Физика пласта: Курс лекций по одноименной дисциплине, страница 30. Нефть вода поверхностное натяжение


Определение поверхностного натяжения на границе раздела нефть — вода

    Определение поверхностного натяжения на границе раздела нефть -вода. Метод основан на зависимости поверхностного натяжения от массы и объема капли, отрывающейся с конца капиллярной трубки [115, 116]. Для проведения анализа необходимы прибор конструкции УФНИИ НП (рис. 39), нефть и раствор деэмульгатора. [c.154]

    Для определения поверхностного натяжения на границе раздела нефть — вода наиболее удобен метод определения массы и объема капли [107]. [c.180]

    Определение поверхностного натяжения на границе раздела нефть—вода [c.47]

    По изменению величины поверхностного натяжения на границе раздела дистиллированная вода — жидкость, содержащая асфальтены [77]. Однако поверхностное натяжение при изменении концентрации асфальтенов заметно меняется лишь в области малых концентраций (рис. 16). Поэтому этот метод не может быть использован для определения адсорбции асфальтенов из нефти, тем более что величина адсорбции невелика. [c.41]

    Проведенные исследования по определению адсорбции ПАВ позволили предположить, что адсорбция на поверхности частиц породы водорастворимого ПАВ, в большинстве случаев способствующая гидрофилизации поверхности, а также наличие ПАВ в вытесняющей фазе, приводящее к снижению поверхностного натяжения на границе раздела нефть — раствор, будут интенсифицировать процесс вытеснения нефти из пористой среды в условиях, характерных для внутриконтурного заводнения. Сделанное предположение подтвердилось проведенными сравнительными опытами по вытеснению из пористой среды пефти водой и водными растворами ПАВ. [c.63]

    Определение поверхностного натяжения на границе нефть — вода производится методом счета капель. Капля жидкости, образующаяся на горизонтальной круговой поверхности, отрывается и всплывает в тот момент, когда сила поверхностного натяжения, удерживающая каплю, уравновешивается подъемной силой, возникающей вследствие разности удельных весов нефти и воды. Принимают, что поверхностное натяжение а на границе раздела фаз пропорционально подъемной силе, возникающей в момент отрыва капли  [c.47]

    Для синтезированных полигликолевых эфиров алкилфепо.лов находили температуры просветления по методике ГОСТ на ОП-7 [2], изотермы поверхностного натяжения при 20° на границе раздела вода — жигулевская нефть но методу определения веса капли Гаркинса и Брауна [1] и деэмульгирующую способность на эмульсиях нефти и пластовой воды девонского горизонта Жигулевского месторождения. В табл. 3 приведе 1ы температуры просветления и значения поверхностного натяжения на границе раздела нефть — вода, содержащей 1 г/л полигликолевого эфира. [c.117]

    Растворенные газы (даже углеводороды) понижают поверхностное натяжение нефти [131 —132], но эффект менее значителен, и изменения, возможно, обусловлены наличием молекул растворенного газа. Этот факт имеет большое значение для промышленности, где вязкость и поверхностное натяжение жидкости могут влиять на количество нефти, извлеченной при определенных условиях. Большая часть того, что было сказано, относится к межфазному (граничному) натяжению [133—134]. В системе нефть — вода pH водной фазы окажет влияние на межфазное натяжение это изменение не велико для нефтепродуктов с высокой степенью очистки, но увеличение pH, наблюдающееся в случае плохо очищенных или слегка окисленных нефтей, вызовет быстрое уменьшение меж-фазного натяжения [134—135]. Изменение поверхностного натяжения на границе раздела нефть — щелочная вода было предложено как метод контроля для последующей очистки или окисления таких продуктов, как, например, турбинные и изоляторные масла [136—138]. В тех случаях, когда поверхностное или межфазное натяжение понижается присутствием растворенных веществ, которые имеют тенденцию образовывать поверхностную пленку, требуется некоторое время, чтобы получить конечную концентрацию и, следовательно, — конечное значение натяжения. В таких системах необходимо различать динамическое и статическое натяжения первое относится к неокисленной поверхности, имеющей [c.183]

    Поверхностный слой жидкости на границе с воздухом или другой жидкостью, как известно, характеризуется определенным поверхностным натяжением, т. е. силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности. Поверхностное натяжение нефти и нефтепродуктов колеблется в пределах 0,02—0,05 н м (20—50 дн1см). Опыты показывают, что добавление некоторых веществ к чистым нефтяным погонам вызывает понижение их поверхностного натяжения на границе с водой. Вообще говоря, это явление носит общий характер. Иногда вещества при растворении даже в очень малых концентрациях существенно понижают поверхностное натяжение растворителя. Вещества, способные понижать поверхностное натяжение, называются поверхностно-активными. Характерная особенность этих веществ в том, что в их состав входит, как правило, углеводородный радикал (гидрофобная часть молекулы) и какая-либо полярная группа (гидрофильная часть молекулы). Понижение поверхностного натяжения двухфазной жидкой системы на границе раздела фаз в результате воздействия полярных веществ объясняется тем, что добавленное вещество распределяется неравномерно в том компоненте системы, который является по отношению к нему растворителем. Концент- [c.65]

    Недостаточная изученность процессов взаимодействия углеводородов нефти с различными химреагентами, а также отсутствие методов установления закономерностей взаимодействия компонентов пластовой среды в зависимости от состава, свойств к условий применения химреагентов затрудняют решение задачи по определению перспективности химических веществ для нефтедобычи.-Изыскание и выбор химреагентов осуществляются в основном опытным путем. Более целесообразным является комплексный подход [2], основанный на физико-химических исследованиях характеристик основных свойств химреагентов и изменений их под действием геологических и технологических факторов пластовой среды с помощью различных современных инструментальР1ых методов, лабораторных и промысловых исследований. В условиях конкретных нефтяных месторождений необходимо, чтобы подобранные опытным путем химические вещества и их композиции обладали следующим комплексом физико-химических свойств. Они должны растворяться в воде и органических соединениях понижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз и улучшать смачиваемость породы водой обладать высокими нефтеотмывающими и вытесняющими свойствами улучшать реологические свойства нефти предотвращать или не вызывать отложение асфальто-смолистых и парафиновых веществ в пористой среде и скважине не способствовать при взаимодействии с глиной ее набуханию не стимулировать образование водонефтяных эмульсий б [c.6]

chem21.info

Нефти поверхностное натяжение - Справочник химика 21

    В качестве вытесняющего агента, увеличивающего нефтеотдачу, применяют карбонизированную воду-водный раствор углекислого газа. Углекислый газ хорошо растворяется в нефти. При растворении СО2 в воде и в нефти уменьшается поверхностное натяжение на границе раздела фаз. За счет этого снижается остаточная нефтенасыщенность и увеличивается коэффициент вытеснения. Растворение СО2 в воде увеличивает ее вязкость, растворение СО2 в нефти снижает вязкость нефти и увеличивает фазовую проницаемость. Этим достигается контроль за подвижностью фаз и, тем самым, увеличение коэффициента охвата. [c.302]

    Для определения поверхностного натяжения нефтей и нефтепродуктов применяются метод отрыва кольца и капиллярный метод. Первый основан на измерении величины силы, необходимой для отрыва кольца от поверхности раздела двух фаз. Эта сила пропорциональна удвоенной длине окружности кольца. При капиллярном методе (рис. 43) измеряют высоту подъема жидкости в капиллярной трубке. Недостатком его является зависимость высоты подъема жидкости не только от величины поверхностного натяжения, но и от характера смачивания стенок капилляра исследуемой жидкостью. Более точным из разновидностей капиллярного метода является метод висячей капли, основанный на измерении веса капли жидкости, отрывающейся от капилляра. На результаты измерения влияют плотность жидкости и размеры капли и не влияет угол смачивания жидкостью твердой поверхности. Этот метод позволяет определять [c.92]

    Суш,ествует и другое предположение, в силу которого нефть и.газ могут переместиться в пески и без наличия высоких давлений, а под действием капиллярных сил, возникаюш их вследствие разницы в величине поверхностного натяжения между водой и нефтью. В результате поверхностного натяжения вода и нефть вопреки силе тяжести проникают в отверстия и. поры капиллярных размеров (см. об этом выше), примером чего могут служить пропитывание водою губки и подъем керосина по фитилю в лампе. Опытами установлено, что величина поверхностного натяжения воды на границе с воздухом равняется приблизительно 75,6 динам на сантиметр при 0° С и 72,8 динам при 20° С. [c.187]

    Нефтяная эмульсия представляет собой дисперсную систему, состоящую из двух взаимно нерастворимых жидкостей. Внешней дисперсной средой является нефть, а внутренней дисперсной фазой капельки воды, крупинки глины, соль, песок и другие механические примеси. Эмульсии могут быть сильно- и слабоконцентрированными, что определяется количественным содержанием одной фазы в другой. Слабоконцентрированные (сильно разбавленные) эмульсии характеризуются малым количеством весьма мелких глобул (диаметром 1 мк) диспергированной фазы в большом объеме дисперсионной среды. Такая глобула при малых ее размерах под действием межмолекулярных сил и поверхностного натяжения обычно приобретает сферическую форму, близкую к форме шара. Эту форму может исказить лишь сила тяжести или сила электрического поля. [c.11]

    Поверхностные явления играют большую роль в современных процессах нефтепереработки. Это связано с присутствием в нефтях и их фракциях некоторых полярных соединений (кислородных, сернистых и азотистых). Поверхностное натяжение нефтяных жидкостей зависит от многих факторов, важнейшими из которых являются температура, давление, химический состав жидкости, а также соприкасающихся с ней фаз. [c.90]

    Эти данные свидетельствуют об увеличении поверхностного натяжения с ростом молекулярного веса, что было отмечено очень давно [129]. С увеличением температуры поверхностное натяжение уменьшается и становится равным нулю при критической температуре [130]. Неуглеводородные материалы, растворенные в нефти, уменьшают поверхностное натяжение. Особенно активно действуют в этом смысле полярные соединения, а также мыла и жирные кислоты. Эффект в значительной мере зависит от концентрацпи поверхностно активного вещества вплоть до критического значения, выше которого дальнейшие повышения концентрации вызывают лишь небольшое изменение поверхностного натяжения. Критическая концентрация соответствует тому значению, которое требуется для образования мономолекулярного слоя на поверхности. Поверхностное натяжение лежит в основе ряда сложных явлений, наблюдаемых у эмульсий и пленок. [c.183]

    Как было отмечено в предыдущем разделе, для успешного осуществления процесса вытеснения нефти поверхностное натяжение на границе раздела должно быть порядка 10 дин/см. Однако низкое значение межфазного натяжения еще не гарантирует высокую степень вытеснения нефти из пористой среды. Определяющую роль в этих процессах играет соотношение капиллярных и гидродинамических сил при прохождении капли нефти через сужение пор. Для количественной оценки влияния этого соотношения было введено понятие капиллярное число  [c.51]

    Очевидно, что поверхностное натяжение жидкости зависит от величины межмолекулярных сил. У жидкостей, молекулы которых полярны и силы молекулярного взаимодействия велики, поверхностное натяжение высокое (например, у воды). У жидкостей, молекулы которых менее полярны или неполярны (например, у инди видуальных углеводородов и нефтей), поверхностное натяжение существенно ниже. [c.185]

    Процесс изменения поверхностного натяжения в системе вода — нефть при увеличении одновременно температуры и давления сложен. В зависимости от состояния и состава системы вода — нефть поверхностное натяжение на границе раздела нефти с водой при одновременном повышении температуры и давления может как уменьшаться, так и увеличиваться и даже оставаться постоянным. [c.186]

    Базовые и эталонные физико-химические характеристики нефти следует определять как можно полнее. Обычно замеряют давление насыщения, газовый фактор, плотность, вязкость пластовой и поверхностной нефти, коэффициент сжимаемости, фракционный состав нефти, поверхностное натяжение. В процессе сопоставления базовой и эталонной характеристик для последующего использования отбираются те параметры нефти, которые в наибольшей степени зависят от смешения с химреагентом. Обычно это — вязкость и поверхностное натяжение. Используют также такие показатели как концентрация механических примесей и сульфидов железа в нефти, которые характеризуют влияние химреагента на коррозионную активность пластовой продукции. Получение базовой и эталонной характеристик нефти возможно путем исследования глубинной пробы, взятой из какой-либо одной добывающей скважины. Рабочие же характеристики в период внедрения метода ПНО следует получать по всем скважинам объекта внедрения. [c.89]

    Известно, что асфальтены представляют собой высокомолекулярные полициклические ароматические или гетероциклические соединения, содержащие такие элементы, как азот, сера, кислород, ванадий, никель или железо. По мере добавления деасфальтизата нефти поверхностное натяжение бензола постепенно снижалось. Но если к деасфальтированной нефти были добавлены асфальтены, то измерения поверхностного натяжения, проведенные на бензоле с различными количествами смешанного деасфальтизата, показали появление минимумов на кривых поверхностное натяжение — концентрация (рис. 8). Образование таких минимумов создает благоприятные условия для пенного разделения, поскольку стабильность пены в точках минимума максимальна. Этот критерий, как будет показано дальше, крайне важен для успешного пенного разделения. [c.118]

    В связи со значительно большей растворимостью газа в нефти поверхностное натяжение последней на границе с газом с увеличением давления насыщения (при постоянной температуре) уменьшается интенсивнее, чем для воды. Это значит, что с ростом давления увеличивается и разница поверхностных натяжений нефти и воды на границе с газом, а следовательно, и межфазное натяжение между ними. [c.167]

    В обыкновенных или сверхкапиллярных трубках и промежутках, пронизывающих породу, вода и другие жидкости, например, нефть, движутся, подчиняясь силе тяжести по закону гидростатики. Размер таких трубок — более 0,5 мм в диаметре, а размер промежутков между плоскостями наслоения — в два раза меньше. Диаметр капиллярных трубок — от 0,5 до 0,0002 мм, а размер капиллярных промежутков между плоскостями наслоения колеблется между 0,254 до 0,0001 мм. В таких пустотах движение жидкостей уже не подчиняется законам гидростатики и происходит под действием особых сил, среди которых поверхностное натяжение жидкости играет главнейшую роль. Силы прилипания и сцепления, действующие между стенками трубок и пор и жидкостью, оказывают влияние на свободное продвижение ее по капиллярным отверстиям. [c.149]

