12. Растворимость газов в нефти и в воде. Давление насыщения нефти газом.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри: Vг=*Р*Vж или Vг/Vж=К*Р; где V_ж – объём жидкости-растворителя; – коэффициент растворимости газа; V_г – объем газа, растворённого при данной температуре; Р – давление газа над поверхностью жидкости; К – константа Генри (К=f()). Коэффициент растворимости газа () показывает, какое количество газа (V_г) растворяется в единице объёма жидкости (V_ж ) при данном давлении: =Vг/(Vж*Р).Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Растворимость газов увеличивается с повышением содержания в нефти парафиновых углеводородов, а при высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов. Форма изотерм растворимости: для плохо растворимых газов (азот, метан) они характеризуются пологим подъемом, т.е. малорастворимые газы лучше подчиняются закону Генри, чем хорошо растворимые. Изотермы хорошо растворимых газов (СО₂, C₂H₆ , C₃H₈) характеризуются резким подъемом до определенных давлений, а затем они выполаживаются. Последнее объясняется обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе при высоких давлениях. На растворимость газов в нефти природа газа влияет в большей степени, чем состав нефти. Углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры. Количество растворяющегося в нефти или выделяющегося из нее газа зависит от характера процесса: 1) Контактными (или одноступенчатыми) принято называть такие процессы, при которых весь выделяющийся газ находится в контакте с нефтью. 2) При дифференциальном процессе выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При этом, очевидно, и состав нефтегазовой смеси в процессе разгазирования непрерывно изменяется. Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) этот параметр увеличивается. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться.

13. Роль капиллярных сил при вытеснении нефти водой.

П оровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромное скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытеснения нефти. За водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Эффект Жамена: Рвыт=P1+Pк1-Pк2; Рвыт=Р1-Рк; Рк=(2cos(Q1-))/r; Движение шарика в гидрофильном капилляре будет отсутствовать,когда: Рк2=Р1+Рк1. Эффект Жамена показ-т, что даже в гидрофильн. капил. при вытеснении нефти водой создается сила, препятствующая вытеснению, которая определяется разностью на границе раздела фаз. Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. Pк=(2cosQ)/r. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки – вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства. Необходимо отметить, что вопрос об увеличении или уменьшении капиллярных сил, так же как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного решения. В условиях зернистых неоднородных коллекторов процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.