Теплопроводность и температуропроводность минералов и нефтегазовых пластов. Явление анизотропии теплопроводности

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:

минирального состава скелета. Разброс значений коэффициентов может достигать десяти тысяч раз.

степени наполненности скелета.

Теплопроводности флюидов.

 

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×Ñ2Т+Q/(с×r),

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

 

58 Физическое состояние углеводородных систем в нефтегазовых пластах

В зависимости от количества газа и его состояния выделяют:

· Чисто газовые

· Газоконденсатные

· Газонефтяные

· Нефтяные с содержанием растворенного газа

 

59 Типы залежей по состоянию углеводородных систем

• Газовые
• Газоконденсатные
• газонефтяные, газовые нефти с нефтяной оторочкой
• нефтяные с газовой шапкой, нефтяные месторождения
• в которых газ находится в растворенном состоянии.

 

60 Состав и классификация нефтей

Нефть – жидкая смесь жидких углеводородов и неуглеводородных компонентов.

3 основных класса:

метановый Сn H2n+2

алкановый CnH2n

циклоалкановый CnH2n.

Меркоптаны - R – SH – аналогичные спиртам.

Асфальтены – близки к смолам. Представляют собой полициклические соединения, содержащие серу и бензин.

Нефти делятся на классы и подклассы.

По количествы серы – 3 класса.

Малосернистые, <0.5%

Сернистые, 0,5 – 2%

Высокосернистые, >2%

По содержанию смол:

Малосмолистые, <18%

Смолистые, 18 – 35%

Высокосмолистые, >35%

По содержанию парафина:

Малопарафинистые, <1,5%

Парафинистые, 1,5 – 5%

Высокопарафинистые, >6%

Есть нефти с содержанием парафина >35%.

 

61 Состав и классификация природных газов

Состав природных газов.

Природные газы – это смесь газообразных углеводородов и неуглеводородных компонентов.

N2, CO2, H2S, RSH, He, Ar, Kr, Xe.

Метан, этан, этилен (С2Н4) – газы при обычных условиях.

Пропан, н.бутан, изобутан – при нормальных условиях – парообразные, при повышении давления – жидкости.

Углеводороды, начиная с С5Н12, – входят в бензиновую фракцию газов.

Сухой газ – метан, этан, этилен

Жидкий газ – пропан, пропилен, изобутан, бутилен.

Бензин газовый – это изопентан, нормальный пентан, гексан и т.д.

Газы подразделяются на три группы:

1) добываемые из газовых месторождений – сухой газ.

2) добываемые вместе с нефтью – физические смеси, сохой газ,

жидкий газ, газовый бензин.

3) добываемые из газоконденсатных месторождений – смеси сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Конденсат состоит из большего числа углеводородов.

Закономерности изменения состава углеводородных смесей в зависимости от термобарических условий залегания

 

62 Закономерности фазовых переходов сложнее, если вещество представляет собой многокомпонентную систему (рис.2.3).

Рис. 2.3. Диаграмма состояния многокомпонентного газа.

В отличие от чистого вещества для многокомпонентных сис­тем изменение объема в двухфазной области сопровождается и изменением давления (рис. 2.3, а). Для полного испарения жидкости необходимо непрерывно понижать давление и, наоборот, для полной конденсации газа надо непрерывно повышать давление. Поэтому давление точки начала парообразования для многокомпонентной системы выше давления точки начала кон­денсации и при перестроении диаграммы фазовых состояний в координатах давление — температура кривые точек начала ис­парения и точек росы не совпадают. По сравнению с фазовой диаграммой чистого вещества диаграмма в этих координатах имеет вид петли (рис. 2.3,6). Кривая точек начала парообразо­вания, являющаяся границей, разделяющей области жидкого и двухфазного состояний вещества, и кривая точек росы, отделя­ющая двухфазную область от области парообразования, соеди­няются в критической точке С. В данном случае критическая точка не является точкой максимального давления и темпера­туры, при которых одновременно могут существовать две фазы, но, как и в случае чистого вещества в критической точке плот­ность и состав фаз одинаковы.

При движении нефти и газа в пласте, стволе скважины, сис­темах сбора и подготовки меняются давление и температура, что обусловливает изменение фазового состояния углеводоро­дов — переход из жидкого в газообразное состояние и наобо­рот. Так как нефть и газ состоят из большого числа разнооб­разных по своим свойствам компонентов, то при определенных условиях часть этих компонентов может находиться в жидкой фазе, а другая — в паровой (газовой) фазе

 

63 Состав природных газовых смесей и параметры, характеризующие состав смеси

Газ, добываемый вместе с нефтью, называется попутным или нефтяным. Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, называется природным. Газы, добываемые из чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, по качественному составу близки между собой. Они включают, главным образом, углеводороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы (гелий, аргон, криптон).

Для характеристики газовых смесей используют те же показатели, что и для индивидуальных газов: молекулярную массу, плотность, относительную плотность.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят почти из одного метана, в них отсутствуют тяжелые фракции, способные перейти в жидкое состояние при нормальных усло­виях, и поэтому их называют сухими.

Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конден­сатом.

Газы нефтяных месторождений содержат значительно мень­ше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, кото­рая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа находится в жидком состоянии и используется в качестве сжи­женного газа. Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его транспорти­рование и использование.

Среди неуглеводородных компонентов природных газов осо­бое место занимает углекислый газ и сероводород, являющиеся высокотоксичными и корродирующими веществами

64 Идеальные и природные газы

Газы - реальные и идеальные.

Идеальные газы – это когда пренебрегают взаимодействием молекул друг с другом.

PV = GRT

Р – абсолютное давление (Па), V – объем (м3), G – масса вещества (кг), Т – температура (К), R – универсальная газовая постоянная (кДж/К×кг).

(для идеального газа).

z - степень отклонения реального газа от идеального, или коэффициент сжимаемости реального газа.

Нефтяные и природные газы имеют значительные отклонения от законов идеальных газов вследствие взаимодействия между собой молекул, которое возникает при сжатии реальных газов. Степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных характеризуется коэффициентом сжимаемости z, показывающим отношение объема реального газа к объму идеального при одних и тех же условиях.

 

65 Уравнение состояния идеальных газов, коэффициент сверхсжимаемости

См.выше

 

66 66 Зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа от приведенного давления и температуры

Приведенный параметр – это безразмерная величина, показывающая, во сколько раз параметры P,V,r больше или меньше критических.

 

67 Плотность природного газа и стабильного углеводородного конденсата

Плотность газа. Чем больше в газе доля компонентов с высокой молекулярной массой, тем больше молекулярная масса газа, которая линейно связана с плотностью газа:

ρсм = Мсм/22,41

Обычно ρ находится в пределах 0,73 - 1 кг/м3. плотность индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше 1.

Для характеристики плотности газа используют также ее отношение к плотности воздуха в тех же условиях (плотность воздуха при нормальных условиях составляет 1,293 кг/м3).

где - относительная плотность газа; ρсм, ρв – плотность газа и воздуха соответственно. Связь между плотностью газа и его молекулярной массой, давлением и температурой определяется законом состояния газов, который можно представить в виде:

68 Вязкость газа и газовых смесей

Вязкость газов. Вязкость газа зависит от его состава, давления и температу­ры. Вязкость газов обусловлена обменом количеством движения между слоями газа, движущимися с разными относительно друг друга скоростями. Этот обмен происходит за счет перехода мо­лекул из одного слоя в другой при их хаотическом движении. Так как крупные молекулы обладают меньшей длиной свобод­ного пробега (вероятность их столкновения между собой отно­сительно велика), то количество движения, переносимое ими из слоя в слой, меньше чем небольшими по размерам молекулами. Поэтому вязкость газов с увеличением их молекулярной массы как правило уменьшается.

