Учебное пособие 1459

где βс – коэффициент объемной упругости пористой

среды;

βп – коэффициент сжимаемости пор; Vо – объем образца;

Vпор – объем пор; Р – давление; m – пористость.

Изменение пористости пород функционально зависит от объемной упругости пористой среды βс и наименьшего напряжения:

P

0 F ,

где Р – сила,

F – площадь поперечного сечения.

Е ,

т.е. напряжение равно произведению модуля упругости

(модуля Юнга) Е на относительное удлинение ε (линейная деформация).

V

V .

Модуль упругости равен отношению приложенного напряжения к вызванному им относительному удлинению:

Е .

60

Связь изменения пористости пород с объемной упругостью пористой среды βс и наименьшим напряжением σ0 такова:

m m0 1 п 0 ,

где m0 – пористость при начальном эффективном напряжении.

Коэффициент объемной упругости пористой среды βс будет влиять на коэффициент сжимаемости пор βп и на пористость пород:

п с . m0

Величина коэффициента объемной упругости пористой среды βс, обратная модулю упругости, очень мала. Для

нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0,3 – 2 · 10-10 м2/Н.

Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объемного сжатия, представляющий собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов.

7.3. Тепловые свойства горных пород

Тепловые свойства горных пород характеризуются в основном удельной теплоемкостью, коэффициентом теплопроводности и коэффициентом температуропроводности.

Удельная теплоемкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на

1°С:

61

Вт

Коэффициент теплопроводности λ, м К , появляется как коэффициент пропорциональности в законе Фурье:

dQ dT dFd dx

и является физическим параметром, характеризующим количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади dF в единицу времени dτ при градиенте температуры, равном единице.

Знак минус указывает на противоречие в направлениях температурного градиента и плотности теплового потока.

Коэффициент теплопроводности зависит от минерального состава скелета. Разброс значений λ очень велик.

отсутствуют структурные дефекты. Для сравнения у воздуха

существует зависимость λ от степени наполненности скелета и теплопроводности флюидов.

Существует и такой параметр, как контактный коэффициент теплопроводности, при этом подразумевается идеальный контакт между поверхностями. Наибольшим

гидрохимические осадки, каменная соль, сильвин, ангидрит. Пониженный контактный коэффициент имеют уголь и асбест.

Правило аддитивности для λ не соблюдается. Величина, обратная теплопроводности, именуется

термическим сопротивлением, вследствие которой

63

распределение тепловых полей носит сложный характер. Термическое сопротивление уменьшается со снижением плотности, проницаемости, влажности и степени льдистости в северных районах.

Повышается оно при замещении воды нефтью, газом или воздухом в процессе теплового изменения давления, с увеличением слоистой неоднородности, явления анизотропии.

Минимальным термическим сопротивлением обладают гидрохимические осадки, такие как галит, сильвин, мирабилит, ангидрит, т.е. породы, обладающие структурой пластинчатой соли. Глинистые пласты выделяются максимальным термическим сопротивлением.

На практике часто используется коэффициент температуропроводности

который характеризует скорость изменения температуры при нестационарном процессе теплопередачи, т.е. скорость прогрева пород.

Коэффициенты линейного и объемного расширения

характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

где L и V – начальная длина и объем образца. Коэффициенты αL и αV изменяются в зависимости от

плотности породы аналогично теплоемкости. Наибольшим коэффициентом расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

64

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 поперек напластования на 10 – 50 % - явление анизотропии.

Тепловые свойства некоторых горных пород

Вводится еще один параметр – адиабатный коэффициент

dTs dp ,

который определяет изменение температуры в зависимости от изменения давления. При адиабатном сжатии ηs > 0 и вещество нагревается. Исключением является вода – она остывает.

Рассчитывают эту величину следующим образом:

V

s cp g T,

65

где V – объем,

Т – температура, α – коэффициент линейного расширения,

g – ускорение свободного падения, ср – изобарная теплоемкость.

Коэффициент Джоуля-Томпсона определяет изменение температуры при дросселировании:

ηs – охлаждение вещества за счет адиабатного

расширения.

V

Для жидкости cp g s – они нагреваются, для газов ε < 0 – они охлаждаются.

66

8. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, представляют собой смесь углеводородных и не углеводородных газов и в зависимости от условий могут находиться в трех состояниях: свободном, сорбированном, растворенном.

Углеводородные газы в пластовых условиях в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Свободный газ обычно расположен в газовой шапке (повышенной части пласта).

Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворен в нефти. Этот газ будет по мере снижения давления выделяться из нефти при разработке месторождения, он называется попутным газом.

В пластовых условиях все нефти содержат растворенный газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворенного газа содержится в нефти. Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворен в нефти,

называется давлением насыщения.

Координаты тройной точки воды:

Т = 273,16 К ( ≈ 0,01 °С); р = 610,6 Па ( = 4,58 мм рт. ст.);

tкр = 374,2 °С ; ркр = 22,11 МПа.

Критическая точка – это такое состояние давления и температуры, при котором свойства газообразной и жидкой фаз становятся одинаковыми.

67

8.1. Состав природных газов

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (от CH4 до C4H10 и выше), а также не углеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, H2, Ar, He и др.). Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков, чего нельзя сказать о газах вулканических извержений.

При нормальных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1 – С4. Углеводороды С5 и выше при нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

Смесь таких газов, как метан, этан, этилен (С2Н4) при р = 105 Па и нормальной температуре называется сухим газом.

Смесь пропана, пропилена, изобутана (С4Н10), бутилена (С4Н8) при высоких давлениях (жидкость) называется жидким газом.

Смесь следующей группы углеводородов уровня изопентана i-С5Н12, находящихся в жидком состоянии,

называется газовым бензином.

Физическое состояние последней группы углеводородов ряда от С18Н38 при нормальных условиях – твёрдое.

Жидкий конденсат представляет собой смесь большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновую, лигроиновую, керосиновую фракции (иногда из них можно выделить более тяжелые масляные фракции).

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана СН4. Содержание метана на газоконденсатных месторождениях колеблется от 75 % до

90 %.

69