Термические свойства горных пород и жидкостей.

Термические (теплофизические) свойства нефтесодержащих пород и пла­стовых жидкостей имеют большое значение для решения термодинамических за­дач, связанных с прогнозом температур при бурении глубоких и сверхглубоких скважин, подсчетом запасов нефти и газа, прогнозированием температуры флюи­дов на устье добывающих скважин, оценкой фильтрационных параметров пласта, термической обработкой продуктивных горизонтов.

Теплофизические свойства пород и жидкостей характеризуются удельной теплоемкостью (с), коэффициентом теплопроводности (λ ) и температуропровод­ностью (а).

Удельная теплоемкость - количество теплоты для нагрева единицы массы породы (жидкости) на 1 градус.

 

(8.1)

 

где с - удельная теплоемкость, Дж/(кг·град);

dQ - количество теплоты передаваемое породе (жидкости) за время dt, Дж;

М - масса породы, кг.

 

Коэффициент теплопроводности - показывает хорошо или плохо данное тело пропускает тепло при установившемся режиме. Численно равен количеству тепла, проходящему в породе через единицу площади в единицу времени при гра­диенте температуры равном единице

 

 

(8.2)

 

где - коэффициент теплопроводности, Вт/(м·град);

dQ - количество переносимого тепла за время dt, Дж;

S - площадь сечения, м²;

dT/dx - градиент температуры, град/м.

 

Коэффициент температуропроводности (а) - служит мерой скорости, с ко­торой пористая среда передает изменение температуры с одной точки в другую Связан с λ и с следующей зависимостью:

a=λ /c·p_n (8.3)

где

а - коэффициент температуропроводности, м²/с;

p_n - плотность породы, кг/м³.

 

Теплофизические свойства горных пород определяются экспериментально и аналитическими методами.

Теплоемкость насыщенной породы можно определить по принципу адди­тивности (в зависимости от насыщенности пород соответствующими компонен­тами и теплоемкости пород и каждого из компонентов) / 9 /

(8.4)

где c_m - теплоемкость насыщенного пласта, Дж/(кг·град),

т - коэффициент пористости породы;

s_н, s_в, - соответственно коэффициенты нефте- и водонасыщенности породы,

Т - абсолютная температура, К;

Р_сп, Р_н и р_в - соответственно плотности сухой породы, нефти и воды, кг/м³,

С_сп, с_н и с_в - соответственно теплоемкости сухой породы, нефти и воды.

 

 

В исследуемых интервалах параметров интерполяционные формулы для определения коэффициентов теплопроводности пород в зависимости от совмест­ного влияния факторов имеют вид:

 

а) для экстрагированных относительно сухих песчаников пористостью 13-18% при 5 < p_вс < 55 МПа, 0, 1 < s_в < 1.0

 

(8.5)

 

б) для водонасыщенных песчаников в том же интервале пористости

(8.6)

где

1, 07 учитывает влияние на теплопроводность пластового давления.

 

в) для экстрагированных относительно сухих известняков пористостью 18-26% при 300 < Т < 450 К, 0 < S_в < 1, 0

(8.7)

 

г) для водонасыщенных известняков

(8.8)

где 0, 9 коэффициент учитывающий влияние на теплопроводность пластового давления.

 

В формулах (8.5 - 8.8):

р_к - всестороннее давление, Па,

- коэффициенты теплопроводности сухой и насыщенной породы при p_вс = 0, 1 МПа, Т= 300 К и s_в = 0 Вт/(м·град)

Отклонение расчетных значений теплопроводности пород от экспериментальных по формуле (8.5) и (8.6) не превышают 10%, а по формуле (8.7) и (8.8) -7%

 

Задача 8.1 По данным лабораторного исследования определить удельную теп­лоемкость, температуропроводность и теплопроводность образца породы по ис­ходным данным приведенным в табл. 8.1 / 10 /.

