Физика пласта

границе двух жидкостей. Опыт проводится для 3–5 значений температуры с одними и теми же жидкостями.

1. Для заданных жидкостей при нормальной температуре определяют постоянную прибора при определенном расходе жидкости через капилляр (устанавливается с помощью микрокрана с учетом условий отрыва капли от капилляра, определяемых временем в 1,0–1,5 мин). При достижении заданного режима формирования и отрыва капли фиксируют начальный объем жидкости

визмерительной бюретке и конечный после отрыва десятой капли от капилляра.

2.Включают электронный блок и устанавливают заданное значение температуры, определяют межфазное натяжение по формуле

где Vн, Vк – начальный и конечный объемы жидкости в бюретке; σt – межфазное натяжение при заданной температуре; ρ1(t), ρ2(t) – значения плотности жидкостей в стакане и в бюретке для заданной температуры.

Плотность жидкости с учетом температурного расширения определяют по формуле

ρt =1+ρc0 ∆t ;

t

ct = ∆VV ∆t,

где ρ0 – плотность жидкости при t = 20 °С и давлении p = 0,022 МПа; ct – коэффициент температурного расширения жидкости. Например, для керосина ct =

=0,000 78 1/°С, для воды 0,000 257 1/°С.

2.Значение температуры берут в интервале 20–40 °С. При этом контроли-

руют время отрыва капли (≥ 1 мин), количество капель (10). Измерения производят только после достижения заданной температуры, о чем будет сигнализировать термореле.

4.Полученные при проведении опытов данные записывают в таблицу.

5.Строят график зависимости σt от температуры опыта.

Для изучения влияния рода жидкости (концентрации веществ) на межфазное натяжение проводятся опыты с различными жидкостями (концентрациями) при заданном значении температуры. Последовательность проведения опытов такая же, что и описанная выше (пп. 1 и 2). Полученные данные заносят в таблицу.

По этим данным строят график зависимости σt от концентрации веществ.

181

Данные лабораторных исследований

Контрольные вопросы

1.Что называют поверхностным натяжением?

2.Назвать единицы измерения поверхностного натяжения.

3.Как изменяются поверхностные натяжения в зависимости от температуры и концентрации веществ в жидкостях?

4.Роль поверхностного натяжения в нефтепромысловом деле.

5.Опишите порядок проведения лабораторной работы.

6.Как изменяется межфазное натяжение на границе нефть – вода, если ввести в воду ПАВ?

7.Дать определение адгезии.

8.Дать определение когезии.

9.Определить значение работы адгезии, если краевой угол смачивания породы 180°.

10.Определить инверсию смачиваемости.

Практическая работа № 21

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ НА ГРАНИЦЕ РАЗДЕЛА ДВУХ ФАЗ МЕТОДОМ КОЛЬЦА С ПОМОЩЬЮ ТЕНЗИОМЕТРА К-11

Цель работы. Определение поверхностного натяжения на границе жидкость – воздух методом кольца. Ознакомление с работой прибора.

Теоретическая часть

Исторически первым был разработан метод кольца, поэтому многие приводимые в литературе значения поверхностного и межфазного натяжения являются результатом измерений методом кольца.

В методе кольца жидкость поднимают до регистрации контакта с поверхностью. Затем проба опускается, и под кольцом образуется натянутая пленка жидкости (рис. 1).

182

На практике расстояние сначала увеличивают до тех пор, пока не будет пройдена область максимальной силы. Затем сосуд с пробой движется обратно, и точка максимальной силы проходится во второй раз. Значение максимальной силы точно определяется только при этом обратном движении, и оно используется для вычисления натяжения. Во время измерения стараются избегать разрыва пленки, показанного на рис. 1. Вычисление проводится по формуле

σ= Fmax −FV ,

Lcosθ

где σ – поверхностное или межфазное натяжение; Fmax – максимальная сила; FV – вес объема поднятой жидкости; L – смоченная длина; θ – контактный

угол. Контактный угол θ уменьшается с увеличением расстояния и становится равным нулю в точке максимальной силы. Это означает, что cosθ равен единице.

Вычисление поправки для метода кольца

Вес объема жидкости, поднятой под кольцом, выражаемый членом Fv, нужно вычесть из измеренного значения максимальной силы, так как он также влияет на показания весов. Нужно также найти решение следующей задачи: кривизна внутренней поверхности пленки больше, чем внешней. Это значит, что максимальная сила (при которой контактный угол равен нулю) достигается при разных расстояниях для внутренней и внешней части кольца. В результате измеренное значение максимальной силы не совпадает точно с действительным ее значением.

Для тензиометра К-11 существует три метода коррекции, применимые для разных диапазонов значений. Нужно выбрать метод коррекции, соответствующий данному применению прибора. Вычисления проводятся автоматически. Три возможных метода коррекции:

–метод Хуха и Мейсона;

–метод Харкинса и Джордана;

–метод Зуидема и Ватерса.

Порядок проведения работы

1. Измерение начинают из основного меню метода пластины нажатием кнопки ENT. В качестве метода измерений должен быть выбран SFT (измерение поверхностного натяжения).

После каждого действия вручную в измерительной камере надо быть абсолютно уверенным, что жидкость и зонд не двигаются. Дверцу измерительной камеры нужно закрывать после каждого действия.

