КАТЕГОРИИ: Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748) |
Теплопередача
Температуропроводность. На практике часто используется такой коэффициент, как температуропроводность, который характеризует скорость изменения температуры при нестационарном процессе теплопередачи. а=l/(с×r), когда l=соnst. На самом деле «а» не является постоянной, т.к. l является функцией координат и температуры, а с – коэффициента пористости, массы и т.д. При разработке мы можем использовать процессы, в которых возможно возникновение внутреннего источника тепла (например, закачка кислоты), в таком случае уравнение будет выглядеть так: dТ/dt=а×Ñ2Т+Q/(с×r), где Q – теплота внутреннего источника тепла, r - плотность породы. Следующим важным параметром является теплопередача. DQ=kт×DТ×DS×Dt, где kт – коэффициент теплопередачи. Его физический смысл: количество тепла, ушедшего в соседние пласты, через единицу поверхности, в единицу времени при изменении температуры на один градус. Обычно теплопередача связана с вытеснением в выше и ниже лежащие пласты.
34. Влияние температуры на изменение физических свойств нефтегазового пласта. Тепло, которое поглощается породой, расходуется не только на кинетические тепловые процессы, но и на совершение механической работы, она связана с тепловым расширением пласта. Это тепловое расширение связано с зависимостью сил связи атомов в решётке отдельных фаз от температуры, в частности появляющаяся в направленности связей. Если атомы легче смещаются при удалении друг от друга, чем при сближении, происходит смещение центров колющихся атомов, т.е. деформация. Связь между ростом температуры и линейной деформацией может быть записана: dL=a×L×dТ, где L – первоначальная длина [м], a - коэффициент линейного теплового расширения [1/град].
dL/L=a×dТ Аналогично для объёмного расширения: dV/V=gт×dТ, где gт – коэффициент объёмной тепловой деформации.
Поскольку коэффициенты объёмного расширения сильно различаются для разных зёрен, то в процессе воздействия произойдут неравномерные деформации, что приведёт к разрушению пласта. В точках соприкосновения происходит сильная концентрация напряжений, следствием чего является вынос песка и соответственно разрушение породы. g1 g3 g2 g4 Явление вытеснения нефти и газа также связано с объёмным расширением. Это так называемый процесс Джоуля-Томпсона. При эксплуатации происходит резкое изменение объёма, возникает эффект дросселирования (теплового расширения с изменением температуры). Термодинамическая дебитометрия основана на изучении этого эффекта. Введём ещё один параметр – адиабатический коэффициент: hs=dТ/dр. Дифференциальный адиабатический коэффициент определяет изменение температуры в зависимости от изменения давления. Величина hS>0 при адиабатическом сжатии. При этом вещество нагревается. Исключением является вода, т.к. в интервале от 0¼4° она остывает.
Величину hS можно рассчитать следующим образом: hS=V/(Ср×g)×a×Т, где V – объём, Т – температура, a - коэффициент линейного расширения, g – ускорение свободного падения. Коэффициент Джоуля-Томпсона определяет изменение температуры при дросселировании. e=dТ/dр=V/(Ср×g)×(1 - a×Т)=V/(Ср×g) - hS, где V/(Ср×g) определяет нагрев за счёт работы сил трения hS – охлаждение вещества за счёт адиабатического расширения.
Для жидкости V/Ср×g>>hS Þ Жидкости нагреваются. Для газов e<0 Þ Газы охлаждаются. На практике используют шумометрию скважин – метод, основанный на явлении, когда газ при изменении температуры выделяет колебательную энергию, вызывая шум.
35. Изменение свойств нефтегазового пласта в процессе разработки залежи. 1. В естественном состоянии пласты находятся на большой глубине, а, судя по геотермическим ступеням, температура в этих условиях близка к 150°, поэтому можно утверждать, что породы изменяют свои свойства, ведь при проникновении в пласт мы нарушаем тепловое равновесие. 2. Когда мы закачиваем в пласт воду, эта вода имеет температуру поверхности. Попадая в пласт, вода начинает охлаждать пласт, что неминуемо приведёт к различным неблагоприятным явлениям, например парафинизации нефти. Т.е. если в нефти есть парафинистая составляющая, то в результате охлаждения выпадет парафин и закупорит пласт. К примеру, на месторождении Узень температура насыщения нефти парафином Тн=35°(40°), и при его разработки были нарушены эти условия, в результате температура пласта снизилась, парафин выпал, произошла закупорка и разработчикам пришлось длительное время закачивать горячую воду и прогревать пласт, пока весь парафин не растворился в нефти.
3. Высоковязкие нефти. Для их разжижения используют теплоноситель: горячую воду, перегретый пар, а также внутренние источники тепла. Так в качестве источника используют фронт горения: поджигают нефть и подают окислитель. В Швейцарии, Франции, Австрии, Италии реализуют и такие проекты:
Метод снижения вязкости нефтей посредством радиоактивных отходов. Они хранятся 106 лет, но при этом греют высоковязкую нефть, позволяя легче её добывать.
36. Физическое состояние углеводородных систем в нефтегазовых пластах и характеристики этих состояний. Возьмём простое вещество и рассмотрим диаграмму состояния: Р С Ж Г
Т
Точка С является критической точкой, в которой различие между свойствами исчезает. Давление (Р) и температура (Т), которые характеризуют пласт, могут измеряться в очень широком диапазоне: от десятых МПа до десятков МПа и от 20-40° до более, чем 150°С. В зависимости от этого наши залежи, в которых находятся углеводороды, могут быть разделены на газовые, нефтяные и т. д. Т.к. на различных глубинах давления меняются от нормальных геостатических до аномально высоких, то углеводородные соединения могут находиться в газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей в залежи.
При высоких давлениях плотность газов приближается к плотности лёгких углеводородных жидкостей. В этих условиях тяжёлые нефтяные фракции могут растворяться в сжатом газе. В результате нефть будет частично растворена в газе. Если количество газа незначительно, то с ростом давления газ растворяется в нефти. Поэтому в зависимости от количества газа и его состояния выделяются залежи: 1. чисто газовые; 2. газоконденсатные; 3. газонефтяные; 4. нефтяные с содержанием растворённого газа. Граница между газонефтяными и нефтегазовыми залежами условна. Она сложилась исторически, в связи с существованием двух министерств: нефтяной и газовой промышленности. В США залежи углеводородов делятся по значению газоконденсатного фактора, плотности и цвету жидких углеводородов на: 1) газовые; 2) газоконденсатные; 3) газонефтяные. Газоконденсатный фактор – это количество газа в кубических метрах, приходящееся на кубометр жидкой продукции. По американскому стандарту к газоконденсатам относятся залежи, из которых добываются слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости с плотностью равной 740-780 кг/м3 и с газоконденсатным фактором 900-1100 м3/м3. В газовых залежах может содержаться адсорбированная связанная нефть, состоящая из тяжёлых углеводородных фракций, составляющая до 30% порового объёма. Кроме того при определённых давлениях и температурах возможно существование газогидратных залежей, где газ находится в твёрдом состоянии. Наличие таких залежей – большой резерв наращивания добычи газа. В процессе разработки происходит изменение первоначальных давлений и температур и происходят техногенные преобразования углеводородов в залежи. Как то из нефти при непрерывной системе разработки может выделится газ, в результате чего у нас произойдёт снижение фазовой проницаемости, увеличение вязкости, в призабойной зоне происходит резкое снижение давления, за которым последует выпадение конденсата, что приведёт к образованию конденсатных пробок.
Кроме того, при транспортировке газа могут происходить фазовые преобразования газа.
38. Фазовые диаграммы однокомпонентных и многокомпонентных систем. Правило фаз Гипса (показывает вариантность системы – число степеней свободы) r=N+2-m N - число компонентов системы m – число ее фаз. Пример: H2O (1 комп.) N=1 m=2 Þ r=1 При заланном Р одна только Т Однокомпонентная систеиа. Сжимаем от А к В – первая капля жидкости (точка росы или точка конденсации Р=Рнас) В точке Д остаётся последний пузырек пара, точка парообразования или кипения У каждой изотермы свои точки кипения и парообразования. Двухкомпонентная система Изменяется Р и Т, т. е. давление начала конденсации всегда меньше давления парообразования.
Дата добавления: 2015-04-24; Просмотров: 462; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы! Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет |