ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
Тепловые свойства горных пород характеризуются удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.
Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°С:
. (2.1)
Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт.
Коэффициент теплопроводности(удельного теплового сопротивления) l характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:
. (2.2)
Коэффициент температуропроводности характеризует скорость прогрева пород (или скорость распространения изотермических границ):
. (2.3)
Коэффициентылинейного (aL) и объёмного(aV) расширенияхарактеризуют изменение размеров породы при нагревании:
. (2.4)
Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4-2 кДж/(кг×К).
Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%.
Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.
Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.
Тепловых свойства некоторых горных пород и пластовых флюидов
Таблица 2.1.
| Горная порода | с, кДж/(кг×К) | l, Вт/(м×К) | a×103, м2/с | aL×105, 1/К |
| глина | 0,755 | 0,99 | 0,97 | – |
| глинистые сланцы | 0,772 | 154-218 | 0,97 | 0,9 |
| доломит | 0,93 | 1,1-4,98 | 0,86 | – |
| известняк | 1,1 | 2,18 | 0,91 | 0,5-0,89 |
| кварц | 0,692 | 2,49 | 1,36 | 1,36 |
| песок | 0,8 | 0,347 | 0,2 | 0,5 |
| Пластовые флюиды | с, кДж/(кг×К) | l, Вт/(м×К) | a×103, м2/с | aL×105, 1/К |
| нефть | 2,1 | 0,139 | 0,069-0,086 | – |
| вода | 4,15 | 0,582 | 0,14 | – |
СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА, НЕФТИ И ПЛАСТОВЫХ ВОД
СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии.
Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта.
Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.
В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти.
Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.
От давления насыщения зависит газовый фактор– количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти.
Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.
Состав природных газов
Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородных компонентов (СН4 – С22Н46), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He).
При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии.
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 3.1).
Химический состав газа газовых месторождений, об. %
Таблица 3.1
| Месторождение | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 | N2 | СО2 | Относит. плотность |
| Северо-Ставропольское | 98,9 | 0,29 | 0,16 | 0,05 | – | 0,4 | 0,2 | 0,56 |
| Уренгойское | 98,84 | 0,1 | 0,03 | 0,02 | 0,01 | 1,7 | 0,3 | 0,56 |
| Шатлыкское | 95,58 | 1,99 | 0,35 | 0,1 | 0,05 | 0,78 | 1,15 | 0,58 |
| Медвежье | 98,78 | 0,1 | 0,02 | – | – | 1,0 | 0,1 | 0,56 |
Содержание метана на газоконденсатных месторождениях – 75-95% (табл. 3.2).
Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %
Таблица 3.2
| Месторождение | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 | N2 | СО2 | Относит. плотность |
| Вуктыльское | 74,80 | 7,70 | 3,90 | 1,80 | 6,40 | 4,30 | 0,10 | 0,882 |
| Оренбургское | 84,00 | 5,00 | 1,60 | 0,70 | 1,80 | 3,5 | 0,5 | 0,680 |
| Ямбургское | 89,67 | 4,39 | 1,64 | 0,74 | 2,36 | 0,26 | 0,94 | 0,713 |
| Уренгойское | 88,28 | 5,29 | 2,42 | 1,00 | 2,52 | 0,48 | 0,01 | 0,707 |
Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана – около 35-85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20-40% , реже – до 60% (табл. 3.3).
Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %
Таблица 3.3
| Месторождение | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 | N2 | СО2 | Относит. плотность |
| Бавлинское | 35,0 | 20,7 | 19,9 | 9,8 | 5,8 | 8,4 | 0,4 | 1,181 |
| Ромашкинское | 19,1 | 17,8 | 8,0 | 6,8 | 8,0 | 1,5 | 1,125 | |
| Самотлорское | 53,4 | 7,2 | 15,1 | 8,3 | 6,3 | 9,6 | 0,1 | 1,010 |
| Узеньское | 50,2 | 20,2 | 16,8 | 7,7 | 3,0 | 2,3 | – | 1,010 |
Тяжёлым нефтям свойственны сухие нефтяные газы (с преобладанием метана).
(3.1)
Под тяжелыми УВ понимаются углеводороды от этана (С2Н6) и выше.
Лёгким нефтям свойственны жирные газы:
(3.2)