
- •1.Содержание и задачи курса фп.
- •2.Классификация залежей ув.
- •3.Пластовые т и р. Приведенное пластовое давление.
- •4.Гранулометрический состав гп. Ситовый и седиментационный анализы. Использование результатов анализа состава гп в нефтедобыче.
- •5.Пористость гп. Коэф-ты общей, открытой, динамической пористости и методы их определения
- •Пористость идеального и фиктивного грунта.
- •7.Применение сведений о пористости нефтесодержащих пород при нефтедобыче.
- •8.Методы измерения пористости гп.
- •9.Проницаемость гп. Коэф-ты фазовой, абс, относительной проницаемости. Определение, размерность, практическое использование.
- •10.Факторы, влияющие на проницаемость гп.
- •11.Закон Дарси.
- •12.Связь проницаемости с пористостью и размерами поровых каналов.
- •13.Фазовая и относительная проницаемости гп.
- •14. Измерение проницаемости гп: типы, виды установок, их классификация. Практическое использование.
- •15. Удельная поверхность гп.
- •16. Методы определения удельной поверхности.
- •17. Влияние гранулометрического состава на величину удельной поверхности.
- •18. Связь удельной поверхности с пористостью и проницаемостью.
- •19.Упругие св-ва гп.
- •3. Коэф-нт сжимаемости поровой среды:
- •20. Пластические св-ва гп.
- •21.Прочность на сжатие и разрыв гп.
- •22.Методы определения механических св-в гп. Практическое использование.
- •23.Тепловые св-ва гп.
- •24.Методы определения тепловых св-в гп.
- •25.Факторы, влияющие на мех и тепловые св-ва гп.
- •26.Состав нефти.
- •27.Пластовая и дегазированная нефть.
- •29.Растворимость газов в нефти. Газосодержание пластовой нефти. Газовый фактор. Влияние растворенного газа на физ св-ва нефти. Контактный и дифференциальный процессы разгазирования.
- •30.Давление насыщения нефти газом., объемный коэффициент и усадка нефти. Определение давления насыщения и его практическое приложение.
- •31.Виды (типы) пластовых вод. Связанная (остаточная) вода и ее разновидности. Зависимость остаточной водонасыщенности от пористости и проницаемости гп. Методы определения остаточной водонасыщенности.
- •32.Состав пластовых вод.
- •33.Физические св-ва пластовых вод.
- •34.Растворимость газов в пластовых водах.
- •35.Влияние давления и температуры на физ св-ва пластовых вод.
- •36.Состав природных газов и их классификация.
- •37.Молекулярный объем, плотность, вязкость, сжимаемость, упругость насыщенных паров ув газов.
- •39.Смачиваемость пород, методы ее определения. Распределение пород по смачиваемости.
- •40.Силы действующие в точке периметра смачивания 3х контактирующих несмешивающихся фаз.
- •41.Факторы, влияющие на угол смачивания.
- •42.Кинетический гестерезис смачивания.
- •43.Факторы, влияющие на проявление кинетического гистерезиса смачивания. Работа адгезии. Теплота смачивания.
- •44.Адсорбция и строение адсорбционного слоя.
- •45.Фазовые состояния ув систем. Общие положения.
- •46.Фазовые переходы в однокомпонентных системах.
- •47.Фазовые переходы в многокомпонентных системах.
- •51.Солеобразования в процессах добычи нефти.
- •52. Виды типы солей, хим ур-я их образования.
- •53.Причины и факторы, способствующие солеобразованию.
- •54.Методы и аппаратура для исследования закономерностей солеобразования
40.Силы действующие в точке периметра смачивания 3х контактирующих несмешивающихся фаз.
Рассмотрим силы, действующие в какой-либо точке периметров смачивания и их направление.
Н
а
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
41.Факторы, влияющие на угол смачивания.
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:
1. 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.
2. 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.
3. Концентрация ПАВ в жидкостях: исследованиями Ребиндера было установлено, что зависимость угла от концентрации ПАВ в жидкостях может быть 2-х видов.
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
1. Шероховатость поверхности. С увеличением шероховатости породы скорость смачивания породы водой ухудшается.
2. Температура. С ростом температуры в пласте уменьшается адсорбцияактивных компонентов в пласте, отсюда следует поверхн-ть породы гидрофилизуется и лучше смачивается водой.
3. 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.
4. Давление. При высоких давлениях больше, чем при низких давлениях, т.е. смачиваемость породы водными растворами уменьшается
5. Состав вытесняющей воды. Щелочные воды лучше смачивают поверхность пород, чем жесткие минерализованные и пресные воды. Это связано с омылением органических кислот щелочными водами
6. Величина зависит от минералогического состава породы. меньше на кварце, чем на карбонатных, что указывает на меньшую гидрофильность по сравнению с терригенными породами.