Реферат по физике пласта

Обновлено: 02.07.2024

В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.
Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой.
Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).

Работа содержит 1 файл

Физика пласта.doc

Физика пласта

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

ТИПЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения. К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Анализ показывает, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% – к карбонатным отложениям, 1% – к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа.

Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой.

Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

Рассмотрим подробнее каждый из этих параметров.

ПОРИСТОСТЬ

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические). Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

2. Поры растворения – образовались в результате циркуляции подземных вод.

3. Пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста.

4. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (МgСО3) – при доломитизации идёт сокращение объёмов породы на 12%.

5. Пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания.

Виды пор (2)-(5) – это так называемые вторичные поры, возникшие при геолого-химических процессах.

Объём пор зависит от:

- сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);

- однородности и окатанности зёрен;

Не все виды пор заполняются флюидами, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

- субкапиллярные (размер пор 0,5 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку (рис. 1.4).

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией (рис. 1.5).

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр (рис. 1.6), установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления..

Согласно уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

где Q – объёмная скорость воды;

v – линейная скорость воды;

F – площадь сечения, F = pd2/4;

L – длина фильтра;

k – коэффициент пропорциональности .

Нефть – неидеальная система (компоненты нефти взаимодействуют между собой), поэтому линейный закон фильтрации для нефти, содержит вязкость, учитывающую взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы:

Насыщенность – ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, трещины, каналы.

При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой и газом.

Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

Для газонефтяных месторождений:

SВ + SН + SГ = 1. (1.39)

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность SВ 0, то есть давление под выпуклой поверхностью жидкости больше, чем давление под плоской поверхностью: p_r>p₀. Пример дисперсной частицы с выпуклой поверхностью — капля жидкости в аэрозоле или эмульсии. Выпуклую поверхность имеет мениск несмачивающей жидкости в капилляре.

Вогнутые поверхности имеют отрицательную кривизну, поэтому капиллярное давление p_c > b (b — молекулярный размер). Для нанообъектов это условие не выполняется, так как радиус кривизны соизмерим с молекулярными размерами.

Закон капиллярного давления имеет большое научное значение. Он устанавливает фундаментальное положение о зависимости физического свойства (давления) от геометрии, а именно от кривизны поверхности жидкости. Теория Лапласа оказала значительное влияние на развитие физикохимии капиллярных явлений, а также на некоторые другие дисциплины. Например, математическое описание искривлённых поверхностей (основы дифференциальной геометрии) было выполнено К. Гауссомименно в связи с капиллярными явлениями.

Закон Лапласа имеет много практических приложений в химической технологии, фильтрации, течении двухфазных потоков и т. д. Уравнение капиллярного давления используют во многих методах измерения поверхностного натяжения жидкостей. Закон Лапласа часто называют первым законом капиллярности.

Основные виды физических свойств пород. Что такое коллекторские свойства, по каким параметрам они оцениваются?
Гидрофильные и гидрофобные породы. Чем они отличаются? Что такое гистерезис смачивания?
Объемный коэффициент и усадка пластовой нефти. От чего они зависят?

Работа состоит из 1 файл

Реферат_Физ_Пласта_вар15.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Факультет природных ресурсов и нефтегазового дела

Кафедра нефтегазового дела

Основные виды физических свойств пород. Что такое коллекторские свойства, по каким параметрам они оцениваются?
Гидрофильные и гидрофобные породы. Чем они отличаются? Что такое гистерезис смачивания?
Объемный коэффициент и усадка пластовой нефти. От чего они зависят?

Пункт 1. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОРОД. ЧТО ТАКОЕ КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА, ПО КАКИМ ПАРАМЕТРАМ ОНИОЦЕНИВАЮТСЯ?

Горная порода характеризуется различными физическими свойствами. Ниже приведены основные из них.

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОД

Под гранулометрическим составом горных пород понимают количественное содержание в них частиц (зерен) различной величины, выраженное в процентах (по массе). Это одна из основных физических характеристик пород, поскольку, чем более крупными по размерам частицами образована порода, тем более крупными могут быть поры в такой породе и, следовательно, тем более высокими могут быть ее емкостно-фильтрационные свойства.

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ПОРОДЫ

Под удельной поверхностью (Sуд) горных пород понимают суммарную поверхность ее порового пространства в единице объема породы

Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы и, следовательно, определяет ее адсорбционные свойства, в том числе содержание остаточной воды. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен (т.е. увеличением степени дисперсности породы), увеличением открытой пористости и уменьшением абсолютной проницаемости.

Под карбонатностью пород понимают содержание в них солей угольной кислоты: известняка (СаСО3), поташа (К2СО3), сидерита (FеCO3) и др.

Определение карбонатности пород проводят с целью выяснения возможности солянокислотной обработки призабойной зоны скважин для дополнительного увеличения ее проницаемости и, следовательно, увеличения дебитов нефтяных и газовых скважин, а также для определения химического состава горных пород, слагающих продуктивный пласт.

МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей в пласте влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин.

При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости будет увеличиваться при уменьшении мощности пласта.

Упругие свойства горных пород описываются законом Гука:

где β_с – коэффициент объемной упругости пористой среды;

β_п - коэффициент сжимаемости пор;

V_о – объем образца;

m - коэффициент пористости.

Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объемной упругости пористой среды (β_с) и наименьшего напряжения (σ_о):

где m_o – пористость при начальном эффективном напряжении.

Коэффициент объемной упругости пористой среды (β_с) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (β_n) и на пористость пород:

Величина коэффициента объемной упругости пористой среды (β_с) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0.3 – 2·10 -10 [м 2 /н].

Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объемного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов.

ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1 ° С:

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости. Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4 - 2 кДж/ (кг × К).

Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) l характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

Коэффициент температуропроводности (α) характеризует скорость прогрева пород или скорость распространения изотермических границ.

Коэффициенты линейного ( a _L) и объёмного ( a _V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

где L и V – начальные длина и объем образца.

Взаимосвязь тепловых свойств горных пород выражается соотношением:

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%.

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

Одна из важнейших задач нефтегазопромысловой практики сводится к выделению в объеме залежи пород-коллекторов. Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС) или коллекторскими свойствами.

гранулометрическим составом пород;
пористостью;
проницаемостью;
насыщенностью пород водой, нефтью и газом;
удельной поверхностью;
капиллярными свойствами;
механическими свойствами.

Пункт 2. ГИДРОФОБНЫЕ И ГИДРОФИЛЬНЫЕ ПОРОДЫ. ЧЕМ ОНИ ОТЛИЧАЮТСЯ? ЧТО ТАКОЕ ГИСТЕРЕЗИС СМАЧИВАНИЯ?

Смачиваемость - способность породы смачиваться жидкостью. В нефтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью.

На формирование залежей углеводородов оказывает влияние количество остаточной воды в залежи (остаточная водонасыщенность, SB), которая в свою очередь зависит от свойств воды и углеводородов и от природы поверхности горной породы. Под природой поверхности понимаются гидрофильность – способность вещества смачиваться водой и гидрофобность – способность вещества не смачиваться водой.

Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. Гидрофобные минералы способствуют повышению доли остаточной нефти по отношению к воде. Нефтеотдача гидрофобного коллектора ниже по сравнению с гидрофильным.

В пластовых условиях наблюдаются неустойчивые процессы, происходящие на поверхности раздела фаз. За счет вытеснения нефти водой образуется передвигающийся трехфазный периметр смачивания. Угол смачивания изменяется в зависимости от скорости и направления движения жидкости в каналах и трещинах. Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть изменение угла смачивания при передвижении по твердой поверхности трехфазного периметра смачивания. Величина гистерезиса зависит от:

Нефтяной пласт представляет собой залежь осадочных пород в виде тела с огромным скоплением капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика. Поэтому закономерности движения нефти в пласте и её вытеснения из пористой среды зависят также и от свойств пограничных слоев соприкасающихся фаз и процессов, происходящих на поверхности контакта нефти, газа и воды с породой. На формирование залежей углеводородов оказывает влияние количество остаточной воды в залежи (остаточная водонасыщенность, Sв), которая в свою очередь зависит от свойств воды и углеводородов и от природы поверхности горной породы.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………… 3
1 ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ………………………………………….4
2 ЗАВИСИМОСТЬ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ ОТ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ………………………… 8
3 ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ КОМПОНЕНТОВ НА ВЕЛИЧИНУ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ………………………………………….11
4 МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ……. 14
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….16
СИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ…..…………………………. 18

Прикрепленные файлы: 1 файл

Реферат.doc

1 ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ………………………………………….4

2 ЗАВИСИМОСТЬ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ ОТ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ………………………… 8

3 ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ КОМПОНЕНТОВ НА ВЕЛИЧИНУ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ………………………………………….11

4 МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ……. 14

СИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ…..…………………………. 18

На формирование залежей углеводородов оказывает влияние количество остаточной воды в залежи (остаточная водонасыщенность, Sв), которая в свою очередь зависит от свойств воды и углеводородов и от природы поверхности горной породы. Под природой поверхности понимаются гидрофильность - способность вещества смачиваться водой и гидрофобность - способность вещества не смачиваться водой.

Физико-химические свойства поверхностей раздела фаз и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей - поверхностным натяжением на границе раздела фаз, явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотой смачивания.

В данном реферате подробнее рассмотрим поверхностное натяжение на границе раздела фаз и зависимость ее величины от различных факторов.

1. ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ

Поверхностное натяжение - избыток свободной энергии сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз. По поверхностному натяжению пластовых жидкостей на различных поверхностях раздела можно судить о свойствах соприкасающихся фаз, закономерностях взаимодействия жидких и твёрдых тел, процессах адсорбции, количественном и качественном составе полярных компонентов в жидкости, интенсивности проявления капиллярных сил и т.д.

Поверхностное натяжение связано с такими понятиями, как свободная энергия поверхностного слоя жидкости и сила поверхностного натяжения .

Свободная энергия поверхности:

где Q - поверхностное натяжение; s - суммарная поверхность двух фаз.

Сила поверхностного натяжения - сила, действующая на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания):

где λ - линия смачиваемоемости.

Коэффициент поверхностного натяжения а зависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов.

Если поверхностное натяжение между двумя жидкостями, газом и жидкостью можно измерить, то на поверхности раздела породы- жидкости и породы-газа измерить трудно. Поэтому для изучения поверхностных явлений на границе порода-жидкость-газ, пользуются косвенными методами:

измерением работы адгезии и когезии, исследованием явлений смачиваемости и растекаемости, изучением теплоты смачивания.

Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие - не смешиваемые жидкости или жидкость и газ.

Капля жидкости может растекаться по поверхности, если поверхность хорошо смачивается, а если поверхность плохо смачивается, то капля растекаться не будет.

Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания θ , образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фаз.

Угол θ, образованный касательной к капле в точках ее периметра, зависит от поверхностных натяжений Q _1,3 и Q _1,2 и Q_2,3 на разделах фаз 1-3, 1-2, 2-3.

Из условия равновесия векторов получим уравнения Юнга:

Существуют также переходные поверхности (т.н. амфотерные), которые хорошо смачиваются как полярными, так и неполярными системами.

К гидрофильным поверхностям относятся силикаты, карбонаты, окислы железа. К гидрофобным поверхностям - парафины, жиры, воск, чистые металлы.

Краевой угол смачивания зависит от строения поверхности, адсорбции жидкостей и газов, наличия ПАВ, температуры, давления, электрического заряда.

Поверхностные явления описываются также работой адгезии.

Адгезия - прилипание (сцепление поверхностей) разнородных тел. Когезия -явление сцепления поверхностей разнородных тел, обусловленной межмолекулярным или химическим взаимодействием.

Работа адгезии оценивается уравнением Дюпре:

Используя соотношения (1.3) и (1.5), мы получим уравнение Дюпре-Юнга:

следует, что при смачивании свободная энергия единицы поверхности твёрдого тела уменьшается на величину Q _1,2cosθ, которую принято называть натяжением смачивания.

Работа когезии Wk характеризует энергетические изменения поверхностей раздела при взаимодействии частиц одной фазы.

Из уравнения (1.6) следует, что на отрыв жидкости от поверхности твёрдого тела при полном смачивании (когда cosθ = 0) затрачивается работа, необходимая для образования двух жидких поверхностей – 2Q_жг, т.е. Wк = 2Q _жг, где 2Q _жг - поверхностное натяжение жидкости на границе с газом.

Подставив в уравнение Юнга значения работ адгезии и когезии, получим:

cosθ = (2 Wa – Wk)/ Wk (1.8).

Из этого уравнения следует, что смачиваемость жидкостью твёрдого тела тем лучше, чем меньше работа когезии (и поверхностное натяжение жидкости на границе с газом).

Для характеристики смачивающих свойств жидкости используют также относительную работу адгезии z = Wa/Wk [7].

Ещё одна характеристика, используемая для описания поверхностных явлений - теплота смачивания.

Установлено, что при смачивании твёрдого тела жидкостью наблюдается выделение тепла, так как разность полярностей на границе твёрдое тело-жидкость меньше, чем на границе с воздухом. Для пористых и порошкообразных тел теплота смачивания обычно имеет значение от 1 до 125 кДж/кг и зависит от степени дисперсности твёрдого тела и полярности жидкости.

Теплота смачивания характеризует степень дисперсности твёрдого тела и природу его поверхности. Большее количество теплоты выделяется при смачивании той жидкостью, которая лучше смачивает твёрдую поверхность [7].

