- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
Дросселирование — эффект уменьшения давления газового потока при его движении через сужения в каналах. Дроссельным называется термодинамический процесс, характеризующийся постоянством энтальпии.
Вследствии адиабатического расширения жидкостей и газов при прохождении через пористые среды и влияния дроссельного процесса наблюдаются термические эффекты. Адиабатическое расширение жидкостей и газов, сопровождающееся понижением температуры, незначительно влияет на температурные изменения внутри пласта и забоев действующих скважин вследствие большой теплоемкости Ср горных пород. Заметные изменения температуры на забоях скважин происходят вследствие дроссельного процесса. При этом интенсивность изменения температуры характеризуется коэффициентом Джоуля—Томсона, который представляет собой частную производную от температуры Т по давлению р при постоянной энтальпии И. (VII.14)
Температурные изменения при фильтрации через пористую среду жидкостей и газов зависят от перепада давлений р=рп—рз между пластом (рп) и забоем (рз) и определяются формулой , (VII.15)
где — интегральный коэффициент Джоуля—Томсона.
Из формулы (VII.14) следует, что коэффициент Джоуля— Томсона можно представить состоящим из двух членов —первый из них определяет нагревание вещества при фильтрации за счет работы сил трения, второй — охлаждение за счет адиабатического расширения. Для жидкостей
Поэтому жидкости, насыщающие пористую среду, нагреваются в процессе истечения в скважину из пласта. Значения интегрального коэффициента для нефти изменяются в пределах от 0,4 до 0,6 °С/МПа, для воды —0,235 °С/МПа. При дроссельном процессе повышение температуры нефтей достигает 5—6 °С на 10 МПа депрессии.
Для реальных газов коэффициент Джоуля — Томсона получим из уравнения (VII.14) и уравнения состояния pV=zRT:
где K = CP/CV.
Из уравнения (III.16) следует, что если положительно, то <0, т. е. газ при дросселировании охлаждается при <0; >0, т. е. газ нагревается. При = 0 имеем точку инверсии ( = 0). Кривая точек инверсии соответствует линии поворота сетки графиков z(pnp, Тпр) коэффициента сверхсжимаемости углеводородных газов (см. нижнюю часть линий на рис. III.2). Как следует из этого рисунка, температура и давление инверсии высокие, и поэтому обычно имеем эффект охлаждения газов при истечении из пласта в скважины.
Зависимость изменений температур от перепада давлений для заданного дроссельного процесса может быть определена графическим способом из энтальпийной диаграммы (см. рис. Ш.10).
Дифференциальные коэффициенты Джоуля—Томсона ε при различных р находятся как производные функции T=f(p) для данного значения р. Значение ε обычно увеличивается по мере снижения давления. Интегральный коэффициент Джоуля— Томсона определяется по формуле (VII.17)
где рп и рз— начальные и конечные давления.
Предельное изменение температуры T вследствие дроссельного эффекта определяется по формуле (VII.15).
Опыт показывает, что при высоких пластовых давлениях (20—30 МПа.) без больших погрешностей можно пользоваться средними (интегральными) коэффициентами , соответствующими интервалу давлений 5—10 МПа.
Для углеводородных газов дифференциальные коэффициенты находятся в пределах от —3°С/МПа до —6°С/МПа.
Дроссельный эффект используется в промысловой практике для установления зон притока нефти, воды и газа. При поступлении нефти и воды наблюдается разогрев работающего интервала, а при поступлении газа — охлаждение. Различие в значениях ε для воды, нефти и газа позволяет по температурным изменениям призабойной зоны отбить в пласте также и границы перехода нефть — вода, нефть — газ, вода — газ.
Тепловые явления в пластах и в скважинах положены в основу новых методов исследования строения залежей и коллекторских свойств пласта.