Шпаргалка: Физика нефтяного пласта. --PAGE_BREAK--СИТОВЫЙ АНАЛИЗ Для проведения ситового анализа обычно пользуются тканными проволочными и шелковыми ситами. Размер этих сит определяют по числу отверстий, приходящихся на один линейный дюйм. В учебнике изложены основые научные данные по физике нефтяного и газового пласта, физико-механическим и тепловым свойствам. Физика нефтяного пласта. СОДЕРЖАНИЕ: Определение емкостных свойств пород в лабораторных условиях. Методы определения нефте - и водонасыщенности коллекторов. Определение структурных, гранулометрических свойств, смачиваемости, поверхностной проводимости. Фильтрационные свойства, проницаемость (абсолютная, эффективная, фазовая) для нефти, газа и воды. Методы повышения извлекаемых запасов нефти. Гиматудинов Ш.К. — Физика нефтяного и газового пласта. Thumbnails Document Outline. Find: Previous. Highlight all. Presentation Mode.
- Гафаров Физика Нефтяного Пласта
- Физика Нефтяного И Газового Пласта Pdf
- Физика Нефтяного И Газового Пласта Лекции
- Физика Нефтяного И Газового Пласта Реферат
Физика пласта. Некоммерческий фонд имени проф ессора А. В. Аксарина Президент фонда: доцент, кандидат геолого-минералогических наук, 'Заслуженный нефтяник Российской Федерации' Волощук Г. ВВЕДЕНИЕ Нефть стала известна людям более четырёх тысяч лет тому назад. На заре цивилизации нефть не играла большой роли в быту и технике.
До нас дошли скупые сведения о том, что она применялась греками, египтянами и ассирийцами преимущественно для медицинских целей, в строительном деле (асфальт), при изготовлении туши, в военном деле ('греческий огонь'), а также для освещения комнат и смазки колёс. Признание как дешёвого топлива и источника ценных продуктов нефть получила только за последние сто лет. В данный момент развитие техники и промышленности невозможно себе представить без использования нефти и продуктов её переработки. Из нефти вырабатываются горючее для двигателей внутреннего сгорания, топлива для газовых турбин и котельных установок, смазочные масла, битумы для дорожных покрытий, сажа для резиновой промышленности, кокс для электродов и множество других промышленных и потребительских товаров. Газы – попутные, природные, газы нефтепереработки, ароматические углеводороды, жидкие и твёрдые парафины – незаменимое сырьё для нефтехимической промышленности. На базе этого дешёвого газового и нефтяного сырья производятся полимерные материалы, синтетические волокна, каучук, моющие средства, спирты, альдегиды и многие другие ценные материалы. Развитие научно-технической базы человечества, освоение и ввод в эксплуатацию крупнейших по запасам нефти и газа месторождений осуществляется на основе достижений прогресса в области физики нефтяного пласта.
Полученные новые данные относительно нефтяных и газовых пластов, коллекторских и фильтрационных свойств горных пород (пористость, проницаемость, насыщенность, электропроводность), физических свойств пластовых жидкостей и газов, фазовых состояний предельных углеводородных систем успешно применяются на практике. Прогресс в области физики пласта, посредством более совершенного проектирования системы разработки, способствует поведению грамотной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, разработке и внедрению методов повышения компонентоотдачи пластов. Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, её физическую характеристику, физические и физико-химические свойства насыщающих породу нефти, газа и воды; должен уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволяют определить начальные запасы углеводородов в залежи и необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте на различных стадиях его разработки. На этом комплексе сведений основывается проектирование разработки месторождения, выбор тех или иных методов искусственного воздействия на залежь, если это признаётся необходимым. Настоящий учебник посвящен описанию свойств пористых сред и насыщающих их жидкостей и газов и их использованию в практических расчётах.
Коллекторские свойства горных пород 1.1. ТИПЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения. К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей.
Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст. Анализ показывает, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% – к карбонатным отложениям, 1% – к выветренным метаморфическим и изверженным породам.
Следовательно, породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа. В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров. Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой. Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).
Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуют ся следующими основными показателями:. пористостью;. проницаемостью;. капиллярными свойствами;.
удельной поверхностью;. механическими свойствами.
Рассмотрим подробнее каждый из этих параметров. ПОРИСТОСТЬ Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические). Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Поры растворения – образовались в результате циркуляции подземных вод.
Пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, например, превращение известняка (СаСО 3) в доломит (МgСО 3) – при доломитизации идёт сокращение объёмов породы на 12%.
Пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания. Виды пор (2)-(5) – это так называемые вторичные поры, возникшие при геолого-химических процессах. Объём пор зависит от:. формы зёрен;. сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);. размера зёрен;.
укладки зёрен – при кубической укладке пористость составляет » 47,6%, при ромбической укладке – 25,96% (см. 1.1);. однородности и окатанности зёрен;. вида цемента (см. Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а – менее плотная кубическая укладка, б – более компактная ромбическая укладка Рис. Разновидности цемента горных пород Не все виды пор заполняются флюидами, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.
Виды пористости Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (V пор), открытых и закрытых. Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V сообщ) между собой пор. На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах. Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m п) в процентах зависит от объема всех пор:. (1.1) Коэффициент открытой пористости (m о) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:. (1.2) Коэффициент эффективной пористости (m эф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V пор фильтр), через которые идёт фильтрация. (1.3) Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны.
Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие. Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение: m п m o m эф.
(1.4) Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25% Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы: субкапиллярные (размер пор 0,5 мм. По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит. Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы). Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород Таблица 1.1 Горная порода Пористость,% Глинистые сланцы 0,54-1,4 Глины 6,0-50,0 Пески 6,0-52 Песчаники 3,5-29,0 Известняки до 33 Доломиты до 39 Известняки и доломиты, как покрышки 0,65-2,5 Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.
С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (S в), газонасыщенность (S г), нефтенасыщенность (S н), величины, выраженные в долях или в процентах. Связь пористости и коэффициента насыщенности (в долях):. (1.5) S насыщ = 1; S г = 1 – (S B + S H).
Влияние естественного уплотнения пород на их пористость: 1. – песчаники, 2. – глины Общая и открытая пористость зависят от:.
глубины залегания, падает с увеличением глубины (рис. 1.3.);. от плотности пород;.
количества цемента и др. ПРОНИЦАЕМОСТЬ Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютно непроницаемых тел в природе нет.
При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).
Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку (рис. Пример массивной пакетной упаковки глин – фильтрация происходит через каналы между пакетами Рис. Пример упорядоченной пакетной упаковки глин – фильтрация практически не происходит К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией (рис.
Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр (рис.
1.6), установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления. Схема экспериментальной установки Дарси для изучения течения воды через песок Согласно уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:, (1.7) где Q – объёмная скорость воды; v – линейная скорость воды; F – площадь сечения, F = pd 2/4; L – длина фильтра; k – коэффициент пропорциональности. Нефть – неидеальная система (компоненты нефти взаимодействуют между собой), поэтому линейный закон фильтрации для нефти, содержит вязкость, учитывающую взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы.
Шпаргалка: Физика нефтяного пласта -PAGEBREAK-СИТОВЫЙ АНАЛИЗ Для проведения ситового анализа обычно пользуются тканными проволочными и шелковыми ситами. Размер этих сит определяют по числу отверстий, приходящихся на один линейный дюйм.
Стандартный набор включает 11 сит. Информация о наборе приводится в таблице 1.
Характеристика сит для гранулометрического анализа Проэкстрагированный и высушенный образец керна размельчают насоставляющие его зерна при помощи агатовой ступки и пестика с резиновымнаконечником. Допускается применение других способов измельчения горной породыприусловиях сохранения целостности зерен составляющих породу. Из приготовленного, таким образом песка берут навеску, равную 50 г.Точность определения навески составляет 0,01 г. Навеску песка высыпают в набор сит, установленныхдруг на друга в, порядке убывания размера отверстий, то есть в порядке, приведённом в таблице 1. В течение 15 минут встряхивают набор сит и добиваютсяполногорассеивания песчаного материала. По окончании рассеивания содержимое каждого сита итазика аккуратновысыпают на глянцевую бумагу, обметая каждое сито кисточкой.