184

2.Вводят пробу и ее название.

3.Вводят имя пользователя.

4.Подвешивают зонд на крюк. Тарирование зонда над поверхностью жид-

кости.

5.Устанавливают зонд как можно ближе к поверхности жидкости. Появляется надпись Searching (поиск). Поиск поверхности: жидкость движется вверх до регистрации «подскока» зонда. Записывают высоту поверхности.

6.Появление надписи Immersing (погружение) означает погружение зонда на заданную глубину. Возвращение на найденную высоту поверхности.

7.Появление надписи Measuring (измерение) – запись измеренных значений в таблицу.

8.Надпись Finished (закончено) свидетельствует, что измерение закончено. Полученные данные используют для отображения среднего значения по-

верхностного натяжения, стандартного отклонения и температуры.

Данные исследований

Практическая работа № 22

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ НА ГРАНИЦЕ РАЗДЕЛА ДВУХ ФАЗ МЕТОДОМ ПЛАСТИНЫ

С ПОМОЩЬЮ ТЕНЗИОМЕТРА К-11

Цель работы. Определение поверхностного натяжения на границе жидкость – воздух методом пластины. Ознакомление с работой прибора.

Теоретическая часть

Между молекулами жидкости и газа, нерастворимого в жидкости, имеется взаимодействие, в результате чего образуется граница раздела. Для изменения формы этой границы раздела или поверхности нужно затратить определенную энергию. Работа, требуемая для изменения формы этой поверхности, называется поверхностным натяжением.

Прибор К-11 определяет поверхностное или межфазное натяжение с помощью оптимально смачиваемого зонда, подвешенного к точным весам. Для

185

контакта измеряемой жидкости с зондом используется перемещаемый по высоте держатель сосуда пробы. При касании зонда с жидкостью возникает сила, действующая на весы. При известной длине зонда (длина пластины) по измеренному значению силы можно вычислить поверхностное или межфазное натяжение. Еще одним требованием к зонду является его высокая поверхностная энергия. Таким образом, в качестве материала кольца используется сплав платины с иридием, а для пластины – платина.

В методе пластины жидкость поднимают до регистрации контакта пластины с поверхностью или межфазной границей (рисунок). Натяжение вычисляется по формуле

σ= Fmax −FV ,

Lcosθ

где σ – поверхностное или межфазное натяжение; Fmax – максимальная сила; FV – вес объема поднятой жидкости; L – смоченная длина; θ – контактный

угол.

Пластина изготовляется из платины и оптимально смачивается так, что контактный угол практически равен нулю. В этом случае cosθ равен примерно единице, и нужно учитывать только измеренную силу и смоченную длину.

Для метода пластины не требуется вычисления поправки.

Рис. Схема определения поверхностного натяжения методом пластины: liquid – жидкость; plate – пластина; gas phase – газовая фаза; plate made of roughened Pt – пластина, сделанная из платины с шероховатой поверхностью; force, mN – сила, мН; wetted lengh – смоченная длина

Порядок проведения работы

1. Измерение начинают из основного меню метода пластины нажатием кнопки ENT. В качестве метода измерений должен быть выбран SFT (измерение поверхностного натяжения).

186

После каждого действия вручную в измерительной камере надо быть абсолютно уверенным, что жидкость (жидкости) и зонд не двигаются. Дверцу измерительной камеры нужно закрывать после каждого действия.

2.Вводят пробу и ее название.

3.Вводят имя пользователя.

4.Подвешивают зонд на крюк. Тарирование зонда над поверхностью жид-

кости.

5.Устанавливают зонд как можно ближе к поверхности жидкости. Появляется надпись Searching (поиск). Поиск поверхности: жидкость движется вверх до регистрации «подскока» зонда. Записывают высоту поверхности.

6.Появление надписи Immersing (погружение) означает погружение зонда на заданную глубину. Возвращение на найденную высоту поверхности.

7.Появление надписи Measuring (измерение) – запись измеренных значений в таблицу.

8.Надпись Finished (закончено) свидетельствует, что измерение закончено. Полученные данные используются для отображения среднего значения по-

верхностного натяжения, стандартного отклонения и температуры.

Данные исследований

187

ЛЕКЦИЯ 10

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА ИЗ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ

Тема 21. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ. ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ

Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды

игаза к скважинам обусловливается следующим:

–напором краевых вод;

–напором газа, сжатого в газовой шапке;

–энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;

–упругостью сжатых пород;

–гравитационной энергией.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т.е. когда пластовые воды не активны.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

Поверхностные явления при фильтрации

Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещает-

188

ся смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 10.1).

Рис. 10.1. Схема деформации капли нефти при ее сдвиге в капилляре

Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:

P = 2Rσ − σr ,

где σ – поверхностное натяжение на границе нефть – вода; R – радиус сферической поверхности столбика нефти; r – радиус ее цилиндрической поверхности.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное пунктирными линиями (см. рис. 10.1).

Разность значений давления, созданного менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давления:

Pc = 2rσ(cosΘ′′−cosΘ′).

189

Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Ж. Жаменом и названо его именем. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть малы. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление.

Тема 22. ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ

Общая схема вытеснения 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, качественные схемы вытеснения нефти водой и газом имеют 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 опережают 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. 10.2. Эта схема процесса представляется всеми иссле-

190