![](/user_photo/2706_HbeT2.jpg)
- •Лекция № 1
- •Задачи курса физики пласта.
- •Требования:
- •Классификация нефтяных и газовых месторождений:
- •Пластовое давление
- •Гранулометрический состав породы.
- •Пористость горной породы.
- •Лекция № 3
- •Методы измерения пористости г.П.
- •Лекция № 4
- •3. Проницаемость г. П.
- •Лекция № 5
- •Измерение проницаемости г.П.:
- •4. Удельная поверхность г.П.
- •Лекция № 6
- •Методы определения удельной поверхности.
- •Водонефтегазоносность продуктивных коллекторов.
- •Определение нгв насыщенности
- •Механические св-ва г.П.
- •Лекция № 7
- •Пластические свойства г.П.
- •Прочность глин на сжатие и разрыв.
- •Тепловые (термические) свойства г.П.:
- •Лекция № 8
- •Физико–химические свойства
- •Состав нефти.
- •Лекция № 9
- •Асфальтосмолистые и парафиновые вещества в составе нефти.
- •Растворимость газов в нефти
- •Лекция № 10
- •Давление насыщения нефти газом
- •Лекция № 11 Вязкость пластовой нефти.
- •Определение вязкости.
- •Сжимаемость нефти
- •Лекция № 12
- •Температура насыщения нефти парафином.
- •Физика нефтяного и газового пласта
- •Лекция № 13 Минерализация и состав пластовых вод.
- •Плотность пластовых вод.
- •Вязкость пластовых вод.
- •Объемный коэффициент пластовых вод.
- •Растворимость газов в пластовых водах
- •Упругость насыщенных паров ув-ых газов
- •Вязкость ув газов
- •Молекулярно-поверхностные явления на границе раздела фаз
- •Лекция №15
- •Зависимость от состава нефтей
- •Методы определения коэффициента поверхностного натяжения
- •Лекция №16
- •Кинетический гистерезис смачивания
- •Лекция № 18
- •Фазовые состояния ув-ых систем.
- •Фазовые переходы однокомпонентных систем
- •Лекция №19 Особенности фазовых переходов в многокомпонентных системах
- •Поведение многокомпонентных систем критической области.
- •Лекция №20
- •Лекция № 21 Жидкости со сверханомальными вязкостями.
- •Лекция № 22
- •Физические основы вытеснения нефти и газа из пористых сред. Нефтеотдача пластов.
- •Лекция № 23
- •Остаточная нефть и распределение ее в пласте.
- •Сущность и механизм методов увеличения нефтеотдачи пластов(мун)
- •Сущность и механизм увеличения нефтеотдачи при гидродинамических метдах воздействия
- •Циклическое заводнение
- •Лекция №25 Применение пав для увеличения нефтеотдачи пластов.
- •Механизм увеличения нефтеоотдачи при испытании пав объясняется следующим:
- •Требования к пва
- •Физ.-хим-е св-ва полимеров.
- •Требования к полимерам
- •Лекция №26
- •Мицелярное заводнение пластов
- •Физико-химические свойства растворов
- •Механизм и схема вытеснения
- •Газовый метод нефтеотдачи пластов.
- •Лекция №27
- •Источники получения газа.
- •Воздействие на пласт с целью увеличения нефтеотдачи пласта
- •Оптимальные усл. Прим-ти м-дов
Зависимость от состава нефтей
Макасин занимался этими вопросами. Их вывод: не зависит от количества содержания в нефти асфальтенов. Но когда изучили состав асфальтенов , то выявили эту зависимость (металлпорфириновые комплексы).
Изучение влияния состава нефти, в частности влияние асфальтенов на позволило получить следующие выводы.
1. большой и четко выраженной зависимости на границе нефть-вода не наблюдается (от содержания асфальтенов)
2. зависит от определенной группы соединений, входящей в состав асфальтенов, а именно от количества металлпорфириновых комплексов.
Приведем изотермы на границе нефти в растворе реагентов наиболее часто используемых в промыслах.
Изменение на границе нефти – раств-ор. щелочи от концентрации щелочи в водном растворе.
а) уменьшается с ростом концентрации щелочи.
б) на границе нефть - активные и нейтрализованные растворы кислот
(НСL,H2SO4,HF)
в) на границе с растворами ПАВ
Методы определения коэффициента поверхностного натяжения
1. Метод отрыва кольца или пластинки из жидкости.
При этом сила, необходимая для отрыва кольца или пластинки пропорциональна межфазному натяжению на границе жидкость-газ.
F = k*
F-сила, [H] н/м
к - постоянная прибора
2. Метод измерения высоты подъема жидкости в капилляре (за счет капиллярного давления).
Р
кап
= gh
Pкап = 2cos r (по ф-ле Лапласа)
угол смачивания; r-радиус капилляра.
hgr / 2cos
3 . Метод счета капель
Отрыв капли произойдет когда вес капли станет равным силе поверхностного натяжения , удерживающей её. Перед отрывом капли образуется шейка, радиус kf несколько меньше радиуса капиляра.
Вдоль окружности этой шейки и действующая сила поверхностного натяжения.
P = r
Р- вес капли, [Н]; -[H/м]; r-радиус шейки[м]
4. Определение с помощью сталогмометра. УФНИИ
V(b
к- постоянная прибора
коэф. поверхн. натяжения
V-объем, вышедший капли
b, плотности воды и нефти соотв-но
Смачиваемость твердой поверхности и методы её определения
При разработке нефтяных месторождений наблюдаются случаи значительного проявления капиллярных сил. Например, случай самопроизвольного впитывания в пластовые воды, либо вытеснение из пласта нефти.
Действие капиллярных сил обусловлены в частности, поверхностным натяжением и наличием угла смачиваемости.
Ркап = 2cos / r (1)
Как видно из формулы (1) величина Ркап зависит от r .
Смачивание - это поверхностное явление, заключающееся во взаимодействии жидкости с твердым или др.жидким телом при наличии одновременного контакта 3-х несмешивающихся фаз.(п-да-нефть-вода; п-да-нефть-газ; п-да-вода-газ).
Лекция №16
Степень смачиваемости породы той или иной жидкостью определяется краевым углом смачивания . Различают три положения на твердой поверхности капель нефти в водной среде и капель воды в нефтяной среде.
Поверхность гидрофильная
0 , вода лучше смачив. поверхность породы, нежели нефть.
Поверхность, одинаковосмачивающаяся нефтью и водой. Идеальный случай (такого почти не бывает).
Является п-дой с промежуточной смачиваемостью
Поверхность гидрофобная, когда вода не смачивает твердую поверхность
Переходная точка соответствующая =900 называется точкой инверсии (т.е. точкой обращения).
Полное смачивание поверхности каплей воды в нефтяной среде соответствует =00, такие поверхности наз.абсолютно гидрофильными поверхностями.
Полное смачивание поверхности породы каплей нефти в водной среде соответствует =1800 (cos =-1) такие поверхности наз.абсолютно гидрофобными поверхностями.
Рассмотрим силы, действующие в какой-либо точке периметров смачивания и их направление.
На разделе вода-нефть сила поверхностного натяжения вн касательна к поверхности раздела вода-нефть. Горизонтальная её составляющая равная вн cos стремится сократить поверхность раздела в сторону водной фазы. На разделе вода-порода сила поверхн. натяж-ия вп касательна к пов-ти раздела в-п и тоже стремится сократить площадь контакта капли воды с твердой поверхностью. На разделе порода нефть вектор поверх-го натяж-ия нп также касателен поверхности породы и действует в противоположном направлении, стремясь расширить площадь контакта капли воды с твердыми поверхностями. Если вся эта система нах-ся в состоянии равновесия, то получим следующее выражение:
нп = вп+вн cos
Решая это уравнение относительно COS , получим:
cos =нп-вп /вн
Факторы, влияющие на .
Величина , если исключить влияние сил тяжести зависит только от молекулярных свойств поверхности твердого тела и соприкасающихся с ней фаз. Установлено, что на величину оказ. влияние:
Полярность фаз: чем меньше отличие в полярности соприкасающихся фаз, т. е. чем меньше величина поверхностного натяжения на их разделе, тем лучше поверхность смачивания жидкостью и наоборот.
Например, вода на чистом стекле хорошо смачивает поверхность стекла, но капля воды на поверхности парафина плохо смачивает го поверхность.
Процессы адсорбции: если поверхность твердого тела ориентирована неполярная углеводородная цепь поверхностно активного вещ-ва , то гидрофильные радикалы ,обращенные в сторону воды, способствует смачиванию, т.е. поверхность гидрофилизуется. А если ориентация ПАВ обратная, то поверхность гидрофобизуется. Причиной этого является способность молекул ориентироваться полярной частью к более полярной среде, а неполярной- к неполярной среде.
Концентрация ПАВ в жидкостях: исследованиями Ребиндера было установлено, что зависимость угла от концентрации ПАВ в жидкостях может быть 2-х видов.
рис.
1
рис.
2
Рис.1 С увеличением Спав поверхность из гидрофильной становится гидрофобной (линия 1). И наоборот, из гидрофобной в гидрофильную (линия 2).
Рис.2 Случай, когда точки инверсии не наблюдается, т.е. изменение COS ограничено.
т.А на рис.1 –наз. точкой инверсией смачивания или обращения
Шероховатость поверхности. С увеличением шероховатости породы скорость смачивания породы водой ухудшается.
Температура. С ростом температуры в пласте уменьшается адсорбцияактивных компонентов в пласте, отсюда следует поверхн-ть породы гидрофилизуется и лучше смачивается водой.
Количество и состав растворимого газа. При растворении N2 угол смачивания не меняется, а если растворяются углеводородные газы в нефти, количество полярных компонентов уменьшается, снижается их адсорбция, улучшается смачиваемость пор водой, т.е. порода гидрофилизуется.
Давление. При высоких давлениях больше, чем при низких давлениях, т.е. смачиваемость породы водными растворами уменьшается
Состав вытесняющей воды. Щелочные воды лучше смачивают поверхность пород, чем жесткие минерализованные и пресные воды. Это связано с омылением органических кислот щелочными водами
Величина зависит от минералогического состава породы. меньше на кварце, чем на карбонатных, что указывает на меньшую гидрофильность по сравнению с терригенными породами.