982615 Реферат. Поверхностные явления в пластах и их взаимосвязь с проницаемостью пластов
 Скачать 93.59 Kb.
|
1 2  Министерство науки и ВЫСШЕГО образования Российской Федерации ФГБОУ ВО «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени Серго Орджоникидзе» (МГРИ) _________________________________________________________________ Кафедра современных технологий бурения скважин РЕФЕРАТ Дисциплина: «Физика пласта» Тема: «Поверхностные явления в пластах и их взаимосвязь с проницаемостью пластов» Выполнил: студент группы ЗНД-17к Низомов М.С Проверил: Тунгусов Сергей Александрович Москва, 2022г Содержание Введение 2 1.Поверхностные явления: понятие, сущность 4 2.Поверхностные явления в пластах 8 2.1.Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта 9 2.2.Гранулометрический состав 15 2.3.Взаимосвязь поверхностного явления в пластах с проницаемостью пластов 20 3.Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей 25 Заключение 30 Список использованной литературы 32 Введение В последние десятилетия ни одно месторождение не начинают разрабатывать без детального изучения физических свойств пород пласта, пластовых жидкостей и газов — без этого нельзя осуществить научно обоснованную разработку месторождений нефти и газа. Эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. От свойств пористых сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды, дебиты скважин, продуктивность коллектора. По мере эксплуатации залежей условия залегания нефти, воды и газа в пласте изменяются. Это сопровождается значительными изменениями свойств пород, пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Поэтому эти свойства рассматриваются в динамике — в зависимости от изменения пластового давления, температуры и других условий в залежах. Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, её физические характеристики (пористость, проницаемость, насыщенность и др.), физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающие породы, уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволят определить начальные запасы углеводородов в залежи. Они необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте при его разработке и на различных стадиях эксплуатации. Нефтяные пласты представляют собой огромное скопление капиллярных каналов и трещин с громадной площадью поверхности. Вследствие этого поверхностные явления играют решающую роль в процессах взаимного вытеснения нефти, воды и газа. В частности, нефтеотдача пластов, фазовые проницаемости во многом обусловлены поверхностными явлениями. С этими же явлениями сталкиваются при разрушении водонефтяных эмульсий, обезвоживании нефти, при борьбе с отложениями асфальто-смолистых и парафиновых веществ в призабойной зоне пласта, на нефтепромысловом оборудовании. Поверхностные явления в нефтяном пласте существуют на границах раздела: нефть-вода, нефть-газ, нефть-порода, вода-газ, вода-порода, газ-порода. Степень проявления молекулярно-поверхностного взаимодействия на границах раздела фаз определяется коэффициентом поверхностного натяжения, краевым углом избирательного смачивания, работой адгезии, теплотой смачивания. Проницаемость — важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями. Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы из-за малых размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.). Цель работы – теоретически рассмотреть поверхностные явления в пластах и их взаимосвязь с проницаемостью пластов. Задачи: - рассмотреть поверхностные явления: понятие, сущность; - изучить поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей; - проанализировать поверхностные явления в пластах и их взаимосвязь с проницаемостью пластов. Поверхностные явления: понятие, сущность Поверхностные явления – это совокупность явлений, которые обусловлены свойствами тонких слоев веществ, находящихся на границе раздела фаз. Поверхностные явления происходят в поверхностных слоях на межфазных границах. Причиной их являются разные состав и строение контактирующих фаз, различия в связях поверхностных молекул и атомов. Из-за этого молекулы и атомы, находящиеся в поверхностных слоях, образовывают структуру, а само вещество принимает особое состояние, которое отличается от его обычного состояния. Поверхностные явления изучаются коллоидной химией. Как правило, поверхностные явления классифицируют в соответствии с объединенным уравнением второго и первого начал термодинамики, в которое входят основные виды энергии: Теплота. Электрическая энергия. Энергия Гиббса. Механическая энергия. Химическая энергия [8]. Преобразование (превращение) поверхностной энергии в один из вышеперечисленных видов энергии, может проявляться в виде адгезии, адсорбции, смачивания, капиллярности и т. п. Поверхностные явления используются в химической промышленности. Почти каждое химическое производство осуществляется с использованием дисперсных систем и поверхностных явлений. Гетерогенные процессы в химическом производстве, осуществляют при условии максимального контакта между поверхностями контакта фаз. С этой целью вещества переводят в состояние пылей, суспензий, эмульсий, порошков или туманов. Так, например, процесс измельчения промежуточных продуктов или сырья, а также обогащение, происходит в дисперсных системах, в которых значимую роль играют такие явления, как смачивание, коагуляция, адсорбция, капиллярность, седиментация. В химическом производстве широко распространены дисперсные системы с твердой дисперсионной средой, например, катализаторы и адсорбенты. Закономерности протекания поверхностных явлений представляют собой основу для получения материалов с определенными свойствами: лекарственные препараты, керамика, порох, цементы, ситаллы, полимеры, сорбенты, катализаторы и т.п. Интересующие нас флюиды заключены в поровом пространстве горных пород. На границах разделов между флюидами и между флюидами и твердыми телами наблюдается совокупность множества физических и химических соотношений, что объясняет целый ряд явлений, происходящих в залежи как во время ее формирования, так и в процессе ее разработки. Свободная поверхностная энергия, поверхностное натяжение, межфазное натяжение, адсорбция, силы сцепления, смачиваемость - все это примеры сил, действующих на границах разделов различных фаз. Поскольку основная часть порового пространства представлена капиллярными порами (обычно менее 0,5 мм в диаметре), именно капиллярные явления лучше всего объясняют многие особенности взаимоотношений между флюидами и породами, обнаруживаемые в нефтегазоносных пластах. Более того, все явления, характерные для границ разделов различных фаз, также происходят главным образом в капиллярных порах. Явления, происходящие на границах фаз ‑ жидкости, газа и твердого тела, ‑ а также внутри их, включая и капиллярные явления, обусловлены тем, что все молекулы находятся под воздействием сил взаимного притяжения. Эти силы, известные под названием сил Ван-дер-Ваальса, противодействуют перемещению и смещению молекул (что объясняется их кинетической энергией). С увеличением температуры движение молекул усиливается. Одно из следствий этого - разобщение молекул жидкости и образование газа [16]. Поскольку действие сил Ван-дер-Ваальса обратно пропорционально шести- или семикратному расстоянию между молекулами, они практически не оказывают влияния на газы. И наоборот, в жидкостях и особенно твердых телах, где расстояния между молекулами очень малы, эти силы оказываются чрезвычайно большими. Точка начала кипения жидкости характеризует скорость движения молекул, которая необходима для преодоления сил Ван-дер-Ваальса. Эти силы действуют как внутри отдельных физических тел (жидкость, газ, твердое тело), так и на границах различных фаз {жидкость - жидкость, жидкость - газ, жидкость - твердое тело и т.д.). Все молекулы в жидкости, за исключением поверхностных, со всех сторон окружены другими молекулами и находятся под воздействием сил взаимного притяжения (сил Ван-дер-Ваальса). При этом на поверхности, на контакте с воздухом, газами, паром, эти молекулы только частично окружены другими молекулами жидкости и притягиваются лишь в направлении самой жидкости. Молекулы, находящиеся на поверхности жидкости, образуют как бы незримую сжимающую мембрану. Под действием этих сжимающих сил площадь поверхности жидкости сокращается до минимума, а для любого данного объёма наименьшая поверхность - это сфера (к примеру, дождевая капля в воздухе). Это самопроизвольное сжатие поверхности жидкости указывает на затрату определенного количества свободной энергии, поскольку на сжатие потребовалось какое-то количество работы. Такая энергия принято называть поверхностной свободной энергией. Количество работы, крайне важно е для образования 1 см² поверхности (эрг/см²), принято называть поверхностной энергией вещества. Натяжение на поверхности жидкости, контактирующей с воздухом или собственным паром, обычно принято называть поверхностным натяжением (о) и выражается в усилии, крайне важно м для образования единицы сжатой поверхности (дин/см). Поверхностное натяжение количественно эквивалентно поверхностной энергии.. Молекулы поверхностного слоя на границе двух несмешивающихся фаз вследствие нескомпенсированности межмолекулярных сил имеют избыточную свободную энергию. Эта энергия, отнесенная к единице поверхности, называется удельной свободной поверхностной энергией или поверхностным натяжением (коэффициентом поверхностного натяжения). Поверхностное натяжение жидкости уменьшается с повышением температуры, поскольку последнее приводит к тому, что скорость движения молекул жидкости возрастает и они начинают пробиваться сквозь поверхностную пленку в парообразную фазу. Этому процессу в известной степени противодействует поверхностная свободная энергия, стремящаяся, в соответствии с направлением действия сил Ван-дер-Ваальса, стягивать поверхность жидкости. В конечном счете при достижении критической температуры поверхностное натяжение становится равным нулю, граница между жидкостью и ее паром (мениск) исчезает, свойства их становятся идентичными [17]. В случае если речь идет о границе между двумя жидкостями или между жидкостью и твердым телом, то для обозначения сил, стремящихся уменьшить площадь контактирующей поверхности, используется термин контактное, или межфазное, натяжение (γ), эквивалентное величине поверхностной свободной энергии на единицу поверхности контакта. Этот параметр для границ между пластовыми водами и нефтью в группе месторождений Техаса оказался равным 15-35 дин/см для температуры 70°F, 8-25 дин/см ‑ для температуры 100°F, 8-19 дин/см ‑ для температуры130°. Средняя величина межфазного натяжения Поверхностные явления в пластах Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта Поверхностные явления в нефтяном пласте существуют на грантах раздела; нефть-вода, нефть-газ, нефть-порода, вода-газ, вода-порода, газ-порода. Степень проявления молекулярно-поверхностного взаимодействия на границах раздела фаз определяется коэффициентом поверхностного натяжения, краевым углом избирательного смачивания, работой адгезии, теплотой смачивания. Причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП, делятся на четыре группы: 1) обусловливающие механическое загрязнение ПЗП; 2) физико-литологические, приводящие к разбуханию пластового цемента при контакте его с водой; 3) физико-химические; 4) термохимические [4]. К причинам, обусловливающим механическое загрязнение ПЗП, относятся: - засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового или промывочного раствора при бурении или капитальном и подземном ремонтах скважин. Многочисленные исследования показали, что глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов колеблется в пределах 1—20 мм. В гравелитовых пропластках и крупнозернистых песках твердая фаза глинистого раствора проникает на большие расстояния—до сотен метров; – впрессовывание в поровую среду ПЗП зерен породы, разрушаемой долотом при бурении; – закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или тампонажным цементом в процессе крепления скважин. Во время перфорации скважин заглинизированный и зацементированный слой песчаников обычно пробивается, поэтому существенного влияния на ухудшение проницаемости ПЗП он не оказывает; в крупнозернистых песках и гравелитовых пропластках проницаемость ПЗП по этой причине может существенно ухудшиться; – проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз снижает среднюю проницаемость ПЗП; – загрязнение ПЗП илистыми частицами, содержащимися в воде, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления. Проницаемость ПЗП в этих случаях снижается иногда в 10 раз и более; – обогащение ПЗП коллоидно-дисперсной системой за счет кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе спускоподъемпых операций; – ухудшение проницаемости призабойной зоны во время эксплуатации скважин вследствие кольматации минеральных частиц, приносимых жидкостью из удаленных зон пласта. При кольматаже илистые частицы, вносимые в поровую среду ПЗП фильтрующейся жидкостью, располагаются так, что становятся обтекаемыми и мало препятствуют ее фильтрации, в период же инфильтрации жидкости эти частицы оказываются не обтекаемыми: они смещаются и закупоривают фильтрационные каналы, в результате чего происходит явление обратного клапана, что, в свою очередь, ухудшает проницаемость пористой среды. Радиус кольматажа в ПЗП зависит от величины и распространения перепада давления, а также от времени и объема извлеченной из ПЗП жидкости [5, c. 54]. Физико-литологическая группа причин ухудшает проницаемость ПЗП вследствие действия пресной воды на цемент и скелет породы. Это ухудшение обусловлено: а) проникновением в ПЗП фильтрата бурового раствора или воды при капитальном ремонте скважин; б) закачкой воды в пласт для поддержания пластового давления; в) закачкой в пласт сбросовой жидкости; г) прорывом посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт; д) прорывом воды из нагнетательной скважины в ПЗП или проникновением ее в эту зону в результате капиллярных процессов. Эти явления в настоящее время изучены слабо. Ухудшение проницаемости ПЗП происходит и по другим причинам, а именно: – при контакте пресной воды с некоторыми минералами может произойти обмен основных радикалов, разложение минералов, перераспределение зерен и перекрытие фильтрационных каналов; – при большом объеме проникшего в ПЗП фильтрата возможно растворение, перенос и переотложение солей, а также отложение их из высокоминерализованного фильтрата; – при разбуривании вышележащих пород в глинистый раствор могут попасть глинистые частицы минералов с высокой степенью разбухания. В химически обработанном буровом растворе разбухание их происходит медленно. После вдавливания указанных частиц в поры или трещины призабойной зоны пласта происходит полное разбухание и значительное увеличение их размеров, в результате чего они не могут быть вымыты из пор. Таким образом, происходит закупоривание пор, нередко до полного перекрытия фильтрационных каналов. Ухудшение проницаемости ПЗП, степень которой колеблется от 5—10 до сотен процентов, как правило, происходит из-за одновременного действия нескольких причин [5]. К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся: – проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений с пластовым флюидом; – возникновение капиллярного давления, которое появляется при проникновении фильтрата в породу. При угле смачивания породы водой q <90° избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания q>90° оно способствует ее вытеснению. Отсюда следует, что в пласте, сложенном из гидрофобной породы, капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько ее ухудшают в ПЗП. При освоении и эксплуатации скважин с депрессией 5—10 кгс/см2 в начальный период эти явления могут в какой-то степени отразится на времени вызова притока и продуктивности скважин; – закупорка пор каплями нефти в потоке фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти. Во время освоения скважины при обратном движении жидкости капли нефти попадают в фильтрат промывочного раствора и воды. Если диаметр таких капель меньше диаметра фильтрационных каналов, то происходит перекрытие их и ухудшение проницаемости. При подходе же контакта нефти эти капли сливаются с ней и проницаемость ПЗП улучшается; – нерастворимые в нефти адсорбционные пленки, образующиеся на границе раздела вода—нефть, которые обладают высокой прочностью и напряжением сдвига. В пористой среде капли, окруженные этими адсорбционными пленками, не могут слиться ни с общим фронтом воды, ни с погребенной водой, находящейся около контактов зерен породы. Эти капли воды, двигаясь в нефти, занимают центральную часть пор, закупоривая их, если диаметр пор не превышает диаметра капли. При подходе фронта нефти во время вытеснения фильтрата промывочного раствора из пористой среды эти капли воды, окруженные пленками асфальтенов, не способны в процессе дальнейшего течения их в пористой среде слиться друг с другом и с общей массой фильтрации или с общей массой нефти. В определенных условиях это может привести к существенному снижению проницаемости ПЗП; – образование эмульсии в гидрофобной среде. На поверхности раздела нефть – вода концентрируются асфальтосмолистые вещества нефти, образуя твердые пленки, присутствие которых исключает возможность слияния капель воды и вызывает закупорку отдельных пор или участков пористой среды. Образования таких пленок на контакте вода нефть следует ожидать у всех смолистых нефтей, не содержащих значительных количеств нафтеновых кислот. Образованию эмульсий способствуют соли, растворимые в воде; – образование «бронированной» эмульсии в крупнозернистой среде, в основном в трещинах. Под «бронированной» эмульсией понимается эмульсия, состоящая из глобул с повышенной прочностью поверхностной пленки. Эта прочность создается прилипшими к пленке микроскопическими твердыми частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностно-активными веществами (ПАВ). Чем больше этих частиц на поверхностной пленке глобул эмульсии, тем больше ПАВ удерживается на них и, следовательно, на поверхностной пленке глобул. Это обстоятельство, в свою очередь, увеличивает суммарную массу ПАВ на пленке глобул. Кроме того, частицы, плавающие на пленке, соединяются между собой вследствие сил притяжения, а также электростатических зарядов этих твердых частиц и пологих краевых углов смачивания твердого тела поверхностно-активной жидкостью. Эти физико-химические явления увеличивают толщину поверхностно-активной пленки глобул эмульсии и уменьшают отекание жидкости с них. Все это в конечном счете повышает прочность пленки, как бы бронируя глобулы и эмульсию в целом от разрушения. Исследования показали, что стабильность эмульсии повышается не только «черными» эмульгаторами нефти (асфальтенами, смолами), но и «бронирующими» твердыми минеральными эмульгаторами (глинистыми частицами). Эмульсия продавливается в крупные поры и трещины призабойной зоны, в результате чего ухудшается фильтрационная характеристика ПЗП; – обогащение бурового раствора пластовыми водами верхних горизонтов. Проникший в микротрещины фильтрат, содержащий щелочную воду, соприкасаясь с глиной, может вызвать диспергирование ее щелочными электролитами. Это может привести к связыванию дисперсной среды в гидратные оболочки значительной толщины и к ухудшению проницаемости ПЗП; – гидрофильная коагуляция, обусловленная электролитами, содержащимися в глинистых суспензиях, особенно в естественном промывочном растворе. Щелочные электролиты, натриевые соли, сода и полифосфаты после обменной адсорбции ионов вызывают сильную гидратацию частиц глины. Электролиты с поливалентными катионами, хлориды кальция, магния, алюминия вызывают после адсорбции ионов резкую дегидратацию поверхностей частиц. Взаимодействие электролитов может привести к сцеплению их по всей поверхности и к образованию агрегированной взвеси в пористой среде. Этот физико-химический процесс также может отразиться на проницаемости призабойной зоны; – образование на поверхности зерен песчинок пристенных слоев жидкости за счет замещения одной жидкости в поровом пространстве другой. С увеличением полярности жидкости уменьшается ее проницаемость; – вспенивание в пористой среде фильтрата бурового раствора, который, как правило, обрабатывается различными химреагентами. Это явление характерно для ПЗП малодебитных газовых скважин; – ухудшение в нагнетательных скважинах проницаемости в начальный период закачки воды вследствие выпадения солей на скелете породы ПЗП при контакте минерализованных пластовой и закачиваемой вод, происходящее в начальный период ее нагнетания; – адсорбция на скелете породы ПЗП масляных веществ из бурового раствора, происходящая при вскрытии продуктивного водоносного пласта водозаборной скважиной. К группе термохимических причин, которые приводят к ухудшению проницаемости при изменении термодинамического равновесия в ПЗП, относятся: – отложение парафина на скелете пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Процесс этот происходит при охлаждении призабойной зоны во время вскрытия пласта, длительной эксплуатации скважины и при закачке воды в пласт; – проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее охлаждение их, способствующее отложению солей и ухудшению проницаемости призабойной зоны; – образование гидратов в газовых скважинах [18]. Гранулометрический состав Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное, как правило, массовое содержание в породе частиц различной крупности. Им в значительной степени определяются многие свойства породы: пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. п. По механическому составу можно судить о геологических условиях отложения пород залежи. Так как размеры частиц породы обуславливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и в виде капиллярно удержанной нефти [5]. Одной из наиболее важных характеристик гpyппa является гранулометрический состав - весовое содержание частиц различной крупности, выраженное в процентах по отношению к массе сухой пробы, взятой для анализа. Количественное содержание в грунте твердых водостойких агрегированных частиц того или иного размера называется микроагрегатным составом. Определение гранулометрического состава необходимо для решения целого ряда практических вопросов, важнейшими из которых являются: классификация грунтов по гранулометрическому составу; приближенное вычисление водопроницаемости рыхлых несвязных грунтов по эмпирическим формулам; оценка пригодности грунтов для использования их в качестве насыпей для дорог, дамб, земляных плотин; выбор оптимальных отверстий фильтров буровых скважин; расчет обратных фильтров; оценка возможных явлений суффозии в теле фильтрующих плотин и их основаниях, в стенках котлованов, бортах выемок, а также оценка несвязных грунтов - как строительного материала и как заполнителя при изготовлении бетона. От гранулометрического состава зависят такие важные характеристики свойств и состояния грунта, как пластичность, пористость, сопротивление сдвигу, сжимаемость, усадка, разбухание, высота капиллярного поднятия, водопроницаемость и др. Для определения гранулометрического состава выполняется гранулометрический анализ, который состоит в расчленении грунта на группы с близкими по величине частицами - фракциями. Размер частиц обычно определяют по диаметру и выражают в миллиметрах. В настоящее время разработано много способов гранулометрического анализа грунтов, которые можно объединить в следующие группы: визуальный способ, заключающийся в сравнении на глаз или с помощью луны изучаемого грунта с эталонами, состав которых известен; ситовой способ - рассеивание грунта на ситах; центрифугирование, основанное на разной скорости осаждения частиц грунта разной крупности центробежной силой, развивающейся при вращении центрифуги; гидравлические способы (седиментационные), основанные на различии в скорости падения в воде частиц разной крупности. Среди способов этой группы различают: методы отмучивания в спокойной воде - Сабинина, Аттерберга, Вильямса, а также способы, основанные на последовательном отборе проб из приготовленных суспензий (к ним относится пипеточный анализ); способы, заключающиеся в непосредственном взвешивании осадков, последовательно выпадающих из суспензии при ее отстаивании; способы, основанные на учете изменения плотности суспензии (ареометрический анализ). Для проведения ситового анализа проэкстрагиро ванный от остаточной нефти и высушенный образец породы массой 40 + 50 г дробят на кусочки, не разрушая отдельных зёрен, и обрабатывают 10% НСl для удаления карбонатов. После этого образец растирают пестиком в фарфоровой чашке с одновременной промывкой водой для удаления глинистой фракции Отмытую породу высушивают, взвешивают и просеивают через набор сит в течении 15 мин. Оставшиеся на каждом сите фракции взвешивают. Суммарная масса фракций должна совпадать с начальной массой отмытой и высушенной породы. Седиментационный анализ основан на измерении скорости или продолжительности оседания частиц дисперсной фазы в дисперсионной среде по закону Стокса:  , где - скорость оседания частиц, м/с;g - ускорение свободного падения, м/с2; d - диаметр частиц, м; v- кинематическая вязкость, м2/с Пласты, сложенные песками, состоят из разнообразных по размерам зерен неправильной формы. Количественное (массовое) содержание в породе частиц различной величины принято называть гранулометрическим (механическим) составом, от которого зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи. Поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть гранулометрический анализ их. Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен [8, c. 97]. Для специальных целей, предусмотренных заданием, пробу грунта подготавливают: для определения гранулометрического (зернового) состава глинистого грунта максимальной диспергации - кипячением в воде с добавлением пирофосфорнокислого натрия, а для определения микроагрегатного состава глинистого груша - замачиванием в воде с последующим взбалтыванием на встряхивающем аппарате. Для определения гранулометрического (зернового) и микроагрегатного состава грунтов следует брать образцы, высушенные до воздушно-сухого состояния и растертые в фарфоровой ступке пестиком с резиновым наконечником. Для определения гранулометрического и микроагрегатного состава грунтов, содержащих органические вещества, следует брать образцы природной влажности. При определении гранулометрического (зернового) состава