Тепловые свойства некоторых горных пород и пластовых флюидов

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 кристаллический	1, 1	2, 18	0, 5-1, 2	0, 5–0, 89
Известняк доломитизиро­ванный	1, 51	–	–	–
Кварц	0, 692	2, 49	1, 36	1, 36
Мергель	0, 92–2, 18	–	–	–
Песок (сухой)	0, 8	0, 347	0, 2	0, 5
Песок с влажностью 20–25 %	–	3, 42	–	–
Песчаник плотный	1, 27–3, 01	0, 838	1, 39	0, 5
Пластовые флюиды: Нефть	2, 1	0, 139	0, 069–0, 086	–
Вода	4, 15	0, 582	0, 14	–

 

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости, то есть взаимосвязь обратно пропорциональная.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

 Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности.

В нефтенасыщенных породах величина температуропроводности ниже, чем в водонасыщенных породах, так как теплопроводность нефти меньше чем воды.

Температуропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод.

Температуропроводность и теплопроводность, измеренные вдоль напластования пород, большей частью превышает на 10–50 % значения этих тепловых свойств, измеренных в направлении, перпендикулярном напластованию.

 

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

        

Природные газы – это вещества, которые при нормальных (н.у.) и стандартных (с.у.) условиях являются газообразными. В зависимости от условий газы могут находиться в свободном, адсорбированном или растворённом состояниях.

    В пластовых условиях газы в зависимости от их состава, давления и температуры (термобарического режима в пласте) могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.

Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта и находится в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти.

Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется пластовым давлением насыщения. Д авление насыщения нефти газом в пластовых условиях определяется составами нефти и газа, пластовыми температурой и давлением.

Растворённый газ, по мере снижения давления при добыче, выделяется из нефти. Он называться попутным газом. В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа растворено в нефти. В 1 м³ нефти содержание растворённого газа может достигать 1000 м³.

     

Состав природных газов

 

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН₄ – С₄Н₁₀: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: H₂S, N₂, CO, CO₂, H₂, Ar, He, Kr, Xe и другие.

При нормальных и стандартных условиях термодинамически в газообразном состоянии существуют только УВ состава С₁–С₄. Углеводороды алканового ряда, начиная с пентана и выше, при этих условиях находятся в жидком состоянии, температуры кипения для изо-С₅ равна 28 ^оС, а для н-С₅ → 36 ^оС. Однако, в попутных газах иногда наблюдаются углеводороды С₅ за счёт термобарических условий, фазовых переходов и других явлений.

Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков (что нельзя сказать о газах вулканических извержений). Количественное распределение компонентов практически всегда различно.

При высоких давлениях жидкие углеводороды растворяются в газовой фазе (газовые растворы, газоконденсаты). Поэтому при высоких давлениях плотность газа может приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.1) и представляют собой, так называемые, сухие газы.

Таблица 2.1

Состав газа газовых месторождений, объёмный %

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	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, 03	1, 7	0, 3	0, 56
Шатлыкское	95, 58	1, 99	0, 35	0, 15	0, 78	1, 15	0, 58
Медвежье	98, 78	0, 1	0, 02	–	1, 0	0, 1	0, 56
Заполярное	98, 6	0, 17	0, 02	0, 013	1, 1	0, 18	0, 56

 

Сухость газа оценивается коэффициентом сухости (k_сух), величина которого пропорциональна отношению процентного содержания метана в газе к сумме тяжелых углеводородов:

 

                     .                         (2.2)

Под тяжелыми УВ понимается суммарное содержание углеводо­родов от этана (С₂Н₆) и выше.

Тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные газы с преоблада­нием метана в их составе. Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 920 кг/м³) аналогично содержанию метана в составе газа газового Уренгойского месторождения и составляет около 98, 8 об. %.

Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется в интервале 75–95 % (табл. 2.2). Попутный газ газоконденсатных месторождений и лёгких нефтей достаточно жирный.                    Жирность газа характеризуется коэффициентом жирности (k_жирн), который обратно пропорционален коэффициенту сухости (k_сух):

 

.                                  (2.3)

Газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (попутные газы) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции, газового бензина. При повышенном давлении углеводороды состава С₃, С₄ легко сжижаются. В пластовых условиях в газообразном состоянии находится практически один метан.

Таблица 2.2

Состав газа газоконденсатных месторождений, объёмный %

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Отност. плотность
Вуктыльское	74, 80	8, 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 (БУ–8, БУ–14)	88, 28	5, 29	2, 42	1, 00	2, 52	0, 48	0, 01	0, 707

 

Распределение углеводородов в попутном газе нефтяных месторождений варьируется в диапазоне (табл. 2.3): для метана 35–85 %, тяжёлых углеводородов (С₂ и выше) 20–40 %, реже доходит до 60 %.

Таблица 2.3

Состав попутного газа нефтяных месторождений, объёмный %

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: