Середовищі

Молекулярно-поверхневі явища в пористому

Нафта і газ, а також пластові води вміщуються в пустотах і порах так званих порід-колекторів. Приблизно 60% світових запасів вуглеводнів вміщуються у відкладах піщано-алевролітових порід, які називають гранулярними колекторами. Поровий простір гранулярного колектора складається з пустот між зернами породи.

Тріщинні колектори формуються системою тріщин, які виникають переважно в карбонатних породах. Чисто тріщинних колекторів немає, тому колектори, які мають певну кількість пустот іншої форми (пори, каверни, карсти), називають змішаними.

Площа поверхні порових каналів і тріщин порід-колекто-рів є досить великою (декілька десятків тисяч м²/м³). Тому поверхневі явища в поровому просторі породи (поверхневий натяг, змочування, адсорбція, капілярні сили) впливають на рух рідин в пласті, повноту заміщення однієї речовини іншою, ступінь забруднення фільтратом бурового розчину зони пласта довкола свердловини.

Поверхневий натяг − результат незрівноваженої взаємодії молекулярних сил на межі розділу двох фаз і визначається величиною витраченої енергії на ізотермічне утворення одиниці площі вільної поверхні рідини. Поверхневий натяг істотно впливає нам розвиток інших поверхневих явищ в пористому середовищі.

Поверхневий натяг рідини на межі з газом залежить від хімічного складу рідини і газу, кількості розчиненого газу, кількості і природи полярних компонентів у рідині, від тиску, температурі та інших факторів. Підвищення температури зменшує поверхневий натяг рідини на межі з газом. Оскільки при цьому міжмолекулярні сили слабшають. Підвищення тиску теж сприяє зменшенню поверхневого натягу рідини на межі з газом через зменшення вільної поверхневої енергії останнього під час стискування і додаткового розчинення в рідині.

Вплив тиску і температури на величину поверхневого натягу води і нафти на межі з газом якісно однаковий, проте для нафти він відчутніший.

Розчинність газу в нафті набагато вища, ніж у воді, тому за наявності газової фази під тиском збільшується різниця поверхневих натягів нафти і води на межі з газом та між фазовий натяг між ними. Отже, за умов високих пластових тисків на межах рідин з газом капілярні сили зменшуються, а на межі між нафтою і водою збільшуються порівняно з поверхневими умовами.

На межі з твердим тілом поверхневий натяг рідини залежить від величини крайового кута змочування q (рис. 4.3).

Рисунок 4.3 − Деформація під дією тиску:

а - при витісненні нафти водою;

б - при витісненні води нафтою

Крайовий кут змочування − це кут між дотичною до поверхні краплі в точці її контакту з твердим тілом і поверхнею цього твердого тіла.

Для умов нафтових покладів можливі три варіанти між компонентних контактів: "порода − вода − газ", "порода − вода − нафта", "порода − нафта − газ".

Рідина змочує тверде тіло, якщо величина крайового кута змочування q < 90 °. В цьому випадку тверде тіло гідрофільне по відношенню до цієї рідини. Якщо q > 90 °, тверде тіло не змочується рідиною і є гідрофобним по відношенню до цієї рідини.

Зв’язок між поверхневим натягом s на межах розділу речовин описується рівнянням Юнга

, (4.9)

Де індекс 1 присвоєно водній фазі, індекс 2 − вуглеводневій рідині або газу, а індекс 3 − твердому тілу.

Звідси

(4.10)

Отже, за меншого значення поверхневого натягу між твердим тілом і рідиною s_1,3 крайовий кут q буде меншим, тобто тверда поверхня краще змочується рідиною і навпаки.

Кут змочування залежить від багатьох факторів: структури поверхні, адсорбції на ній поверхнево-активних речовин (ПАР), електричного заряду, тиску, температури.

Кварц, вапняк та інші мінерали, з яких складаються породи-колектори, гідрофільні від природи. Це істотно впливає на кількість водного фільтрату, який проникає в пласт зі свердловини і забруднює його. Для боротьби з цим небажаним явищем поверхню скелету породи слід гідрофобізувати.

В інших випадках, наприклад, для витіснення нафти водою при інтенсифікації видобутку вуглеводню, виникає необхідність у гідрофілізації поверхні скелету породи.

Підбираючи належним чином ПАР, можна регулювати характер та інтенсивність їх впливу на властивості систем. Наприклад, милоподібні ПАР утворюють на поверхнях розділу фаз мономолекулярні плівки товщиною приблизно 15¸25 А°. Орієнтація назовні цих адсорбованих молекул може бути двоякою: або полярними групами (поверхня гідрофілізується), або вуглеводневими ланцюгами (поверхня гідрофобізується).

На процеси змочування впливають явища гістерезису. Статичний гістерезис змочування полягає в тому, що величина кута змочування змінюється залежно від черговості змочування твердої поверхні твердої поверхні рідинами (що було спочатку − рідина 1 чи рідина 2). Кінетичний гістерезис змочування проявляється в зміні кута змочування внаслідок дії зовнішніх сил, в тому числі від напрямку їх дії.

Початок руху водонафтового контакту (ВНК) під дією зовнішніх сил супроводжується деформуванням менісків, тобто зміною величини крайового кута змочування. Якщо нафта витісняється водою, то на межі розділення фаз виникає кут q₁, який називають наступаючим ( рис. 4.3, а). Якщо вода витісняється нафтою, то виникає кутq₂, який називають відступаючим (рис. 4.3, б). Між ними існує співвідношення q₁>q >q₂, де q − статичний крайовий кут змочування.

Величина гістерезису зростає із збільшенням швидкості течії. При великій швидкості витіснення нафти водою величина кута змочування може перевищити 90 °, хоча порода в статичних умовах гідрофільна.

Дослідженнями руху нафти і води в пористому середовищі встановлено, що в реальних умовах в зоні ВНК замість спільного фронтового руху фаз переміщується суміш води і нафти, яка формується у формі кульок і стовпчиків. Розглянемо, як проявляються капілярні сили в таких системах. Припустимо, що в циліндричному капілярі, поверхня якого покрита сольватним шаром, стовпчик нафти знаходиться між стовпчиками води. Тоді частини а і б на рис. 4.3 можна розглядати, як кінці стовпчика нафти, оточеного водою.

За відсутності зовнішньої дії стовпчик нафти урівноважений, капілярні тиски p_кап збоку і лівого, і правого менісків однакові:

, (4.11)

де s − поверхневий натяг на межі «нафта − вода»;

r_м − радіус меніска;

r_к − радіус капіляра.

На рис 4.3 форма менісків у зрівноваженому стані показана пунктиром. Кути змочування на межі стовпчика нафти однакові з обох боків −q.

Якщо на систему діє тиск ззовні (рис. 4.3, стрілка зліва), то форма лівого меніска зміниться і крайовий кут змочування дорівнюватиме q₁. Через стовпчик нафти тиск передається на правий меніск і крайовий кут змочування стане рівним q₂. Як наслідок, зліва капілярний тиск − , а справа − . Оскільки q₁ >q₂, а cosq₁ < cosq₂, то . Сила опору дорівнює різниці між капілярними тисками справа і зліва

D р_кап = 2 s·( cos q₂ − cosq₁). (4.12)

Явище протидії зовнішньому тиску внаслідок деформації менісків під час руху рідини в капілярі називають «ефектом Жамена».

Ефект Жамена проявляється і у конічному капілярі. Прискорення руху рідини посилює ефект Жамена. Він проявляється як на гідрофільній, так і на гідрофобній поверхнях.

У зоні ВНК при гідрофільному середовищі капілярний тиск сприяє виникненню процесів капілярного всмоктування. Для його посилення потрібно, щоб вода могла утворювати високий капілярний тиск у поровому середовищі при невеликій швидкості руху рідини, що досягається великим значенням scosq. Це зменшує негативну роль кінетичного гістерезису.

У породах з гідрофобною поверхнею меніски протидіють витісненню нафти водою. З точки зору запобігання забрудненню порового простору фільтратом бурового розчину це добре.

Якщо при штучному заводненні потрібно активізувати процес витіснення нафти водою, між фазовий натяг зменшують, а градієнт тиску збільшують.

Оскільки структура порового простору природних колекторів неоднорідна, капілярний тиск у менших порах більша, ніж у великих, і вони швидше заповнюється водою. Утворюються зони водонафтової суміші, нафтова фаза втрачає однорідність, ефект Жамена посилюється.

При бурінні у при вибійній зоні мають місце пульсації тиску, перемішування промивальної рідини долотом, внаслідок чого за рахунок ефекту Жамена проникнення фільтрату в пласт зменшується.

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Коефіцієнт об’ємного стиснення нафти	\|	Напруження і деформації суцільних середовищ

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.018 сек.