Никитин Александр АА-20-05 Реферат по Технологии поисков и разве. "Глинистость, поровый состав, поверхность порового пространства и удельная поверхность"

• Название: "Глинистость, поровый состав, поверхность порового пространства и удельная поверхность"
• Дата: 07.04.2022
• Размер: 207.1 Kb.
• Имя файла: Никитин Александр АА-20-05 Реферат по Технологии поисков и разве.docx
• Тип: Реферат; #452221

Министерство образования и науки

российской федерации

Российский государственный университет нефти и газа

ИМЕНИ и.м. ГУБКИНА
Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений.

Кафедра освоения морских нефтегазовых месторождений.

Реферат
на тему:

“Глинистость, поровый состав, поверхность порового пространства и удельная поверхность”

Выполнил Студент группы АА-20-05:

Никитин Александр Манвендрович

Проверил:

д.г-м.н., зам. заведующего кафедрой по научной работе, профессор

Дзюбло Александр Дмитриевич

Москва

2020 г.
Содержание

Введение 3

1.Глинистость 4

2.Пористость, поровый состав, поверхность порового пространства 9

3.Удельная поверхность 13

Заключение 22

Список используемой литературы 23

Введение

Я решил выбрать эту тему из-за того, что:

А) Данные понятия часто употребляются в технологии поисков и разведки морских нефтегазовых месторождений, и соответственно я смог бы больше понимать о чем идет речь в книгах, статьях, когда затрагивают данные понятия.

Б) Данная тема затрагивает не одно понятие, а сразу несколько, что несомненно даст мне больше информации при изучении.
Тема реферата будет актуальна, по моему мнению, очень долгое время.
Цели: Узнать, что представляют собой глинистость, пористость, поровый состав, поверхность порового пространства. Узнать о способах вычисления удельной поверхности.

Реализация данных целей обусловила необходимость решения следующих задач:

1) Найти определения глинистости, пористости, порового состава и поверхности порового пространства.

2) Установить между ними взаимосвязь.

3) Найти способы вычисления удельной поверхности.

1.Глинистость

Глинистость осадочных горных пород характеризуется содержанием в минеральном скелете породы частиц с эффективным диаметром менее десяти микрометров. Глинистость устанавливают обычно по данным гранулометрического анализа и рассчитывают по формуле 2.1



Рисунок 1 Формула глинистости

где Сгл— массовая глинистость в долях единицы; mтв — масса сухой навески анализируемого порошка — твердой фазы минерального скелета породы; m менее 0,01 — масса фракции с d3 менее десяти микрометров.

Достоверность определения Сгл зависит от технологии выполнения стандартного гранулометрического анализа в лабораториях петрографии и физики пласта: исследуемый образец экстрагируют в аппарате Сокслета, далее его дезинтегрируют, превращая в порошок, и обрабатывают 5-10 процентным раствором соляной кислоты, после чего отмывают полученный порошок в дистиллированной воде, высушивают в термостате при темпе­ратуре 105 °С и приступают к гранулометрическому анализу. Отметим по крайней мере два существенных недостатка методики, обусловливающих погрешность в определении Сгл:

1. При дезинтегрировании (истирании) образца не гарантируется переход в порошок всех частиц с d3Ф менее десяти микрометров, поскольку часть их находится в зернах полевых шпатов и других ми­нералов, частично преобразованных и содержащих в себе частицы с d3Ф менее десяти микрометров.

2. Обработка изучаемого объекта концентрированным раствором соляная кислота необратимо изменяет первоначальную массу образца, его минеральный и гранулометрический составы, поскольку растворяются не только карбонаты и гидрокарбонаты кальция и магния, но и ряд смешаннослойных глинистых минералов — лептохлориты, гидроксиды железа и алюминия и другие высокодисперсные компоненты минерального скелета породы, которые, не будучи растворены соляной кислотой, оказались бы при гранулометрическом анализе во фракции с d3Ф менее десяти микрометров.

В петрофизической и геофизической практике используют параметры глинистости, производные от массовой глинистости Сгл, — объемную kгл и относительную Т1гл глинистость.

При равенстве плотности скелетных зерен породы и глинистой фракции коэффициент объемной глинистости равен:


Рисунок 2 Формула коэффициента объемной глинистости №1

где kп — коэффициент общей пористости.


Рисунок 3 Формула коэффициента объемной глинистости №2

Параметр kгл характеризует долю объема породы, занимаемую глинистым материалом; его удобнее использовать при построении различных моделей породы и для сопоставления с геофизическими параметрами, например, с удельной радиоактивностью породы.

Коэффициент относительной глинистости, или просто относительная глинистость, ηгл характеризует степень заполнения глинистым материалом пространства между скелетными зернами:


Рисунок 4 Степень заполнения глинистым материалом пространства между скелетными зернами

С ηгл тесно связан коэффициент диффузионно-адсорбционной активности Ада.


Рисунок 5 Коэффициент диффузионно-адсорбционной активности

Очевидно, что всегда kгл.агр.>kгл, поскольку kп.гл больше нуля. Зная kп, kгл, kгл, можно оценить предельное значение коэффициента эффективной пористости kп.эф.пред глинистого коллектора:


Рисунок 6 Значение коэффициента эффективной пористости глинистого коллектора

В породе-коллекторе глинистый материал присутствует в виде агрегатов - скоплений глинистого цемента, занимающих обособленные объемы с присущей им внутренней пористостью kп.гл. Объемное содержание в породе таких агрегатов характеризуется коэффициентом агрегатной глинистости.

Рассмотренные параметры характеризуют так называемую рассеянную глинистость породы, равномерно распределенную в объеме и характерную для достаточно однородных песчаников и алевролитов преимущественно кварцевого состава. В полимиктовых песчаниках и алевролитах часть глинистого материала содержится в частично или полностью преобразованных зернах полевых шпатов и обломков других пород. Характерно, что, если глинистый цемент, контактный или типа заполнения пор, расположенный между скелетными зернами кварцевых и полимиктовых песчаников и алевролитов, приводит к снижению их эффективной пористости и проницаемости, глинистый материал преобразованных зерен и обломков пород мало влияет на фильтрационно-емкостные свойства коллектора.

Наряду с рассеянной различают слоистую глинистость, характеризующую содержание в породе прослоев глинистого материала, чередующихся с прослоями коллектора.

В карбонатных породах глинистость не определяется. Для карбонатных пород находят содержание нерастворимого остатка Сн.о, которое характеризует весовую долю минерального скелета, остающуюся после обработки породы 5 - 10 процентным раствором соляной кислоты. Величину Сн.о можно лишь условно рассматривать как Сгл, поскольку значительная, нередко большая часть нерастворимого остатка (НО) представлена кремнеземом.

Тонкодисперсная составляющая осадочной породы с размером частиц менее десяти микрометров имеет сложный минеральный состав - кроме глинистых минералов она может содержать кварц, спал, халцедон, биотит, мусковит, лимонит, перидотит, роговую обманку, титаномагнетит, пирит. Однако основной составляющей этой фракции являются обычно глинистые минералы, что и позволяет, хотя и с определенной оговоркой, называть эту фракцию глинистым компонентом породы.

К глинистым минералам относят минералы алюмосиликатпого состава, образующие группы гидрослюд, каолинита, монтмориллонита. В основе строения этих минералов лежит кристаллическая решетка, образованная алюмосиликатными тетраэдрами, включающая также атомы кислорода, гидроксильные группы, катионы натрия, калия, магния, кальция и т.д. Части­цы (мицеллы) глинистых минералов характеризуются размера­ми от нескольких миллимикрон до нескольких микрон. Благодаря высокой дисперсности частиц глинистых минералов в осадочных породах они обладают огромной адсорбционной поверхностью, способной удерживать полярные молекулы воды и обменные катионы.

Минералы группы монтмориллонита и смешаннослойные образования гидрослюды обладают раздвижной кристаллической решеткой и способны поглощать молекулы воды и обменные катионы в пространстве между алюмосиликатными пакетами, что приводит к набуханию частиц и увеличению их объема в несколько раз.

Присутствие в породе глинистых минералов, оценка их содержания и изучение их состава и свойств представляют большой интерес для петрофизики нефтегазовых коллекторов по следующим причинам:

1. Содержание глинистых частиц в терригенном коллекторе кварцевого или полимиктового состава существенно влияет на их пористость и проницаемость. С ростом глинистости фильтрационно-емкостные свойства коллектора обычно ухудшаются.

2. Огромная поверхность глинистых частиц обусловливает связь содержания в породе физически связанной воды с глинистостью и увеличение коэффициента остаточного водонасыщения с одновременным снижением коэффициента эффективной пористости с ростом глинистости. Образование пленок адсорбированной воды с аномальными физическими свойствами, занимающих значительную долю объема глинистой породы, ведет к возникновению аномальных физических и физико-химических свойств глинистых пород, которые необходимо учитывать при анализе материалов ГИС.

3. Содержание и минеральный состав глинистого материала - главные факторы, определяющие способность породы играть роль литологического экрана нефтяной или газовой залежи.

В петрофизике нефтегазовых коллекторов информация о глинистости изучаемых объектов необходима для решения следующих вопросов: а) выбора петрофизических уравнений и их констант, адекватных изучаемому объекту, для эффективного использования их при геологической интерпретации результатов геоинформационной системы на стадиях подсчета запасов и проектирования разработки месторождений нефти и газа; б) прогноза поведения коллекторов нефти и газа в прискважинной зоне при вскрытии разреза бурением на пресном РВО; в) прогноза поведения коллекторов нефти и газа при заводнении их пресной водой, закачиваемой в нагнетательные скважины в процессе эксплуатации.

Для эффективного учета влияния глинистости породы-коллектора на значения подсчетных параметров и параметров, используемых при проектировании и анализе разработки, для правильного выбора петрофизических уравнений и констант, входящих в эти уравнения, необходимы сведения о глинистости в виде величины Сгл, получаемой при стандартном гранулометрическом анализе. Специалисту в области интерпретации результатов геоинформационной системы и физики нефтяного и газового пластов требуются следующие сведения о содержании в породе, составе и свойствах высокодисперсных компонентов скелета породы, в частности глинистого материала:

1. Полная адсорбционная поверхность ненарушенного образца породы, установленная одним из способов, рассмотренных ниже.

2. Доли поверхности, приходящиеся на зерна скелетной фракции (d эффективная более 10 микрометров) и цемент для полимиктовых песчаников, и алевролитов, и вулканогенно-обломочных пород.

3. Коэффициенты объемного содержания в породе глинистых минералов и других высокодисперсных компонентов, растворяемых при подготовке образца к анализу раствором соляной кислоты.

4. Состав глинистых минералов в анализируемом образце; распределение их в цементе, обломках пород и преобразованных скелетных зернах полимиктовых песчаников, алевролитов и вулканогенно-обломочных пород. Состав и доля глинистых материалов во фракции менее 10 микрометров терригенных и в нерастворимом остатке карбонатных пород.

5. Доли глинистого материала, характеризующегося рассе­янной и слоистой глинистостью, в микрослоистом образце, представленном чередованием тонких прослоев коллектора и глины.

