Физика нефтяного пласта

 

4.2. ФАЗОВЫЕ  ПЕРЕХОДЫ В НЕФТИ, ВОДЕ И  ГАЗЕ

 

Фазовые переходы подчиняются  определённым закономерностям, в основе которых лежит понятие равновесия фаз. Равновесие фаз характеризуется константой равновесия, которая зависит от температуры и давления.

Константа фазового равновесия i-го компонента характеризуется отношением мольной доли компонента в газовой фазе (у_i или N_yi) к мольной доле этого компонента в жидкой фазе (х_i или N_xi), находящейся в равновесном состоянии с газовой фазой:

 

.  (4.1)

 

Для определения равновесного состояния газожидкостных смесей используются законы Дальтона и Рауля.

Согласно закону Дальтона каждый компонент, входящий в газовую  фазу имеет своё парциальное давление P_i, а общее давление в газовой системе равно сумме парциальных давлений:

 

  (4.2)

 

Согласно закону Рауля, парциальное давление компонента над жидкостью (нефтью) равно давлению насыщенного пара (Р_{нас. пара}) или упругости пара (Q_i) и этого компонента, умноженному на его мольную долю в нефти:

 

    или     (4.3)

 

где Q_i – упругость паров компонента;

N_xi – мольная доля компонента

p_{iнас. пара} – давление насыщенного пара i-го компонента.

В момент равновесия парциальное  давление i-го компонента в газовой фазе равно парциальному давлению компонента над жидкостью. Отсюда следует закон Дальтона-Рауля для равновесного состояния газовой и нефтяной фазы:

 

;  (4.4)

 

, (4.5)

 

где К_i – константа равновесия i-го компонента при данной температуре и давлении смеси.

Уравнение материального  баланса для одного моля нефтегазовой смеси:

 

,  (4.6)

 

где L – мольная доля жидкой фазы;

V – мольная доля паровой фазы

N_zi – мольные доли компонентов в нефтегазовой смеси.

 

По условию сумма мольной  доли жидкой и паровой фаз равна  единице. Отсюда:

V=1–L. (4.7) 

 

Используя уравнения (4.6) и (4.7) получим выражение для мольной  доли компонента жидкой фазы:

 

, (4.8)

 

и для мольной доли компонента газовой фазы:

 

.  (4.9)

5. ПОВЕРХНОСТНО-МОЛЕКУЛЯРНЫЕ  СВОЙСТВА СИСТЕМЫ ПЛАСТ-ВОДА

 

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, S_B), 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 s – 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 и сила поверхностного натяжения.

Свободная энергия поверхности:

 

Е = s × s,  (5.1)

 

где s – поверхностное натяжение;

s – суммарная поверхность двух фаз.

Сила поверхностного натяжения – сила, действующая  на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания):

 

,  (5.2)

 

где – линия смачиваемости.

Коэффициент поверхностного натяжения s зависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов.

Если поверхностное  натяжение между двумя жидкостями, газом и жидкостью можно измерить, то на поверхности раздела породы-жидкости 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.

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 Q, образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью (рис. 5.1).

 

Рис. 5.1. Форма  капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фаз.

 

Краевой угол Q 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 Q отвечает термодинамическому равновесию, получим уравнение, впервые выведенное Юнгом:

 

s_2,3 = s_3,1 +s_1,2 × cosQ,  (5.3)

 

откуда получим выражение  для краевого угла Q:

 

 . (5.4)

 

Если s₂₃ > s₁₃, то 0<cosQ<1, из чего следует, что угол Q – острый (наступающий), а поверхность – гидрофильная.

Если s₂₃ > s₁₃, то -1<cosQ<0, из чего следует, что угол Q – тупой (отступающий), а поверхность – гидрофобная.

Существуют также переходные поверхности (т.н. 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.

Поверхностные явления  описываются также работой адгезии.

Адгезия – прилипание (сцепление поверхностей) разнородных тел. Когезия – явление сцепления поверхностей разнородных тел, обусловленной межмолекулярным или химическим взаимодействием.

Работа адгезии оценивается  уравнением Дюпре:

 

W_a = s_1,2 + s_2,3+ s_1,3.  (5.5)

 

Используя соотношения (5.3) и (5.5), мы получим уравнение Дюпре-Юнга:

 

W_a = s_1,2(1+cosQ).  (5.6)

 

Из соотношения

 

s_2,3 – s_1,3= s_1,2cosQ  (5.7)

 

следует, что при смачивании свободная энергия единицы поверхности твёрдого тела уменьшается на величину s_1,2cosQ, которую принято называть натяжением смачивания.

Работа когезии W_к характеризует энергетические изменения поверхностей раздела при взаимодействии частиц одной фазы.

Из уравнения (5.6) следует, что на отрыв жидкости от поверхности твёрдого тела при полном смачивании (когда cosQ=0) затрачивается работа, необходимая для образования двух жидких поверхностей – 2s_жг, т.е. W_к = 2s_{ж г}, где 2s_жг – поверхностное натяжение жидкости на границе с газом.

Это значит, что при  полном смачивании жидкость не отрывается от поверхности твёрдого тела, а происходит разрыв самой жидкости, т.е. при полном смачивании s_1,2 £ s_1,3 .

Подставив в уравнение  Юнга значения работ адгезии и  когезии, получим:

 

  (5.8).

 

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=W_а/W_к.

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 имеет значение 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.

 

 

6. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ  ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, КОНДЕНСАТА  И ГАЗА ИЗ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ

 

6.1. ИСТОЧНИКИ  ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

 

Приток жидкости и  газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу  и величину которых влияют виды и  запасы пластовой энергии. В зависимости  от геологического строения района и  залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:

1. напором краевых вод;
2. напором газа, сжатого в газовой шапке;
3. энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;
4. упругостью сжатых пород;
5. гравитационной энергией.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

Водонапорный режим  газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.

Запасы пластовой энергии  расходуются на преодоление сил  вязкого трения при перемещении  жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

 

 

6.2. СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ  В ЗАЛЕЖИ

 

Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 6.1).

 

Рис. 6.1. Схема деформации капли  нефти при её сдвиге в капилляре.

 

Под действием капиллярных  сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:

 

,  (6.1)

где s – поверхностное натяжение на границе нефть-вода;  
R – радиус сферической поверхности столбика нефти;

r – радиус ее цилиндрической поверхности.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток  жидкости из слоя, отделяющего столбик  нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.

Разность давлений, созданных  менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений:

 

.  (6.2)

 

Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.