Метод стационарного потока тепла.

Для определения λ образцов ГП, раскалывающихся по напластованию на тонкие пластины.

l — толщина плоского слоя;

S — площадь поверхности;

Q — количество тепла, прошедшего от одной изотермической поверхности к другой;

t1 и t2 — температура двух изотермических поверхностей слоя.

 

Исследуемый образец ГП помещается м/у нагревателем и холодильником. Температурное поле в плоском образце ГП конечных размеров будет отличаться от температурного поля безграничного плоского слоя из-за утечек тепла через боковую поверхность. Поэтому необходимо выполнить следующие условия:

1) Перед исследованием на теплопроводность образец необходимо предварительно обработать для придания ему формы диска.

2) толщина образца должна быть достаточно малой по сравнению с диаметром (если это плоский диск l/D ≤ 0,15);

3) t в центре образца должна быть = t на боковой поверхности. Достигается введением дополнительного независимого кольцевого охранного обогревателя;

4) в расчет должна приниматься только средняя часть образца, где тепловой поток не искажен и одномерен.

Коэффициент теплопроводности вычисляют по формуле:

и относят к средней температуре:

 

Факторы, влияющие на мех и тепловые св-ва ГП.

Упругость. В пластовых условиях коллекторские свойства пород из-за их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности: при давлении 15 МПа пористость песчаника уменьшается на 20%, а коэф-ты проницаемости для различных пород на 10 - 40 %.

Пластичность. При упругих деформациях упруго деформируются зерна породы и цементирующей материал. При увеличении давления свыше предела упругости (прочности), цементирующий материал разрушается, зерна породы смещаются относительно друг друга, плотность упаковки увеличивается до исчезновения пустот в ГП (для пород гранулярного типа).

Прочность. Мелкозернистые породы обладают более высокой прочностью, чем те же породы, но крупнозернистые, т.к. при увеличении плотности упаковки зерен увеличивается площадь контакта между зернами. Она также увеличивается с возрастанием глубины залегания пласта. Прочность известняков и песчаников после насыщения водой уменьшается на 30 – 45 %. С увеличением всестороннего давления на 200 МПа прочность на сжатие увеличивается в 5 раз, значит прочность пород на глубине несоизмерима выше, чем прочность ГП при атмосферном давлении.

 

Тепловые св-ва.

1. чем больше пористость и начальная t, тем больше их теплоемкость.

2. теплоемкость ГП возрастает с уменьшением их плотности.

3. теплопроводность ГП, заполненных нефтью и водой значительно повышается за счет конвективного переноса тепла с жидкой средой.

4. температуропроводность ГП повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она ниже, чем в водонасыщенных, т.к. теплопроводности нефти меньше, чем воды.

5. давление несущественно: при увелич. давления на 100 МПа теплопроводность изменяется на 0,1 %

6. коэф-нт линейного расширения породы уменьшается с ростом ее плотности. Крупнозернистые ГП при прочих равных условиях расширяется при нагреве дольше, чем мелкозернистые.

 

Состав нефти.

Состав нефти очень сложен и разнообразен и может заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Пластовая нефть представляет собой большое кол-во компонентов с различными свойствами.

Основными элементами входящими в состав нефти являются С и Н. Наиболее широко в нефти представлены УВ трех основных классов:

1. Метанового ряда С_nH_2n+2 до 26 %

2. Нафтеновые С_nH_2n до 52 %

3. Ароматические С_nH_n до 22 %

 

Для УВ метанового ряда:

С = 1..4 – газы,

С = 5..16 – ж-ти,

C > 16 – тверд.

 

Асфальтены, смолы, парафины - высокомолекулярные соединения входящие в состав нефти. Содержание их обуславливает многие физические параметры нефти.

Парафины:

- УВ метанового ряда,

- содержание С > 16,

- белое вещество,

- ρ_n = 850...950 кг/м³,

- ср. молек. масса 400...430,

- t плавления от 40 до 100⁰ С.

- Содержание в нефти от долей % до 28%.

Смолы:

- мазеобразная консистенция,

- темно-коричневый цвет,

- ρ = 1000...1070 кг/м³,

- ср. молек. масса до 1200,

- хорошо растворимы в жидких УВ,

- входят в состав дисперсной среды,

- Содержание в нефти от долей % до 40%.

Асфальтены: по химическому составу близки к смолам, но отличаются более высокой молекулярной массой.

- ср. молек. до 10...12 тыс.

- твердое вещество черного цвета,

- ρ_а = 1000..1200 кг/м³,

- Содержание в нефти до 15%.

Увеличение содержания асфальтенов и смол в нефти приводит к увеличению плотности и вязкости нефти.

Асфальтены образуют коллоидную систему, в которой они являются дисперсной фазой, а остальные жидкие компоненты в нефти – дисперсионной средой. Нефть, содержащая значительное кол-во асфальтенов проявляет аномалии вязкости. Ее вязкость из-за структуры образования непостоянна и зависит от действующего напряжения сдвига. При движении такой нефти в пористой среде имеются отклонения от закона линейной фильтрации Дарси:

Кислородосодержащие компоненты: нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. При взаимодействии со щелочами они образуют соли, хорошо растворимые в воде и обладающие поверхностно активными свойствами.

Сера: содержание S в нефтях России достигает 6%. Причем S присутствует в свободном виде, в виде H2S, но часто входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ:

1) меркаптаны – летучие жидкости, с чрезвычайно сильным отвратительным запахом. Не растворяются в воде и обнаруживают слабокислотные свойства. Являются очень вредной примесью, т.к. вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования.

2) сульфиды – жидкие в-ва с неприятным запахом, по химическому составу нейтральны и нерастворимы в воде. Также не реагируют со щелочью.

Кроме того в нефти содержатся: дисульфиды, тиофены и тиофаны.

 

В очень малых кол-вах к нефти присутствуют металлы: V, Cr, Ni, Fe, Co, Mg, Ti, Na и Ca, а также Ge, P и Si.