1-20_fizplast

степени наполненности скелета.

теплопроводности флюидов.

Аддитивность для коэффициента теплопроводности не соблюдается.

Важным свойством является величина обратная теплопроводности, именуемая тепловым сопротивлением.

Вследствие теплового сопротивления, мы имеем сложное распределение тепловых полей. Это приводит к тепловой конвекции, благодаря которой могут образовываться особые типы залежей – не обычная покрышка, а термодинамическая.

Температуропроводность.

На практике часто используется такой коэффициент, как температуропроводность, который характеризует скорость изменения температуры при нестационарном процессе теплопередачи.

а= /(с ), когда =соnst.

На самом деле «а» не является постоянной, т.к. является функцией координат и температуры, а с – коэффициента пористости, массы и т.д.

Терлопередача.

Q=kт Т S t,

где kт – коэффициент теплопередачи.

Его физический смысл: количество тепла, ушедшего в соседние пласты, через единицу поверхности, в единицу времени при изменении температуры на один градус.

Обычно теплопередача связана с вытеснением в выше и ниже лежащие пласты.

Тепло, которое поглощается породой, расходуется не только на кинетические тепловые процессы, но и на совершение механической работы, она связана с тепловым расширением пласта.

Связь между ростом температуры и линейной деформацией может быть записана: dL= L dТ,

где L – первоначальная длина [м], - коэффициент линейного теплового расширения

[1/град]. dL/L= dТ

Аналогично для объёмного расширения:

dV/V= т dТ,

где т – коэффициент объёмной тепловой деформации.

Поскольку коэффициенты объёмного расширения сильно различаются для разных зёрен, то в процессе воздействия произойдут неравномерные деформации, что приведёт к разрушению пласта.

21

9. Физическая сущность явления		смачиваемости	нефтегазовых
пластов; виды	смачиваемости;	параметры,	характеризующие
смачиваемость пласта.

Параметр смачивания и краевой угол смачивания.

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

2,3= 1,3+ 1,2 соs

соs =( 2,3 - 1,3)/ 1,2

Такие соотношения называются законом (правилом) Юнга.

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

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

Работа адгезии.

Wа= 2,3+ 1,2 - 1,3

или, записанная через угол :

Wа= 1,2 (1+соs )

Это соотношение называется соотношением Дюпре-Юнга.

2,3 - 1,3= 1,2 соs ,

где 1,2 соs называется натяжением смачиваемости, или смачиваемостью. Теплота смачиваемости.

То количество тепла, которое выделятся при нанесении нами капли на поверхность. 6.3-24 кДж/кг – средняя теплота смачиваемости для месторождения Сибири.

З

П

З

П

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

– микрошероховатостью.

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

=0 - поверхность полностью гидрофильна;=180 - поверхность полностью гидрофобна.

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

22

В газовых месторождениях присутствует до 28-30% адсорбированных углеводородов. Поверхность, покрытая битуминозной массой, гидрофобная. Поэтому наряду с

гидрофильной поверхностью у нас присутствуют отдельные участки гидрофобности, что даёт сложную мозаичную смачиваемость пласта.

Поэтому такие мозаичные поверхности делятся в зависимости от угла на следующие

типы:

если 0 90 - преимущественно гидрофильная поверхность; если 90 180 - преимущественно гидрофобная поверхность.

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

=Qсм.в/Qсм.н - коэффициент Ребиндера,

где Qсм.в – теплота смачивания в водоносной среде;

Qсм.н – теплота смачивания в нефтеносной среде.

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

По коэффициенту Ребиндера определяют характер смачивания: если >1, то пласт гидрофильный; если 1, то пласт гидрофобный.

Рассмотрим проблемы оценки угла смачивания .

Реальная среда шероховата, стенки пор обладают микрошероховатостью, Из чего можно заключить, что угол смачивания различен в разных точках породы, значит, эта характеристика неопределённая, и угол отражает лишь характеристики отполированных поверхностей.

Существуют и иные методы, например, метод капиллярной пропитки.

Этот способ связан с явлением самопроизвольного впитывания смачиваемой фазы, причём содержащийся в образце воздух выходит в окружающую среду.

Пропитка может быть:

Прямоточная (керн открыт со всех сторон, Противоточная (керн изолированный, воздух
и воздух выходит а атмосферу)	уходит в пропитывающую жидкость)

По скорости пропитки мы можем оценить характер смачивания.

23

10. Фазовые превращения углеводородных систем в, нефтегазовых пластах; влияние термобарических условий пласта на фазовое состояние углеводородных систем.

В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются Р, количеств. соотношение газа и нефти, а иногда и температура. Это сопровождается непрерывными изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом различных УВ из одной фазы в другую.

Особенно интенсивные процессы таких превращений происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью. Вследствие быстрого падения Р из нефти выделяется значительное количество газа, и около устья поток превращается иногда в тон ко дисперсную взвесь микрокапель нефти в газовой среде. В бинарных и многокомпонентных системах критическая точка характеризует одинаковые физические свойства жидкой и паровой фаз.

С повышением Р при постоянной Т газовая фаза значит обогощается компонентами нефти. При этом плотность и молекулярная масса конденсатов возрастают, а температурные пределы их кипения увеличивается. С ростом Т и при постоянном Р также происходит увеличение конденсата в газовой фазе, но влияние Т заметно слабее, чем влияние Р. Данные о фазовом состоянии нефтегазовых смесей при различных Р и Т используется для разработки некоторых методов повышения нефтеотдачи пластов (нагнетение в пласт газов высокого давления).

Фазовое равновесие в углеводородных системах.

Вязкость, диффузия, теплопроводность относятся к кинематическим свойствам. Остальные же – к динамическим.

Испарение, плавление, конденсация, выпадение твёрдых компонентов, переход в сверхтекучее состояние – всё это фазовые превращения.

Фазовые превращения – скачкообразный переход вещества из одной фазы в другую. Фаза – гомогенная часть гетерогенной системы.

Рассмотрим типы фазовых превращений, иначе называемых переходами или равновесиями:

жидкость-газ; наиболее яркими примерами такого типа фазовых переходом является дегазация нефти

или граница «жидкая вода – воздух, насыщенный водой» (влажность). жидкость-твёрдое тело;

здесь в пример можно привести выпадение снега (для воды) или выпадение асфальто- смоло-парафиновых веществ (для нефти).

Так при некоторых термодинамических условиях, в частности термобарических, если содержание парафина в нефти 25 весовых %, то АСПО (асфальто-смоло-парафиновые отложения) выпадают при температуре Тн=50 С; если содержание парафинов в нефти 6%, то Тн=30 .

Также примеров может являться и образование газовых гидратов (вода + природный газ). Структура этого явления выглядит следующим образом: вода образует ажурную решётку с полостями, внутри которых находятся метан, этан, пропан и иногда сероводород, в результате чего создаются пробки. Для их устранения в пласт нужно закачивать огромное количество горячей нефти.

И последний тип: «жидкость-жидкость»; Для описания этого типа может послужить суспензия – отстаивание нефти, в

результате чего мы имеем два слоя нефть и воду.

24

Теперь рассмотрим фазовые превращения применительно к нефтяной и газовой промышленности.

В пластовых условиях содержание метана может быть 25-30, а иногда и 40%. При извлечении пластовое давление снижается до нормального и происходит дегазация, в результате чего количество метана уменьшается до 5% или около того. По хроматографии количество алканов равно 22¼34 (по атому углерода).

Нефть характеризуется фракциями, количество которых зависит от метода возгонки и колеблется от 6-8 или 20 фракций (в зависимости от температуры кипения и прочих условий).

Для расчётов применяют следующие уравнения: Уравнение Ван-дер-Ваальса – (не на практике); Уравнение идеального газа Менделеева-Клапейрона; Уравнение Пенга-Робинсона – (не на практике); Уравнение Редлих-Квонга.

С помощью этих уравнений мы можем узнать фазовый состав нефти, с точностью до 5% выявить состав и свойства фаз.

Рассмотрим вопрос отличия фаз:

Отличие жидкости от твёрдого тела в том, что твёрдое тело даёт кристалл – упорядоченную структуру. Жидкость – неупорядоченная система, имеющая «пустотные ячейки», и чем их больше, тем меньше плотность жидкости.

Графическим представлением фазовых переходов являются кривые фазовых превращений.

Точка Т – тройная точка, т.е. условия одновременного существования трёх фаз; Точка С – критическая точка, т.е. отображающая условия возможности существования только одной фазы.

Стрелка указывает на возрастание температуры.

Р v=R Т

v – молярный объём.

Моль – количество вещества, характеризующее

свойство вещества.

Выше изображённая диаграмма не может считаться абсолютно точной, т.к. она не отображает истинных процессов, в наших системах существует метастабильное состояние.

Для давлений Р=10 ат. ошибка составляет 3-5%; для давлений 10 Р 50 ат. – ошибка равна 10%, а для давлений Р>50 ат. – ошибка возрастает многократно.

Максвелл провёл исследования и вывел следующее правило: при дальнейшем снижении объёма система идёт по прямой линии. В областях метастабильности существуют обе фазы (и газ, и жидкость) до тех пор пока газовая фаза полностью не преобразуется в жидкую.

Экспериментальная критическая температура меньше расчётной на 10-15 .

Если же мы имеем трёхкомпонентную систему, то наша диаграмма будет выглядеть следующим образом: (приведём классический пример)

На этой диаграмме иным цветом отмечена область, где система распадается на две фазы (жидкость и газ).

25

11. Реология ньютоновских и неныотоновских нефтей; физические причины аномальных явлений; фильтрация аномальных нефтей.

Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно–механические свойства нефтей.

Для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать: dV/dt = τ/μ

Уравнение, описывающее связь между касательным напряжением (τ) и скоростью сдвига (dV/dt), называется реологическим.

У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению (давлению) и обратно пропорциональна вязкости жидкости. По аналогии с законом Гука: упругое поведение характеризуется пропорциональностью между напряжением и деформацией сдвига.

Вязкость ньютоновской жидкости (μ) зависит только от температуры, давления.

Рис. 1. Схема сдвига слоев жидкости

Вязкость неньютоновской жидкости (μ) зависит от температуры, давления, скорости деформации сдвига и времени нахождения в спокойном состоянии.

Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и твердого парафина.

Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама:

τ = τ0 + μ* (dV/dt)

где τ0 – динамическое напряжение сдвига; μ* – кажущаяся вязкость пластичных жидкостей

Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения (τ) от модуля скорости деформации (dV/dt):

τ = К(dV/dt)n

где К – мера консистенции жидкости; n – показатель функции.

С увеличением вязкости величина консистенции жидкости возрастает. Линии консистентности для различных типов реологически стационарных неньютоновских жидкостей приведены на рис.2.

При n = 1, уравнение описывает течение ньютоновских жидкостей (рис.2 кривая 3), проявляющие упругие свойства. К ньютоновским жидкостям относятся, растворы индивидуальных углеводородов, смеси углеводородов до С17, газоконденсатные системы, легкие нефти, молекулярные растворы.

Нефти с малым содержанием асфальто-смолистых веществ в зависимости от содержания парафина могут образовать структуру в статическом состоянии и проявлять аномалию вязкости. Такие нефти не могут быть отнесены к ньютоновским жидкостям. Аналогичные явления могут наблюдаться и при повышении обводненности нефти.

26

При n < 1 поведение нефти соответствуют псевдопластикам (кривая 2) – упругопластичной жидкости, которые текут как только приложено усилие (нефти и водонефтянные эмульсии при пониженных температурах). Примером могут служить нефти, компоненты которых склонны к образованию надмолекулярных структур, высокопарафинистые дегазированные нефти, высокополимерные буровые растворы и др. Псевдопластичные тела, имеющие предельные напряжения сдвига τ0, ниже которого течение не происходит. Поэтому такие течения относят к твердообразным структурам. Пластичные свойства нефтей обусловлены образованием в их объеме структурной решетки из кристаллов парафина, для разрушения которой необходимо приложить дополнит усилие.

При n > 1 поведение нефти соответствует дилатантной жидкости (кривая 4) – вязкопластические жидкости. Дилатантная жидкость, предел текучести равен 0, а вязкость с возрастанием скорости сдвига повышается. Примером могут служить буровые растворы, водные растворы полимеров для повышения нефтеотдачи, представляющие собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул и др.

Псевдопластичная и дилатантная жидкости относят к структурированным жидкостям.

Реологическая кривая 1 (рис.2) относится к бингамовским пластикам – пластическая жидкость. Рис. 2. Виды линий консистентности: 1. – бингамовские пластики; 2. – псевдопластики; 3. – ньютоновские жидкости; 4. – дилатантные жидкости

В состоянии равновесия нефтяная система ведет себя как пластическая жидкость и обладает некоторой пространственной структурой, способной сопротивляться сдвигающему напряжению (τ), пока величина его не превысит значение статического напряжения сдвига (τ0). После достижения некоторой скорости сдвига, нефть способна течь как ньютоновская жидкость. Примером пластической жидкости могут служить нефти с высоким содержанием парафина при температурах ниже температуры кристаллизации, аномально-вязкие нефти, с высоким содержанием асфальтенов, структурированные коллоидные системы, используемые для повышения нефтеотдачи пласта.

27

12. Давление насыщения нефти газом; способы определения; физические особенности фильтрации газированной жидкости.