    Разделение эмульсии воды и нефти может быть осуществлено, как мы видели, изменением поверхностного натяжения между водой и нефтью. Этого можно достигнуть добавлением некоторых веществ. Для этой цели пригодны вещества, значительно понижающие поверхностное натяжение на границе вода — нефть эти вещества легко абсорбируют на границе двух жидкостей смолы и мыла, которые там находятся, и разрушают пленки, препятствующие декантации. [c.13]

    Большей частью на практике бывает важно знать поверхностное натяжение нефти или нефтяного продукта не по отношению к воздуху, а по отношению к воде . В этом случае капля испытуемой жидкости должна была выпускаться не на воздух, а во вторую жидкость. [c.47]

    Когда чешуйка лежит между нефтью и водой, то с обеих ее сторон сила поверхностного натяжения должна быть [c.48]

    Следовательно, энергия поверхностного натяжения между нефтью и водой должна возрасти на величину [c.49]

    Субкапиллярные трубки и промежутки имеют еще меньшие размеры они соответственно менее 0,0002 и 0,0001 мм. Жидкости по отверстиям подобного рода циркулировать не могут, так как силы сцепления и прилипания, превращаясь уже из движущего фактора в противодействующий, становятся столь значительными, что сила гидростатического давления победить их не в состоянии. Поскольку поверхностное натяжение нефти в три раза меньше, чем поверхностное натяжение воды, зависящие от этого капиллярные силы воды (сцепление и прилипание) в три раза превосходят таковые у нефти. В силу этого, если нефть сопровождается водой, то нефть займет те части пласта, которые имеют более крупные поры, а вода, наоборот, проникнет в более мелкие поры. Если мелкие капиллярные или субкапиллярные поры раньше были заняты нефтью, то при последующем доступе воды последняя может вытеснить нефть из мелких пор и занять ее место. Например, если имеются два пласта (один — глинистый, в котором мельчайшие поры заняты нефтью, а другой — перекрывающий, или подстилающий первый, песчаный, содержащий воду), то считается возможным, что нефть будет вытеснена водою из глинистого пласта в песчаный. [c.149]

    Наиболее эффективные ПАВ для добывающих скважин те, которые снижают поверхностное натяжение на границе нефть—отработанная кислота и обладают гидрофобизирующим свойство.м. [c.12]

    Изобары растворимости СО2 в воде приведены на рис. 92. Влияние двуокиси углерода на межфазное натяжение водонефтяных систем сильно зависит от наличия природных ПАВ в нефти. Для конкретных условий поверхностное натяжение может быть определено экспериментально. Значения поверхностного натяжения в системе вода—газ в зависимости от давления показаны, на рис. 93. [c.159]

    Антиклинальную теорию надо понимать как структурную теорию в том смысле, что 1) образование нефтяных залежей в земной коре приурочено к тем или иным тектоническим структурам, среди которых структуры антиклинального характера играют доминирующую роль, 2) в этих структурах вода, нефть и газ скопляются и распределяются под влиянием силы тяжести вследствие разницы в удельных весах и под влиянием капиллярных сил вследствие разницы в величинах поверхностного натяжения воды и нефти. [c.205]

    Другой физико-химический показатель эффективности действия ПАВ — косинус краевого угла смачивания со5 0 — используют при анализе тройных гетерогенных систем типа жидкость — жидкость — твердое тело, жидкость — газ — твердое тело, при процессе вытеснения нефти это система нефть — вода — горная порода. Использование параметра СО5 0 вызвано тем, что прямое измерение поверхностного натяжения твердого [c.67]

    Согласно современным представлениям о механизме вытеснения нефти ПАВ, добавляемые в нагнетаемую воду, должны 1 — способствовать смачиванию поверхности поровых каналов вытесняющей водой 2—уменьшать поверхностное натяжение на границе нефть — вода 3 — вытеснять нефть с поверхности породы 4 — диспергировать нефть в потоке воды, т. е. добавление ПАВ уменьшает капиллярное сопротивление движению водонефтяных смесей и переводит связанную с породой нефть в свободное состояние. Это достигается при адсорбции на поверхностях раздела ПАВ, которые резко снижают поверхностное натяжение системы нефть — [c.69]

    В промысловых условиях необходимо для поступающих реагентов определять растворимость в воде, поверхностное натяжение на поверхности раздела раствор ПАВ — нефть, адсорбцию на поверхности породы, а также контролировать концентрацию ПАВ в продукции добывающих скважин, главным образом в водной фазе. [c.96]

    Замена воздуха водой приводит к увеличению поверхностного натяжения за исключением ириновской нефти (см. табл. X, 1). Для туймазинской нефти поверхностное натяжение на границе с водой в диапазоне давлений от 1 до 250 кгс/см остается все время постоянным, равным 30,2 эрг/см , в то время как на границе с воздухом и азотом оно падает с 27,2 до 13 эрг/см . [c.331]

    Нефть Поверхностное натяжение, эрг/см Нефтепродукт Поверхностное натяше-вие, эрг/см  [c.45]

    Как мы считаем, за повышение добычи нефти ответственны четыре параметра 1) поверхностное натяжение 2) вязкость на границе раздела 3) заряд на границе раздела и 4) краевой угол смачивания. Установлено [8-10], что для успешного осуществления процесса третичного извлечения нефти поверхностное натяжение на границе раздела должно быть порядка 10-5 дин/см. Фостер [11], использовав капиллярное число И ). показал, что для получения большего количества нефти нужно уменьшить поверхностное натяжение в 10 ООО раз. Такие низкие поверхностные натяжения приводят к уменьшению работы деформации, необходимой для выхода капелек нефти из узкой горловины пор (рис. 4.4). Это нужно также для того, чтобы вытесненные капельки нефти, называемью нефтяными ганглиями, могли группироваться и давать нефтяную зону (рис. 4.5). Для того чтобы такое слияние могло произойти, желательна очень низкая поверхностная вязкость. Движущаяся зона сливается со все большим числом нефтяных ганглий (рис. 4.6), и происходит дальнейшее вытеснение остатка нефти в направлении эксплуатационных [c.67]

    Вода Каспийского моря обладает иизко нефтевымывающей способностью и дает на границе с активными нефтями, в условиях насыщения нефтью, поверхностное натяжение от 14 до 25 дин/см. [c.96]

    Растворенные газы (даже углеводороды) понижают поверхностное натяжение нефти [131 —132], но эффект менее значителен, и изменения, возможно, обусловлены наличием молекул растворенного газа. Этот факт имеет большое значение для промышленности, где вязкость и поверхностное натяжение жидкости могут влиять на количество нефти, извлеченной при определенных условиях. Большая часть того, что было сказано, относится к межфазному (граничному) натяжению [133—134]. В системе нефть — вода pH водной фазы окажет влияние на межфазное натяжение это изменение не велико для нефтепродуктов с высокой степенью очистки, но увеличение pH, наблюдающееся в случае плохо очищенных или слегка окисленных нефтей, вызовет быстрое уменьшение меж-фазного натяжения [134—135]. Изменение поверхностного натяжения на границе раздела нефть — щелочная вода было предложено как метод контроля для последующей очистки или окисления таких продуктов, как, например, турбинные и изоляторные масла [136—138]. В тех случаях, когда поверхностное или межфазное натяжение понижается присутствием растворенных веществ, которые имеют тенденцию образовывать поверхностную пленку, требуется некоторое время, чтобы получить конечную концентрацию и, следовательно, — конечное значение натяжения. В таких системах необходимо различать динамическое и статическое натяжения первое относится к неокисленной поверхности, имеющей [c.183]

