Физика нефтяного и газового пласта

Размещено на http://www.allbest.ru/

1.Молекулярно-поверхностные явления в нефтегазовых пластах

1.1 Роль поверхностных явлений в фильтрации

Продуктивные пласты представляют собой огромное хаотическое скопление капиллярных каналов, трещин, каверн. Визуальная оценка пласта как однородного на самом деле микронеоднородного по структуре пустотного объема приводит к необходимости изучения данной проблемы в оценке емкостных и фильтрационных свойств пород. Ранее отмечалось, что в 1 м3 поверхность поровых каналов (все пустот) в нефтесодержащих породах может составлять несколько гектаров. Поэтому закономерности движения нефти в пласте и ее вытеснения из пористой среды наряду с объемными свойствами жидкостей и пород (вязкость, плотность, сжимаемость др.) во многом зависят от свойств пограничных слоев контактирующих фаз и процессов, происходящих на поверхности контакта нефти, воды и газа с породой.

Очевидным из этого становится факт, что роль пограничных слоев будет возрастать по мере увеличения степени диспергирования горной породы (по мере уменьшения размера частиц-гранул, слагающих коллектор), При этом увеличивается число поверхностных молекул по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема системы. В результате с ростом дисперсности системы явления, происходящие в поверхностном слое, оказывает все большее влияние на движение нефти, воды и газа в нефтяных и газовых коллекторах.

По-видимому, поверхностные свойства пластовых систем и явления на границах разделов сказались и на формировании залежей углеводородов: эти процессы обусловили степень гидрофобизации поверхности коллекторов, строение водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов, количественные соотношения остаточной (погребенной) воды и нефти в различных зонах (участках) залежей. Очевидно, что поверхностные явления предопределили и характер капиллярных процессов при формировании залежей нефти и газа, и, следовательно, они сказались на формировании переходных зон на контактах недонасыщенных пластов (залежей).

Очевидной становится необходимость изучения молекулярно-поверхностных процессов в пограничных слоях при обосновании и внедрении различных технологий повышения нефтеотдачи пластов.

Поверхностные процессы проявляются при образовании водонефтяных эмульсий при добыче нефти и при разрушении их в процессе сбора и подготовки нефти, газа и воды в промысловых системах сбора и на товарных парках.

Физико-химические свойства поверхностей раздела различных фаз и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей -поверхностным натяжением границы раздела фаз, явлениями смачиваемости растекания, работой адгезии и когезии, теплотой смачиваемости.

Изучение перечисленных характеристик в различных термобарических условиях необходимо для определения основных тенденций и закономерностей в поведении различных флюидов в различных условиях залегания их в недрах, для оптимальных технологий нефте- и газоизвлечения.

1.2 Поверхностное натяжения жидкостей

Поверхностное натяжение у характеризуется удельной свободной поверхностной энергией (т.е. избытком свободной энергии), сосредоточенной в 1 см2 поверхностного слоя на границе раздела двух фаз, из которых образовался поверхностный слой.

Величину коэффициента поверхностного натяжения можно определить как величину работы, необходимой для образования 1 см2 новой поверхности.

В международной системе единиц поверхностное натяжение измеряется в Дж/м2 или Н/м.

Следует иметь в виду, что поверхностное натяжение у представляет собой лишь математическое понятие, эквивалентное по размерности и численному значению свободной поверхностной энергии. Оно становится реальной силой только тогда, когда поверхность раздела фаз ограничена трехфазным периметром (например, при смачивании твердого тела двумя жидкостями), При этом стремление свободой энергии системы к минимуму приводит к возникновению сил, действующих на периметр смачивания нормально к нему и танценгиально к поверхности раздела в сторону ее сокращения. В продуктивных пластах тогда имеем: унв, унг, увг, унп увп, угп.

Поверхностное натяжение, являясь мерой некомпенсированности молекулярных сил поверхности раздела двух фаз, возрастает с увеличением разности их полярностей, т.е. с уменьшением их взаимной растворимости, их молекулярного сродства друг с другом.