С повышением температуры увеличивается скорость движения молекул и соответственно количество движения, переносимое ими из слоя в слой, поэтому при невысоких давлениях вязкость газа с повышением температуры возрастает. При высоких давлениях, когда расстояния между молекулами невелики, несколько меняется передача количества движения из слоя в слой. Она происходит главным образом как и у жидкостей за счет временного объединения молекул на границе слоев, движущихся с разными скоростями. Вероятность такого объединения с ростом температуры уменьшается. Поэтому при высоких давлениях с ростом температуры вязкость газов снижается.

С увеличением давления вязкость газов возрастает: при низких давлениях незначительно и более интенсивно в области высоких давлений.

Вязкость газа определяют экспериментально, измеряя скорость течения его в капиллярах, скорость падения шарика в газе, затухание вращательных колебаний диска и другими методами. Изменение вязкости при различных давлениях и температурах можно определять расчетным путем и по графикам в зависимости от приведенных давления и температуры.

 

69 Закон Генри

Растворимость газов в жидкости. При больших давлени­ях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа Vr, растворяющегося при данной температуре в объеме жидкости Vж, прямо пропорционально давлению газа р над по­верхностью жидкости:

Vг = α∙р∙V (2.8)

где α — коэффициент растворимости газа 1/Па.

Коэффициент растворимости показывает какое количество газа растворяется в единице объема нефти при увеличении дав­ления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти — величина непостоянная. В зависимости от соста­ва нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется от 0,4∙10-5 до 5∙10-5 1/Па.

В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже раствори­мы в нефтях, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефтях, содержащих большее количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелыми нефтями. С ростом температу­ры растворимость газов в нефти уменьшается.

Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент раст­воримости, тем при меньшем давлении в данном объеме нефти растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефтей с большим содержанием метана, находящихся при высоких плас­товых температурах, обычно высокие давления насыщения, а у тяжелых нефтей с малым содержанием метана при низких пластовых температурах — низкие. С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности.

 

70 Растворимость газов в нефти и воде

См.выше

 

71 Изотермы растворимости природных газов в нефтях

 

72 Контактное и дифференциальное разгазирование нефти

2 типа кривых разгазирования:

1) контактный тип – весь выделившийся газ остается.

2) дифференциальный тип – газ отводится. Характерен для лабораторных условий.

Для диф. Разгазирования – количество газа больше, чем при контактном.

Кривая разгазирования:

 

 

73 Коэффициент разгазирования нефти

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделившееся при снижении давления на единицу.

Кроме нефти, в пласте может находиться большое количество воды.

Содержание растворенного газа в воде выражается в мольных долях.

 

74 Давление насыщения нефти газом

75 Давление насыщения – это давление, при котором газ выделяется из нефти при его изотермическом расширении. Это важнейший параметр, определяющий параметр разработки.

На давление насыщения оказывает существенное влияние ультразвуковое воздействие. С повыщением температуры давление насыщения растет.

 

75. Коэффициент сжимаемости нефти. Объемный коэффициент.

Нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости).

βn=-1/V(dV/dp)

Он составляет величину порядка (0.4-0.7) ГПа"1 (для нефтей, не содержащих растворённый газ). Лёгкие нефти, содержащие значительное количество растворённого газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (Р„ достигает 14 ГПа"1).

βn зависит от температуры и давления, причём чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости.

Когда нефть из пласта поднимается на поверхность, её состав меняется, меняется объём.

Объёмный коэффициент рассчитывается по формуле:

B = Vпл/Vдег

где Vпл — объём нефти в пластовых условиях;

Vдег — объём дегазированной нефти (на поверхности).

Зависимость объёмного коэффициента от давления выглядит следующим образом:

в

 

Коэффициент усадки.

U = (B – 1)/B * 100% (изменение объёма нефти при подъёме на поверхность)

или

U = (B – 1) * 100% (изменение объёма нефти на поверхности)

 

 

76. Плотность и вязкость пластовой нефти.

Плотность пластовой нефти зависит от давления и температуры.

Если плотность нефти составляет р=500 кг/м3, то такая нефть называется лёгкой, или малоплотной. Если плотность равна ρ=800-900 кг/м3, то такая нефть называется тяжёлой, или высокоплотной.