2.Пористость, поровый состав, поверхность порового пространства

Первым из главных элементов нефтегазового природного резервуара является порода-коллектор, а основным физическим свойством последней ‑ ее пористость. Порода должна содержать поры или пустоты таких размеров и характера, которые бы сделали возможной концентрацию нефти и газа в залежь, достаточно крупную для рентабельной разработки. Однако наличия одной пористости еще недостаточно; поры должны быть сообщающимися, чтобы обеспечить фильтрацию нефти и газа сквозь породу. Таким образом, порода должна быть проницаемой, т.е. обладать проницаемостью. В противном случае залежи не было бы пли могли образовываться лишь небольшие скопления и, кроме того, нельзя было бы добыть нефть и газ с помощью буровых скважин, так как отсутствовал бы подток их в достаточном количестве в скважину. Например, пемза не является хорошим коллектором, хотя большая часть объема этой породы может состоять из пор, но эти поры не сообщаются между собой и пористость поэтому неэффективна. Обычная глинистая порода также не может стать коллектором, ибо поры в ней столь малы, что возникающие в них капиллярные силы обусловливают сцепление жидкости с минеральными зернами и удерживают ее в породе. Попытка получить нефть из глинистой породы была бы равносильна стремлению извлечь чернила из промокательной бумаги.

Породы-коллекторы широко различаются между собой по размерам отдельных пор и взаимному их расположению. Эти различия называются первичными, если контролируются: 1) обстановкой осадконакопления, степенью однородности размеров частиц и 3) природой слагающего породу материала. Различия именуются вторичными, когда они обусловливаются процессами, воздействовавшими на осадок после его отложения; к ним можно отнести: 1) образование трещин и раздробление, 2) растворение, переотложение и цементацию, 4) уплотнение под влиянием возрастающей нагрузки перекрывающих отложений.

Каждую пору в породе-коллекторе можно рассматривать в качестве микроскопической модели природного резервуара с заключенной в нем залежью нефти и газа или как микроскопическую лабораторию, где протекают многие физические процессы и химические реакции. Отдельно взятая пора с содержащимися в ней флюидами и со всеми ее свойствами является той элементарной ячейкой, которая, будучи повторена бессчетные триллионы раз, образует залежь и природный резервуар. Поэтому пористость является весьма важным параметром как для геолога-разведчика, так и для инженера-промысловика. Изучение порового пространства и его особенностей составляет предмет петрофизики.

Форму и размеры некоторых отдельно взятых пор можно наблюдать в шламе и кернах невооруженным глазом. Многие поры, однако, удается рассмотреть только под бинокуляром или поляризационным микроскопом, значительная часть элементов порового пространства характеризуется субмикроскопическими размерами. Поры, заполненные нефтью, можно изучать в ультрафиолетовом свете. При ультрафиолетовом облучении отчетливо проявляется флуоресценция мельчайших капель нефти, заключенных невидимых глазу микроскопических трещинках и порах между кристаллами. Некоторые залежи были открыты только благодаря использованию этого высокочувствительного метода обнаружения нефти в породах. При необходимости можно изготовить слепок сообщающихся пор путем нагнетания парафина или другого пластического материала под давлением в обломки породы или образцы керна и последующего растворения окружающего нагнетенную массу минерального вещества. Такой слепок порового пространства обычного песчаника по внешнему облику весьма напоминает кусок хлеба, в то время как аналогичный слепок породы, сложенной угловатыми зернами или кристаллическим веществом, имеет вид леденца. Эффектным способом изучения структуры порового пространства пород может служить стереоскопическое исследование микрофотографий слепков пор.

Характер пористости является результатом сложного взаимодействия различных факторов, влияющих на формирование порового пространства породы-коллектора. Он определяется размером и формой пор, особенностями их сочленения, природой поровых стенок, а также распределением, количеством и соотношением крупных пор. По размерам отдельные поры колеблются от субкапиллярных и субмикроскопических отверстий до капиллярных каналов и пустот растворения любой формы и размеров вплоть в каверн в карбонатных породах. Отдельные поры могут иметь трубчатую форму наподобие капиллярной трубки или обособляться в виде ячей и быстро выклинивающихся пустот между соприкасающимися зернами, могут предъявлять собой тонкие межзерновые отверстия с плоскими стенками, ширина которых в 50-100 и более раз превосходит величину их зияния. Стенки пор могут быть сложены чистым кварцем, кремнем, кальцитом или покрыты глинистыми частицами, акцессорными минералами пластинчатого габитуса, а также мелкими обломками пород. Извилистость порового пространства, называемая его кривизной, выражается отношением расстояния между двумя точками, измеренного вдоль порового канала, к расстоянию между ними по прямой линии. Точечная пористость, как следует из самого называется. представляет собой совокупность мельчайших изолированных пор, наблюдаемых под бинокулярным микроскопом или, в том случае, если они заполнены нефтью, при ультрафиолетовом облучении.

Пористость и проницаемость являются свойствами, характеризующими породу в целом. Пористость обломочной породы-коллектора представляет собой функцию ряда ее петрографических характеристик: 1) зерна - их размеры, морфология, сортировка, химический и минералогический состав; 2) основная масса - относительное содержание в ней различных минералов, характер их распределения, минералогический и химический состав; 3) цемент - его характер, состав, количество, распределение относительно зерен основной массы. Пористость хемогенных пород-коллекторов зависит от таких факторов, как 1) содержание органических остатков, 2) трещиноватость и отдельность, 3) растворение и переотложение, 4) содержание доломита, 5) перекристаллизация, 6) содержание глинистого материала, 7) плоскости наслоения.

Количество изолированных пор в акр-футе средней породы-коллектора огромно. Поскольку средний диаметр частиц в большинстве обломочных коллекторов колеблется в пределах 0,002-0,01 дюйма (0,05-0,25 мм), число пор в одном акр-футе коллектора может изменяться от 1 до 1000 триллионов. В большинстве песчаных коллекторов радиусы пор изменяются от 20 до 200 микрометров. Карбонатные породы характеризуются более высоким процентным содержанием пустот растворения, чем песчаные породы с такой же общей пористостью, и, возможно, имеют меньшее количество пор на единицу объема.

Под поверхностью порового пространства следует понимать сумму всех поверхностей твердого скелета горной породы, способных взаимодействовать с жидкость или газом.

3.Удельная поверхность

Под удельной поверхностью дисперсных тел понимают поверхность единицы веса или объема порошка. Величина удельной поверхности большинства металлических порошков обычно колеблется от 0,01 м2/г до нескольких десятых квадратного метра на 1 г. Удельная поверхность зависит не только от размера частиц, но и от степени развитости их поверхности, которая определяется условиями получения порошков. Удельная поверхность является весьма важной характеристикой порошков: от величины удельной поверхности зависит содержание адсорбированных газов в порошках, их коррозионная стойкость, спекаемость и ряд других характеристик.

Влияние величины частиц металлических порошков вихревого происхождения на их удельную поверхность S было изучено в работе. Эти данные показаны на рисунке 7. Удельная поверхность с уменьшением размера частиц увеличивается. Для порошков железа и никеля соотношение между S и размером частиц d можно представить формулами типа S=aebd, где а и b — постоянные. Для порошка меди, которая является более пластичным металлом, чем Ni и Fe, эта зависимость имела несколько иной вид S = adb, что объясняется более правильной формой, которую приобретали частицы меди после размола.

Удельная поверхность частиц металлических порошков



Рисунок 7 График зависимости S от d

Для сравнения на рисунке 7 пунктирной кривой показана зависимость S от d для сферических порошков, которая, как известно, выражается формулой S = 6/(укd), где у — плотность компактного материала. Отношение реальной удельной поверхности к удельной поверхности сферических частиц того же диаметра называется коэффициентом шероховатости, который для вихревых порошков может составлять 10—14.

Величина удельной поверхности порошков значительно снижается при отжиге. Этот процесс является результатом стремления системы в соответствии с принципом Кюри—Вульфа к минимуму поверхностной энергии, величина которой E = oS (о — поверхностное натяжение) уменьшается при сглаживании поверхности частиц. Минимум E не соответствует, однако, сферической частице в связи с анизотропией поверхностного натяжения у кристаллических тел. Поверхность порошковых частиц сглаживается в результате поверхностной диффузии атомов, их испарения и конденсации; удельная поверхность при отжиге меняется также за счет частичного слипания (агломерации) частиц. На основе изучения удельной поверхности отожженных и неотожженных порошков предложен метод определения коэффициентов поверхностной диффузии.

Известно много методов измерения удельной поверхности. В практике порошковой металлургии чаще всего пользуются измерением газопроницаемости при атмосферном давлении и в условиях кнудсеновского режима и адсорбционными методами. В основе первого метода лежит измерение сопротивления, оказанного дисперсным телом протеканию газа, который либо разрежен, либо находится под атмосферным давлением. В ряде теоретических работ было показано, что между сопротивлением протеканию газа через дисперсное тело и удельной поверхностью этого тела существует определенная связь. Методы измерения удельной поверхности по газопроницаемости в условиях атмосферного давления удовлетворительно могут применяться только для грубодисперсных порошков с размером частиц больше 100 мк. Для более мелких порошков эти методы дают, как правило, заниженные результаты.

Простейшим прибором для измерения S по газопроницаемости при атмосферном давлении является прибор В.В. Товарова. Взвешенная навеска исследуемого порошка помещается в кювету с перфорированным дном. С помощью гидравлического аспиратора через слой порошка просасывается воздух, количество которого измеряется по объему вытекшей из аспиратора воды. Перепад давления на образце измеряется по манометру, а удельная поверхность определяется из выражения



Рисунок 8 Удельная поверхность

где S — удельная поверхность, см2/г; θ — пористость в долях единицы; А — поперечное сечение кюветы, см2; h — показания манометра, см; d — плотность жидкости манометра, г/см3; q — объемная скорость воздуха, см3/сек; n — вязкость воздуха при температуре опыта, г/см*сек; Δх — высота слоя порошка в кювете, см; ун — насыпной вес порошка, г/см3.

Более совершенным и точным методом является измерение удельной поверхности по фильтрации разреженного газа. Разрежение должно быть таково, чтобы длина свободного пробега молекул газа была больше размеров пор, т. е. чтобы соударения молекул между собой были крайне редки по сравнению с ударами о стенки пор (кнудсеновский режим). Таким образом, требуемая величина разрежения зависит от диаметра пор исследуемого пористого образца. Оценить разрежение, необходимое для достижения кнудсеновского режима, можно либо из таблиц, приведенных в книге, либо, если известно приблизительное значение S данного объекта, из неравенств



Рисунок 9 Формула разрежения

где hкн — давление, см рт. ст; а — 10^(-4) см рт. ст.

Для большинства металлических порошков требуемое разрежение составляет не ниже 10^(-2) мм.

Теоретически метод проницаемости при кнудсеновском режиме был подробно разработан Б.В. Дерягиным. Отечественная промышленность выпускает прибор, предложенный Б.В. Дерягиным и сотрудниками. Схема этого прибора, несколько видоизмененная нами применительно к измерениям удельной поверхности металлических порошков, показана на рисунке 11. Исследуемый порошок в виде спрессованных брикетов помещают в специальной головке (рисунке 11, б), которая состоит из двух половинок, скрепленных резьбовым соединением. Резиновые уплотнения обеспечивают надежную герметичность. Нижняя часть головки соединяется с прибором с помощью шлифа. Определение удельной поверхности состоит в измерениях расхода воздуха по реометру и перепада давления на образце по манометру. Величину S рассчитывают по рабочей формуле



Рисунок 10 Формула удельной поверхности

где k — постоянная прибора.

Прибор Б.В. Дерягина можно использовать также для измерений удельной поверхности по газопроницаемости под давлением, близким к атмосферному.



Рисунок 11 Прибор Дерягина

Общим для методов газопроницаемости является зависимость значения S от пористости образца. По данным, рост S прекращается по достижении определенной пористости, при этом установившееся значение S и принимается за истинное. Однако прекращение изменения S наблюдается не на всех объектах, в особенности это относится к металлическим порошкам. На рисунке 12 показана зависимость S от 6 для ряда металлических порошков. Как видно из графика, S линейно возрастает с уменьшением пористости брикетов, что объясняется возможностью разрушения при прессовании агломератов слипшихся частиц; устранением грубых пор, в пространстве которых нет кнудсеновского режима; возникновением при прессовании тупиковых пор, количество которых трудно оценить (S зависит от 02, поэтому ошибка в определении 0 существенно влияет на величину S). Из сопоставления с данными измерения удельной поверхности адсорбционными методами было сделано предположение, что пористость 25—30% является оптимальной для большинства металлических порошков.



Рисунок 12 Зависимость удельной поверхности, измеряемой методом газопроницаемости, от пористости для ряда металлических порошков.

Метод газопроницаемости по Б.В. Дерягину можно с успехом использовать преимущественно для измерения порошков с округлой формой частиц, ибо по этому методу нельзя определить поверхности тупиковых и узких извилистых пор. Определение полной поверхности можно проводить по методу нестационарной фильтрации разреженного газа. Схема такого прибора приведена на рисунке 13.



Рисунок 13 Схема прибора для определения полной удельной поверхности. График изменения давления под образцом со временем для определения времени запаздывания.

Исследуемый порошок помещается в кювете 14. Вся система с помощью форвакуумного и диффузионного насосов откачивается. По достижении вакуума 5—8*10^(-3) мм рт. ст. или ниже откачка прекращается (краны 4, 5, 10 закрываются); через кран 3 воздух из сосуда 2, где он находится под давлением 0,1—10 мм. рт. ст., поступает в систему и просачивается через слой исследуемого порошка. Одновременно с открытием крана 3 включается секундомер и фиксируется изменение давления со временем под образцом в баллоне 12. В результате измерений строится график давление воздуха под образцом время (рисунке 13), из которого графически определяется время запаздывания L (сек.). Расчет S проводится по формуле



Рисунок 14 Формула удельной поверхности

где M — молекулярный вес воздуха; R — универсальная газовая постоянная; T — температура опыта, °К.

Метод нестационарной фильтрации дает хорошие совпадения результатов с данными адсорбционных измерений. Однако его недостатком является необходимость использования в случае объектов с малыми поверхностями (до 1 м2/г) относительно больших количеств порошка — порядка 300—400 г и более, что объясняется стремлением повысить чувствительность метода — увеличить величину L.

Наиболее точными методами измерения удельной поверхности считаются адсорбционные.

В основе этих методов лежит предположение, что молекулы адсорбируемого вещества на поверхности твердых тел располагаются в виде мономолекулярного слоя. Процесс адсорбции является самопроизвольным, ибо он обусловлен ненасыщенностью силовых полей в поверхностных слоях и стремлением системы перейти в более равновесное состояние, т. е, понизить поверхностную энергию путем адсорбции молекул паров, газов или жидкости.

Среди многих вариантов адсорбционных методов: адсорбция из растворов, адсорбция красителей, адсорбция паров при низких температурах, — наиболее популярен последний.

Удельная поверхность металлических порошков, как правило, составляет несколько десятых 1 м2 на 1 г. Адсорбционные измерения таких объектов должны проводиться с особой тщательностью, ибо ошибки при определении малых поверхностей могут быть значительными. На рисунке 15 показана схема адсорбционной установки, разработанной в Институте физической химии АН Украины. Техника измерений состоит в следующем. Порция исследуемого порошка (—30 г), помещенная в реакторе 1, перед измерениями дегазируется в течение 1-2 часов при температуре 200—300° в вакууме 10^(-4) —10^(-5) мм рт. ст. После этого кран a закрывается, реактор помещается в жидкий воздух, кислород или азот, и в реактор через кран b впускается азот. Давление азота, которое фиксируется манометром 3, падает вследствие заполнения реактора и соединительных трубок, а также в результате адсорбции паров азота на поверхности частиц. Заполняя ртутью измерительные бюретки 5, добиваются повышений давления до первоначального уровня, что фиксируется зажиганием сигнальной лампочки. По делениям бюретки 5 определяется объем азота, заполнившего реактор; из этой величины вычитается объем «мертвого пространства», определяемый в холостых опытах. Разность представляет собой объем адсорбированного на порошке азота.



