Поступление на забой скважины вод из разных горизонтов.

 

 

 

I СаС1₂

II МgС1₂

 

 

Например, из одного пропластка идёт СаС1₂, из другого NаС1₂, то произойдёт такая реакция:

 

2× NаНСО₃+СаС1₂=СаСО₃¯ +NаС1+Н₂О+СО₂

2× NаНСО₃+МgС1₂=МgСО₃¯ +NаС1+Н₂О+СО2.

 

Т.к. воды различны, предположение ничего не даёт.

 

! При применении тепловых методов вода, которая может конденсировать из пара имеет иную солёность. Т.к. растворимость отдельных солей зависит от температуры и давления, то получается сложный характер выпадения солей.

 

300° t°_гор

 

t_пл

 

Может приходить двоякий процесс: либо выпадение, либо десорбция (насыщение солями) пластовых вод.

 

Явления на поверхности раздела фаз.

 

Эти явления оказывают огромное влияние.

Рассмотрим их причины:

1. граница раздела фаз имеет колоссальную площадь;

2. на границе раздела фаз имеет место действие сил различной природы, как то молекулярные, электрические, магнитные силы и т.д. Все эти силы направлены против извлечения нефти и газа из пласта. Если бы не было поверхностных сил, то сила напора была бы достаточной для извлечения всей нефти.

 

Твёрдая фаза состоит из большого числа гранул, которые обладают разветвлённой удельной (поровой) поверхностью.

Кроме поверхностей, связанных с твёрдой фазой, есть и огромное количество поверхностей, связанных с границей раздела фаз.

 

Т.о. многофазность нефтегазовых платов обуславливает сильное влияние поверхностных явлений, и эти явления надо учитывать.

 

Поверхностные силы характеризуют следующие показатели:

поверхностные натяжения;

коэффициенты смачиваемости и растяжения;

работа адгезии и когезии;

теплота смачивания.

Поверхностные натяжения.

 

Поверхностные натяжения связывают с работой обратимого изотермического процесса по образованию единицы новой площади поверхности раздела.

Поверхностное натяжение s - важнейшее свойство поверхностей раздела фаз.

s зависит от природы фаз, а также от термобарических условий, в частности от давления и температуры.

С ростом температуры поверхностное натяжение s снижается по следующему закону:

s_t=s₀× (1 - g× t),

где s_t и s₀ – поверхностные натяжения при температуре t и 0° соответственно;

g - температурный коэффициент поверхностного натяжения [1/°].

Температурный коэффициент для воды (система вода-воздух) g=2× 10-3; при температуре t=20° поверхностное натяжение воды s_в=72.75 мН/м.

 

Нефти – сложные системы, т.е. они содержат разные компоненты, из чего следует, что они могут содержать много газа. Поэтому зависимости s от давления и температуры более сложные.

s

 

 

Р

 

Если мы нефть дегазировали, то зависимость будет выражаться прямой линией:

s

 

Р

 

Для наиболее правильного описания нам необходимо знать: растворимость газа, его состав и состав самой нефти.

При сложном насыщении нефти газом зависимости идут следующим образом:

s

 

Р

 

Параметр смачивания и краевой угол смачивания.

 

 

s_{1, 2} 1 В

2

q q Н

s_{2, 3} 3 s_{1, 3} Тв. ф.

 

Из-за равенства векторов, т.к. капля неподвижна, получаются следующие соотношения:

s_{2, 3}=s_{1, 3}+s_{1, 2}× соsq

соsq=(s_{2, 3} - s_{1, 3})/s_{1, 2}

Такие соотношения называются законом (правилом) Юнга.

Величины s_{1, 3} и s_{2, 3} практически неизвестны, поэтому об их соотношениях судят косвенно по углу q.

q не зависит от размеров капли до определённых её размеров и определяется методом «висячей капли». Этот угол зависит также от природы контактирующих областей и полярности веществ.

 

Работа адгезии.

W_а=s_{2, 3}+s_{1, 2} - s_{1, 3}

или, записанная через угол q:

W_а=s_{1, 2}× (1+соsq)

Это соотношение называется соотношением Дюпре-Юнга.

Þ s_{2, 3} - s_{1, 3}=s_{1, 2}× соsq,

где s_{1, 2}× соsq называется натяжением смачиваемости, или смачиваемостью.

 

Теплота смачиваемости.

 

То количество тепла, которое выделятся при нанесении нами капли на поверхность.

6.3-24 кДж/кг – средняя теплота смачиваемости для месторождения Сибири.

 

 

З П З П

 

 

Все внутрипоровые поверхности (каверн, трещин и т.п.) обладают важным свойством – микрошероховатостью.

Для оценки смачиваемости используют классический подход, связанный с нахождением угла q, но он довольно условен. Характеристика имеет классификационный характер, и выглядит классификация следующим образом:

q=0° - поверхность полностью гидрофильна;

q=180° - поверхность полностью гидрофобна.

 

Наша поверхность в основном относится к смешанному (неравномерно смачиваемому) типу, т.к. нефть состоит из смоло-асфальтеновых компонентов, которые, адсорбируясь гидрофильными (по большей части своей) минералами, гидрофобизуют пласт, а плёнка адсорбированных тяжёлых углеводородов располагается неравномерно.

полевой

SiО₂ шпат плагиоклаз

 

В газовых месторождениях присутствует до 28-30% адсорбированных углеводородов.

 

Поверхность, покрытая битуминозной массой, гидрофобная. Поэтому наряду с гидрофильной поверхностью у нас присутствуют отдельные участки гидрофобности, что даёт сложную мозаичную смачиваемость пласта.

Поэтому такие мозаичные поверхности делятся в зависимости от угла q на следующие типы:

если 0°< q< 90° - преимущественно гидрофильная поверхность;

если 90°< q< 180° - преимущественно гидрофобная поверхность.

К преимущественно гидрофобным поверхностям относятся поверхности таких минералов как: битумы, ископаемые угли, гидрофобные глины (нефтематеринские породы, например баженовские глины).

К преимущественно гидрофильным – остальные глины, кварц, полевые шпаты, кальцит.

Поверхности таких минералов как доломит, ангидрит, а также известняк относятся либо к преимущественно гидрофильным, либо имеют избирательную смачиваемость.

Избирательная смачиваемость наиболее вероятна, если пластовые воды были повышенной минерализации, с повышенным содержанием ионов Са и Мg.

В карбонатных коллекторах условия для возникновения гидрофобных поверхностей более благоприятны, чем в терригенных.

Минералогический состав и углы смачивания на границе пластинки и капли не информативны.

Академиком Ребиндером был введён новый способ оценки смачиваемости: образец, предварительно насыщенный пластовой нефтью, изучают на какое-то физическое свойство, затем этот образец экстрагируют (удаляют все органические компоненты, в том числе смоло-асфальтеновый состав), снова проверяют на то же свойство и по разнице оценивают, какая часть была занята смоло-асфальтенами. Он предложил следующий параметр:

 

b=Q_см.в/Q_см.н - коэффициент Ребиндера,

 

где Q_см.в – теплота смачивания в водоносной среде;

Q_см.н – теплота смачивания в нефтеносной среде.

 

Ребиндер обнаружил, что если на горизонтальную поверхность воздействовать ПАВ, то деформационные свойства изменятся (поверхность станет мягче, так что её легче будет бурить).

По коэффициенту Ребиндера определяют характер смачивания:

если b> 1, то пласт гидрофильный;

если b< 1, то пласт гидрофобный.

 

Конечно, этот способ не нашёл определённого применения, поскольку дифференциация по теплоте смачивания невелика.

 

Был предложен способ изучения параметра Ребиндера с помощью ядерно-магнитного резонанса. Если мы воздействуем магнитным полем, а затем поле снимаем, молекулы начинают прецессировать и b определяется по спиновому времени (времени релаксации). Этот способ получил название – метода спиново- решёточной релаксации.

b=t_в/t_н

Выравнивание собственных моментов по направлению естественного магнитного поля и искусственного, которое мы создаём.

Н

 

Н¢

 

Лекция №17_1

 

⇐ Предыдущая11121314151617181920Следующая ⇒

Поделиться: