17. Тепловые свойства нефтегазового пласта

Тепловыми свойствами являются:

Коэффициент теплоёмкости с

Коэффициент теплопроводности 

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

2.  [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 (Т=1).

3. температуропроводность, который характеризует скорость изменения температуры при нестационарном процессе теплопередачи.

а=/(с), когда =соnst.

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

19. Теплопроводность и температуропроводность минералов и нефтегазовых пластов. Явление анизотропии теплопроводности

Теплопроводность. [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 (Т=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=/(с), когда =соnst На самом деле «а» не является постоянной, т.к.  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:

Т/t=а2Т+Q/(с),

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

21. 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

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 газе¹. 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 нефть², 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.