
- •ПРЕДИСЛОВИЕ
- •УКАЗАНИЯ ЧИТАТЕЛЯМ
- •1. ЭРА МОДЕЛИРОВАНИЯ
- •1.1. ВВЕДЕНИЕ
- •1.1.1.Необходимость моделирования
- •1.1.2.Типы моделей
- •1.1.3.Моделирование пласта
- •1.2. РАЗВИТИЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ
- •1.2.1.Уравнение материального баланса
- •1.2.2.Аналоговые резистивно-емкостные сетки
- •1.2.3.Электролитические модели
- •1.2.4.Потенциометрические модели
- •1.2.5.Численные модели
- •1.3. ЦЕЛЬ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПЛАСТОВ
- •1.3.1.Проектирование подземных хранилищ
- •1.3.2.Моделирование.скважин
- •1.4. ПРЕИМУЩЕСТВА МОДЕЛИРОВАНИЯ
- •2. ПОНЯТИЯ ПОДЗЕМНОЙ ГИДРОДИНАМИКИ В МОДЕЛИРОВАНИИ
- •2.1. ВВЕДЕНИЕ
- •2.1.1.Закон Дарси. Понятие проницаемости
- •2.1.2.Потенциал скорости течения
- •2.1.3.Течение реального газа. Потенциал скорости реального газа
- •2.1.4.Стационарное и нестационарное течения
- •2.2. ТИПЫ ФЛЮИДОВ [4]
- •2.3. ХАРАКТЕР ТЕЧЕНИЯ ФЛЮИДОВ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
- •2.3.1.Относительная проницаемость
- •2.3.1.Относительная проницаемость породы для вытесняющей фазы
- •3. СОСТАВЛЕНИЕ УРАВНЕНИЙ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПЛАСТА
- •3.1. ВВЕДЕНИЕ
- •3.2. СОСТАВЛЕНИЕ УРАВНЕНИЙ [1—5]
- •3.2.1.Порядок составления уравнений
- •3.2.2.фильтрация однофазного флюида
- •3.3. ОСНОВНЫЕ УРАВНЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ МНОГОФАЗНОГО ФЛЮИДА [2]
- •3.3.1.Вывод уравнения фильтрации трехфазного флюида для радиальной схемы пласта
- •3.3.2.Вывод уравнения фильтрации многофазного флюида для одномерной схемы пласта
- •3.4. МНОГОКОМПОНЕНТНЫЕ СИСТЕМЫ [8], [9]
- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. ОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ
- •1.2. Оборудование ствола скважины, законченной бурением
- •1.3. Трубы
- •1.3.2.Трубы обсадные
- •1.3.3.Бурильные трубы
- •1.3.4.Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
- •1.4. Скважинные уплотнители (пакеры)
- •2. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
- •2.1. Наземное оборудование
- •2.2. Подземное оборудование фонтанных скважин
- •3. ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (ШСНУ)
- •3.1. Станки-качалки
- •3.2. Устьевое оборудование
- •3.3. Штанги насосные (ШН)
- •3.4. Штанговые скважинные насосы ШСН
- •3.5. Производительность насоса
- •3.6. Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
- •4. БЕСШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
- •4.1. Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)
- •4.2. Установки погружных винтовых электронасосов
- •4.4. Арматура устьевая
- •4.5. Комплекс оборудования типа КОС и КОС1
- •4.6. Установки гидропоршневых насосов для добычи нефти (УГН)
- •4.7. Струйные насосы
- •5. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
- •5.1. Газлифтная установка ЛН
- •7. ВИНТОВЫЕ ПОГРУЖНЫЕ НАСОСЫ С ПРИВОДОМ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ
- •ВВЕДЕНИЕ
- •I. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ «КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИИ, ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ»
- •1.1 СУЩНОСТЬ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ
- •1.2. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ИЗУЧЕНИЮ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
- •1. 3. ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ И ПАРАМЕТРЫ
- •1.3.1 Флюиды
- •1.3.1.1. Нефть
- •1.3.1.2. Газы
- •1.3.1.3. Конденсат
- •1.4. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ
- •1.5. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ
- •1.5.1. Основные типы залежей
- •1.5.2. Классификация залежей по фазовому состоянию УВ
- •1.5.3. Основные особенности, характеризующие условия разработки залежи
- •1.6. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ
- •1.8. КОМПЛЕКСНОЕ ИЗУЧЕНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЪЕКТОВ НА РАЗЛИЧНЫХ ЭТАПАХ И СТАДИЯХ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И РАЗРАБОТКИ
- •1.8.1. Региональный этап
- •1.8.1.1. Стадия прогнозирования нефтегазоносности
- •1.8.1.2. Стадия оценки зон нефтегазонакопления
- •1.8.2 Поисковый этап
- •1.8.2.1. Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения
- •1.8.2.2. Стадия поиска месторождений (залежей)
- •1.8.3. Разведочный этап
- •1.8.3.1. Стадия оценки месторождений (залежей)
- •1.8.3.2. Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке
- •1.9. КАТЕГОРИИ ЗАПАСОВ, ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ НАЗНАЧЕНИЕ
- •1.11. ПОДГОТОВЛЕННОСТЬ РАЗВЕДАННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) НЕФТИ И ГАЗА ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ОСВОЕНИЯ
- •2. ВЫДЕЛЕНИЕ ОЦЕНОЧНЫХ И ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ РЕСУРСОВ И ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
- •2.1 ВЗАИМОСВЯЗЬ КАТЕГОРИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ С ЭТАПАМИ И СТАДИЯМИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
- •2. 2 ВЫДЕЛЕНИЕ ОЦЕНОЧНЫХ ОБЪЕКТОВ ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ
- •2. 3. ВЫДЕЛЕНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕСУРСОВ
- •2.4. ПОДСЧЕТНЫЕ ОБЪЕКТЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
- •3. СУММАРНЫЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА
- •4. ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА НАЧАЛЬНЫХ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА
- •4. 1. СУЩНОСТЬ ОБЪЕМНОГО МЕТОДА
- •4. 2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ
- •4.3. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ ИЗУЧЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ В КОЛЛЕКТОРАХ ПОРОВОГО ТИПА
- •4.3.2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НА СТАДИИ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)
- •4.3.3. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ПО ЗАВЕРШЕНИЮ РАЗВЕДОЧНОГО ЭТАПА
- •4.3.4. ОСОБЕННОСТИ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НА РАЗРАБАТЫВАЮЩИХСЯ ЗАЛЕЖАХ
- •5. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЧАЛЬНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
- •5.1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
- •5.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖЕЙ, ВВОДИМЫХ В РАЗРАБОТКУ, И ПРИ ПЕРЕСЧЕТЕ ЗАПАСОВ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
- •5.3. ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА
- •6. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ ГАЗА И ЕГО КОМПОНЕНТОВ
- •6.1.ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА, РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ
- •6.2. ПОДСЧЕТ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНОВ. СЕРОВОДОРОДА И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ
- •7.ПЕРЕВОД ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В БОЛЕЕ ВЫСОКИЕ КАТЕГОРИИ И ПЕРЕСЧЕТ (ПОВТОРНЫЙ ПОДСЧЕТ) ЗАПАСОВ
- •7.1. ПЕРЕВОД ЗАПАСОВ В БОЛЕЕ ВЫСОКИЕ КАТЕГОРИИ
- •Модуль
- •Продуктивность скважин.
- •Введение
- •Этапы добычи на нефтяном месторождения
- •Как мы способствуем повреждению пласта?
- •Как преодолеть повреждение пласта?
- •Другие факторы, влияющие на продуктивность скважины
- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •1.1. ТИПЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
- •1.2. ПОРИСТОСТЬ
- •1.2.1. Виды пористости
- •1.3. ПРОНИЦАЕМОСТЬ
- •1.3.1. Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.3.2. Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.3.3. Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких пропластков различной проницаемости
- •1.3.4. Классификация проницаемых пород
- •1.3.5. Зависимость проницаемости от пористости
- •1.3.6. Виды проницаемости
- •2. МЕХАНИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД
- •2.1. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •2.2. ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •3. СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА, НЕФТИ И ПЛАСТОВЫХ ВОД
- •3.1.1. Состав природных газов
- •3.1.2. Физико-химические свойства углеводородных газов
- •3.1.3. Растворимость газов в нефти и воде
- •3.2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
- •3.2.1. Физико-химические свойства пластовых вод
- •3.3. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ
- •3.3.1. Физико-химические свойства нефти
- •4. ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
- •4.1. СХЕМА ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ ОДНОКОМПОНЕНТНЫХ СИСТЕМ
- •4.2. ФАЗОВЫЕ ПЕРЕХОДЫ В НЕФТИ, ВОДЕ И ГАЗЕ
- •5. ПОВЕРХНОСТНО-МОЛЕКУЛЯРНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ ПЛАСТ-ВОДА
- •6. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, КОНДЕНСАТА И ГАЗА ИЗ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ
- •6.1. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ
- •6.2. СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ
- •6.3. ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ
- •6.4. ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ
- •6.5. НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ
- •6.6. РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД
- •6.7. ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ
- •ЛИТЕРАТУРА
- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. ПРАВОВЫЕ И ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ОСНОВЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
- •1.1.ПРАВОВАЯ ОСНОВА ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
- •1.1.1.Концепция охраны окружающей природной среды
- •1.1.2.Правовые аспекты охраны окружающей природной среды
- •1.1.3.Эколого-правовая ответственность
- •1.1.4.Возмещение вреда природной среде
- •2.1.Принципы управления охраной природы в нефтяной и газовой промышленности
- •2.2.Совершенствование системы информационного обеспечения
- •2.3.Совершенствование системы экономического стимулирования природоохранной деятельности нефтегазодобывающих предприятий
- •2.4. Критерии качества среды и нормативы воздействия
- •3. ЭКОЛОГО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ
- •3.1. Организационные подходы и методы минимизации воздействия производств на окружающую среду
- •3.2. Технологические и технические подходы и методы минимизации воздействия производств на окружающую среду
- •3.3.Экологическая характеристика нефтегазодобывающего производства
- •4. ИСТОЧНИКИ И МАСШТАБЫ ТЕХНОГЕННОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
- •5. СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН
- •5.1.Источники загрязнения
- •Источники загрязнения
- •5.2.Характер загрязнения природной среды
- •5.3.Влияние отходов на водные объекты
- •5.4.Влияние отходов на почву
- •6. СТРОИТЕЛЬСТВО
- •7. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
- •8. ОБЪЕКТЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
- •8.1. Схемы водоснабжения системы заводнения нефтяных месторождений
- •8.2. ЭЛЕМЕНТЫ ФАКЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ
- •8.2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ФАКЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
- •Рис.2. Условия стабильного горения
- •L – длина пламени, d – диаметр факельной трубы
- •8.2.2. РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ФАКЕЛЬНОЙ ТРУБЫ
- •8.2.3. РАСЧЕТ ВЫСОТЫ ФАКЕЛЬНОЙ ТРУБЫ
- •8.2.4. ШУМ ПРИ ФАКЕЛЬНОМ СЖИГАНИИ ГАЗА
- •8.2.5. АВАРИИ НА ФАКЕЛЬНЫХ УСТАНОВКАХ
- •8.2.6. ТЕПЛОВОЕ ИЗЛУЧЕНИЕ
- •9. ВЗАИМОВЛИЯНИЕ СИСТЕМ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА И ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
- •11. ПРИРОДООХРАННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К НИМ
- •12. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
- •12.1. ОХРАНА ВОДНЫХ РЕСУРСОВ
- •12.1.1 Поверхностные воды
- •12.1.2 Подземные воды
- •12.2. Утилизация вод нефтяных месторождений
- •12.3. ОХРАНА ПРИРОДНЫХ ВОД
- •12.4. ВОДОПОЛЬЗОВАНИЕ И ВОДООТВЕДЕНИЕ НА ОБЪЕКТАХ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
- •12.5. ОЦЕНКА ЗАГРЯЗНЕНИЯ ВОДНОЙ СРЕДЫ
- •12.5.1. Критерии, отражающие воздействие отдельных факторов
- •12.5.2. Экологические интегральные критерии оценки качества вод
- •12.6. РАСЧЕТ ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМОГО СБРОСА СТОЧНЫХ ВОД
- •12.7. ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД
- •12.7.2. Технология путевого сброса воды
- •13. СПОСОБЫ БОРЬБЫ С НЕФТЕЗАГРЯЗНЕНИЕМ ВОДНЫХ ОБЪЕКТОВ
- •13.1. Механические методы удаления нефти
- •13.3. Химические методы удаления разливов нефти
- •13.4. Микробиологическое разложение нефти
- •13.5. Технология сбора плавающей нефти с водных поверхностей
- •14. ОХРАНА ЗЕМЕЛЬНЫХ РЕСУРСОВ
- •14.1. ОХРАНА АТМОСФЕРЫ
- •14.1.1.Нефтяной газ как источник загрязнения атмосферы
- •14.2. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ОХРАНЫ НЕДР НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
- •14.3. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В ПРОЦЕССЕ РАЗБУРИВАНИЯ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- •14.4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
- •15. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
- •15.1. ЗАВОДНЕНИЕ
- •15.1.1. ЗАВОДНЕНИЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ХИМРЕАГЕНТОВ
- •15.1.2. ЗАВОДНЕНИЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ
- •15.1.3. ЗАКАЧКА ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ И ПАРА
- •15.2. МЕТОД ВЛАЖНОГО И СВЕРХВЛАЖНОГО ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ
- •16. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
- •17. МОНИТОРИНГ НЕФТЯНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ
- •17.1. СИСТЕМА НАБЛЮДЕНИЯ ЗА НЕФТЯНЫМ ЗАГРЯЗНЕНИЕМ
- •17.2. КОНТРОЛЬ ЗА ЗАГРЯЗНЕНИЕМ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В ЗОНЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ УПРАВЛЕНИЙ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Физика пласта
Уравнение материального баланса для одного моля нефтегазовой смеси:
N |
zi |
N |
xi |
L N |
yi |
V N |
xi |
L K |
pi |
|
|
|
|
|
|
|
где L – мольная доля жидкой фазы;
V – мольная доля паровой фазы
Nzi – мольные доли компонентов в
N |
xi |
V |
, |
(4.6) |
|
|
нефтегазовой смеси.
По условию сумма мольной доли жидкой и паровой фаз равна единице. Отсюда:
V=1–L. (4.7)
Используя уравнения (4.6) и (4.7) получим выражение для мольной доли компонента жидкой
фазы:
N |
xi |
|
N |
xi |
|
|
N |
zi |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
L (1 L) k |
pi |
|||
|
|
|
|
|
|
или |
|
|
|
|
|
|
N |
zi |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
||
|
1 V ( k |
pi |
1) |
||
|
|
|
|
|
,
, (4.8)
(4.9)
и для мольной доли компонента газовой фазы:
N |
yi |
|
|
|
N |
zi |
k |
pi |
||
|
|
|
|||
1 V |
( k |
pi |
1) |
||
|
|
|
|
.
(4.10)
5. ПОВЕРХНОСТНО-МОЛЕКУЛЯРНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ ПЛАСТ-ВОДА
Нефтяной пласт представляет собой залежь осадочных пород в виде тела с огромным скоплением капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика. Поэтому закономерности движения нефти в пласте и её вытеснения из пористой среды зависят также и от свойств пограничных слоёв соприкасающихся фаз и процессов, происходящих на поверхности контакта нефти, газа и воды с породой.
На формирование залежей углеводородов оказывает влияние количество остаточной воды в
43

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Физика пласта
залежи (остаточная водонасыщенность, SB), которая в свою очередь зависит от свойств воды и углеводородов и от природы поверхности горной породы. Под природой поверхности понимаются гидрофильность – способность вещества смачиваться водой и гидрофобность – способность вещества не смачиваться водой.
Физико-химические свойства поверхностей раздела фаз и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей – поверхностным натяжением на границе раздела фаз,
явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотой смачивания.
