Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 [ 5 ] 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94

в случае гранулометрического анализа пород с большим диапазоном между максимальным и минимальным размерами частиц для построения суммарной кривой наиболее удобна полулогарифмическая сетка (см. рис. 2), позволяющая избежать чрезмерной растянутости графика. По кривым, изображенным на рис. 1 и 2, можно

% 80 ВО 40 20 О

0.S5 ejS 9,25 d

Рис. 1. График гранулометрического состава пород в обычных координатах

Рис. 2. График гранулометрического состава пород в полулогарифмических координатах

определить содержание в породе любых фракций. Для этого необходимо для данной фракции частиц взять разность ординат соответствующих точек суммарной кривой.

Другой способ графического изображения гранулометрического состава состоит в том, что в прямоугольной системе координат строят кривую распределения частиц по размерам (рис. 3). Для построения этой кривой на оси абсцисс откладывают диаметр частиц, а на оси ординат - относительное содержание (в процентах) данной фракции в исследуемой породе. При этом каждую фракцию представляют в виде прямоугольника, основанием которого служит разность между максимальным и минимальным размерами частиц в данной фракции, а высотой - их процентное содержание в породе.

Если за коэффициент неоднородности гранулометрического состава терригеиной породы приняты соотношения по Газену, то на восходящей части кривой (см. рис. 1) необходимо вначале нанести точку, соответствующую по ординате 60% (на оси абсцисс ей будет соответствовать в данном случае диаметр частйц, равный 0,1125 мм), а затем на этой кривой на высоте, соответствующей отрезку по ординате 10%, поставить вторую точку (на

о 0,01

0,10 0,20 d

Рис. 3. Кривая распределения частиц по размеру

оси абсцисс этой точке соответствует диаметр частиц около 0,075 мм). Отношение 0,1125 : 0,075 = 1,5 и есть искомый коэффициент неоднородности гранулометрического состава.

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ПОРОД

Степень дисперсности нефтесодержащих пород характеризуется не только гранулометрическим составом слагающих их частиц, но и удельной поверхностью, под которой понимают суммарную поверхность частиц, содержащихся в единице объема образца. Чем больше в породе мелких частиц, тем больше ее удельная поверхность. Так, наибольшую удельную поверхность имеют пелитовые породы, несколько меньшую - алевриты и еще меньшую - псаммиты. Согласно принятой выше характеристике псаммитов, алевритов и пелитов их удельная поверхность в предположении, что частицы имеют сферическую форму, сострвляет (в см/см») [111]:

псаммиты................менее 950

алевриты................ 950-2300

пелиты.................более 2300

В тех случаях, когда содержание фракций, характеризующих псаммиты, алевриты и пелиты, не достигает 50%, породы этой группы имеют удельную поверхность 900-2100 см/см». Таким образом, породы четвертой группы по удельной поверхности полностью относятся к алевритам и обладают в основном присущими им свойствами. Поэтому по удельной поверхности классификацию пород можно ограничить только тремя группами, если группу алевритов не подвергать дополнительному дроблению вследствие большого диапазона колебаний ее удельной поверхности. Не исключена возможность, что более дробное деление группы алевритов представляет практический интерес, поскольку большая часть нефтегазосодержащих пород по удельной поверхности относится к алевритам.

Однако удельная поверхность, как и гранулометрический состав, может характеризовать степень дисперсности пород, когда они не сцементированы или слабо сцементированы. В сцементированных породах удельная поверхность преимущественно зависит от последствий вторичных процессов и прежде всего от обусловленного ими характера распределения и строения пустот. В этом случае некоторые пустоты могут оказаться изолированными от поверхности исследуемого образца и не участвовать в определении удельной поверхности адсорбционными и фильтрационными методами. Других способов определения ее при наличии замкнутых пустот в пористой среде пока не имеется. Определение полной удельной поверхности пористых или кавернозных пород с замкнутыми пустотами представляет нерешенную проблему. Между тем решение ее в ряде случаев не лишено практического смысла, в частности при исследованиях теплообмена в коллекторах нефти и газа, особенно при термическом воздействии на нефтяные пласты.

Емкость пустот, связанных с наружной поверхностью пористого тела, независимо от степени их проточиости, характеризуется в неф-

тяной практике коэффициентом открытой пористости (см. гл. II). В эту емкость входят также тупиковые пустоты как в самой породе, так и в составляющих ее частицах и цементе. В соответствии с этим удельную поверхность пустот, связанных с наружной поверхностью пористой среды, целесообразно именовать «открытой» вместо «внешней», как это принято И. Г. Гуревичем и др. [52].

При течении жидкостей и газов в пористой среде в соответствии с законом Пуазейля в процессе принимает участие только часть пустот, связанных с наружной поверхностью. Тупиковые и субка-пиллярпые пустоты в нем обычно участия ие принимают. Согласно этому пустоты, сообщающиеся наружной поверхностью пористой среды, разделяют на проточные и непроточные. Следовательно, непосредственное соприкосновение движущегося потока жидкостей или газов в пористой среде происходит только с поверхностью проточных пустот, характеризующих эффективную пористость. Поэтому в процессах, так или иначе связанных с впутренией поверхностью твердой фазы, при фильтрации должна учитываться удельная поверхность проточных пустот, которая по аналогии с соответствующей пористостью может именоваться эффективной удельной поверхностью.

Таким образом, при изучении удельной поверхности горных пород ее следует разделять иа полную, открытую и эффективную. При отсутствии в породах изолированных пустот открытая удельная поверхность одиовремеппо является и полной.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТКРЫТОЙ УДЕЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИ

Для определения удельной поверхности пористых сред широкое применение получил метод Б. В. Дерягина [57, 61, 197], основанный на зависимости (2) между удельной поверхностью, пористостью, градиентом давления, температурой, молекулярной массой газа и скоростью движения его в пористой среде при киудсеновском режиме течения газа, условия которого подробно изложены в главе IV. Здесь лишь укажем, что это такое течение разреженного газа, при котором средняя длина пробега его молекул сравнима с диаметром поровых каналов.

~ 13 F nMRT 1~ Д

где Q - расход газа через единицу поверхности пористой среды, моль/(с -см); гпо - коэффициент открытой пористости; s - открытая удельная поверхность, см/см*; М - средняя молекулярная масса воздуха, равная 29,3; R - ушшерсальиая газовая постоянная,

эрг/(моль-град); Г - абсолютная температура опыта; К; -

градиент давления, (дии/см)/см.

Для определения удельной поверхиостп пористых тел по этому методу Б. В. Дерягиным предложен прибор, схематически изобра-жеппый иа рис. 4. В трубку 9 помещают исследуемый порошкообраз-