Прочность на сжатие и разрыв ГП.

Прочность ГП – их сопротивление механическому разрушению. Прочность пород на сжатие во много раз больше прочности на разрыв, например (при одноосном сжатии и растяжении):

Порода	На сжат МПа	На раст МПа
Песчаник	28-103	5-22
Известняк	21-343	10-87
Доломит	11-290	3-74
Глина	17-20	-

Видно, что сопротивление сжатию превышает сопротивление растяжению в 6-7 раз. По мере уменьшения общей прочности это преобладание уменьшается. Значительный диапазон изменения значений обуславливается кристаллической и агрегатной структурой пород, плотностью, составом и характером распределения цементирующего материала.

Мелкозернистые породы более прочны, чем те же породы, но крупнозернистые, т.к. у них большая плотность упаковки зерен, большая площадь контакта м/у зернами. Прочность пород, глубоко залегающих, несоизмерима с прочностью пород, находящихся на поверхности.

Существенное влияние на прочность оказывает влага. При насыщении известняков и песчаников водой, их прочность уменьшается на 30-45%. С увеличением всестороннего сжатия до 200 МПа прочность на сжатие увеличивается в 5 раз.

В лаб. условиях прочность пород (коэф. сжимаемости β_с) определяется на установке Антонова:

1 – пресс,

2 – манометр,

3 – образец ГП,

4 – кернодержатель,

5 – мерная трубка.

Пресс и вся система заполнены маслом.

Δр₁ – ΔV₁,

Δр₂ – ΔV₂,

Δр₃ – ΔV₃,

 

22.Методы определения механических св-в ГП. Практическое использование.

От упругих свойств ГП и упругости пластовых жидкостей зависит перераспределение давления в пласте во время эксплуатации м/р. Запас упругой энергии, освобождающейся при снижении давления, может быть значительным источником энергии, под действием которой происходит движение нефти по пласту к забоям скважин. Из-за упругости ж-тей и пласта давление в пласте перераспределяется не мгновенно, а постепенно после всякого изменения режима работы скважины, ввода новой или остановки старой.

Большое значение получил коэф-нт сжимаемости поровой среды β_с, который хар-зует уменьшение объема порового пространства в ед. объема породы при изменении давления ∆Р = 0,1 МПа. В пластовых условиях коллекторские св-ва ГП вследствие их сжимаемости отличаются от св-в на поверхности, например, при давлении 15 МПа пористость песчаника уменьшается на 20%, а коэф-ты проницаемости для различных пород на 10 - 40 %.

Важно знать и прочность пород на сжатие и разрыв. Эти данные, наряду с модулем упругости, необходимы при изучении процессов искусственного воздействия на породы призабойной зоны скважин (торпедирование, гидроразрыв пластов).

Сведения о пластичности необходимы для прогнозной устойчивости в стенах скв. в процессе бурения. А также в расчетах при подборе обсадных труб для крепления скважин.

Методы определения деформационных св-в можно поделить на:

Статические. Основаны на измерении деформаций образцов исследуемых ГП под нагрузкой. Для измерения продольных и поперечных деформаций образцов при их нагружении применяют проволочные тензометры сопротивления, либо механические индикаторы часового типа. В процессе нагружения и разгрузки с помощью автоматической записывающей аппаратуры ведут непрерывную запись деформаций.

Был разработан ГОСТ, в соответствии с которым определение прочности пород при одноосном сжатии производится на цилиндрических образцах. Нагружение образца производят с равномерной скоростью, повышая нагрузку вплоть до разрушения образца и фиксируя значение разрушающей нагрузки.

Д инамические основаны на измерении скоростей упругих колебаний, возбуждаемых в исследуемых образцах в диапазоне звуковых и ультразвуковых частот.

Импульсный динамический метод: в основе лежит пропускание ч/з образец ГП повторяющихся импульсов ультразвуковых колебаний, по значениям скоростей распространения которых рассчитывают упругие характеристики.

В лаб. условиях прочность пород (коэф. сжимаемости) определяется на установке Антонова:

1 – пресс,

2 – манометр,

3 – образец ГП,

4 – кернодержатель,

5 – мерная трубка.

Δр₁ – ΔV₁,

Δр₂ – ΔV₂,

Δр₃ – ΔV₃.

 

Тепловые св-ва ГП.

1.Удельная теплоемкость – необходимое кол-во теплоты для повышения t породы на 1С.

Q – кол-во переданной теплоты,

М – масса породы,

Т и Т0 – конечная и начальная температуры.

2.Коэф. Теплопроводности – характеризует хорошо или плохо данное тело пропускает ч/з себя тепло при установившемся режиме, и численно = кол-ву теплоты, проходящему в породе ч/з ед. площади в ед. времени при градиенте температур = 1.

S – площадь сечения породы,

dt – промежуток времени,

dT/dx – градиент температур.

Если определение коэф теплопроводности проводится при температуре, отличной от пластовой, то результаты уточняются по формуле:

λ₀ и Т₀ – коэф.теплопроводности при температуре Т0,

Т – пластовая температура,

К – поправочный коэффициент.

3.Коэф. Температуропроводности – мера скорости, с которой пористая среда передает изменение температуры с одной точки в другую:

ρ – плотность.

4.Коэф-ты линейного и объемного расширения. При нагреве ГП расширяются. Способность к расширению при нагреве характеризуется данными коэф-тами:

V,L – объем и длина образца ГП,

dV, dL – их изменение, при изменении температуры на dT.

В осадочных ГП теплопроводность обусловлена тепловыми колебаниями атомов кристаллической решетки, кот. связаны м/у собой упругими силами. Тепловые колебания распространяются по всем направлениям в виде упругих волн. В жидкостях и газах основным механизмом теплопередачи является конвенция. Тепловые свойства ГП определяются экспериментальным либо расчетным путем. Исследования термических свойств ГП позволили получить выводы:

1. чем больше пористость и начальная t, тем больше их теплоемкость.

2. теплоемкость ГП возрастает с уменьшением их плотности.

3. теплопроводность ГП, заполненных нефтью и водой значительно повышается за счет конвективного переноса тепла с жидкой средой.

4. температуропроводность ГП повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она ниже, чем в водонасыщенных, т.к. теплопроводности нефти меньше, чем воды.

5. давление несущественно влияет на теплофизические свойства ГП: при увелич. давления на 100 МПа теплопроводность изменяется на 0,1 %

6. коэф-нт линейного расширения породы уменьшается с ростом ее плотности. Крупнозернистые ГП при прочих равных условиях расширяется при нагреве дольше, чем мелкозернистые.

Термические свойства ГП учитываются при проектировании и использовании тепловых методов воздействия на пласт, на призабойную зону скважин с целью увеличения коэф-ов нефтеизвлечения.

 

24.Методы определения тепловых св-в ГП.