Рисунок 15 Схема адсорбционной установки.

Методика адсорбционных измерений металлических порошков и конструкция установки обсуждается также в работе. Кроме азота в адсорбционных измерениях применяются и другие газы, например, криптон. Расчеты удельной поверхности по данным адсорбционных измерений можно проводить несколькими способами. Мы опишем распространенную методику Брунауэра — Эммета — Теллера (БЭТ), в основе которой лежит теоретическое уравнение



Рисунок 16 Уравнение, которое лежит в основе методики БЭТ

где р — давление пара в равновесии с адсорбированным слоем;

p0 — давление насыщенного пара при температуре адсорбции; V — количество адсорбированного пара, определяемое при измерениях; Vm — объем пара, который соответствует образованию мономолекулярного слоя (1 см3 азота, адсорбированный монослоем при температуре — 183°, занимает площадь 4,6 м2); С — константа.

При адсорбционных измерениях определяется количество адсорбированного пара на изучаемом порошке (величина V) при различных давлениях р. По этим данным графически или аналитически вычисляются величины Vm и С. Сопоставляя полученное значение Vm с 1 см3 (соответствующим S = 4,6 м2), можно вычислить искомую удельную поверхность.

Недостатком адсорбционных методов является их долговременность и относительная сложность.

Некоторые упрощенные методики адсорбционных измерений позволяют несколько уменьшить длительность измерений, но и они занимают больше времени, чем измерения удельной поверхности методами газопроницаемости.

Каждый метод имеет свои достоинства и недостатки. В соответствии с особенностями методов определяются области их применения: адсорбционные методы используются только в исследовательской практике, методы газопроницаемости распространены как в исследовательской практике, так и в производственных условиях. Выбор метода измерения S зависит от характеристик исследуемого порошка, а также от преследуемых целей.

Заключение

В заключении реферата сделаем краткие выводы по результатам изучения темы:
Глинистость осадочных горных пород характеризуется содержанием в минеральном скелете породы частиц с эффективным диаметром менее десяти микрометров.
Пористость - доля объёма пор в общем объёме пористого тела.
Поровый состав – распределение по размерам. Изучают поровый состав с помощью микроскопа на шлифах и аншлифах путем капиллярного вдавливания ртути, воды.
Поверхность удельная и порового пространства:

Под поверхностью твердой фазы следует понимать, что сумму всех поверхностей твердого скелета горной породы, способных взаимодействовать с жидкостью или газом.

Список используемой литературы

1) Петрофизика Лекционный курс по специальности Технология геологической [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://present5.com/petrofizika-lekcionnyj-kurs-po-specialnosti-texnologiya-geologicheskoj/ (Дата обращения: 05.11.2020)

2) Глинистость [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://helpiks.org/3-59907.html (Дата обращения: 05.11.2020)

3) Глинистость-состав, типы глинистости,коэффициенты глинистости. Проницаемость-определение,виды проницаемости [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://studopedia.net/7_29_glinistost-sostav-tipi-glinistostikoeffitsienti-glinistosti-pronitsaemost-opredelenievidi-pronitsaemosti.html (Дата обращения: 07.11.2020)

4) Пористость [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/230-poristost (Дата обращения: 07.11.2020)

5) Удельная поверхность частиц металлических порошков [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://industrial-wood.ru/osnovy-poroshkovoy-metallurgii/12211-udelnaya-poverhnost-chastic-metallicheskih-poroshkov.html (Дата обращения: 07.11.2020)

6) Пористость, виды пористости. Коэффициент пористости. [Электронный ресурс]. Режим доступа https://cyberpedia.su/6xc7cb.html (Дата обращения: 09.11.2020)

7) Поровое пространство породы-коллектора [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://oborudka.ru/handbook/516.html (Дата обращения: 09.11.2020)