Полярностью молекулы может быть названа мера интенсивности взаимодействия данной молекулы с другими (или ионами). Такой мерой служит электрический момент молекулы - дипольный момент ~ вектор, направленный от отрицательного заряда к положительному и численно равный произведению заряда на расстояние между зарядами.

Однако полярность молекулы определяется не только электрическим моментом молекулы, но и относительными размерами полярных групп, а также неполярной части.

Полярность жидкости характеризуется ее молекулярными свойствами: молекулярным давлением, поверхностным натяжением, скрытой теплотой испарения и др., которые возрастают с увеличением полярности жидкости. Одной из наиболее полярных жидкостей является вода (молекулы ее несут значительный электрический момент и не содержат неполярной части). Затем идут органические жидкости, содержащие группы - ОН, - СООН, - NH2 и т.д. (спирты, кислоты, сложные эфиры, амины и т.д.). Наименее полярные - углеводороды насыщенного (парафинового) ряда.

С возрастанием полярности увеличивается склонность жидкости к ассоциации ее молекул, к коплексообразованию и сольватации. Явление сольватации характеризуется ориентацией молекул растворителя вокруг иона, молекулы или коллоидной частицы с образованием полимолекулярного слоя. Первый мономолекулярный слой связан очень прочно и находится под давлением более 10 тысяч атмосфер. Если растворитель - вода, то явление носит название гидротации.

Современные методы позволяют непосредственно измерить у лишь между двумя жидкими фазами или же на границе жидкости с газом. Для кристаллов некоторых солей у определено расчетным способом. Для двух жидкостей используют правило Антонова [1].

При контакте двух жидкостей равновесное межфазное поверхностное натяжение устанавливается не мгновенно, т.к. не все жидкости обла-дают той или иной взаимной растворимостью (отсюда понятие о динамическом равновесном состоянии).

Поверхностное натяжение в значительной степени зависит от явлений адсорбции. Поэтому прежде чем рассматривать зависимость у от условий залегания нефти и других параметров, необходимо ознакомиться с явлениями, сопровождающими процесс изменения концентрации веществ в поверхностном слое.

1.3 Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей

пласт капиллярный нефтегазовый

Как указано выше, а связывается с работой обратимого изотермического, процесса образования единицы новой площади поверхности радела фаз при постоянстве давления и химических потенциалов компонентов.

По у пластовых жидкостей на различных поверхностях раздела можно судить о свойствах соприкасающихся фаз, о закономерностях взаимодействия жидких и твердых тел, о процессах адсорбции (см. 7.4), 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 а чистой жидкости на границе с паром, что связано с ослаблением межмолекулярных сил из-за роста температуры:

уt = у0(l-гt), (7.1)

где уt и у0 - поверхностные натяжения системы (мН/м) при температурах t и 0 0С;

г - температурный коэффициент поверхностного натяжения, сохраняющий свойства константы при температурах вдали от критической точки, 1/ С;

t - температура, 0С. В табл. 7.1 приведены г и у некоторых жидкостей согласно [1]:

Таблица 7.1. Температурные коэффициенты и поверхностное натяжение некоторых жидкостей

С увеличением давления у жидкости на границе с газом понижается. Это связано с уменьшением свободной поверхностной энергии вследствие сжатия газа и его растворения в жидкости.

Зависимость у воды на границе с газом приведена в табл. 7.2 из того же источника [1].

Очевидно, что зависимость у для нефти на границе с газом от давления будет иметь более сложный характер. Хотя ее общий характер остается таким же, как и для воды, но количественные изменения а зависят от многих дополнительных факторов (химического состава нефти, количества растворенного газа и его состава, природы полярных компонентов и их количества и т.д.).

Таблица 7.2. Зависимость поверхностного натяжения воды на границе газом от давления и температуры

Исследования показали, что чем выше растворимость газа, тем интенсивнее уменьшается у с повышением давления. Поверхностное натяжение дегазированной малополярной нефти на границе с водой в пределах давлений, встречающихся в промысловой практике, мало зависят от давления и температуры.

При содержании в нефти воднорастворимых полярных компонентов у ее на границе с водой может увеличиваться с ростом Р и Т вследствие растворения этих компонентов в воде.

В связи со значительной растворимостью газа в нефти ун-г с увеличением давления насыщения при Т = const уменьшается интенсивнее, чем у воды.

По результатам измерения ан.в в зависимости от давления насыщения нефти газом по ряду месторождений может быть значительным (3-1-6 мН/М и более) с изменением Р в пределах 0 -*- 26,5 Мпа.

Повышение Т сопровождается ухудшением растворимости газа и увеличением коэффициента сжимаемости нефти. Поэтому ан-в с повышением Т должно понижаться. Следовательно, рост Р и Т действует в противоположных направлениях и в отдельных случаях возможно, что изменения а не будет.

На разделе нефть - вода с ростом Р интенсивность капиллярных процессов может возрастать.

1.4 Адсорбция

Ранее отмечалось, что нефть представляет собой сложную смесь углеводородов различных групп (метановых, нафтеновых, ароматических и других) и всевозможных примесей (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы, кислородо-, серо-, азотосодержащие соединения и т.д.).

В жидкостях - растворах подобного рода поверхностные явления еще более усложняются и проявляются в определенных термобарических условиях явления адсорбции.

В растворах присутствуют поверхностно активные вещества (ПАВ) -органические вещества, молекулы которых асимметрично построены из полярной и неполярной групп (полярные - ОН, - СООН, - NH2, + R; R -имеет дипольный момент 0).

ПАВ - спирты, сложные эфиры, жирные и нафтеновые кислоты, О2 -, S -, N2- содержащие примеси нефти, смолы, асфальтены и др. Активность ПАВ возрастает с удлинением углеводородной цепи R, т.е. с переходом к более высоким гомологам того же ряда. С удлинением цепи на одно звено СН2 поверхностная активность возрастает примерно в 3,03,5 раза. Молекулы ПАВ характеризуются способностью ориентироваться, адсорбируясь на разделе двух фаз, понижая у.

ПАВ в различных количествах могут содержаться в нефти и пластовых водах. Скоплению всех видов ПАВ в поверхностном слое противодействуют процессы диффузии, поддерживая термодинамическое равновесие. Считается, что существует состояние слоев, аналогичное состояниям вещества - твердое, жидкость, пар.

Количественные соотношения между адсорбцией, а и концентрацией ПАВ устанавливаются по уравнению Гиббса (1 гиббс = 1 МН · м2/Кмоль).

Для установления поверхностной активности нефти и ее полярных компонентов измеряют ун в различных растворителях и строят изотермы

зависимости у = f(C), где С - концентрация. Эта зависимость имеет вид, кривой убывания у с ростом С.

Нефти относятся к группе малоактивных при содержании в них органических кислот и других соединений от 0,1 до 0,25%, способных омыляться щелочью (у н+щел.В= 1425 мН/м). Активные нефти имеют ун=412 мН/м, высоактивные у н+В< 3 мН/м.

1.5 Смачивание и краевой угол

Поверхностное натяжение замерить непосредственно трудно. Поэтому пользуются косвенными методами: измерением работы адгезии, исследованием теплот смачивания и углов избирательного смачивания.

На рис. 7.1 представлено поведение капли жидкости, нанесенной на поверхность твердой фазы. Угол , образованный касательной в точке трехфазного периметра, зависит от поверхностных натяжений у1-3, у1-2, у 2-3, где 1 - водная фаза; 2 - углеводородная жидкость; 3 - твердая фаза,

Угол смачивания проводится от твердой фазы в сторону исследуемой.

Юнгом предложено уравнение

у 2-3= у1-3+ у1-2 cos. (7.2)

Рис. 7.1 Форма капли на поверхности твердой фазы

Но у 2-3и у1-3 практически не известны. Поэтому мерой смачиваемости служит угол смачивания :

При < 90° в нашем случае порода имеет гидрофильный характер (лучик смачивается водой). Если под индексом 1 иметь каплю нефти, то порода имеет гидрофобную поверхность.

Установлено, что лучшей нефтеотмывающей способностью обладают воды, хорошо смачивающие породу ( < 90°).

Угол смачивания зависит от множества факторов: структуры поверхности твердой фазы, адсорбции на ней газов, ПАВ и других веществ, от ее загрязнения, электрического заряда и т.д. Особенно большое влияние на 0 оказывают процессы адсорбции в связи с изменением химического строения поверхности твердого тела. Если при этом к поверхности ориентирована неполярная углеводородная цепь ПАВ, то гидрофильные радикалы (- ОН, - СООН,- СО, - СОН и др.), обращенные в сторону жидкости, способствуют смачиванию поверхности водой. При обратной ориентации радикалов поверхность гидрофобизируется. Породы, слагающие продуктивные нефтяные пласты, в большинстве случаев по природе гидрофильны.

С процессами адсорбции тесно связаны явления статического гистерезиса смачивания, заключающиеся в задержке установления равновесного значения смачивания вследствие трения при перемещении периметра капли по твердой фазе.

Кроме измерения углов смачивания природу взаимодействия жидких и твердых фаз изучают по работе адгезии и теплотам смачивания.

Работа адгезии определяется по уравнению Дюпре:

Wа=у2-3 + у1-2 + у1-3 (7.3)

где у1-2 - поверхностное натяжение жидкости на границе с воздухом;

у2-3 и у1-3-поверхностное натяжение на границе твердой фазы с воздухом и жидкой фазой.

Известно уравнение Дюпре-Юнга:

Wa = у1-2 (l+cos ). (7.4)

Из (7.4) следует, что на отрыв жидкости от твердой фазы при полном смачивании (cos=1) следует затратить работу, необходимую для образования двух жидких поверхностей - это работа когезии: WK = 2уж-г Физически это означает, что при полном смачивании жидкость не отрывается от поверхности твердой фазы, а происходит разрыв самой жидкости (у1-2< у1-3).

Для гидрофобных поверхностей характерно соотношение у1-2< у1-3, т.е. жидкость может отрываться от поверхности. Из сказанного следует, что смачиваемость жидкостью твердого тела тем лучше, чем меньше работа когезии.

Эксперименты и расчеты по уравнению Дюпре-Юнга дали хорошие совпадения результатов.

Установлено, что при смачивании твердого тела жидкостью наблюдается выделение тепла. По ряду нефтяных месторождений Западной Сибири в конце 60-х годов были определены теплоты смачивания с применением высокоточных калориметров. К сожалению, с уходом из жизни тюменского исследователя Рудакова эти работы были свернуты. Диапазон полученных теплот смачивания автором оценен от 6,3 до 24,4 кДж/кг.

1.6 Измерение углов смачивания

Природу смачиваемости твердой фазы любыми жидкостями начали изучать при использовании оптической скамьи. Причем методика была отработана как для статических, так и для кинетических углов смачивания. Однако ни одна из этих простейших методик не могла воспроизвести пластовых условий.

Были попытки получить некоторое представление о смачивающих свойствах вод и природе поровых каналов на основе измерения скорости пропитывания пористой среды жидкостью или капиллярного вытеснения одной жидкости другой (различные модификации прибора З.В. Волковой [1]). Однако методика расчета автора (предложенные формулы) не учитывает образования в пористых средах смесей жидкостей, влияния скорости движения менисков и другие эффекты. Отсюда невысокая точность методики носит лишь оценочный характер и проблематичность использования предложенных формул.

Для оценки относительной смачиваемости пористых сред можно применять кривые «капиллярное давление - насыщенность» [1].

Рассмотренные явления позволяют лучше понять физические основы вытеснения нефти из пористых сред применительно к современным технологиям воздействия на нефтяные пласты и прогнозировать величину коэффициента нефтеизвлечения.

Размещено на Allbest.ru