Путём взвешивания определяют массу каждой фракции, то есть массу песчаного материала, отложившегося на каждом сите. Точность определения массы составляет 0,1 г. Рассчитывается процентное содержание каждой фракции, исходя из того, что навеска 50 г. Составляет 100%. Суммарная потеря массы при проведении анализа не должна превышать 1%. ПОВЕРХНОСТНО-МОЛЕКУЛЯРНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ ПЛАСТ-ВОДА-НЕФТЬ-ГАЗ Нефтяной пласт представляет собой залежь осадочных пород в виде тела с огромным скоплением капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика.
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 натяжениеs– избыток свободной энергии сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз.
По поверхностному натяжению пластовых жидкостей на различных поверхностях раздела 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. Поверхностное натяжение связано с такими понятиями как свободная энергия поверхностного слоя жидкости, сила поверхностного натяжения и работа поверхностного натяжения. Поверхностное натяжение можно рассматривать как избыток свободной энергии сосредоточенной на 1 см2 единицы поверхностного слоя на границе раздела фаз: Е = s×s, где s– поверхностное натяжение; s– суммарная поверхность двух фаз. Поверхностного натяжения – это сила, действующая на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания):, где – линия смачиваемости. Поверхностного натяжения – это работа, образования 1 см2 новой поверхности в изотермических условиях:, Коэффициент поверхностного натяжения sзависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов. Если поверхностное натяжение на границе раздела между двумя жидкостями, газом и жидкостью можно измерить, то поверхностное натяжение на границе раздела порода-жидкость и породы-газа измерить трудно.
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. Смачиваниемназывается 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 Q, образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью (рис. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фаз. Краевой угол Qизмеряется 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 Qотвечает термодинамическому равновесию, получим уравнение, впервые выведенное Юнгом: s2,3= s3,1+s1,2×cosQ, откуда получим выражение для краевого угла Q:. Если s23 s13, то 0 s13, то –1 Из этого уравнения следует, что смачиваемость жидкостью твёрдого тела тем лучше, чем меньше работа когезии (и поверхностное натяжение жидкости на границе с газом). Для характеристики смачивающих свойств жидкости используют также относительную работу адгезии z= Wа/Wк. Ещё одна характеристика, используемая для описания поверхностных явлений – теплота смачивания. Установлено, что при смачивании твёрдого тела жидкостью наблюдается выделение тепла, так как разность полярностей на границе твёрдое тело–жидкость меньше, чем на границе с воздухом. Для пористых и порошкообразных тел теплота смачивания обычно изменяется от 1 до 125 кДж/кг и зависит от степени дисперсности твёрдого тела и полярности жидкости. Теплота смачивания характеризует степень дисперсности твёрдого тела и природу его поверхности.
Большее количество теплоты выделяется при смачивании той жидкостью, которая лучше смачивает твёрдую поверхность. Если через q1– обозначить удельную теплоту смачивания породы водой, а через q2— обозначить удельную теплоту смачивания породы нефтью, то для гидрофильных поверхностей будет выполняться соотношение: (q1/ q2) 1, а для гидрофобных: (q1/ q2) Рис. Пример массивной пакетной упаковки глин – фильтрация происходит через каналы между пакетами Рис.
Пример упорядоченной пакетной упаковки глин – фильтрация практически не происходит К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой (рис. 6), глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией. Для существующих типов каналов (субкапиллярные, капиллярные, трещины), фильтрация идет, в основном, через капилляры, каналы и трещины.
ВИДЫ ПРОНИЦАЕМОСТИ Проницаемость абсолютная(физическая) – это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях: 1. Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью. Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью. Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются. Проницаемость фазовая(эффективная) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода).
При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом. Относительная проницаемость– отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов. Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.
Насыщенность – ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн). Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции (аккумуляции) углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду.
Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода. Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы водой, нефтью и газом. ВодонасыщенностьSВ– отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:.
Обычно для нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне: SВ= 6 — 35% (пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность в среднем (SВ) Рис. Области распространения одно-, двух- и трёхфазного потоков: 1. – 5% воды; 2. – 5% нефти; 3. Методы повышения извлекаемых запасов нефти Увеличение нефтеотдачи пластов — сложная проблема, для решения которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежей.
Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа и т. За многолетнюю практику разработки нефтяных месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из пород. Далее рассмотрим некоторые методы увеличения нефтеотдачи, основанные на тех или иных физических явлениях, изученных в предыдущих разделах. Увеличения нефтеотдачи пластов можно добиться искусственно, развивая и поддерживая в залежи благоприятные физические условия, обеспечивающие наиболее эффективное вытеснение нефти из коллектора. Как мы уже видели, 'вода значительно лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ.
Поэтому везде, где это целесообразно по геологическим условиям и экономическим соображениям, необходимо создавать естественный или искусственный водонапорный режим вытеснения. Искусственно поддерживаемый водонапорный режим в залежи создают путем нагнетания воды с поверхности в пласт за контур нефтеносности или же в нефтяную часть пласта. Эффективность заводнения еще более повышается при добавлении в нагнетаемую в пласт воду специальных веществ, в результате чего улучшаются ее нефтевытесняющие свойства. Методы поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт воды или свободного газа, а также методы восполнения энергии в месторождениях с истощенными ее ресурсами (так называемые вторичные методы добычи нефти) не позволяют извлекать все запасы нефти.
Гафаров Физика Нефтяного Пласта
Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличения нефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физические закономерности, большая часть которых описана в предыдущих главах. Например, лучше вытесняются из пласта маловязкие нефти.
Поэтому некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти. Как известно, даже тяжелые битумы хорошо растворяются в некоторых легких углеводородных растворителях.
Физика Нефтяного И Газового Пласта Pdf
Например, бензин или жидкий пропан способны удалять из пористой среды практически всю нефть. Это свойство растворителей используется для разработки методов увеличения нефтеотдачи путем нагнетания в пласт сжиженных газов. В лабораторных условиях и во время промышленных испытаний получили хорошие результаты при использовании многих других способов увеличения нефтеотдачи (нагнетание в пласт загущенных вод, вытеснение нефти пенами, стабилизированными поверхностно-активными веществами, метод внутрипластового горения нефти и т.
В лабораторных условиях изучаются также электрические, ультразвуковые, вибрационные способы воздействия на пласт. Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пластовых жидкостей, физико-химии пласта и законов движения жидкостей в пористой среде приведет в будущем к получению новых методов повышения отдачи нефти пластами, основанных на новых физических принципах. В качестве примера приложения теоретических основ физики нефтяного пласта к нефтепромысловой практике рассмотрим физические основы некоторых методов увеличения нефтеотдачи пластов. 4.1 Обработка поверхностно-активными веществами Необходимых изменений поверхностных и смачивающих свойств жидкостей и характеристик поверхностей раздела пластовой системы в зоне их контакта в пористой среде можно добиться с помощью добавок поверхностно-активных веществ (ПАВ). Молекулы большинства ПАВ состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей с низким остаточным сродством на одном конце молекул и гидрофильных полярных групп с высоким сродством на другом.
По химическому признаку все ПАВ классифицируются на анионо-активные, катионо-активные и неионогенные вещества. Если углеводородная часть молекулы ионогенного ПАВ входит в состав аниона, образующегося в водном растворе, соединение относят к анионо-активным веществам. Типичный анионный ПАВ стеарат натрия, в водном растворе которого образуются ионы Na+, и стсарат-анионы С17Н35СОО' с длинными цепями. Соответственно катионо-обменные вещества образуют в водных растворах катионы, содержащие длинные цепи угле.
Водородных радикалов. В неионогенных веществах не содержатся неионизирующиеся гидрофильные конечные группы. Поверхностная активность этих веществ обусловлена своеобразным строением их молекул, которые имеют асимметричную (дифильную) структуру, состоящую из полярных и неполярных групп. Неполярной и нерастворимой в воде частью молекулы являются гидрофобный алкильный, арильный или алк'илариль-ный радикал, а полярную водорастворимую группу представляет полиэтиленгликолевый или пропиленгликолевый остаток. Общая формула этих веществ: R= CH2CH2OCH3CHaO СН2СН3ОН, где Rможет быть органической группой, например СбН4О-, СОО-, CONH-, CON— или атомом кислорода, серы и т. В лабораторных условиях испытано влияние на нефтеотдачу добавок в воду значительного количества поверхностно-активных веществ: неионогенных — типов ОП-10 и КАУФЭк (оксиэтилированные алкилфенолы), анионо-активных — НЧК, сульфонол, НП-1, азолят А, азолят Б, «Прогресс» (натриевая соль алкилсульфосоединений), а также катионо-активные ПАВ. Лучшие результаты при вытеснении нефти получают с применением растворов неионогенных ПАВ.
Установлено также, что ионогенные поверхностно-активные вещества адсорбируются на поверхностях минералов больше, чем неионогенные. Применять ПАВ в промышленности для улучшения нефтевымывающих свойств вод затруднительно вследствие адсорбции их огромной поверхностью пород.
В зоне же водонефтяного контакта концентрация ПАВ понижается и действие их уменьшается. Следует, однако, учитывать, что при фильтрации чистой воды в дальнейшем происходят также процессы десорбции. Кроме того, установлено, что адсорбция не одинакова по всему пласту. Фронт предельной адсорбции ПАВ (т.е. Равновесной, более не увеличивающейся адсорбции) отстает от фронта нагнетаемого раствора. Причем это отставание настолько велико, что к концу разработки далеко не будет достигнут предел адсорбции по всему пласту.
Наконец, полной потери ПАВ вследствие адсорбции, по-видимому, можно избежать, если вводить в пласт первые порции воды с повышенным содержанием поверхностно-активных веществ, которые будут в дальнейшем продвигаться по пласту необработанными пресными водами (метод оторочки). Некоторые исследователи полагают, что вследствие возникновения перед нагнетаемым в нефтяную часть пласта раствором ПАВ вала остаточной воды, которая, как известно, во многих месторождениях представляет собой концентрированный раствор солей, применение ПАВ не дает положительных результатов.
Был рад вас видеть. Если имеются какие-то неясности, вопросы и идеи, то добро пожаловать в комментарии. Phpmyadmin автоматическое резервное копирование.
Предполагается, что нефть при этом вытесняется не растворами ПАВ, нагнетаемыми в пласт, а оторочкой минерализованной хлоридами воды с плохими нефтевымывающими свойствами; Многие исследователи, однако; считают такой довод недостаточно обоснованным. Некоторые пласты содержат незначительное количество остаточной воды (4—6% от объема пор), и быстрое образование вала при этом затрудняется. Наконец, установлено, что даже если образуется вал остаточной воды при значительном ее содержании в пласте (20—30% от объема пор), вода перемешивается с нагнетаемой в пласт и обработанной ПАВ. В таком случае нефтевымывающие свойства смесей оказываются достаточно хорошими.
Все это позволяет считать метод заводнения пластов растворами ПАВ одним из средств увеличения нефтеотдачи пластов. В настоящее время ведутся промышленные опыты по нагнетанию растворов ПАВ в пласт. 4.2 Полиокреламиды Одна из основных причин низкой эффективности вытеснения нефти из коллекторов неоднородность их физических свойств, в результате которой охват пласта заводнением оказывается невысоким. Увеличение вязкости нефти сопровождается снижением охвата пласта вытесняющим агентом. Идея использования полимеров для повышения эффективности процесса заводнения основана на способности их водных растворов даже при низкой концентрации полимера значительно снижать соотношение вязкости нефти и воды и уменьшать подвижность последней в высокопроницаемых пропластках, выравнивая продвижение водонефтяного контакта, В качестве добавок к воде (загустителей) используются полиакриламид (ПАА) и другие полимеры.
С массовой долей, равной 0,05— 0,7%. Эти вещества представляют собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул в виде длинных цепочек, клубков и спиралей. Полиакриламид представляет собой сополимер акриламида, акриловой кислоты и ее солей: В щелочной воде амидные группы полиакриламида подвергаются гидролизу, интенсивность которого в значительной степени оказывает влияние на свойства растворов ПАА: Гидролизованный ПАА в воде диссоциируется, отщепляя ка-тиоцы. Образующиеся при этом отрицательные заряды вдоль молекул способствуют получению длинных растянутых макромолекул вещества (под влиянием кулоновых сил отталкивания между заряженными группами в цепи. Эти растянутые цепочкообразные молекулы способствуют значительному повышению вязкости воды при малой концентрации ПАА. Вязкостные свойства растворов полимеров зависят от концентрации вещества, свойств и состава растворителя, степени гидролиза ПАА. По реологическим характеристикам растворы полимеров относятся к неньютоновским жидкостям, т.
Зависимость между скоростью их течения и градиентом давления нелинейна. По характеру течения растворы полимеров проявляют себя как псевдопластики и как псевдодилатантные жидкости. В значительной степени вязкость растворов полимеров зависит от состава и концентрации солей — добавка солей NaCl, CaCU, MgCb, FeCl3значительно снижает их вязкость, причем с увеличением валентности катиона интенсивность понижения вязкости возрастает. При концентрациях полимера 0,5—1,0% вязкость раствора мало зависит от его минерализации.
Фильтрация растворов полимера в пористой среде характеризуется в отличие от чистых жидкостей специфическими особенностями. Расход жидкости при стационарном перепаде устанавливается через длительное время для этого необходимо прокачать через пористую среду несколько поровых объемов раствора полимера. При этом оказывается, что проводимость пористой среды для раствора полимера уменьшается более значительно, чем это можно было ожидать от увеличения его вязкости по сравнению с вязкостью воды. В таком виде фактор сопротивления учитывает влияние полимера на вязкость раствора и на проницаемость пористой среды. Поэтому иногда из общего значения ФС выделяют ту часть, которая связана лишь с изменением проницаемости пористой среды под влиянием полимера. Полищуком предложена сорбцион.
Но-диффузионная схема проявления ПАА в процессе фильтрации растворов полиакриламида в пористой среде. Сущность ее заключается в том, что одна часть полимерного вещества адсорбируется и удерживается породой необратимо, а другая — сорбируется обратимо, скапливается при фильтрации вблизи сужений капиллярных каналов, вызывая дополнительное сопротивление. В покое (при прекращении фильтрации) под влиянием диффузионных процессов происходит рассеивание этих скоплений вещества, что сопровождается снижением сопротивления системы в первый период после нового начала фильтрации.
Из сказанного следует, что механизм проявления полимеров связан с рядом эффектов, которые необходимо учитывать при описании гидродинамики процесса фильтрации растворов полимеров — с изменением фазовой проницаемости системы в зависимости от насыщенности различными фазами и от степени сорбции полимеров пористой средой, с изменением соотношения вязкости вытесняемого и вытесняющего агентов. Опыт показывает, что с увеличением концентрации полимера в растворе фазовая проницаемость пористой среды для смачивающей фазы уменьшается, а проницаемость для углеводородной жидкости при одной и той же насыщенности возрастает (при концентрациях полимера до 0,05%). По данным лабораторных опытов, нефтеотдача может возрастать при вытеснении нефти полимерными растворами на 15—20% (данные получены на линейных моделях с однородными пористыми средами.
На практике для экономии полимера целесообразно закачивать в пласт оторочку загущенной полимеров воды и далее продвигать ее по пласту обычной водой. Чтобы оторочка не полностью размылась до подхода к эксплуатационным скважинам, объем ее должен быть подобран с учетом неоднородности пласта, соотношения i вязкостей нефти и раствора полимера. Применение углекислого газа Углекислый газ, растворенный в воде или введенный в пласт в жидком виде, благоприятно воздействует на физико-химические свойства нефти, воды и способствует увеличению нефтеотдачи пластов. При этом улучшаются и фильтрационные свойства пластовой системы. СО2 — бесцветный газ тяжелее воздyxa(относительная плотность 1,529).
Физика Нефтяного И Газового Пласта Лекции
Критическая температура 31,05 °С; критическое давление — 7,38 МПа, критическая плотность — 468 кг/м3. При температуре 20 °С под давлением 5,85 Мпа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/м3. При сильном охлаждении СО2 застывает в белую снегообразную массу с плотностью 1,65 г/см3, которая возгоняется при температуре — 78,5 °С (при атмосферном давлении).
Таблица 2 Свойства углекислого газа в точках росы В табл. 2 приведены данные, характеризующие свойства углекислого газа в точке росы (начало конденсации). Растворимость СО2 в воде с увеличением давления возрастает. Массовая доля его не превышает 6%.
С повышением температуры до 80 °С и минерализации воды растворимость СО2 уменьшается. С увеличением концентрации двуокиси углерода вязкость воды возрастает. Растворимость углекислого газа в нефтях является функцией давления, температуры, молекулярной массы и состава нефти. С уменьшением молекулярной массы углеводородов растворимость СОэ в них возрастает. С очень легкими нефтями СОг смешивается полностью при давлениях 5,6 — 7 МПа. Тяжелые нефти в жидкой двуокиси углерода растворяются не полностью — нерастворимый остаток состоит из тяжелых углеводородов (смол, твердых парафинов и т. С увеличением соотношения объема жидкой углекислоты к объему нефти в смеси растворимость нефти возрастает.
Для характеристики состава и свойств нефти часто используется эмпирический параметр, впервые введенный Ватсоном, который называется характеристическим фактором. Он зависит от содержания в нефти углеводородов различного группового состава. Характеристический фактор для парафиновых нефтей уменьшается с увеличением в них нафтеновых углеводородов. Его значение еще меньше для иефтей, содержащих значительные количества ароматических углеводородов. Для увеличения нефтеотдачи пластов углекислый газ в качестве вытесняющей нефть оторочки нагнетается в сжиженном виде в пористую среду и затем проталкивается карбонизированной водой.
Физика Нефтяного И Газового Пласта Реферат
) По результатам лабораторных исследований при объеме оторочки жидкой углекислоты, равном 4—5% от объема пор обрабатываемого участка, нефтеотдача возрастает более чем на 50% по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении. Углекислый газ — эффективное средство увеличения нефтеотдачи как карбонатных коллекторов, так и песчаников, в которых пластовое давление составляет 5,6 МПа и более, а температура изменяется в пределах 24—71 °С. Значительные количества необходимого углекислого газа можно получить путем улавливания его из дымовых и других газов. Углекислый газ является побочным продуктом ряда химических производств.
Встречаются в природе также залежи углекислого газа с примесями других газов. В заключение следует отметить, что углекислый газ в нефтепромысловом деле применяется также для охлаждения забоев скважин (используется СО2 в твердом, виде) с целью повышения эффективности кислотных обработок.
Холодная соляная кислота способна проникать в карбонатный пласт в удаленные от забоя скважин зоны, сохраняя свою активность. Кроме того, само добавление СО2 в соляную кислоту также улучшает результаты обработок скважин вследствие замедления скорости реакции. Продолжение -PAGEBREAK.