    Поверхностное натяжение и коэффициент его зависимости от температуры для многих битумов практически одинаковы. На рис. 7 представлена зависимость поверхностного натяжения битумов от температуры для окисленных и остаточных битумов с температурой размягчения в пределах 33—85°С, полученных из разных нефтей. Полная поверхностная энергия битумов [(50- --1-55) 10 Дж/см ] примерно такая же, как и у парафиновых углеводородов, т. е. в условиях равновесия на поверхности преобладают СНз-гр Т1пы [9, 11] такая поверхность гидрофобна. [c.24]

    Следующие главы посвящены детальному изложению самого процесса возникновения нефти. Если принять во внимание, при каких условиях происходит накопление органогенного материала и его последующее изменение вплоть до образования диффузнорассеянной нефти в породах сапропелевого характера и дальнейшие процессы движения нефти в пористые пласты и в этих последних к местам окончательного ее скопления под влиянием сил поверхностного натяжения и закона тяжести (гравитационная теория образования нефтяных месторождений), перед нами предстанет единый целостный процесс возникновения нефти и образования ее скоплений в земной коре, а если сюда присоединить постоянно идущие процессы разрушения и денудации земной коры и связанные с ними процессы разрушения структурных форм, в которых собирается нефть, картина образования нефтяного месторождения дополняется и картиной его постепенного разрушения и исчезновения нефти путем постепенного ее высачива-Еия И дегазации. [c.8]

    Существенную роль играет поверхностное натяжение в образовании так называемых трехфазных эмульсий, в которых, кроме воды и нефти, имеются во взвешенном состояний кристаллики парафина, песок и глина. Если в сосуд, наполненный частью нефтью, частью водой, бросить щепотку мелкого песку или другого порошка, то часть его задерживается на границе между нефтью и водой.-Какая же сила удерживает песчинку во взвешенном состоянии и не дает ей идти ко дну Пусть какая-нибудь песчинка (фиг. 4) имеет вид чешуйки с плоскостью S и общей поверхностью 23 (пренебрегая высотой). Обозначим силу поверхностного натяжения на границе песчинки с нефтью через д, на границе с водой — через 02 з и, наконец, между нефтью и водой — через а 2- [c.48]

    Для начинающего геолога-нефтяника важно научиться различать нефтяные пленки иа поверхности воды от плепок железистых образований. И те и другие имеют радужные цвета, и многих неопытных наблюдателей это приводит к большим ошибкам. Радужные железистые пленки принимаются за нефтяные и выдаются за признаки нефти в месте их обнаружения. В силу большей величины поверхностного натяжения между поверхностью воды и воздухом, чем между поверхностью воды и нефтью, последняя разливается по ней в виде тончайшего ирризирующего слоя, непрерывность которого не удается нарушить, если мы попробуем, скажем, ударять по воде палкой. Железистые радужные пленки при ударе сейчас же разрываются и распадаются на мелкие кусочки. Этого простого приема, не говоря уже о том, что ирризирующая на поверхности В0ДЫ нефть, кроме того, имеет и свойственный ей запах, бывает достаточно, чтобы научиться различать пленки нефти на воде от пленок железистых. [c.115]

    По данным Г. Уошборна , поверхностное натяжение соленой воды некоторых нефтяных месторождений равно 79 дин1см, а пенсильванской сырой нефти уд. веса. 0,851—24 дин при 20° С, т. е. вода имеет почти в три раза большее поверхностное натяжение, чем нефть. Следовательно, и сила капиллярного притяжения воды будет в гри раза больше таковой у нефти. Вследствие этого вода гораздо легче проникает в наитончайшие поры, вытесняя оттуда и нефть и газ. Последний вытесняется без всякого сопротивления. В этом отношении весьма любопытными являются опыты Мак-Коя , помещавшего в стеклянную коробку напитанный водою слой песка В (фиг. 50), в котором находился прослой грубозернистого песка А. Над песком В был помещен слой, напитанный водою глины С, [c.187]

    Опытами установлено, что капиллярное притяжение изменяется с увеличением температуры, а следовательно, и с глубиной. При геотермическом градиенте, равном 30 л на 1° С, приблизительно на глубине в 5 тыс. м сила капиллярного притяжения уменьшится на половину в своей величине, а так как по данным ряда исследователей, например Д. В. Голубятникова, относящимся к Би-би-Эйбату, во многих нефтяных месторождениях геотермический градиент в два раза меньше нормального (для Биби-Эйбата он равен 12 м на 1° С), то указанное уменьшение произойдет в ряде случаев еще на меньшей глубине, примерно на глубине вЗ—4тыс. м. Кроме того, нужно принять во внимание, что поверхностное натяжение нефти с увеличением температуры падает медленнее, чем у воды, следовательно, на некоторой глубине силы поверхностного натяжения воды и нефти могут сравняться. У Эммонса указывается, что это произойдет на глубине 4—5 тыс. м и что на больших глубинах нефть в глинах и сланцах может находиться в диффузном состоянии, если только она не была вытеснена оттуда в пески в более ранний геологический период, когда соответствующие пласты могли залегать на меньшей глубине от земной поверхности, или же если нефть не была выжата силою давления. [c.189]

    Образование нефти совершалось во всех точках органогенного слоя, где был соответствующий материал, следовательно, нефть в этом пласте все время находилась в диффузно рассеянном состоянии. По мере того как образовавшаяся нефть выжималась в пористые породы, органогенный пласт или первично-битуминозная порода постепенно беднели органическим веществом, и к концу процесса приобрели приблизительно тот характер слабо битуминозных пород, которые мы наблюдаем теперь в глинах майкоп-, ской свиты, темно-серых глинах диатомовой свиты Бакинского района и т. п. Выжатая в рыхлую породу вместе с водою нефть первоначально образовывала с нею нераздельную смесь, и потом, вследствие разницы в удельном весе, началось разделение этих жидкостей причем, как мы уже указывали в. главе VI, в кровле песчаного пласта расположился слой нефти с газом, а нижнюю часть заняла вода. По мере того как твердела порода и становилась все более стойкой по отношению к действующим на нее силам сжатия, в процессе вытеснения нефти из глины в пески и вообще в рыхлые породы приняла участие скопившаяся в рыхлом пласте вода, которая, в, силу большой величины поверхностного натяжения по сравнению с нефтью, постепенно вытеснила ее из всех мельчайших пор. По мере нарастания мощности осадков, по мере погружения первично-битуминозной породы в более глубокие зоны земной коры приобретали в процессе нефтеобразования возрастающее значение процессы гидрогенизации, которые все более и более улучшали качество нефти. Чем глубже песок, тем лучше нефть (the deeper the sand, the better the oil), говорят американцы и не безосновательно. Конечно, условия нефтеобразования столь сложны, что эта поговорка может быть оправдана не в деталях, а только в весьма общем виде. В Калифорнии, нанример, глубокие пески содержат нефть в 28—35° Вё,- тогда как более мелкие продуктивные горизонты в тех же самых месторождениях дают нефть в 18—20° Вё. Точно так же в штате Оклахома наиболее глубокий горизонт, зале- [c.345]