песчаных грунтов ситовым методом с промывкой водой применяют водопроводную или профильтрованную дождевую (речную) воду, а при определении гранулометрического (зернового) или микроагрегатного состава глинистых грунтов - дистиллированную воду. При определении гранулометрического (зернового) или микроагрегатного состава глинистых грунтов ареометрическим или пипеточным методом цилиндры, в которых производится отстаивание суспензии, должны быть защищены от колебания температуры и не подвергаться сотрясениям. Взвешивание проб грунта на технических весах должно производиться с погрешностью до 0,01 г, а при весе проб грунта 1000 г и более - с погрешностью до 1 г. Взвешивание на аналитических весах должно производиться с погрешностью до 0,001 г. Результаты вычисления гранулометрического (зернового) и микроагрегатного состава грунтов должны определяться с погрешностью до 0,1 %. Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для предотвращения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устанавливаемые на забое. Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Однако по результатам исследований размеры их для большинства нефтесодержащих пород колеблются в пределах 1—0,01 мм. Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с размерами частиц меньше 0,1 мкм* (0,001 мм). Значительное количество их содержится в глинах, лёссах и других породах. В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение. Вместе с тем вследствие огромной величины их общей поверхности состав этих минералов влияет на процессы поглощения катионов (и анионов). От их количества в значительной степени зависит степень набухаемости горных пород в воде. Механический состав пород определяют ситовым и седимента-ционным анализом. Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и более. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации. В лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053; 0,074; 0,105; 0,149; 0,210; 0,227; 0,42; 0,59; 0,84; 1,69 и 3,36 мм. Существуют и другие системы сит и всевозможных механических приспособлений для рассева. Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наиболее крупными размерами отверстий. В него насыпают 50 г породы и просеивают ее в течение 15 мин. После этого оставшуюся на каждом сите породу взвешивают и результаты записывают в таблицу. Гранулометрическим составов почв и грунтов называется относительное содержание в них частиц различной величины, в весовых процентах, при высушенной при температуре 105 градусов Цельсия почвы. Механический (гранулометрический) состав оказывает влияние на ряд важных свойств почвы: пористость, водопроницаемость, высоту капиллярного поднятия, величину поглотительной способности, водный, воздушный и тепловой режим почвы, усадку и набухание. В производственном отношении лучшими являются суглинистые почвы (легко и средне суглинистые). Песчаные почвы бесструктурны, бедны органическим веществом и зольными элементами питания растений, но хорошо водопроницаемы и легко обрабатываются. Глинистые почвы, наоборот, плохо водопроницаемы, слабо аэрируются, с трудом обрабатываются, образуя глинистую корку, однако богаты зольными элементами. Содержание почвенных частиц разной величины определяется различными методами гранулометрического анализа. В результате этого выделяются группы частиц определенного размера, так называемые гранулометрические фракции. При этом гранулометрические фракции отличаются минеральным составом и некоторыми свойствами. Как бы то ни было, указанная способность почв играет чрезвычайно важную роль в круговороте питательных веществ: она обогащает глинистую и цеолитную часть почвы питательными веществами в удобоусвояемой для растений форме; разнообразит и регулирует состав почвенных растворов. Коэффициент поглощения выражается обыкновенно или в объемах азота (Кноп), или в процентах аммиака (Вольф), поглощенных почвой из раствора нашатыря [11]. Взаимосвязь поверхностного явления в пластах с проницаемостью пластов Проницаемость характеризует способность пласта пропускать воду, нефть и газ. Абсолютно непроницаемых пород нет. Но из-за малых размеров пор, вязкости воды, нефти и газа, адсорбционных свойств породы и других условий породы могут быть слабо проницаемы или непроницаемы. Проницаемость зависит от структурно-текстурных особенностей пласта. Вдоль напластования проницаемость может быть в 3–10 раз выше, чем поперек напластования. Различают проницаемость абсолютную, эффективную (фазовую) и относительную. Абсолютная проницаемость характеризует проницаемость породы для одной фазы, химически инертной к породе. Абсолютная проницаемость определяется пропусканием через породу газа (азота, гелия) или воздуха при известном давлении фильтрата на входе и выходе. Проницаемость одной и той же породы может быть различной для воды, нефти, газа, соответственно для разного фазового состава. Фазовой (эффективной) проницаемостью называется способность породы пропускать один флюид в присутствии другого. Эффективные проницаемости характеризуются коэффициентами для газа Кпр.г, воды Кпр.в, нефти Кпр.н. Их значения зависят от объемного соотношения компонентов газа, нефти, воды в фильтрующихся смесях. Исследования показали: 1 При водонасыщенности до 20–50 % Кпр.для жидкости близок к нулю; вода удерживается и не участвует в фильтрации, а относительная проницаемость для газа будет 0,9–0,98. Из скважины можно добывать чистый газ. 2 При водонасыщенности больше 75–90 % Кпр.г близок к нулю. 3 В зависимости от степени водонасыщенности возможен двух- и однофазный поток. 4 Фильтрация нефти, как однофазной жидкости, возможна только при водонасыщенности меньше 10 %. 5 Значение Кпр.в в основном определяется Кв и практически не зависит от соотношения в породе-коллекторе нефти и газа. 6 При газонасыщенности песчаных пород до 10 %, а известняков до 30 %, газ остается неподвижным, ухудшаются условия и для фильтрации нефти и воды. Выделяющийся в пласте газ при снижении давления оказывает отрицательное влияние на фильтрацию нефти. Относительная проницаемость пористой среды определяется отношением ее эффективной проницаемости к абсолютной, для данной фазы. Проницаемость горных пород определяют по закону Дарси. Скорость фильтрации ν пропорциональна коэффициенту проницаемости породы К, градиенту давления Δp и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости μ и длине пористой среды L [10]: ν = K ⋅1/μ ⋅ Δp/L = Q/F. Скорость фильтрации определяется также отношением объема расхода жидкости в единицу времени Q к площади фильтрации F. Единица проницаемости – дарси (Д), ее тысячная доля – миллидарси (млД). Пористая среда обладает проницаемостью 1 дарси для однофазного флюида с вязкостью 1 сантипуаз, полностью насыщающего пористую среду при фильтрации через нее со скоростью 1 см/с (расход 1 см3/с) при площади поперечного сечения 1 см2 и градиенте давления 1 атм (1 Д = 10-12 м2). В системе СИ за единицу проницаемости принимают 1 м2. При фильтрации через образец площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па · с составляет 1 м3/с. Линейный закон фильтрации жидкости является идеальным случаем из общей закономерности фильтрации. Он нарушается в связи с изменением скорости фильтрации, размеров и конфигурации пор, зерен, состава породы, свойств жидкости и других условий [6, c. 77]. Для нефти и газа нарушение линейного закона фильтрации обычное явление, которое обусловлено различным фазовым составом потока, его физическими свойствами, свойствами пористой среды, насыщенностью среды водой и т. д. Для анализа проницаемости среды пользуются зависимостями относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами. По таким зависимостям делают выводы о притоках нефти, воды и газа в скважину, определяют дебит скважины и решают технические задачи эксплуатации месторождений. Поверхностные явления в нефтяном пласте существуют на грантах раздела; нефть-вода, нефть-газ, нефть-порода, вода-газ, вода-порода, газ-порода. Степень проявления молекулярно-поверхностного взаимодействия на границах раздела фаз определяется коэффициентом поверхностного натяжения, краевым углом избирательного смачивания, работой адгезии, теплотой смачивания. Молекулы поверхностного слоя на границе двух несмешивающихся фаз вследствие нескомпенсированности межмолекулярных сил имеют избыточную свободную энергию. Эта энергия, отнесенная к единице поверхности, называется удельной свободной поверхностной энергией или поверхностным натяжением (коэффициентом поверхностного натяжения)  где F - свободная поверхностная энергия, Дж; S - поверхность раздела фаз. м7; а - коэффициент поверхностного натяжения, Дж/м2 или Н/м. Коэффициент поверхностного натяжения определяется экспериментально и только на границе раздела жидкость-жидкость, жидкость-газ. Существуют различные методы определения ст. Наиболее распространенным методом является метод с использованием сталагмометра, принципиальная схема которого приведена на рис. 1. Основной частью прибора служит микрометр 1, обеспечивающий фиксированное перемещение поршня 3 в цилиндрическом стеклянном корпусе 4. Шток поршня 3 соединен с пружиной 2, благодаря чему исключается его самопроизвольное перемещение. Микрометр с цилиндром укреплены с помощью скобы 14 н втулки 13, которая может свободно передвигаться по стоике штатива 11 и фиксироваться на любой ее высоте винтом 12. На наконечник цилиндра надет переводник 10 в который плотно входит капилляр 9. При вращении микровинта 1, шток поршня 3 движется вниз, перемещаясь в корпусе цилиндра, заполненного исследуемой жидкостью и выдавливает ее из кончика капилляра 9 в виде капли 6 в другую жидкость 8 При достижении критического объема, капля отрывается, всплывает и образует слой 5 [13].  Рис. 1 Сталагмометр Поверхностное натяжение на границе нефть-дистиллированная вода рассчитывается по формуле.  где а - коэффициент поверхностного натяжения, мН/м; V - объем всплывшей капли в делениях микрометра; к - постоянная капилляра; оценивается по жидкостям с известным значением, а, (мН-м3)/(м-кг); А и р, - соответственно плотности воды и нефти, кг/м3. Избытком свободной поверхностной энергии обладает и поверхность раздела твердое тело-жидкость. Смачивание - это поверхностное явление, заключающееся во взаимодействии жидкости с твердым телом при наличии одновременного контакта трех несмешивающихся фаз. Мерой смачивания является краевой угол смачивания 6, который также оценивается экспериментально. Поверхность твердою тела, хорошо смачиваемая водой, называется гидрофильной (измеряется от 0 до 90°), плохо смачиваемая водой - гидрофобной {изменяется от 90 до 180°). Точка, соответствующая краевому углу смачивания 90L, называется точкой инверсии (обращения). Смачивание - самопроизвольный процесс, идущий с уменьшением поверхностной энергии. Поэтому при смачивании выделяется теплота. Чем лучше твердое тело смачивается жидкостью, тем выше теплота смачивания. Работа адгезии характеризует работу по отрыву жидкости от твердой поверхности оценивается, но уравнению Дюпре - Юнга  где, а - коэффициент поверхностного натяжения, Н/м;  - краевой угол избирательного смачивания, град [6].Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела между нефтью, газом и водой, но также и поверхностные явления, происходящие на границах твердое тело - жидкость. По результатам опытов, проведенных П. А. Ребиндером, М. М. Кусаковым, К. Е. Зинченко, при фильтрации через кварцевый песок углеводородных жидкостей с добавками полярных поверхностно-активных веществ (как индивидуальных углеводородов, так и самих нефтей, со .временем скорость фильтрации затухает. Это можно объяснить образованием на поверхности поровых каналов адсорбционно-сольватных слоев, практически не участвующих в процессе движения и замедляющих фильтрацию, уменьшая эффективное сечение капилляров. Считается, что и в естественных условиях понижение скорости фильтрации может быть вызвано: 1) химической фиксацией адсорбционных слоев поверхностно-активных компонентов нефти, например, кислотного типа на активных местах поверхности минеральных зерен; 2) повышением содержания в нефти поверхностно-активных веществ за счет накопления в текущей нефти кальциевых и магниевых мыл. В таких случаях может наблюдаться непрерывное замедление фильтрации со временем до полной закупорки поровых каналов вследствие возрастания толщины коллоидных пленок. Этим эффектом объясняется и процесс затухания проницаемости кварцевых песчаников при фильтрации сквозь них нефти, детально изученный Ф. А. Требиным при различных условиях фильтрации. Ф. А. Требиным было установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлений и повышении температуры до 60-65 °С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде. Аналогичные явления наблюдаются в промысловой практике. Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений в ряде случаев уменьшаются, и для борьбы с ними прогревают призабойную зону или обрабатывают забой какими-либо средствами. Следует, однако, отметить, что явления затухания фильтрации со временем, по-видимому, не свойственны большинству естественных пластов, и скважины эксплуатируются многие годы без снижения продуктивности. Снижение фильтрационных свойств пород при движении в них дегазированной нефти в лабораторных условиях связано с появлением в ней (в результате окисления, изменения состава нестойких соединений и охлаждения при хранении и транспортировке) комплексов, не свойственных естественным нефтям. По данным В. М. Березина и В. С. Алексеевой, проницаемость естественных песчаников практически оказалась одинаковой для воздуха, неполярной жидкости и малоактивных (малополярных) нефтей Татарии и Башкирии. По результатам их исследований при надлежащем отборе и хранении дегазированных нефтей (без доступа воздуха, в темном помещении, при умеренных температурах) даже таких месторождений, как Арланское и Новохазинское, нефти которых содержат асфальто-смолистые вещества в большем количестве, чем нефти других месторождений, фильтрация их в пористой среде происходит без затухания. Процесс образования асфальто-смолистых отложений в поровых каналах, по-видимому, более свойствен выработанным залежам с низким пластовым давлением и связан с нарушением равновесия в нефтегазовых растворах при выделении газовой фазы и изменениях температуры [16]. Другой причиной нарушения закона Дарси могут быть аномальные свойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона, Следует учитывать, что электрокинетические явления, происходящие в пористой среде при фильтрации воды, также могут быть причиной кажущегося роста ее вязкости в порах пласта (электровязкость). В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами – краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего. Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как "поршни". Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а, следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью (рис. 2).  Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sп. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта [12, c. 32]. Рис. 2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров. Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа. Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом. Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается. Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам. Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкости нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ [7]. Некоторые исследователи считают, что в большинстве залежей с активным напором воды суммарная нефтеотдача не превышает 60 % к тому моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин становится экономически нецелесообразной. Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. В таких условиях нефтеотдача составляет 8--30 %, а в большинстве случаев 15-20 %. Это объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. 1 2 |