Cтраница 1
Пленки связанной воды повышают межчастичное сцепление пород нефтегазоносного пласта и, следовательно, в отличие от остальной массы воды и нефти, насыщающих пласт, действуют в направлении повышения их механической прочности. [1]
Толщина пленки связанной воды при максимальной молекулярной влагоемкости составляет не менее 0 005 - 0 01 мкм, что соответствует примерно 20 - 40 диаметрам молекул воды. [2]
В состоянии покоя пленки связанной воды твердеют, превращаясь в студнеобразную массу, а при динамической нагрузке становятся жидкими; при прекращении действия нагрузки глинистый грунт вновь отвердевает. [3]
Таким образом, толщина пленок связанной воды в месте контакта частиц определяется взаимным влиянием двух противоположно действующих факторов - прижимающих и адсорбционных сил. Следовательно, при контактировании трубы с коркой имеет место в основном структурно-адсорбционная деформация. [4]
В качестве поверхностной фазы в них выступает пленка связанной воды, характеризующаяся средними эффективными физико-химическими параметрами. При двух поверхностных фазах пленка связанной воды представляется в виде двух поверхностных компонентов - слоев прочно и рыхло связанной воды. [5]
Капиллярная модель позволяет также количественно оценить толщину пленки связанной воды по данным лабораторных исследований коллекторских свойств. В соответствии со значениями толщины пленки связанной воды породы могут быть разделены по степени гидрофильности на три класса: гидрофильные, частично гидрофобные, гидрофобные коллекторы. [6]
Холодная зона ( зона конденсата; характеризуется наличием неподвижной пленки связанной воды, неподвижной остаточной нефти и движущейся смеси конденсата и нефти; горячая зона - только одной движущейся газовой фазой - водяным паром. Здесь отсутствует не только нефть, но и связанная вода, которая переходит в пар. Очевидно, при условиях, необходимых для существования пара, связанная вода будет испаряться. [7]
Затем было установлено, что, несмотря на присутствие пленки связанной воды на поверхности емкостного пространства коллектора, в пределах нефтяных залежей характер поверхности может со временем изменяться вследствие адсорбции частично растворенных в воде нафтеновых кислот и других полярных компонентов, содержащих кислород, серу и азот, присутствующих в нефти и конденсате. Они могут диффундировать через пленку воды, вытесняя ее из активных центров адсорбции, и адсорбироваться на поверхности емкостного пространства. В результате адсорбции угол смачивания, характеризующий адгезию, увеличивается и поверхность пор или трещин начинает лучше смачиваться нефтью, чем водой. [8]
Метод растирания основан на физическом представлении о том, что пленки связанной воды, окружающие грунтовые частицы, могут оказывать расклинивающее действие на микроагрегаты глинистых грунтов. Присутствие Na-иона в обменном состоянии, увеличивающее толщину пленок связанной воды, способствует этому расклинивающему действию. Поэтому если в глине содержался обменный Na в значительном количестве, то для приготовления суспензии достаточно было одного растирания. В качестве таких диспергатов можно применять растворы пирофосфата натрия, жидкого стекла и соды. [9]
Замена пресного раствора на минерализованный приводит к заметному уменьшению толщины пленки связанной воды и, следовательно, к уменьшению суммарного объема этой воды с резко заниженным значением диэлектрической проницаемости, что и является причиной роста енп с увеличением минерализации раствора, насыщающего их поровое пространство. [10]
Повышение проницаемости при замене пресной воды на минерализованную обусловлено изменением толщины пленки связанной воды, которая зависит от минерализации жидкости и поверхностной энергии минерального скелета. [11]
Первая группа пород представлена песчаниками с небольшим количеством карбонатного материала, ABC этих пластов обусловлено разрывом сплошности пленки связанной воды ввиду высокой их нефтенасыщенности. Отмеченная группа пород занимает около 20 % объема пород-коллекторов терригенной толщи нижнего карбона. [12]
Казалось бы, что вода, насыщающая емкостное пространство песчаных и карбонатных коллекторов, играет роль смачивающей фазы и способствует миграции нефти и углеводородных загрязнителей по пленкам связанной воды. На основе такого умозаключения в начальные этапы развития нефтегазовой геологии практически все породы, слагающие нефтегазоносные резервуары, предположительно относились к классу гидрофильных. [13]
В процессе воздействия соляной кислоты в призабойной зоне как нагнетательных, так и добывающих скважин возможны также следующие отрицательные явления: растворение глинистого цемента на контакте зерен, утолщение пленки связанной воды за счет нейтрализованного раствора соляной кислоты. Первое ослабляет механическую прочность породы, способствует ее разрушению и выносу при отборе жидкости. Второе снижает эффект увеличения проницаемости. [14]
Отсюда можно сделать вывод, что для понимания процессов фильтрации сопоставление общего количества - связанной воды с С-потенциалом не может привести к положительным результатам, так как совершенно неясен характер изменения толщины пленки плотно связанной воды в зависимости от С-потенциала. [15]