
- •1. Пробка с отверстием для соединения с атмосферой ;
- •2. Прижимная пружина;
- •3 Исследуемый образец породы;
- •4 Мелкопористый фильтр типа Шотта;
- •5. Стеклянная воронка;
- •6. Бюретка малого диаметра;
- •7. Предохранительная склянка, предотвращающая попадание воды в манометр;
- •8. Трехходовой!!!!
- •9. Ртутный манометр
- •2) Коэффициент температуропроводности определяют по формуле:
- •2) Рассчитываем коэффициент поверхностного натяжения
2) Рассчитываем коэффициент поверхностного натяжения
нефть-пластовая вода:
мН/м
Задача 15.2(5) Определить коэффициент поверхностного натяжения ϭ пластовой воды на границе с углеводородным газом, если в капилляре с диаметром d=2 мм, она поднимается на высоту h=0,8 мм. Плотность жидкости ρ=1,6 г/см3, краевой угол избирательного смачивания θ=49 град.
Решение Коэффициент поверхностного натяжения пластовой воды на границе с углеводородным газом с использованием капилляра определяется по формуле:
В формуле размерность параметров представлена в системе СИ.
Задача
15.3(3) Смачивание поверхности нефтесодержащей
породы меняется при введении ПАВ.
Построить изотерму смачивания
,определить
точку инверсии смачивания (cosθ
=0) и рассчитать работу адгезии, используя
приведенные ниже данные:
СПАВ,ммоль/л |
0 |
0,92 |
2,03 |
3,23 |
3,85 |
4,81 |
6 |
Ϭж-г, мДж/м2 |
70,1 |
33,5 |
18,3 |
10,3 |
7,4 |
5,1 |
5,1 |
Θ, град |
35,9 |
67,7 |
93,4 |
100,4 |
102,7 |
104,5 |
104,5 |
Решение. 1) Строим изотерму смачивания и определяем точку инверсии смачивания. Точка инверсии соответствует концентрации СПАВ,=1,76 ммоль/л
2) Определяем работу адгезии при смачивании поверхности породы водой с содержанием СПАВ = 0; 2,03; 4,81 ммоль/л:
Wa1=ϭж-г∙(1+cosθ)=70,1∙(1+cos35,9)=126,88 мДж/м2, СПАВ = 0 ммоль/л
Wa2=ϭж-г∙(1+cosθ)=18,3∙(1+cos100,4)=17,21 мДж/м2, СПАВ = 2,03 ммоль/л
Wa1=ϭж-г∙(1+cosθ)=5,1∙(1+cos104,5)=3,82 мДж/м2, СПАВ = 4,81 ммоль/л
Вывод: Раствор ПАВ способствует гидрофобизапии поверхности породы. Об этом же свидетельствует уменьшение работы адгезии с возрастанием концентрации ПАВ в растворе.