Поверхностные натяжения.

Поверхностные натяжения связывают с работой обратимого изотермического процесса по образованию единицы новой площади поверхности раздела.

Поверхностное натяжение  - важнейшее свойство поверхностей раздела фаз.

 зависит от природы фаз, а также от термобарических условий, в частности от давления и температуры.

С ростом температуры поверхностное натяжение  снижается по следующему закону:

_t=₀(1 - t),

где _t и ₀ – поверхностные натяжения при температуре t и 0 соответственно;

 - температурный коэффициент поверхностного натяжения [1/].

Температурный коэффициент для воды (система вода-воздух) =210-3; при температуре t=20 поверхностное натяжение воды _в=72.75 мН/м.

Нефти – сложные системы, т.е. они содержат разные компоненты, из чего следует, что они могут содержать много газа. Поэтому зависимости  от давления и температуры более сложные.



Р

Если мы нефть дегазировали, то зависимость будет выражаться прямой линией:



Р

Для наиболее правильного описания нам необходимо знать: растворимость газа, его состав и состав самой нефти.

При сложном насыщении нефти газом зависимости идут следующим образом:



Р

Параметр смачивания и краевой угол смачивания.

_1,2 1 В

2

  Н

_2,3 3 _1,3 Тв. ф.

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.

W_а=_2,3+_1,2 - _1,3

или, записанная через угол :

W_а=_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.

полевой

SiО₂ шпат плагиоклаз

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.

К преимущественно гидрофобным поверхностям относятся поверхности таких минералов как: битумы, ископаемые угли, гидрофобные глины (нефтематеринские породы, например баженовские глины).

К преимущественно гидрофильным – остальные глины, кварц, полевые шпаты, кальцит.

Поверхности таких минералов как доломит, ангидрит, а также известняк относятся либо к преимущественно гидрофильным, либо имеют избирательную смачиваемость.

Избирательная смачиваемость наиболее вероятна, если пластовые воды были повышенной минерализации, с повышенным содержанием ионов Са и Мg.

В карбонатных коллекторах условия для возникновения гидрофобных поверхностей более благоприятны, чем в терригенных.

Минералогический состав и углы смачивания на границе пластинки и капли не информативны.

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 смоло-асфальтеновый состав), снова проверяют на то же свойство и по разнице оценивают, какая часть была занята смоло-асфальтенами. Он предложил следующий параметр:

=Q_см.в/Q_см.н - коэффициент Ребиндера,

где Q_см.в – теплота смачивания в водоносной среде;

Q_см.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.

Конечно, этот способ не нашёл определённого применения, поскольку дифференциация по теплоте смачивания невелика.

Был предложен способ изучения параметра Ребиндера с помощью ядерно-магнитного резонанса. Если мы воздействуем магнитным полем, а затем поле снимаем, молекулы начинают прецессировать и  определяется по спиновому времени (времени релаксации). Этот способ получил название – метода спиново- решёточной релаксации.

=_в/_н

Выравнивание собственных моментов по направлению естественного магнитного поля и искусственного, которое мы создаём.

Н

Н