Поверхностное натяжение – избыток свободной энергии сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз. По поверхностному натяжению пластовых жидкостей на различных поверхностях раздела можно судить о свойствах соприкасающихся фаз, закономерностях взаимодействия жидких и твёрдых тел,
процессах адсорбции, количественном и качественном составе полярных компонентов в жидкости,
интенсивности проявления капиллярных сил и т.д.
Поверхностное натяжение связано с такими понятиями как свободная энергия поверхностного слоя жидкости и сила поверхностного натяжения.
Свободная энергия поверхности:
Е = s, |
(5.1) |
где – поверхностное натяжение;
s – суммарная поверхность двух фаз.
Сила поверхностного натяжения – сила, действующая на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания):
F
σ
,
(5.2)
где – линия смачиваемости.
Коэффициент поверхностного натяжения зависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов.
Если поверхностное натяжение между двумя жидкостями, газом и жидкостью можно измерить, то на поверхности раздела породы-жидкости и породы-газа измерить трудно. Поэтому для изучения поверхностных явлений на границе порода-жидкость пользуются косвенными методами изучения поверхностных явлений: измерением работы адгезии и когезии, исследованием явлений смачиваемости и растекаемости, изучением теплоты смачивания.
44

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Физика пласта
Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – не смешиваемые жидкости или жидкость и газ.
Капля жидкости может растекаться по поверхности, если поверхность хорошо смачивается, а
если поверхность плохо смачивается, то капля растекаться не будет.
Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания ,
образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью (рис. 5.1).
Рис. 5.1. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фаз.
Краевой угол измеряется в сторону более полярной фазы (в данном случае в сторону воды).
Принято условно обозначать цифрой 1 водную фазу, цифрой 2 – углеводородную жидкость или газ,
цифрой 3 – твёрдое тело.
Предполагая, что краевой угол отвечает термодинамическому равновесию, получим уравнение, впервые выведенное Юнгом:
2,3 = 3,1 + 1,2 cos , |
(5.3) |
откуда получим выражение для краевого угла :
cos |
σ |
3,2 |
-σ |
3,1 |
|
|
|||
|
|
|
||
|
|
σ |
1,2 |
|
|
|
|
|
. (5.4)
Если 23 > 13, то 0<cos <1, из чего следует, что угол – острый (наступающий), а
поверхность – гидрофильная.
45

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Если 23 поверхность – гидрофобная.
Существуют также переходные поверхности (т.н. амфотерные), которые хорошо смачиваются как полярными, так и неполярными системами.
К гидрофильным поверхностям относятся силикаты, карбонаты, окислы железа. К
гидрофобным поверхностям – парафины, жиры, воск, чистые металлы.
Краевой угол смачивания зависит от строения поверхности, адсорбции жидкостей и газов,
наличия ПАВ, температуры, давления, электрического заряда.
Поверхностные явления описываются также работой адгезии.
Адгезия – прилипание (сцепление поверхностей) разнородных тел. Когезия – явление сцепления поверхностей разнородных тел, обусловленной межмолекулярным или химическим взаимодействием.
Работа адгезии оценивается уравнением Дюпре:
Wa = 1,2 + 2,3+ 1,3. |
(5.5) |
Используя соотношения (5.3) и (5.5), мы получим уравнение Дюпре-Юнга:
Wa = 1,2(1+cos ). |
(5.6) |
Из соотношения |
|
2,3 – 1,3= 1,2cos |
(5.7) |
следует, что при смачивании свободная энергия единицы поверхности твёрдого тела уменьшается на величину 1,2cos , которую принято называть натяжением смачивания.
Работа когезии Wк характеризует энергетические изменения поверхностей раздела при взаимодействии частиц одной фазы.
Из уравнения (5.6) следует, что на отрыв жидкости от поверхности твёрдого тела при полном смачивании (когда cos =0) затрачивается работа, необходимая для образования двух жидких поверхностей – 2 жг, т.е. Wк = 2 ж г, где 2 жг – поверхностное натяжение жидкости на границе с газом.
Это значит, что при полном смачивании жидкость не отрывается от поверхности твёрдого тела, а происходит разрыв самой жидкости, т.е. при полном смачивании 1,2 1,3 .
46