    При газлифтном и компрессорном способе добычи нефти химические реагенты, подаваемые в скважину, должны способствовать повышению к. п. д. газлифтного подъемника. Структуры, обеспечивающие минимальный удельный расход рабочего газообразного агента, а следовательно, высокий к. п. д. подъемника, создаются механическим диспергированием газа в потоке добываемой нефти. Устойчивость подобных диспергированных смесей достигается добавлением пенообразующих поверхностно-активных веществ, которые формируют достаточно прочные границы раздела газ — нефть при небольших значениях поверхностного натяжения. Этот метод приемлем лишь в безводных и малообводненных (до 5%) скважинах либо, наоборот, в сильно обводненных (95 %) газлифтных скважинах. [c.29]

    Величина коэффициента вытеснения т)выт зависит от физических и химических свойств нефти, пластовой воды, газа, горной породы и вытесняющего агента. Пласт с насыщающими его флюидами представляет собой систему с развитой площадью межфазных поверхностей типа горная порода — нефть, горная порода — вода, вода — нефть и т. д. Коэффициент вытеснения повыщается с увеличением смачивающей способности вытесняющего агента поверхности поровых каналов и с уменьщением поверхностного натяжения на границе нефть — вода. Величина коэффициента контактирования Лконт зависит от геометрической конфигурации нефтяного [c.45]

    Изотермы поверхностного натяжения водных растворов НОК и КС на границе с дегазированной нефтью Кудиновского и Мелекесского месторождений Волгоградской области приведены на рис. 31. Сравнение с реагентом ОП-Ю показывает, что для достижения адекватного снижения межфазного натяжения на границе с вытесняемой нефтью водные растворы НОК и КС должны быть концентрированнее. Снижение а системы вода — кудиновская нефть в три раза обеспечивается 0,15 %-ной концентрацией ОП-10 и 1 %-ной концентрацией КС. Использование НОК и КС требует организации крупномасштабной технологии транспорта и закачки. [c.80]

    Некоторые результаты исследований влияния молекулярно-поверхно-стных свойств вытесняющей воды на нефтеотдачу показывают, что npir вытеснении нефти нз образцов с гидрофильными песками с повышением межфазного натяжения на границе вода — нефть количество остаточной нефти уменьшается, а нефтеотдача повышается (рнс. 32). При вытеснени нефти из гидрофобных песков нефтеотдача повышается при снижении межфазного натяжения (рис. 32, а). По мнению специалистов-нефтяников, порода в пластовых условиях гндрофобна. Поэтому использование ПАВ, которое неизменно снижает поверхностное натяжение, должно приводить, к снижению количества остаточной нефти. [c.82]

chem21.info

Поверхностное натяжение - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Поверхностное натяжение - нефть

Cтраница 1

Поверхностное натяжение нефти на границе с водой можно понизить путем нагнетания в пласт щелочных вод. При взаимодействии с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, щелочи способствуют образованию натриевых мыл вблизи поверхности раздела вода - нефть; некоторые мыла нафтеновых кислот являются эффективными поверхностно-активными веществами, повышающими вымывающие свойства вод. Поэтому на промыслах СССР щелочные воды, добываемые вместе с нефтью, используются для повышения нефтеотдачи. Их нагнетают в истощенные пласты, содержащие значительное количество остаточной нефти.  [1]

Поверхностное натяжение нефти на границе с карбонизированной водой ( при максимальной их карбонизации) снижается на 30 - 40 % от первоначального.  [2]

Поверхностное натяжение нефти характеризуется работой, необходимой для образования единицы новой поверхности.  [3]

Поверхностное натяжение нефти на границе с водой может быть понижено путем нагнетания в пласт щелочных вод. Взаимодействуя с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, щелочи приводят к образованию натриевых мыл вблизи поверхности раздела вода - нефть; некоторые мыла нафтеновых кислот являются эффективными поверхностно-активными веществами, повышающими вымывающие свойства вод. По этой причине на некоторых промыслах СССР, где вместе с нефтью добываются щелочные воды, они используются для повышения нефтеотдачи - путем нагнетания их в истощенные пласты, содержащие значительное количество остаточной нефти.  [4]

Поверхностное натяжение нефти и воды на границе с газом обычно составляет от 5 до 70 мНУм и уменьшается с ростом давления и температуры.  [5]

Поверхностное натяжение нефти на границе с водой резко понижается, если в ней присутствуют растворимые ПАВ и особенно нафтеновые кислоты. Понижение поверхностного натяжения способствует эмульгированию. Однако при малом поверхностном натяжении не образуются стойкие эмульсии. Многочисленные наблюдения и измерения показали, что устойчивые эмульсии характеризуются плотной упаковкой молекул, при этом пленки, покрывающие глобулы эмульсии, могут быть твердыми или жидкими.  [6]

Поверхностное натяжение нефти на границе раздела со своими парами оказывается еще меньше.  [7]

Поверхностное натяжение нефти на границе с водой почти не зависит от давления и температуры. На величину поверхностного натяжения воды на границе с нефтью значительно влияют поверхностно-активные вещества.  [9]

Поверхностное натяжение нефти характеризуется работой, необходимой для образования единицы новой поверхности.  [10]

Поверхностное натяжение нефти на границе с газовой средой изучали не только в зависимости от температуры, но и одновременно от, давления 736, используя для этого неполярное масло ( 0 51 2 эрг / см2) и следующие нефти: туймазинская, термез-ская, небитдагская.  [11]

Поверхностное натяжение нефти на границе с газовой средой зависит также от растворения части газов в нефти. Эта зависимость может быть определена при помощи величины До / АР. Чем лучше растворяются газы в нефти, тем больше величина Аа / АР. К числу газов, которые хорошо растворяются в нефти, относится метан, содержащийся в нефтеносных пластах.  [12]

Поверхностное натяжение сг нефтей на границе с водой, как правило, уменьшается, причем обычно а тем меньше, чем нефть тяжелее.  [13]

На поверхностное натяжение нефти на границе с водой в большей степени влияют поверхностно-активные вещества. Поверхностно-активными веществами в нефти являются нафта-новые кислоты, асфальтосмолистые вещества, меркоптаны, тио-фены и др., в молекулах которых атомы расположены несимметрично. Такие вещества способны адсорбироваться на поверхности раздела и снижать поверхностное натяжение.  [14]

Увеличение поверхностного натяжения нефти объясняется повышением растворимости газа в этих условиях. Это обусловлено влиянием давления на адсорбцию ПАВ, имеющихся в нефти.  [15]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Курс лекций по одноименной дисциплине, страница 30

Рисунок 5.1 - Форма капли, обусловленная

поверхностным натяжением

Поверхностное натяжение нефти на границе с водой слабо зависит от давления и температуры, но может уменьшаться с ростом давления и температуры, вследствие растворения в воде компонентов нефти. Поверхностное натяжение нефти на границе с газом уменьшается с ростом давления и температуры интенсивнее, чем для воды, в связи с большей растворимостью газа в нефти.

