Файл: Физика нефтяного и газового пласта санктпетербург.doc

Рис. 15. Зависимость поверхностного натяжения нефти

Небитдагского месторождения от давления на границе с метаном:

1. – Т = 20⁰ С; 2. – Т = 60⁰ С; 3. – с этан-пропановой смесью
Однако, количественные изменения зависят от многих дополнительных факторов: химического состава нефти, состава газа (рис. 15, кривая 3), количества растворенного газа, количества и природы полярных компонентов и др.

С увеличением количества растворенного газа в нефти величина поверхностного натяжения нефти на границе с газом уменьшается.

Поведение величины σ жидкости на границе с жидкостью зависит во многом от полярности жидкостей.

Поверхностное натяжение малополярных нефтей на границе с водой в пределах давлений, встречаемых в промысловой практике, мало зависит от давления (рис. 16) и температуры. Это объясняется относительно небольшим и примерно одинаковым изменением межмолекулярных сил каждой из жидкостей с увеличением давления и температуры, так что соотношение их остаётся постоянным.

Рис. 16. Зависимость поверхностного натяжения нефти Туймазинского месторождения на границе с водой от давления при Т = 20єС
Для высоко-полярных нефтей её поверхностное натяжение на границе с водой может увеличиваться с ростом давления и температуры.

Сложный характер имеет зависимость поверхностное натяжение на границе с водой от давления и температуры в условиях насыщения нефти газом (рис. 17). Это обусловлено изменением концентрации полярных компонентов в поверхностном слое нефти при растворении в ней газа.

Величина σ по ряду месторождений в зависимости от насыщения нефти газом может быть значительной: 3-6 мН/м при изменении давления от 0 до 26,5 МПа.

Поверхностное натяжение на границе раздела между газом и жидкостью, двумя жидкостями можно измерить, то поверхностное натяжение на границе раздела порода-жидкость, порода-газ измерить трудно.

Рис. 17. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского месторождения от давления на границе с водой при Т = 200С:

---

1. – при насыщении обеих фаз метаном; 2. – при насыщении обеих фаз этан-пропановой смесью
Поэтому для изучения поверхностных явлений на границе порода-жидкость пользуются косвенными методами изучения поверхностных явлений: измерением работы адгезии и когезии, исследованием явлений смачиваемости и растекаемости, изучением теплоты смачивания.

6.3. Смачивание и краевой угол

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. 18).



Рис. 18. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фаз

Краевой угол θ измеряется в сторону более полярной фазы (в данном случае в сторону воды). Принято условно обозначать цифрой 1 водную фазу, цифрой 2 – углеводородную жидкость или газ, цифрой 3 – твёрдое тело.

Предполагая, что краевой угол  отвечает термодинамическому равновесию, получим уравнение, впервые выведенное Юнгом:
σ _2,3 = σ _1,3 + σ _1,2 cosθ, (6.4)

откуда получим выражение для краевого угла θ:
= В (6.5)

Если σ _2,3 > σ _1,3, то 0 < cosθ < 1, из чего следует, что угол θ – острый (наступающий), а поверхность – гидрофильная. Если

σ_2,3 > σ _1,3, то –1 < cosθ < 0, из чего следует, что угол θ – тупой (отступающий), а поверхность – гидрофобная.

Существуют также переходные поверхности (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.
6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания

---

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:
W_a = σ _1,2 + σ _2,3 - σ _1,3. (6.6)
Используя соотношения 6.4 и 6.6, мы получим уравнение Дюпре-Юнга:

W_a = σ _1,2 ·(1+cosθ). (6.7)
Из соотношения:
σ _2,3 – σ _1,3= σ _1,2·cosθ (6.8)
следует, что при смачивании свободная энергия единицы поверхности твёрдого тела уменьшается на величину σ _1,2·cosθ, которую принято называть натяжением смачивания.

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

Из уравнения 6.7 следует, что на отрыв жидкости от поверхности твёрдого тела при полном смачивании (когда cosθ=0) затрачивается работа, необходимая для образования двух жидких поверхностей – 2 σ _жг(σ _1,2), т.е.:

W_к = 2· σ _{ж г},, (6.9)

где 2· σ _жг - поверхностное натяжение жидкости на границе с газом.

Это значит, что при полном смачивании жидкость не отрывается от поверхности твёрдого тела, а происходит разрыв самой жидкости, т.е. при полном смачивании σ _1,2 ≤ σ _1,3.

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

(6.10).

Из этого уравнения 6.10 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 = W_а/W_к.

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 изменяется 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.

---

Если через q₁ – обозначить удельную теплоту смачивания породы водой, а через q₂ – обозначить удельную теплоту смачивания породы нефтью, то для гидрофильных поверхностей будет выполняться соотношение:

(q₁/ q₂) > 1, а для гидрофобных: (q₁/ q₂) < 1. (6.11)
6.5. Кинетический гистерезис смачивания

Явления смачиваемости рассматривались для равновесного состояния системы. 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 (менисков жидкости, рис. 19) в каналах и трещинах.


Рис. 19. Схема изменения углов смачивания при изменении направления движения мениска в капиллярном канале:

θ₁ –наступающий, θ ₂ – отступающий углы смачивания при движении водо-нефтяного мениска в цилиндрическом канале с гидрофильной поверхностью (θ – статический угол смачивания)
Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть изменение угла смачивания при передвижении по твердой поверхности трехфазного периметра смачивания. Величина гистерезиса зависит от:

направления движения периметра смачивания, то есть от того, происходит ли вытеснение с твердой поверхности воды нефтью или нефти водой;

скорости перемещения трехфазной границы раздела фаз по твердой поверхности;

шероховатости твердой поверхности;

адсорбции на поверхности веществ.

Явления гистерезиса возникают, в основном, на шероховатых поверхностях и имеют молекулярную природу. На полированных поверхностях гистерезис проявляется слабо.
7. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД

В основном пластовая энергия, определяющая приток нефти к забоям скважин, обусловлена:

1. 
   напором краевых пластовых вод;
   
2. 
   энергией газа, сжатого в газовой шапке;
   
3. 
   энергией газа, растворенного нефти и в воде и выделяющегося из них при понижении давления;
   
4. 
   упругостью сжатых пород и жидкостей;
   
5. 
   гравитационной энергией, возникающей за счет силы тяжести самой нефти.
   

---

7.1. Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта

Под действием капиллярных сил столбик воды будет стремиться принять цилиндрическую форму, оказывая при этом давление p на пленку нефти между столбиком воды и стенками капилляра, величина которого равна:

, (7.1)

где R – радиус сферической поверхности столбика воды; r – радиус цилиндрической поверхности капилляра;  - поверхностное натяжение на границе нефти с водой.



С начала движения столбика воды в капилляре возникает сила трения, обусловленная давлением воды на стенки капилляра. Капиллярное давление, создаваемое менисками, составит;

и . (7.2)

Разность этих давлений и будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давления р_к = (p₁ – p₂)

, т.к.

Явление, сопровождающееся возникновением дополни­тельных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, принято называть эффектом Жамена. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Величина дополнительного сопротивления и капиллярного давления для единичных столбиков может быть и невелика. Но в пористой среде столбики и четки образуются в больших количествах и на пре­одоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пласто­вой энергии.

В


Рис. 20. Деформация капли в суженной части канала
пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель и четок (рис. 20). При переходе столбиков и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженую вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает противодавление, равное:

. (7.3)
Водонефтяные смеси могут образовываться на протяжении де­сятков и сотен метров. Если бы эффект Жамена проявлялся в пласте так же интенсивно, как и в ци­линдрических капиллярах, движение жидкостей в пористой среде было бы затруднено. Эффект Жамена в пласте в значительной степени ослабляется вслед­ствие сжимаемости газовых пузырьков и упругости жидкости и пород пласта. При этом происходит сдвиг не сразу всей массы смеси, а отдельных ее участков. Кроме того, в каналах неправильной формы жидкости могут иметь обходные пути между стенками каналов и пузырьками воды или газа (рис. 21).



Рис. 21. Схема расположения капли воды в капилляре неправильной формы, смоченном нефтью
7.2. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50—60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта, в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 22 (сплошная линия). Пунктирными линиями показано приблизительное распределение нефти и воды в пласте при других положениях водонефтяного контакта.

Эта схема представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной воды Sп. При этом в пласте можно отметить три зоны (I, II и III). В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть. Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от Iвымывания нефти к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

А

Рис. 22. Изменение нефте- водонасыщенности пласта при вытеснении нефти водой
налогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

Так, вследствие небольшой вязкости газа «поршневое» вытеснение им нефти может происходить только при газонасыщенности породы, не превышающей 15 % от объема пор. При увеличении газонасыщенности в потоке преобладает газ, и механизм вытеснения нефти будет заменяться механизмом увлечения ее струёй газа. При газонасыщенности 35% движется в пласте только один газ.

---