Лекция
Поверхностно-молекулярные свойства системы пласт-вода-нефть-газ
Роль поверхностных явлений в фильтрации
Нефтяной пласт представляет собой залежь осадочных пород в виде тела с огромным скоплением капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика. Поверхность поровых каналов в 1 м3 породы может составлять несколько гектаров. Поэтому закономерности движения нефти в пласте и её вытеснения из пористой среды зависят также и от свойств пограничных слоёв соприкасающихся фаз и процессов, происходящих на поверхности контакта нефти, газа и воды с породой.
На формирование залежей углеводородов оказывает влияние количество остаточной воды в залежи (остаточная водонасыщенность, SB), которая в свою очередь зависит от свойств воды и углеводородов и от природы поверхности горной породы.
Под природой поверхности понимаются гидрофильность - способность вещества смачиваться водой и гидрофобность - способность вещества не смачиваться водой.
Физико-химические свойства поверхностей раздела фаз, и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей - поверхностным натяжением на границе раздела фаз, явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотой смачивания.
Поверхностное натяжение
Поверхностное натяжение связано с такими понятиями как свободная энергия поверхностного слоя жидкости, работа поверхностного натяжения, сила поверхностного натяжения и
Поверхностное натяжение (у) характеризует избыток свободной энергии сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз:
Е = у S
где у - поверхностное натяжение;
S - суммарная поверхность двух фаз.
Поверхностное натяжение характеризует работу, образования 1 см2 новой поверхности в изотермических условиях:
A = у S
Поверхностное натяжение характеризует силу, действующую на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания):
F=у l
где l - линия смачиваемости.
Физический смысл величины поверхностного натяжения характеризует меру некомпенсированности молекулярных сил.
По величине поверхностного натяжения пластовых жидкостей на различных модельных поверхностях (аналогичных пластовым) можно судить о свойствах соприкасающихся фаз, закономерностях взаимодействия жидких и твёрдых тел, процессах адсорбции, количественном и качественном составе полярных компонентов в жидкости, интенсивности проявления капиллярных сил и т.д.
Коэффициент поверхностного натяжения у зависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов.
Влияние температуры и давления на поверхностное натяжение у можно установить исходя из молекулярного механизма возникновения свободной поверхностной энергии и энергетической сущности поверхностного натяжения.
С увеличением давления у жидкости на границе с газом понижается. С повышением температуры происходит ослабление межмолекулярных сил и величина поверхностного натяжения чистой жидкости (чистой воды) на границе с паром (газом) уменьшается.
Общий характер изменения величины поверхностного натяжения с изменением температуры и давления для нефти такой же, как и у воды (рис. 1).
Рис. 1. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского месторождения от давления на границе с метаном: 1. - Т = 20?С; 2. - Т = 60?С; 3. - с этан-пропановой смесью
Однако, количественные изменения зависят от многих дополнительных факторов: химического состава нефти, состава газа (рис. 1, кривая 3), количества растворенного газа, количества и природы полярных компонентов и др.
С увеличением количества растворенного газа в нефти величина поверхностного натяжения нефти на границе с газом уменьшается.
Поведение величины у жидкости на границе с жидкостью зависит во многом от полярности жидкостей.
Поверхностное натяжение малополярных нефтей на границе с водой в пределах давлений, встречаемых в промысловой практике, мало зависит от давления (рис. 2) и температуры. Это объясняется относительно небольшим и примерно одинаковым изменением межмолекулярных сил каждой из жидкостей с увеличением давления и температуры, так что соотношение их остаётся постоянным.
Рис. 2. Зависимость поверхностного натяжения нефти Туймазинского месторождения на границе с водой от давления при Т = 20?С
поверхностный молекулярный пласт вода
Для высоко-полярных нефтей её поверхностное натяжение на границе с водой может увеличиваться с ростом давления и температуры.
Сложный характер имеет зависимость поверхностное натяжение на границе с водой от давления и температуры в условиях насыщения нефти газом (рис. 3). Это обусловлено изменением концентрации полярных компонентов в поверхностном слое нефти при растворении в ней газа.
Величина у по ряду месторождений в зависимости от насыщения нефти газом может быть значительной: 3-6 мН/м при изменении давления от 0 до 26,5 МПа.
Поверхностное натяжение на границе раздела между газом и жидкостью, двумя жидкостями можно измерить, то поверхностное натяжение на границе раздела порода-жидкость, порода-газ измерить трудно.
