Минералогия продуктивного пласта

При осуществлении процессов паротеплового воздействия и внутрипластового горения, протекающих при высоких температурах и дав­лениях, в продуктивном пласте могут происхо­дить явления природного метаморфизма с об­разованием новых минералов.

При исследовании керна, отобранного в зоне паротеплового воздействия, было установлено значительное снижение пористости в результате кристаллизации нескольких новых мине­ралов. При температуре 250° С образовались большие кристаллы онтмориллонита и анальцима.

Отбор керна на пилотных участках после проведения процесса и использование резуль­татов исследования кернового материала при моделировании условий пласта необходимы для того, чтобы полностью оценить эти геохимичес­кие изменения в пласте.

НЕФТИ ТЯЖЕЛЫЕ ВЫСОКОВЯЗКИЕ

Нефть

Нефть представляет собой маслянистую жидкость преимущественно темного цвета со специфическим запахом. По химическому со­ставу нефть является смесью углеводородов, встречающихся в ней в самых разнообразных сочетаниях и определяющих ее физические и химические свойства.

В основном в нефтях встречаются углево­дороды:

метанового ряда (парафинового) с общей формулой С_nН_n+2;

этиленового ряда (нафтеновой группы) с общей формулой C_nН_2n.

Углеводороды других рядов, таких, как бен­зольного (ароматические) C_nН_2n-6 и ацетилено­вого С_nН_2n-2, обычно в нефтях встречаются в незначительных количествах.

Теплота сгорания нефти — 43,7 — 46,2 МДж/кг.

Содержание углерода в нефти около 82—87%, водорода —11,5—14,5%. В качестве примесей (4— 5%) в нефти находятся соединения, содержащие кислород (нафтеновые кислоты), серу и азот, смолистые и асфальтеновые вещества. Компо­нентный состав (%): масел — 65—100, смол — 0—30, асфальтенов — 0—5. Парафиновые нефти содержат серу (до 0,5%) и сернистые соедине­ния (свыше 0,5%). По смолистости делятся на малосмолистые (до 18%), смолистые (18—35%) и высокосмолистые (свыше 35%). Спутниками не­фти часто являются нефтяной газ и вода. Нефть залегает обычно в пористых или трещиноватых горных породах (песках, песчаниках, известня­ках) и является важнейшим энергетическим топ­ливом современной промышленности. Перегонкой из нефти получают бензин, лигроин, керо­син, масла, парафин и др. Нефть используют также, как химическое сырье для производства синтетических материалов.

В состав нефти входят многие металлы, в том числе:

· щелочные и щелочно-земельные(литий,натрий, калий, барий, кальций, стронций, магний);

· металлы подгруппы меди (медь, серебро, золото);

· подгруппы цинка (цинк, кадмий, ртуть);

· подгруппы бора (бор, алюминий, галлий, индий, таллий);

· подгруппы ванадия (ванадий, ниобий, тан­тал) ;

· многие металлы переменной валентнос­ти (никель, железо, молибден, кобальт, вольф­рам, хром, марганец, олово и др.).

Характерной особенностью вязкой тяжелой нефти является то, что в ней ванадий и никель встречаются в значительно больших концент­рациях, чем другие элементы. Обычно в серни­стых нефтях превалирует ванадий, а в малосер­нистых — никель.

Несмотря на относительно малое содержа­ние в нефти, микроэлементы значительно вли­яют на процессы ее подготовки, переработки и дальнейшее использование нефтепродуктов. Большинство элементов, находящихся в нефти в микроколичествах, являются катали заторны­ми ядрами, быстро дезактивирующими промыш­ленные катализаторы нефтепереработки. Поэто­му для правильной организации технологичес­кого процесса и выбора типа катализатора не­обходимо знать состав и количесгво микроэле­ментов. Большая часть их концентрируется в смолисто-асфальтеновой части нефти, поэтому при сжигании мазутов образующаяся пятиокись ванадия сильно коррозирует аппаратуру и от­правляет окружающую среду. Золы современ­ных ТЭЦ, работающих на сернистом мазуте, значительно богаче по содержанию ванадия, чем многие промышленные руды. В настоящее вре­мя уже работают установки по извлечению пя-тиокиси ванадия из золы ТЭЦ. В промысловых условиях, а также на нефтеперерабатывающих заводах ванадий из нефти пока не извлекается.