Давлением насыщения называют max равновесное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объема нефти и объема растрастворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) этот параметр увеличивается. Осо6енно высокими Рн характеризуются нефти со значительным количеством растворенного азота. В природных условиях Рн может соответствовать Рпл или же быть меньше его. При первом условии нефть будет полностью насыщена газом, при втором - недонасыщена. Разница между Рн и Рпл может колебаться в значительных пределах - от десятых до десятков МПа. Для проб нефти, отобранной из одной и той же залежи, Рн часто бывает различным. Это связано с изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.

Давление насыщения и закономерности выделения газа изучают в лаборатории по пробам нефти, отобранный с забоя скважин. По результатам исследований можно сделать вывод, что в пластовых условиях на закономерности выделения газа из нефти оказывают влияния типы пород, количество остаточной воды и ее свойства и другие факторы, обусловленные законами капиллярности и физико-химическими свойствами пластовых жидкостей и горных пород. Влияние пористой среды на давление начала тесно связано с изменением углеводородного состава нефти в капиллярных каналах в результате адсорбции некоторых углеводородов на границе раздела и с зависимостью давления парообразования от смачиваемости поровых каналов пластовыми жидкостями.

Предполагается , что пузырьки газа при снижении давления вначале образуются у твердой поверхности, так как работа, необходимая для образования, пузырька у стенки (за исключением полного смачивания поверхности жидкостью), меньше , чем для его образования в свободном пространстве жидкости.

Степанова обнаружила, что при очень незначительном выделении газа (сотые проценты) происходит эффект смазки и фазовая проницаемость по нефти аномально возрастает.

Когда мы облучаем породу ультразвуком, начинают выделяться пузырьки газа, контроль над этим процессом позволит регулировать фазовую проницаемость. Количество выделяющихся пузырьков зависит от скелета слагаемой породы, состава пласта. Отсюда можно заключить, что давление насыщения варьируется по пласту.

Кроме всего прочего, давление насыщения зависит от температуры и повышается с её ростом.

Р, МПа

23

17

Т Если давление насыщения приблизительно равно пластовому давлению, а мы будем

закачивать холодную воду, то пластовая температура снизится, а, значит, газ может выделиться за счёт снижения давления.

28

13. Реальные и идеальные газы; законы их поведения; коэффициент сверхсжимаемости.

Идеальным называется газ, собственный объем молекул которого пренебрежимо мал по сравнению с объемом, занимаемым газом и между молекулами которого отсутствует взаимодействие. Коэффициент сверхсжимаемости идеального газа равен 1. Состояние идеальных газов описывается уравнением Менделеева-Клапейрона:

PV= RT,

Где P – давление в Па; V – объем газа в м3; - количество газа в кмоль; R – универсальная газовая постоянная (R = 8,31434*103 Дж/кмоль.К).

Уравнение Менделеева-Клапейрона для реальных газов справедливо лишь при низких давлениях. Поэтому для описания состояния реальных газов – уравнение Ван-Дер-Ваальса и др.

Уравнение Ван-Дер-Ваальса:

(P+a/V2)(V-b)=RT,

где b – собственный объем молекул газа; a – сила притяжения молекул.

Сложность использования уравнения при практических расчетах заключается в том, что чаще встречаются смеси газов, для которых уравнение Ван-Дер-Ваальса применимо с трудом.

При повышенных давлениях для реальных газов характерно межмолекулярное взаимодействие, молекулы газов начинают притягиваться друг к другу, за счет физического взаимодействия.

Для учёта этого взаимодействия уравнение на протяжении многих лет модифицировалось (голландским физиком Ван–дер–Ваальсом и др.). Однако на практике используется уравнение Менделеева–Клапейрона для реальных газов, содержащее коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный Д. Брауном и Д. Катцом и учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния:

PV zQRT

где Q – количество вещества, моль;

z – коэффициент сверхсжимаемости газа.

Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Менделеева–Клапейрона для высоких давлений.

Коэффициент z зависит от давления и температуры (приведенных, критических давлений и температур), природы газа:

z = f (Тприв, Рприв), где Тприв – приведенная температура;

Рприв – приведенное давление.

Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (температура, давление, объём, плотность и др.) больше или меньше критических.

А для смесей газов они характеризуются отношением действующих параметров (температура, давление и др.) к среднекритическим параметрам смеси:

Т

n

Т

пл.

, г де

Т

N

T

привед

ср. крит.

i

Т

i крит.

ср.крит.

i 1

Pпл.

n

P

, г де

P

N

P

привед

Pср.крит.

ср.прит.

i

i крит.

i 1

29

Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние

Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние..

30