Смачивание и краевой угол. Величину поверхностного натяжения жидкости оценивают по величине угла  θ  касательной, проведенной к капле жидкости, у её основания, нанесенной на породу (рисунок 5.1). Чем выше смачивающая способность жидкости, тем меньше угол θ.

Угол θ служит мерой смачивания жидкостями твердого тела. Угол не зависит от величины капли и определяется молекулярными свойствами поверхности твердого тела и соприкасающейся жидкости. Высокополярные жидкости с высоким поверхностным натяжением хуже смачивают твердую поверхность. Например, ртуть смачивает только некоторые металлы; вода, кроме металлов, смачивает многие минералы. Кварц, известняк и другие нефтесодержащие породы гидрофильны (смачиваемы водой). Однако присутствие в породах нефти делает породы гидрофобными (не смачиваемыми или плохо смачиваемыми водой).

Воду в нефтепромысловой технологии применяют для вытеснения нефти. Поэтому она должна иметь высокие нефтеотмывающие свойства и хорошо смачивать породу. Величина угла смачивания зависит от механического строения поверхности, адсорбционных свойств породы, состава и свойств жидкости, загрязнения, электрического заряда. С увеличением давления и температуры угол смачивания изменяется. При этом изменения давления и температуры будут по-разному воздействовать на смачиваемость породы.

При полном смачивании при отрыве жидкости от смачиваемого тела, происходит разрыв жидкости, а не ее отрыв от поверхности. При полной несмачиваемости жидкостью поверхности тела, на отрыв жидкости не затрачивается работа. Следовательно, по величине работы, необходимой для отрыва жидкости от поверхности тела, можно судить о смачиваемости или натяжении смачивания. Такая работа носит название работы адгезии. При смачивании твердого тела жидкостью выделяется тепло, теплота смачивания.

Адгезию и теплоту смачивания определяют экспериментально.

При неустановившихся процессах на поверхности раздела фаз угол смачивания будет зависеть от направления движения и скорости в капиллярных каналах (рисунок 5.2).

При передвижении по твердой поверхности трехфазной границы раздела фаз смачиваемость характеризуют кинетическим гистерезисом смачивания (изменением угла смачивания). При вытеснении нефти водой угол  θ2   называют наступающим, вытеснении воды нефтью  –  θ1,2  отступающим. С увеличением скорости вытеснения нефти водой наступающий угол смачивания возрастает и может стать значительно больше  900 .

Гистерезис обусловлен прочностью сцепления молекул соприкасающихся фаз.

Рисунок  5.2 – Схема изменения углов смачивания при изменении

направления движения мениска в капиллярном канале

При вытеснении из пор нефти, воде приходится удалять адсорбированные твердой поверхностью породы полярные компоненты нефти, на что необходима дополнительная энергия. Это и обуславливает разность наступающего и отступающего углов.

Свойства поверхностных слоев жидкости.  Слои жидкости у поверхности раздела фаз отличаются по своим свойствам от основной массы жидкости. Это обусловлено поляризацией молекул жидкости с образованием ориентированных молекул. Эти слои отличаются структурой, плотностью, повышенной вязкостью, упругостью на сдвиг. Они могут образовывать гелеобразные структуры. В состав поверхностных слоев нефти входят нафтеновые кислоты, низкомолекулярные смолы, коллоидные частицы, микрокристаллы парафинов, частицы минеральных и углеродных суспензий.

Особые структурно-механические свойства поверхностных слоев системы учитываются  при планировании технологии вытеснения нефти водой или специальными отмывающими составами.

5.2  ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ

vunivere.ru

Поверхностно-молекулярные свойства системы пористая среда-вода-нефть. Лекция 11

ЛЕКЦИЯ 11

Поверхностно-молекулярные свойства системы пористая среда-вода-нефть

 

1. Роль поверхностных явлений при движении пластовых жидкостей

В связи с тем, что поверхность контактов жидкостей с породой и между собой в пласте очень велика, закономерности их движения тесно связаны со свойствами граничных слоев соприкасающихся фаз. С ростом дисперсности системы явления, происходящие на границах раздела фаз оказывают все большее влияние на характер движения пластовых жидкостей. Очевидно также, что важнейшую проблему увеличения нефтеотдачи пластов нельзя решить без детального изучения процессов, происходящих на поверхности раздела фаз.

 

2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры

По величине поверхностного натяжения пластовых жидкостей на различных границах можно судить о свойствах соприкасающихся фаз, о закономерностях взаимодействия жидких и твердых тел, о процессах адсорбции, об интенсивности проявления капиллярных сил и пр. Влияние температуры и давления на поверхностное натяжение жидкостей можно установить исходя из молекулярного механизма возникновения свободной поверхностной энергии и энергетической сущности поверхностного натяжения.

С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение на границе чистой жидкости с ее паром, что связано с ослаблением межмолекулярных сил. Эта зависимость определяется как

С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение на границе чистой жидкости с ее паром, что связано с                                                                    (1)

где Формула 2 и Формула 3 -  поверхностное натяжение соответственно при температуре t и 0 оС,

Формула 4 - температурный коэффициент, сохраняющий свойства константы вдали от критической температуры, 1/град.

С ростом давления поверхностное натяжение жидкости на границе с газом понижается. Причем для нефти она изменяется сложным образом, то снижаясь, то увеличиваясь с общей тенденцией к понижению. Это связано со сложным компонентным составом нефтей. Чем выше растворимость газа в нефти, тем интенсивнее снижается межфазное натяжение с повышением давления.

Межфазное натяжение слабо активных неполярных нефтей на границе с водой вообще может не зависеть от давления. При наличии в нефти водорастворимых полярных компонентов поверхностное натяжение ее на границе с водой может увеличиваться с ростом давления и температуры вследствие растворения этих компонентов в воде. При насыщении нефти газом зависимость поверхностного натяжения от давления носит сложный характер то снижаясь, то повышаясь. Это связано с изменением концентрации полярных компонентов на границах раздела фаз при растворении газа в нефти. В связи с более высокой растворимостью газа в нефти по сравнению с водой, поверхностное натяжение нефти на границе с газом изменяется интенсивнее, чем для воды. Повышение температуры сопровождается ухудшением растворимости газа и увеличением коэффициента сжимаемости нефти. Поэтому поверхностное натяжение при этом снижается. Следовательно, повышение давления и температуры оказывает противоположное влияние на характер изменения поверхностного натяжения и иногда компенсируется друг другом.

 

3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания.

Для исследования процессов взаимодействия твердых тел с жидкостями используют косвенные методы. К ним относится измерение работы адгезии, исследование теплоты смачивания и углов избирательного смачивания.

Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то под действием молекулярных сил она растечется по этой поверхности. Угол, образованный касательной к капле в точках ее периметра, зависит от поверхностных натяжений на границах раздела фаз. Из условия равновесия векторов получим

Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то под действием молекулярных сил она растечется по                                                      (2)

Величина Q, если исключить влияние силы тяжести, не зависит от размеров капли и определяется лишь молекулярными свойствами поверхности твердого тела и соприкасающихся фаз. Поэтому, исходя из теории поверхностных явлений, можно установить связь краевого угла смачивания с поверхностным натяжением между твердым телом и жидкостью. Например, поверхность должна лучше смачиваться той жидкостью, которая обладает меньшей разностью полярностей между твердым телом и жидкостью, т.е. меньшей величиной поверхностного натяжения на их разделе. Сильнополярные жидкости, т.е. жидкости с высоким поверхностным натяжением, хуже смачивают твердую поверхность, чем жидкости, обладающие низким поверхностным натяжением.

Величина угла смачивания зависит от множества факторов: механического строения поверхности, адсорбции на ней воздуха и других веществ, от ее загрязнения, электрического заряда и т.д.

Большое влияние на угол смачивания оказывают процессы адсорбции в связи с изменением химических свойств поверхности. Если при этом к поверхности ориентирована неполярная углеводородная цепь поверхностно-активных веществ, то гидрофильные радикалы (-ОН, -СООН, -СО, -СОН и др.), обращенные в сторону жидкости, способствуют смачиванию поверхности водой. При обратной ориентации поверхность гидрофобизуется.

Адсорбция полярных молекул на поверхности горных пород имеет большое значение при избирательном смачивании их водой и нефтью. Кварц, известняк и другие минералы, которыми в основном представлены нефтесодержащие породы, по своей природе в различной степени гидрофильны. Несмотря на это, все нефтесодержащие породы в значительной степени гидрофобизованы нефтью и часто очень плохо смачиваются водой, а иногда обладают устойчивой гидрофобной поверхностью.

Адгезия измеряется работой, которую необходимо совершить, чтобы оторвать твердое тело от жидкости в направлении нормали к поверхности раздела. Работа адгезии оценивается по уравнению Дюпре-Юнга

Адгезия измеряется работой, которую необходимо совершить, чтобы оторвать твердое тело от жидкости в направлении нормали к                                                               (3)

Установлено, что при смачивании твердого тела жидкостью выделяется тепло. Для пористых сред теплота смачивания изменяется в пределах 1-125 кДж/кг и зависит от степени дисперсности твердого тела и полярности жидкости. Степень гидрофильности горных пород оценивают, сравнивая теплоту смачивания керна водой с теплотой смачивания абсолютно гидрофилизованной или гидрофобизованной породы. Среднее значение теплоты смачивания нефтенасыщенных терригенных пород колеблется от 6 до 24 кДж/кг.

Вследствие влияния на свойства поверхности горных пород большого числа факторов, их избирательная смачиваемость может меняться в широких пределах. В яснополянском надгоризонте ряда месторождений Пермской области встречаются породы, поверхность которых характеризуется как гидрофобная. Как правило, они залегают вблизи от ВНК и являются, вероятно, следом некого древнего ВНК, где происходило интенсивное окисление нефти. В зонах развития таких коллекторов совершенно бесперспективным является осуществление законтурного заводнения. Зато приконтурное дает ощутимый эффект за счет отсутствия оттока нагнетаемой воды за пределы залежи. Среди коллекторов месторождений Удмуртии и Пермского Прикамья преобладают породы, характеризующиеся промежуточной смачиваемостью (углы смачивания близки к 90 градусам). В терригенном девоне, где залегают маловязкие, малосернистые нефти, коллектора более гидрофильны вплоть до преимущественно гидрофильных.

 

4. Кинетический гистерезис смачивания.

В пластовых условиях, когда жидкости неравномерно движутся в каналах фильтрации, наблюдаются неустановившиеся процессы, происходящие на поверхности раздела фаз. Угол смачивания непрерывно изменяется в зависимости от направления и скорости движения жидкостей. Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть изменение угла смачивания при движении жидкости по твердой поверхности. При этом существуют следующие общие закономерности.

Величина гистерезиса зависит от направления движения периметра смачивания, т.е. от того, происходит вытеснение воды нефтью или нефти водой. Угол, образующийся при вытеснении нефти водой, принято называть наступающим и он почти всегда больше отступающего угла смачивания, образующегося при вытеснении воды нефтью.

С увеличением скорости вытеснения нефти водой из капиллярных каналов пористой среды наступающий угол смачивания возрастает и может превысить 90о даже если в статических условиях поверхность была гидрофильной.

Причины гистерезиса еще недостаточно изучены. Наиболее вероятной считается молекулярная природа гистерезиса. Он зависит от прочности сцепления с твердой поверхностью молекул соприкасающихся фаз. При вытеснении нефти воде приходится удалять с поверхности каналов фильтрации адсорбированные молекулы полярных компонентов нефти. Поэтому возникает дополнительное сопротивление растеканию воды по поверхности. В зависимости от порядка смачивания величина этих сил сопротивления неодинакова, чем и обусловлено отличие отступающих и наступающих углов.

 

5. Свойства поверхностных слоев

Образование пристенных слоев с поляризацией молекул и их ориентацией от поверхности твердого тела во внутренние области жидкости обычно связывается с образованием сольватных слоев, состоящих из поверхностно-активных компонентов нефти. Некоторые компоненты нефти могут образовывать гелеобразные структурированные адсорбционные слои с аномальными свойствами, высокой структурной вязкостью, упругостью и механической прочностью на сдвиг. 

В состав поверхностных слоев на разделе нефть - вода входят нафтеновые кислоты, низкомолекулярные смолы, коллоидные частицы смол и асфальтенов, микрокристаллы парафина, а также частицы минеральных и углеродистых суспензий. 

Адсорбирующиеся на этой поверхности асфальто-смолистые вещества, переходящие в гелеобразное состояние, цементируют частицы парафина и минералов в единый, монолитный слой, который еще более утолщается за счет сольватизации гелей асфальто-смолистых соединений со стороны нефтяной фазы. Особые структурно - механические свойства поверхностных слоев обусловливают стабилизацию различных систем и, в частности, высокую устойчивость некоторых водонефтяных эмульсий.

 

6. Методы измерения поверхностного натяжения

Для измерения величины поверхностного натяжения на границе раздела пластовых жидкостей используются различные методы. Наиболее распространенными являются: метод вращающейся капли и метод, основанный на применении сталагмометра. Последний сильно уступает по точности и экспрессности методу вращающейся капли, но зато проще в исполнении. Сущность этого метода заключается в измерении объема капли нефти, выжимаемой через тонкий калиброванный капилляр, погруженный в воду или раствор химического реагента, предназначенного для увеличения нефтеотдачи пластов за счет снижения поверхностного натяжения нефти на границе с ним. Объем капли нефти измеряется микрометром с механической подачей поршня шприца. Время образования равновесной капли (которая самопроизвольно не отрывается от капилляра) должно составлять около 5 мин. для воды и 10-20 мин. для растворов ПАВ. Поверхностное натяжение вычисляется как

Для измерения величины поверхностного натяжения на границе раздела пластовых жидкостей используются различные методы. Наиболее распространенными являются                                                                    (4)

где Формула 8 - постоянная капилляра, определяемая при использовании жидкостей с известным поверхностным натяжением, например, бензола и дистиллированной воды.

Формула 9 - объем капли, определяемый по разности показаний шкалы микрометра.

Постоянная капилляра определяется как

Постоянная капилляра определяется как (5)                                                                          (5)

где Формула 11=34,96 мН/м - поверхностное натяжение на границе бензола и дистиллированной воды;

Формула 12 - разность плотностей воды и бензола.

При измерениях методом вращающейся капли она приобретает форму цилиндра. Когда скорость вращения достаточно высока и обеспечивается отношение Формула 13 капля хорошо аппроксимируется цилиндром с закругленными концами. В этом случае для расчета межфазного натяжения применяется формула

При измерениях методом вращающейся капли она приобретает форму цилиндра. Когда скорость вращения достаточно высока и обеспечивается                                                                      (6)

 

7. Методы измерения угла смачивания

Один из методов измерения угла смачивания основан на прямом измерении размеров капли нефти на поверхности твердого тела. Для этого кварцевую или полированную карбонатную пластинку, или пластинку, выпиленную из образца керна, помещают в воду или раствор того или иного химического вещества, а снизу подводят каплю нефти. Сразу после нанесения капли на пластинку определяется диаметр ее посадочной площадки и высота. Измерения повторяются через 5 и 30 минут и, если они остаются неизменными, принимаются для расчетов. Расчет угла смачивания производится по формуле

Один из методов измерения угла смачивания основан на прямом измерении размеров капли нефти на поверхности твердого                                                                     (7)

где h - высота капли, d - диаметр посадочной площадки.

где h - высота капли, d - диаметр посадочной площадки. (8)                                                                    (8)

Недостатком метода являются статические условия измерения, пропитка нефтью пористого образца, что влияет на точность измерений, несоответствие материала реальной породе (в случае использования кварцевой пластинки).

Приблизительную оценку угла смачивания можно осуществить расчетным способом по формуле

Приблизительную оценку угла смачивания можно осуществить расчетным способом по формуле (9)                                                             (9)

где  (9)где - капиллярное давление - капиллярное давление

Формула 19 - проницаемость

Формула 20 - параметр пористости

Формула 21 - остаточная водонасыщенность

Чаще всего измеряют показатели интегральной смачиваемости, определяемые, например, по результатам центрифугирования изучаемых образцов, насыщенных пластовыми жидкостями.

В этом случае показатели смачивания характеризуют конкретный объект, но их трудно связать с углом смачивания.

wudger.ru

Поверхностное натяжение - нефтепродукт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Поверхностное натяжение - нефтепродукт

Cтраница 1

Поверхностное натяжение нефтепродуктов и углеводородов на границе с воздухом и водой колеблется в пределах 20 - 50 дн / см. Отмечено, что ароматические углеводороды характеризуются меньшей величиной а, чем парафиновые того же молекулярного веса.  [1]

Поверхностное натяжение нефтепродуктов имеет большое значение при применении смазочных масел и керосина, распылении топлива в форсунках, а также при разрушении эмульсий.  [2]

Зависимость поверхностного натяжения нефтепродуктов от температуры описывается выражением О ( ст27з - ( Т-273) - 10, где Т - температура, К.  [3]

В значительной степени поверхностное натяжение нефтепродуктов зависит от их химического состава. Нафтеновые углеводороды занимают промежуточное положение. Из нефтепродуктов наименьшее поверхностное натяжение имеют авиационные бензины, наибольшее - смазочные масла.  [5]

В значительной степени поверхностное натяжение нефтепродуктов зависит от их химического состава. При одинаковом числе углеродных атомов в молекуле наибольшим поверхностным натяжением обладают ароматические углеводороды, наименьшим - парафиновые. Нафтеновые углеводороды занимают промежуточное положение. Из нефтепродуктов наименьшее поверхностное натяжение имеют авиационные бензины, наибольшее - смазочные масла.  [7]

При увеличении температуры надслоевого пространства уменьшается поверхностное натяжение нефтепродукта, утонынаются пленки, облегчается их разрыв и вынос брызг из пены. Вынос брызг осуществляется также под действием барботажного агента, причем скорость его ограничена из-за возможности механической неполноты сгорания.  [9]

Для этого следует измерять при 20 поверхностное натяжение данного нефтепродукта ( или для вязких битумов и минеральных масел его раствора в очищенном неполярном керосине) на границе с водными растворами щелочи различных концентраций от 0 ( чистая вода) до 0 001 N-001 N NaOH. При этом о-12 очень чувствительно к малейшим следам полярных примесей.  [10]

Действительно, данные табл. 146 показывают, что снижение поверхностного натяжения нефтепродукта на границе с водой прежде всего возрастает по мере накопления в поверхностном слое эмульгатора - нафтенового мыла. Одновременно из той же таблицы видно, что при одной и той же концентрации мыла снижение поверхностного натяжения для системы бензин - вода является наибольшим.  [11]

Способность же нефтепродуктов эмульгировать с водой или водными растворами щелочей в значительной степени зависит от поверхностного натяжения нефтепродуктов на границе с указанными жидкостями.  [12]

При работе с пипеткой Доннана-Гурвича конец капилляра погружают в среду, на границе с которой определяют поверхностное натяжение нефтепродукта, и измеряют объем 100 капель этого продукта, вытекающего из капилляра со скоростью одна капля в минуту.  [13]

Этим прибором, как и другими приборами, основанными на принципе-капельного метода, целесообразно пользоваться для измерения поверхностного натяжения нефтепродуктов только на границе с жидкой фазой, например с водой или водными растворами щелочей.  [14]

Измерение поверхностной активности и свободной поверхностной энергии ( см. Поверхностное натямсе-ние) в особенности на границе двух анти-полярных жидкостей ( вода - углеводород) может с успехом применяться как чувствительный метод физико - химического анализа в различных областях техники. Для этого следует измерять при 20 поверхностное натяжение данного нефтепродукта ( или для вязких битумов и минеральных масел его раствора в очищенном неполярном керосине) на границе с водными растворами щелочи различных концентраций от 0 ( чистая вода) до О. При этом т1г очень чувствительно к малейшим следам полярных примесей.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

6.2. Поверхностное натяжение

Поверхностное натяжение связано с такими понятиями как свободная энергия поверхностного слоя жидкости, работа поверхностного натяжения, сила поверхностного натяжения и

Поверхностное натяжение () характеризует избыток свободной энергии сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз:

Е =   S, (6.1)

где  – поверхностное натяжение;

S – суммарная поверхность двух фаз.

Поверхностное натяжение характеризует работу, образования 1 см2 новой поверхности в изотермических условиях:

A =   S. (6.2)

Поверхностное натяжение характеризует силу, действующую на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания):

, (6.3)

где – 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  зависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов.

Влияние температуры и давления на поверхностное натяжение  можно установить исходя из молекулярного механизма возникновения свободной поверхностной энергии и энергетической сущности поверхностного натяжения.

С увеличением давления  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. 6. 1).

Рис. 6.1. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского

месторождения от давления на границе с метаном: 1. – Т = 20єС; 2. – Т = 60єС; 3. – с этан-пропановой смесью

Однако, количественные изменения зависят от многих дополнительных факторов: химического состава нефти, состава газа (рис. 6.1, 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  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. 6.2) 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. 6.2. Зависимость поверхностного натяжения нефти Туймазинского месторождения на границе с водой от давления

при Т = 20єС

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. 6.3). Это обусловлено изменением концентрации полярных компонентов в поверхностном слое нефти при растворении в ней газа.

Величина  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. 6.3. Зависимость поверхностного натяжения нефти Небитдагского месторождения от давления на границе с водой

при Т = 20єС:

1. – при насыщении обеих фаз метаном;

2. – при насыщении обеих фаз этан-пропановой смесью

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.

studfiles.net


Смотрите также