На XI нефтяном конгрессе (Лондон, 1983 г.) была рекомендована единая классификация нефтей: по плотности — тяжелая (920— 1000 кг/м³), средняя (870—920 кг/м³) и легкая (менее 870 кг/м³); по вязкости — высоковязкая (более 50 мПа с), повышенной вязкости (30— 50 мПа с), средняя (10—30 мПа -с) и легкая (до 10 мПа- ).

Под действием кислорода или кислородосодержащих веществ в поверхностных или пла­стовых условиях нефть может изменять свои физические свойства. В процессе окисления нефть теряет легкие фракции и осмоляется, происходит увеличение ее плотности, повыша­ется вязкость и возрастает количество асфальтосмолистых компонентов и кислот. Процес­сы окисления приводят к образованию биту­мов от вязкой до твердой консистенции и без термических методов воздействия, такие не­фти извлекать из породы практически невоз­можно.

С увеличением температуры нефтеотдача возрастает, т. к. релаксационные свойства нефтей ослабляются и при достижении 80°С пере­стают оказывать влияние на фильтрацию. Ис­пользование термических методов при добыче тяжелых нефтей позволяет увеличить нефтеот­дачу в 1—3 и более раз по сравнению с есте­ственным режимом. При движении нефти че­рез пористую среду в ней возникают упругие напряжения, приводящие к увеличению вязко­сти в пористой среде по сравнению с движени­ем в прямолинейном капилляре, т. е. при одной и той же скорости движения эффективная вяз­кость нефти возрастает с уменьшением прони­цаемости пористой среды.

В результате циклического воздействия на нефть давлением (барообработка) происходит изменение ее реологических параметров, в ча­стности, снижение коэффициента вязкости (на 10—15%) и предельного напряжения сдвига.

Нефть аномальная

Нефть, аномалии вязкости которой возни­кают в результате образования объемной струк­туры некоторыми компонентами нефти. В ус­ловиях первоначального термодинамического состояния пластовой нефти и при изотермичес­ких процессах эксплуатации залежей структу­ру в нефти образуют асфальтены.

Аномально-вязкие свойства нефти оцени­ваются комплексом параметров, характеризу­ющих свойства структуры, образуемой в не­фти асфальтенами. Аномальная вязкость обус­ловливает переменную подвижность нефти в ее фильтрации в породе. Подвижность нефти с ростом градиента давления увеличивается. Рост подвижности наблюдается при градиентах, превышающих градиент динамического давле­ния сдвига.

Нефть окисленная

К окисленным нефтям относят нефти, из­менившие свои физические свойства под дей­ствием кислорода или кислородосодержащих веществ в поверхностных или пластовых условиях

Жидкофазное окисление — это класс хи­мических реакций, осуществляющихся за счет полного или частичного перехода электронов от одних атомов к другим. Жидкофазное окисле­ние является цепной радикальной реакцией. Она начинается уже при температуре 25—50°С и с повышением температуры скорость окисления резко возрастает. При температурах до 200° С происходит окисление легких и средних ком­понентов нефти, что приводит к глубоким из­менениям свойств нефти, а именно: уменьше­нию содержания в нефти легких компонентов и увеличению содержания смол и асфальтенов, что в свою очередь приводит к значительному повышению плотности и вязкости нефти. Опы­тами установлено, что вязкость нефти после 11-часового ее окисления при температуре 52°С возрастает в 1,4 раза.

При высокотемпературном (230—320°С) окислении нефти интенсивно поглощается кис­лород и реакция протекает по схеме: масла -> смолы -* асфальтены. При достижении темпе­ратуры 300—350°С и более, когда из нефти уже выделятся все легкие и средние фракции не­фти и останутся тяжелые остатки углеводорода со сложной структурой молекул (преимуще­ственно нафтено-ароматического характера), идут процессы крекинга тяжелой части нефти и превращения по схеме: асфальтены —> кар-бены —» карбоиды.

Процессы окисления нефти наиболее интен­сивно протекают в высокотемпературных зонах пласта.

В соответствии с происходящими в пласте процессами меняются основные физико-хими­ческие параметры нефти. Малосмолистые ме­тановые и нафтеновые нефти дают в этих усло­виях начало кирам, а смолистые нефти, обога­щенные ароматическими углеводородами или сернистыми соединениями, — асфальтовым битумам. Выветривание тех и других приводит к образованию оксикеритов и далее — гумино-керитов,

Кир — продукт субаэрального выветрива­ния метановых и нафтеновых нефтей, ведуще­го к утяжелению и осмолению нефти, повыше­нию ее вязкости и обогащению ее более кис­лыми веществами. К такой группе нефтей относятся различные классы асфальтовых биту­мов — от мальт до асфальтитов. Отложения кира (закирования) на поверхности образуются в ре­зультате напитывания пород излившейся нефтью или обнажения нефтеносного пласта. В зависи­мости от степени выветренности кир может иметь разную консистенцию — от полужидкой до твердой, хрупкой. Название кир применяет­ся также к закированной породе в целом.

Закированный участок пласта может слу­жить покрышкой залежи.

Анаэробное окисление нефти протекает под действием микроорганизмов за счет кислорода сульфатов, окислов железа и, возможно, дру­гих кислородосодержащих минеральных соеди­нений. Механизм анаэробного окисления, по-видимому, подобен механизму окисления аэроб­ного, но отличается значительно меньшей ак­тивностью и носит характер преимущественно остаточного накопления биохимически более стойких циклических структур за счет селек­тивного освоения микроорганизмами структур метановых, в частности, твердого парафина. Конечными продуктами анаэробного окисления являются мальта и асфальт.

Мальта — это вязкожидкий, вязкий, иногда твердый битум, граничащий но составу и свой­ствам с тяжелыми высокосмолистыми нефтя-ми. Плотность = 0,965—1,03; температура раз­мягчения = 35—40⁰С; состав: С = 80—87%; Н = 10—12%. Содержание масел — 40—60%, количество асфальтенов варьирует от 0,3 до 30— 40%, что определят¹ консистенцию мальты. Наи­более часто образуется при биохимическом и химическом окислении нефти.

Битумы — это общее название природных или искусственных сложных органических ве­ществ, состоящих из углеводородов, их кисло­родных, сернистых и азотистых производных; входит в состав нефти (асфальт). Вязкость би­тумов настолько велика, что при естественной пластовой температуре они не текучи (более 10000 мПа-с). Однако небольшое повышение температуры приводит к значительному сниже­нию вязкости и увеличению подвижности. Ме­сторождения можно разрабатывать методами внутри пластового горения (прямоточного и про-тивоточного). Твердые битумы черного цвета имеют плотность около 1000 кг/м³. Битумы при­меняют в дорожном строительстве, производ­стве рубероида, толя, изоляционных материа­лов, пластмасс, лаков и др.

Асфальтовые битумы — это группа битумов (классы мальт, асфальтов, асфальтитов, керитов, антраксолитов, оксикеритов, гуминокеритов), в составе которых преобладают асфальтово-смо-листые компоненты или их производные (кар-бены, карбоиды). К асфальтовым битумам от­носятся также антраксолиты — класс асфаль­товых битумов высшей степени метаморфизма; твердые, неплавкие вещества, нерастворимые в органических растворителях, по свойствам и составу напоминающие антрациты. Состоят целиком из карбоидов и, возможно, свободно­го углерода. Делятся на пять групп: 1) низшие; 2) средние; 3) шунгиты; 4) кискеиты; 5) тухоли-ты. Зола кискеитов обычно богата ванадием и никелем.

Природные битумы — это комплексное по­лезное ископаемое, источник получения угле­водородного химического, металлургического сырья и дорожн о-строительных материалов.

Многие месторождения природных битумов характеризуются высоким содержанием серы, редких и цветных металлов.

Технология добычи природных битумов осу­ществляется по трем основным направлениям:

· скважинные способы, при которых битумы добываются через пробуренные с поверхности скважины путем термического или ино­го воздействия на битумосодержащие пласты;

· карьерные и шахтные очистные спосо­бы, при которых битумосодержащие породы
извлекаются на поверхность;

· шахтнодренажные способы, при которых битумы добываются в шахте через дренажные скважины с помощью паротеплового воздействия.

· Битуминозные пласты — пласты, содержа­щие нефть вязкостью 100—1000 Па-с, имею­щие, как правило, высокую абсолютную про­ницаемость, однако приемистость этих пластов очень низкая или даже нулевая.

Для закачки пара или воздуха в такие плас­ты необходимо повышать давление нагнетания над давлением гидроразрыва, что приводит к неэффективной разработке таких объектов.

Моделирование паронагнетания в условиях давления гидроразрыва затруднительно, т. к. необходимо учитывать напряжение и деформа­цию в сочетании с теорией разрыва.

Более приемлемым в таких условиях счита­ется пароциклическая обработка призабойных зон скважин. Широкое применение цикличес­кой закачки пара при давлении разрыва исполь­зуется на месторождении Колд Лейк (Канада). Этот метод позволяет довести нефтеотдачу до 20%. Попытки перехода на непрерывное вытес­нение нефти паром оказались безуспешными.

Аналогично и процесс внутрипластового го­рения с нагнетанием воздуха под давлением разрыва не дал положительных результатов. Примером может служить проект Григори Лейк (Атабаска), а также проект Юга, где были полу­чены весьма незначительные результаты.

Различают также низкотемпературное окис­ление — процесс физического и химического взаимодействия нефти с кислородом воздуха, который имеет две стадии: очень быстрого по­глощения молекул кислорода из воздуха (физи­ческая адсорбция), сопровождающегося выде­лением небольшого количества тепла, и хемосорбный — химического взаимодействия моле­кул кислорода с нефтью, сопровождающегося значительным экзотермическим процессом.

При низкотемпературном окислении нефти образуются кислородосодержащие продукты, ряд из которых является естественными ПАВ. Продукты низкотемпературного окисления не­фти в зоне прогрева пласта впереди фронта горения могут образовывать стойкие эмульсии.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) представляют собой сложные по строению и составу вещества, молекулы которых содержат группы, обладающие гидрофобными и гидро­фильными свойствами.

В процессах применяемые ПАВ выступают как стабилизаторы, диспергаторы и пленкооб-разователи. У каждого процесса применения ПАВ индивидуальный механизм действия и кри­терии эффективности.

В практике бурения скважин добычи и под­готовки нефти наиболее часто используются деэмульгаторы и эмульгаторы, ингибиторы кор­розии, солеотложений, асфальте но-с моло-пара-фино-отложений, моющие средства, депрессагоры, пенообразователи и стабилизаторы пены, стабилизаторы буровых растворов и т. д.

Различают ПАВы ионогенные и неионоген-ные. Ионогенные ПАВы — это поверхностно-активные вещества (мыла, сульфокислоты, эфи-ры серной кислоты и др.), молекулы которых диссоциируют в водной среде на ионы.

Неионогенные ПАВы (молекулярные) — это поверхностно-активные вещества, в которых носителями поверхностной активности являют­ся электрические нейтральные молекулы, не распадающиеся на ионы (спирты, карбоновые кислоты и амины, продукты конденсации поли-меризованной окиси этилена, дибудил).

Нефть парафинистая

Нефти России согласно ГОСТу подразделя­ются по процентному содержанию парафина на три группы:

· малопарафиновые — температура засты­вания их —16°С и ниже;

· парафиновые — температура застывания от—15°С до +20° С;

· высокопарафиновые — температура за­стывания выше +20°С.

К малопарафинистым относятся нефти, в которых не более 1,5% парафинов, к парафинистым —1,5—6,0% и к высокопарафинисгым — более 6,0%.

Нефть термическая

Нефть, добытая с применением теплового воз­действия на пласт (закачка пара и горячей воды, внутрипластовое горение) или на приэабойную зону пласта (пароциклические и парогазоцикли-ческие обработки, электропрогрев и т. п.); по сво­ему составу и свойствам можег резко отличать­ся от пластовой. Добыча и подготовка термичес­кой нефти связаны с дополнительными трудно­стями, т. к. в результате термического воздей­ствия в пластовых условиях образуются весьма стойкие водонефтяные эм

Вязкость нефти

Вязкостью называют свойство жидкости оказывать сопротивление взаимному перемеще­нию ее частиц под действием приложенной силы.

Различают несколько видов вязкости нефти; эффективную, динамическую, кинематическую и относительную.

Эффективная вязкость нефти (кажущаяся) — это вязкость нефти, обладающая аномальными свойствами и изменяющаяся в зависимости от градиента скорости. Зависит она также от со­держания воды в нефти. Это понятие чисто ус­ловное, не имеющее физического смысла и при­меняемое к неустойчивым системам и смесям, которые образуются при добыче высоковязкнх нефтей с применением методов термического и химического воздействия на пласт.

Динамическая вязкость нефти — это коэф­фициент внутреннего трения; определяется си­лой, которую испытывает единица поверхнос­ти одного из взаимодействующих слоев со сто­роны другого слоя, если градиент скорости меж­ду слоями равен единице; размерность — Па*с .

Кинематическая вязкость нефти — это от­ношение коэффициента динамической вязкос­ти к плотности нефти при температуре опреде­ления. Зависимость кинематической вязкости нефти от температуры носит криволинейный характер, присущий каждой нефти в отдельно­сти; размерность м²/с.

Относительная вязкость нефти — это отношение вязкости нефти к вязкости воды при той же температуре; размерности не имеет. Коэф­фициент абсолютной вязкости — величина, равная напряжению внутреннего трения в том случае, когда относительная скорость двух плос­костей потока, отстоящих друг от друга на рас­стояние 1 м, равна 1 м/с. За единицу измере­ния абсолютной вязкости принята мПа с.

Кроме вышеуказанных вязкостей различа­ют еще условную (относительную) вязкость. Она выражается отвлеченным числом, представля­ющим собой отношение времени истечения при определенных температурных условиях извес­тного количества испытуемой жидкости ко вре­мени истечения воды при тех же условиях. Для определения условной вязкости пользуются вискозиметром Энглера.

Вязкость нефти резко уменьшается с уве­личением температуры. Термические методы воздействия применяются на месторождениях, нефти которых имеют вязкость 30 мПа*с и более. Верхний предел вязкости (10000 мПа*с) обусловлен возможностью пластовой нефти фильтроваться на непрогретых участках пласта.

Высоковязкие нефти более восприимчивы к снижению вязкости при их подогреве. Повы­шение температуры в пласте до 120-150° С способствует снижению вязкости с 1000-1200 мПа*с до 3-4 мПа-с (рис. 12).

При обычных температурах высоковязкие нефти характеризуются малой газонасыщен­ностью и значительным окислением. Продук­тивные горизонты с такими нефтями залегают относительно неглубоко и отличаются несце-ментированностью нефтесодержащего коллек­тора.

Высокая вязкость нефти определяет отно­сительно низкие дебиты скважин, сокращение периода безводной эксплуатации залежи и уве­личение обводненности продукции скважин. Это отражается на сроках разработки место­рождений и затратах на добычу и подготовку нефти. Обычно разработка таких месторожде­ний невозможна без применения дополнитель­ного воздействия на пласт теплоносителями, растворителями и др. реагентами, снижающи­ми вязкость нефти.

На вязкость нефти, особенно содержащей­ся в пластах, залегающих на больших глубинах, существенно влияет не только температура, но и давление. При давлении ниже давления на­сыщения выделение растворенного газа приво­дит к увеличению вязкости остаточной нефти, в то время как объемное расширение нефти со снижением давления — к понижению вязкос­ти. И все же в результате действия этих факто­ров, из которых первый оказывает большее вли­яние, вязкость увеличивается.

Определить вязкость нефти можно и при помощи эмпирического соотношения (43]:

где — абсолютная вязкость дегазирован­ной нефти при температуре пласта, мПа*с;

в_н — коэффициент объемного расширения нефти, находящейся на поверхности (за счет растворенного в ней газа).

Эта формула справедлива лишь в интервале давлений от атмосферного до давления насы­щения, т. к. она не учитывает влияния сжимае­мости нефти при давлении выше давления на-

На вязкость нефти влияют следующие фак­торы [43J:

1. Структура молекул, входящих в состав нефти.

2. Температура. Если с увеличением темпе­ратуры нефть не меняет своего химического
состава, то ее вязкость уменьшается.

3. Давление. В пределах до 20 МПа вязкость от давления на каждую атмосферу увеличения
давления для нефтей можно принимать равным 1/500 ее первоначальной величины.

4. Количество растворенного газа. Вязкость нефти значительно снижается с увеличением количества растворенного газа.

Нефть, газ н вода на поверхности в атмос­ферных условиях имеют свойства, отличающи­еся от их свойств в условиях пласта.

Одной из наиболее важных величин, харак­теризующих нефть в пластовых условиях, яв­ляется величина давления насыщения нефти газом. Давлением насыщения называется то наименьшее давление, при котором смесь не­фти и газа в пласте находится только в жидкой фазе. Если давление в пласте снизится ниже давления насыщения, то из жидкой фазы нач­нет выделяться свободный газ и таким образом из одной общей жидкой фазы образуются две фазы: жидкая и газообразная. Величина давле­ния насыщения зависит от свойств нефти и газа. Чем тяжелее нефть, тем выше давление насы­щения, тем меньше в ней растворяется газ. Бо­лее тяжелый нефтяной газ растворяется в не­фти при меньших давлениях, чем легкий. При­сутствие в нефтяном газе азота резко повыша­ет давление насыщения.

Большое значение для практических расче­тов имеет также объемный коэффициент не­фти. Объемным коэффициентом нефти назы­вается объем, занимаемый в пластовых услови­ях одним нормальным кубометром нефти. Нор­мальные объемы измеряют при температуре 0° С и давлении 760 мм рт. ст. В пласте нефть находится под определенным давлением и при определенной температуре. Увеличение давле­ния вызывает уменьшение объема нефти, а уве­личение температуры — увеличение объема. Но наиболее значительное изменение объема про­исходит за счет растворения газа в нефти.

Эти три фактора, действуя одновременно, приводят к тому, что объем нефти в пластовых условиях всегда больше, чем в атмосферных (нормальных) условиях. Поэтому объемный ко­эффициент нефти всегда больше единицы. Если, например, объемный коэффициент в = 1,1, то это означает, что 1 м³ нефти, измеренный в атмос­ферных условиях, займет в пластовых услови­ях объем 1,1 м³, т. к. увеличится на 10%. Объем­ный коэффициент определяют по анализу глу­бинной пробы нефти.

В промысловой практике и ири различных расчетах иногда надо знать так называемый коэффициент усадки нефти, т. е. на сколько процентов или на какую долю от целого умень­шается добытая нефть вследствие ее дегазации.

Плотность нефти

Плотность — одна из основных физических характеристик нефти, равная отношению ее массы d_m, объемом dv, к этому объему: p = d_m /dv. Плотность однородного тела одина­кова во всех его точках. Плотность неоднород­ного тела неодинакова в разных его точках.

Плотность вещества растет с увеличением дав­ления и, как правило, убывает с ростом темпе­ратуры. При переходе вещества из жидкого состояния в газообразное и из твердого в жид­кое плотность скачкообразно уменьшается (ис­ключение представляет вода). Единица плотно­сти (в СИ) — кг/м³.

Плотность нефти и нефтепродуктов обычно определяется при 20" С и относится к плотнос­ти воды при 4° С (относительная плотность). Определение плотности можно приводить при любой температуре, а затем пересчитать по формуле:

где — плотность нефти при температу­ре испытания;

— коэффициент объемного расширения нефти;

t₀ — температура, при которой определя­лась плотность.

Относительная плотность нефти колеблется в среднем от 0,82 до 0,90, однако существуют нефти с плотностью, близкой к 1,0 и даже бо­лее, извлекать которую сегодня можно только при помощи термических методов воздействия. Плотность нефти зависит от многих факторов: химической природы смолистых веществ, ра­створенных газов и др., поэтому в ГОСТах на нефтепродукты она является нормируемым по­казателем.

Плотность нефти является показателем ее качества и определяется в пластовых условиях путем отбора проб пробоотборником.

Приближенно плотность нефти можно оп­ределить по формуле:

где р_сеп — плотность сепарированной не­фти, кг/м³;

Г — объемное содержание растворенного газа в пластовой нефти, м^а/м^э;

р _r — относительная плотность газа, кг/м³.

Результаты исследований плотности вязких нефтей в интервале температур 20—350" С и давления 0,1—60 МПа показали, что изменение плотности по изотермам с увеличением давле­ния увеличивается с ростом температуры (рис. 13)[10].

Для нефтей различных месторождений при температуре 20° С изменение плотности при изменении давления от 0,1 до 60 МПа составля­ет 2,6—3,0%, а при температуре 350° С — 10— 12%. Изобары в интервале температур 20—250" С во всем диапазоне давлений имеют пря­молинейный характер. При высоких темпера­турах изобары слегка искривляются, причем для более высоких давлений кривизна изобар уве­личивается {рис. 14).