2 ЗАВИСИМОСТЬ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ ОТ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

Влияние температуры и давления на поверхностное натяжение жидкостей можно установить, исходя из молекулярного механизма возникновения свободной поверхностной энергии и энергетической сущности поверхностного натяжения.

С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение чистой жидкости на границе с паром, что связано с ослаблением межмолекулярных сил с ростом температуры. Эта зависимость определяется следующей формулой:

где Qt и Qo – поверхностные натяжения системы (мН/м) при температурах t и 0ºC; γ – температурный коэффициент поверхностного натяжения, сохраняющий свойства константы при температурах вдали от критической точки 1/0ºС; t – температура, º С.

С увеличением давления поверхностное натяжение жидкости на границе с газом понижается. Это связано с уменьшением свободной поверхностной энергии вследствие сжатия газа и его растворения в жидкости [4, 12].

При содержании в нефти воднорастворимых полярных компонентов поверхностное натяжение ее на границе с водой может увеличиваться с ростом давления и температуры вследствие растворения этих компонентов в воде.

Сложный характер имеет зависимость поверхностного натяжения нефти на границе с водой от давления и температуры в условиях насыщения нефти газом.

Кинетическим гистерезисом смачивания называется изменение угла смачивания при передвижении по твердой поверхности трехфазного периметра смачивания.

Следует учитывать, что если энергия прилипания жидкости к твердой поверхности больше энергии сцепления молекул жидкости, то вытесняемая жидкость, оставляет на поверхности пленку толщиной, соизмеримой с радиусом действия молекулярных сил. Это – одна из причин образования остаточной пленочной нефти в пласте.

При изучении кинетического гистерезиса смачивания, т.е. от того, происходит ли вытеснение с твердой поверхности воды нефтью или нефти водой. Угол, образующийся при вытеснении нефти водой (θ _2,1) принято называть наступающим, а угол, образующийся при вытеснении воды нефтью (θ_1,2) – отступающим. При этом отступающий θ_1,2, наступающий θ_2,1, и статистический θ углы всегда находятся в соотношении θ_2,1 ≤ θ ≤ θ_1,2 [10].

Гистерезис смачивания зависит от скорости перемещения трехфазной границы раздела фаз по твердой поверхности, а также от адсорбции на ней вещества и от шероховатости твердого тела.

С увеличением скорости вытеснения нефти водой из капиллярных каналов пористой среды вследствие гистерезисных явлений наступающим угол смачивания возрастает и может стать больше 900, если даже в статистических условиях поверхность капилляра гидрофильна.

Угол смачивания зависит от множества факторов: механического строения поверхности, адсорбции на ней газов, поверхностно-активных и других веществ, от ее загрязнения, электрического заряда.

Межфазовое поверхностное натяжение граничного слоя между жидкостью и газом – это сила действующая в плоскости поверхности жидкой фазы, приходящаяся на единицу длины поверхностного слоя и направленная перпендикулярно этой длине. Единица измерения поверхностного натяжения Q н/м. Величина Q зависит от давления, температуры и состава газа и жидкостей.

где ρ_ж, ρ_г – плотность жидкой и газовой фаз, кг/м 3 ; П – постоянная, названная парахором, представляет собой относительный объем двух жидкостей с равным поверхностным натяжением. Парахор не зависит от температуры и для индивидупальных компонентов может быть определен по молекулярной массе компонентов:

Величина поверхностного натяжения зависит от температуры, и эта зависимость Q(Т)=Q_о(1-Т_пр) n , где Т_пр – приведенная температура.

Для предельных углеводородов нормального строения показатель степени n ≈ 1,259; Q_о=54,292 Н/м [7].

С увеличением температуры поверхностное натяжение уменьшается и становится равным нулю в критической точке.

3 ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ КОМПОНЕНТОВ НА ВЕЛИЧИНУ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ

Одна из основных причин низкой эффективности вытеснения нефти из коллекторов - неоднородность их физических свойств, в результате которой охват пласта заводнением оказывается невысоким. Идея использования полимеров для повышения эффективности процесса заводнения основана на способности их водных растворов даже при низкой концентрации полимера значительно снижать соотношение вязкости нефти и воды и уменьшить подвижность последней в высокопроницаемых пропластках, выравнивая продвижение водонефтяного контакта. В качестве добавок к воде используются полиакриламид (ПАА) и другие полимеры с массовой долей, равной 0,05-0,7%.

Вязкостные свойства растворов полимеров зависят от концентрации вещества, свойств и состава растворителя, степени гидролиза ПАА.

Читайте также: