- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
Нефтяной пласт представляет собой залежь осадочных горных пород в виде тела, более или менее однородного по составу, с огромным скоплением капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика. Мы уже видели, что иногда поверхность поровых каналов в 1 м3 нефтесодержащих пород составляет несколько гектаров. Поэтому закономерности движения нефти в пласте и ее вытеснения из пористой среды наряду с объемными свойствами жидкостей и пород (вязкость, плотность, сжимаемость и др.) во многом зависят от свойств пограничных слоев соприкасающихся фаз и процессов, происходящих на поверхности контакта нефти, газа и воды с породой.
Более интенсивное проявление свойств пограничных слоев по мере диспергирования (дробления) тела обусловлено возрастанием при этом числа поверхностных молекул по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема частиц. В результате с ростом дисперсности системы явления, происходящие в поверхностном слое, оказывают все большее влияние на движение воды и газа в нефтяных и газовых коллекторах.
Поверхностные явления и поверхностные свойства пластовых систем, по-видимому, сказались также на процессах формирования нефтяных и газовых залежей. Так, например, степень гидрофобизации поверхности поровых каналов нефтью, строение газонефтяного и водонефтяного контактов, взаимное расположение жидкостей и газов в пористой среде, количественное соотношение остаточной воды и нефти и некоторые другие свойства пласта обусловлены поверхностными и капиллярными явлениями, происходившими в пласте в процессе формирования залежи.
Очевидно также, что важнейшую проблему увеличения нефтеотдачи пластов нельзя решить без детального изучения процессов, происходящих на поверхностях контакта минералов с пластовыми жидкостями, и свойств тонких слоев жидкостей, соприкасающихся с породой.
Физико-химические свойства поверхностей раздела различных фаз и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей—поверхностным натяжением границы раздела фаз, явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотой смачивания.
§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
Определение понятия поверхностного натяжения связывается с работой обратимого изотермического процесса образования единицы новой площади поверхности раздела фаз при постоянстве давления и химических потенциалов компонентов.
По поверхностному натяжению пластовых жидкостей на различных поверхностях раздела можно судить о свойствах соприкасающихся фаз, о закономерностях взаимодействия жидких и твердых тел, о процессах адсорбции, о количественном и качественном составе полярных компонентов в жидкости, об интенсивности; проявления капиллярных сил и т. д.
Влияние температуры и давления на поверхностное натяжение жидкостей можно установить, исходя из молекулярного механизма возникновения свободной поверхностной энергии и энергетической сущности поверхностного натяжения.
С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение чистой жидкости на границе с паром, что связано с ослаблением межмолекулярных сил с ростом температуры. Эта зависимость определяется следующей формулой:
t = 0(l —t), (VI. 1)
где t и 0 — поверхностные натяжения системы (мН/м) при температурах t и О °С; — температурный коэффициент поверхностного натяжения, сохраняющий свойства константы при температурах вдали от критической точки, 1/°С; t — температура, °С.
В табл. VI.1 приведены температурные коэффициенты некоторых жидкостей.
Таблица VI.1 Температурные коэффициенты некоторых жидкостей
С увеличением давления поверхностное натяжение жидкости на границе с газом понижается. Это связано с уменьшением свободной поверхностной энергии вследствие сжатия газа и его растворения в жидкости. В табл. VI.2 приведены результаты измерений поверхностного натяжения воды при различных температурах и давлениях.
Таблица VI.2 - Поверхностное натяжение воды на границе с газом при различных температурах и давлениях
Е ще более сложна зависимость поверхностного натяжения нефти от давления на границе с газом. Хотя ее общий характер остается таким же, как и для воды, количественные изменения на границе с газом для нефти с увеличением давления зависят от многих дополнительных факторов — химического состава нефти, количества растворенного газа и его состава, природы полярных компонентов и их количества и т. д. На рис. VI.1 приводятся результаты измерений поверхностного натяжения нефти на границе с газом при различных давлениях, полученные М. М. Кусаковым, Н. М. Лубман и А. Ю. Кошевник. Оказалось, что чем выше растворимость газа, тем интенсивнее уменьшается поверхностное натяжение нефти с повышением давления.
Рис. VI. 1. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского месторождения от давления 1 - на границе с метаном (при t=20 °С); 2 — на границе с метаном (при t=60 °С); 3 — на границе с этан-пропановой смесью
П оверхностное натяжение дегазированной малополярной нефти на границе с водой в пределах давлений, встречающихся в промысловой практике, мало зависит от давления и температуры (рис. VI.2). Это объясняется относительно небольшим и примерно одинаковым изменением межмолекулярных сил каждой из жидкостей с увеличением давления и температуры, так что соотношение их остается постоянным.
Рис. VI.2. Поверхностное натяжение нефти Туймазинского месторождения на границе с водой при различных давлениях и t=20 °С
При содержании в нефти воднорастворимых полярных компонентов поверхностное натяжение ее на границе с водой может увеличиваться с ростом давления и температуры вследствие растворения этих компонентов в воде.
С ложный характер имеет зависимость поверхностного натяжения нефти на границе с водой от давления и температуры в условиях насыщения нефти газом (рис. VI.3). Это обусловлено изменением концентрации полярных компонентов в поверхностном слое нефти при растворении в ней газа.
Рис. VI.3. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского месторождения на границе с водой от давления при температуре 20 °С 1 - при насыщении обеих фаз метаном, 2 — при насыщении обеих фаз этан-пропановой смесью
В связи со значительно большей растворимостью газа в нефти поверхностное натяжение последней на границе с газом с увеличением давления насыщения (при постоянной температуре) уменьшается интенсивнее, чем для воды. Это значит, что с ростом давления увеличивается и разница поверхностных натяжений нефти и воды на границе с газом, а следовательно, и межфазное натяжение между ними.
По результатам измерения поверхностного натяжения нефти на границе с водой в зависимости от давления насыщения нефти газом по ряду месторождений видим, что поверхностное натяжение при этом может быть значительным (3—6 мН/м и более) с изменением давления в пределах 0—26,5 МПа.
Повышение температуры сопровождается ухудшением растворимости газа и увеличением коэффициента сжимаемости нефти. Поэтому поверхностное натяжение ее на границе с водой с повышением температуры должно уменьшаться. Следовательно, рост давления и температуры действует в противоположных направлениях и в результате в отдельных случаях возможно, что изменения поверхностного натяжения не будет.
Исходя из энергетической сущности поверхностного натяжения, используя правило Антонова (Согласно правилу Антонова межфазное натяжение двух жидкостей AB (если известно поверхностное натяжение А и B их насыщенных растворов на границе с воздухом) определяется соотношением АВ=А—B.) и учитывая другие соображения, можно высказать соответствующие предположения о зависимости поверхностного натяжения нефти на границе с водой от давления и температуры в области выше давления насыщения. Однако эти зависимости исследованы еще недостаточно, и поэтому о них пока можно судить лишь предположительно.
Значительные изменения поверхностного натяжения нефти на различных поверхностях раздела в зависимости от давления и температуры в пластовых условиях необходимо учитывать при оценке капиллярных процессов в пористой среде. На границе с газом капиллярные давления могут быть меньше, чем это наблюдается в лабораторных условиях при низких давлениях. На разделе нефть — вода с ростом давления интенсивность капиллярных процессов может возрастать.
Как уже отмечалось, весьма ценные данные о нефти и ее свойствах можно получить при специальных измерениях поверхностного натяжения. Например, по поверхностному натяжению на границе с воздухом воднощелочных вытяжек из нефти оценивают содержание примесей в ней кислотного характера, которые омыляются при контакте нефти со щелочной водой и переходят в воду. Такие определения, как мы увидим впоследствии, имеют большое значение для оценки нефтевымывающих свойств воды.
Для определения характеристики омыляемой части нефти обычно готовят воднощелочные вытяжки путем настаивания нефти в контакте с равными объемами растворов NaOH различной концентрации.