 

Таблица 8.1

Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий
Для коэффициента удельной теплоемкости (с)
	Масса образца породы т, г
	Масса воды в калориметре m1, г
	Удельная теплоемкость материала кало­риметра с, Дж/(кг oС)
	Температура воды в калориметре до по­мещения образца t1, °С
	Температура образца до помещения его в калориметр t2, °С
	Установившаяся температура воды после помещения образца в калориметр t, °С
7.	Плотность породы ρ п ·103, кг/м3	2, 63	2, 48	2, 37	2, 32	2, 51
Для коэффициента температуропроводности (а)
	Разность температуры, °С
	- θ 1 (получена при r1 = 60 с)		4, 7	5, 4	5, 7	4, 8
	- θ 2 (получена при r2 = 416 с)		3, 1	3, 3	3, 7	2, 7
	Длина образца L, см		6, 1	5, 3	4, 5	4, 8
	Радиус образца R, см		2, 6	2, 7	2, 3	2, 8

 

 

 

Решение. I) Используя уравнение теплового баланса

 

(8.9)

 

определим удельную теплоёмкость образца:

 

 

2) Коэффициент температуропроводности определяют по формуле:

(8.10)

a=K·φ

где К - коэффициент, зависящий от формы и размера тела;

φ - коэффициент темпа охлаждения.

 

 

 

Рисунок 8.1 — График темпа охлаждения.

 

 

Обычно после помещения нагре­того образца породы в воду с помощью термостата фиксируется показания галь­ванометра и время (по секундомеру). За­тем определяют разность температур θ между температурами образца и воды t. Далее для периода охлаждения строят график зависимости In θ от времени τ. По разности двух показаний на прямо­линейном участке кривой находят зна­чение φ. Так, для цилиндра длиной L и радиусом R:

 

 

Коэффициент темпа охлаждения определяем по формуле

 

 

Тогда а = 1, 96 0, 00143 = 0, 0028 см²/с = 0, 28 10⁶ м²/с.

Коэффициент температуропроводности связан с коэффициентом теплопро­водности X и удельной теплоемкостью зависимостью (8.3).

 

a=λ /c·p_m

 

отсюда

λ =a· c·p_m

λ = 0, 0028·965, 6·10^-3·2, 63 = 0, 0071 Вт/(м ·град).

 

 

Задача 8.2 Рассчитать теплоемкость дегазированных нефтей, если известно:

 

Таблица 8.2

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий
Плотность нефти ρ н кг/м3
Температура t, град

 

 

Решение. Теплоемкость нефти рассчитываем по формуле

 

 

 

Задача 8.3 Вычислить теплоемкость насыщенной нефтесодержащей породы по принципу аддитивности по известным параметрам приведенным в табл.8.3:

 

Таблица 8.3

 

Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий
1. Коэффициент пористости т	0, 14	0, 16	0, 18	0, 20	0, 22
2. Коэффициент:
а) нефтенасыщенности Sн	0, 92	0, 83	0, 78	0, 67	0, 48
б) водонасышенности Sв	0, 06	0, 12	0, 14	0, 22	0, 49
3.Коэффициент теплоёмкости с, кДж/(кг град)
а) сухой породы ссп	0, 84	0, 81	0, 79	0, 86	0, 83
б) нефти сс	2, 1	2, 13	2, 15	2, 08	2, 13
в) воды св	4, 15	4, 1	4, 18	4, 12	4, 21
4. Плотность, ·103 кг/м3
а) сухой породы ρ сп	2, 32	1, 18	1, 19	2, 01	1, 17
б) нефти рс	0, 78	0, 81	0, 84	0, 86	0, 88
в) воды рв	1, 02	1, 06	1, 08	1, 09	1, 11
5. Абсолютная температура Т, К

 

Решение. С учетом приведенных исходных данных (табл.8.3) по формуле (8.4) определяем теплоемкость насыщенного пласта:

 

с_нп(Т) = [0, 14·(0, 78·0, 92·2, 1 + 1, 02·0, 06·4, 15) + 2, 32·0, 84] · [1 + 0, 0007· (303 - 300)] = 2, 2 кДж/(кг·град).

 

Набухание пластовых глин.

Большинство продуктивных коллекторов нефти и газа содержат в своем со­ставе то или иное количество глин, которая может находиться в виде порового цемента, прожилок, пропластков. Определённое количество глины может привно­ситься искусственно в призабойную зону скважины вместе с фильтратом бурового раствора при разбуривании продуктивной части пласта, капитальных и текущих ремонтах скважин, заводнении.

 

В процессе разработки месторождения глина может изменять свой объём и тем самым существенно осложнять добычу нефти. В практике нефтедобычи из­вестны случаи, когда из-за набухания глинистого материала исключалась возмож­ность заводнения нефтяных коллекторов.

Набухание глин объясняется их гидротацией. Вода проникает в чешуйки глин и создает между чешуйками гидратные плёнки. Так как удельная поверх­ность глин значительна (глина состоит из многочисленных чешуек), глины могут набухать очень сильно. В дальнейшем чешуйки глины начинают смещаться отно­сительно друг друга, и происходит разрушение глин.

Набухание глин снижает пористость и проницаемость. Особенно значи­тельное снижение проницаемости происходит, когда чешуйки набухшей глины начинают двигаться в порах и закупоривают мелкие поры. Проницаемость породы вследствие разбухания глин может уменьшаться в 50 раз и более. Поэтому одним из важных требований к реагенту, используемому для закачки в нефтенасыщенный пласт, с целью поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи, является снижение набухаемости глин или его полное предотвращение.

Набухаемость глин исследуется на приборе Жигача К.Ф. и Ярова АН. /II/, схема которого приведена на рис.9.1, а обработка результатов исследований по методике Городного В.Д./ 12 /.

Собранный прибор опускается в ванну с исследуемым раствором. Сквозь перфорированное дно цилиндра исследуемая жидкость впитывается в глинопорошок и вызывает его набухание, что фиксируете индикатором ИЧ-10.

По результатам набухания глин в исследуемых жидкостях строится зависи­мость объёма набухания от объёма V _наб сухой пробы глины V _нач(по данным 6-8 опытов для исследуемой глины в одной и той же жидкости) (рис.9.2). Зависимость носит прямолинейный характер. Тангенс угла прямой tgβ является для рассматриваемой глины величиной постоянной и не зависящей от начальной пористости проб глинопорошка и от химических добавок к воде.

 

 

 

 

Рисунок 9.1 Рисунок 9.2

1 - индикатор часового типа (ИЧ-10);

2 - поршень,

3 - цилиндр с перфорированным дном,

4 - ванна для исследуемых жидкостей;

5 - прокладки из фильтровальной бумаги;

6 - проба глинопорошка.

Величина отрезка а, отсекаемая прямой на оси ординат, зависит, как от свойств глины, так и от химических добавок к воде. Коэффициент действительного изме­нения объема глинистых частиц рассчитывается по уравнению;

 

(9.1)

 

где

- коэффициент набухания глины, равный отношению объёма жидкости, связанной пробой глины, к объему сухих частиц;

ρ - плотность сухой глины, кг/м³;

tg β - коэффициент, показывающий какая доля от объёма пор в сухой пробе сохраняется в набухшей;

а - коэффициент, зависящий от свойств глины и величины tg β м ³ ,

М - масса навески пробы глинопорошка, кг.

Задача 9.1 Определить коэффициент набухания глины-бентонит в пресной и минерализованной воде, используя исходные данные и результаты эксперимента, полученные на приборе Жигача К.Ф. и Ярова А.Н. (табл.9.1, 9.2). Расчёты сопос­тавить и сделать выводы.

 

Таблица исходных данных.

Таблица 9.1

 

 

Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий
Масса навески глины М, ·10-3 кг		1.5
Плотность сухой глины ρ, кг/м3
Диаметр цилиндра прибора D, см		2.3	2.5		3.5

 

 

Решение. 1) По данным табл.9.1 и 9.2 вычисляем объёмы сухого глинопорошка (V_нач) и соответствующие им объёмы набухшей глины (V_наб) для каждого опыта

 

(9.2)

 

 

⇐ Предыдущая3456789101112Следующая ⇒

Поделиться: