении воды нефтью, газом или воздухом в процессе теплового изменения давления, с увеличением слоистой неоднородности, явления анизотропии.

Наибольшим тепловым сопротивлением обладают угли, сухие и газонасыщенные породы.

При переходе от терригенных пород к карбонатным тепловое сопротивление снижается.

Минимальным тепловым сопротивлением обладают гидрохимические осадки, такие как галит, сильвин, мирабелит, ангидрит, т.е. породы, обладающие структурой пластинчатой соли.

Глинистые пласты, среди всех пластов, выделяются максимальным тепловым сопротивлением.

Из всего этого мы можем заключить, что тепловое сопротивление определяет степени тепловой инерции, тепловой проводимости.

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.