Рис. 3. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского месторождения от давления на границе с водой при Т = 20?С: 1. - при насыщении обеих фаз метаном; 2. - при насыщении обеих фаз
Поэтому для изучения поверхностных явлений на границе порода-жидкость пользуются косвенными методами изучения поверхностных явлений: измерением работы адгезии и когезии, исследованием явлений смачиваемости и растекаемости, изучением теплоты смачивания.
Смачивание и краевой угол
Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие - не смешиваемые жидкости или жидкость и газ.
Капля жидкости может растекаться по поверхности, если поверхность хорошо смачивается, а если поверхность плохо смачивается, то капля растекаться не будет.
Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания И, образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью (рис. 4).
Рис. 4. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фаз
Краевой угол И измеряется в сторону более полярной фазы (в данном случае в сторону воды). Принято условно обозначать цифрой 1 водную фазу, цифрой 2 - углеводородную жидкость или газ, цифрой 3 - твёрдое тело.
Предполагая, что краевой угол И отвечает термодинамическому равновесию, получим уравнение, впервые выведенное Юнгом:
у2,3 = у1,3 +у1,2 · cosИ (1)
откуда получим выражение для краевого угла И:
Если у2,3 > у1,3, то 0 < cosИ < 1, из чего следует, что угол И - острый (наступающий), а поверхность - гидрофильная. Если у2,3 > у1,3, то -1 < cosИ < 0, из чего следует, что угол И - тупой (отступающий), а поверхность - гидрофобная.
Существуют также переходные поверхности (амфотерные), которые хорошо смачиваются как полярными, так и неполярными системами.
К гидрофильным поверхностям относятся силикаты, карбонаты, окислы железа. К гидрофобным поверхностям - парафины, жиры, воск, чистые металлы.
Краевой угол смачивания зависит от строения поверхности, адсорбции жидкостей и газов, наличия ПАВ, температуры, давления, электрического заряда.
Метод капиллярной пропитки
Этот способ связан с явлением самопроизвольного впитывания смачиваемой фазы, причём содержащийся в образце воздух выходит в окружающую среду.
Пропитка может быть:
По скорости пропитки мы можем оценить характер смачивания.
В зарубежной практике используется методика, которая фигурирует показателем Амотта. Сущность метода заключается в капиллярном вытеснении воды из полностью водонасыщенного керна посредством углеводородной жидкости. В ходе эксперимента выполняют ряд взвешиваний образца и, затем, определяют параметры избирательной смачиваемости образца и рассчитывают специальные показатели смачиваемости. Далее, высушенный и насыщенный дистиллированной водой образец погружают на 20 минут в керосин, в керосине проводят центрифугирование. Следующим этапом является опускание образца на 20 часов в дистиллированную воду и центрифугирование в воде. В ходе эксперимента определяют такие параметры как:
S m1 - вес образца, насыщенного водой;
S m2 - вес, образца после пребывания в керосине;
S m3 - вес образца после центрифугирования в керосине;
S m4 - вес образца после пребывания в воде;
S m5 - вес образца после центрифугирования в воде;
S m6 - вес сухого образца в воздухе;
S m7 - вес водонасыщенного образца в воздухе.
При этом показатель степени гидрофобности определяется по формуле:
М=(m2 - m3)/(m5 - m4)
А сам показатель гидрофобности:
Р=(m2 - m3)/(m5 - m4)
Параметр М характеризует отношение объёма керосина, вытесненного при капиллярной пропитке водой до центрифугирования, ко всему объёму керосина, вытесненного в результате центрифугирования в воде.
Для полностью гидрофобной поверхности М = 1, для полностью гидрофобной - М = 0.
Параметр гидрофобности Р характеризует отношение объёма воды, вытесненной при центрифугировании в керосине, к объёму керосина, вытесненного при центрифугировании в воде.
Для полностью гидрофобной поверхности Р=1, для полностью гидрофильной - Р=0.
Попутно с этим экспериментом определяют коэффициент остаточной водонасыщенности:
kо.в=1 - в(m1 - m3)/((в - к)(m7 - m6))
Этот коэффициент является проверочным для оценки правильности эксперимента.
Одним из основоположников методов оценки смачиваемости был профессор Кусаков, его дело продолжил Гиматудинов.
Наиболее распространён подход к уменьшению влияния флюида в околоскважинной зоне - снижение капиллярного давления.
Рк
S
Это возможно реализовать путём обработки ПАВ околоскважинной зоны, но можем произвести снижение капиллярного давления и более радикально - гидрофобизовать капиллярную зону. Если будет накапливаться несмачивающая фаза, то будет расти пропускная способность пласта.