Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Коэффициент вытеснения нефти водой


О возможном значении коэффициента нефтеотдачи при вытеснении нефти водой

из "Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами"

Правильное определение коэффициента нефтеотдачи пластов имеет большое значение для совершенствования теории и практики разработки залежей. Поэтому во всех случаях необходимо объективно определять фактически достигнутый коэффициент нефтеотдачи с максимальным приближением к его истинному значению. Исследование этой задачи имеет важное значение в развитии методов количественной оценки остаточной нефти в длительно разрабатываемых залежах по формам их нахождения. Решение этой задачи позволило бы более обоснованно выбрать методы увеличения нефтеотдачи в конкретных геолого-физических условиях. [c.26] Известно, что при вытеснении нефти водой на значение нефтеотдачи оказывают существенное влияние капиллярные силы, отношение вязкости нефти и воды, фазовые проницаемости и т. д. При некотором обводнении пористой среды, степень которого зависит от различных факторов, фазовая проницаемость для нефти равна нулю. Очевидно, этим и объясняется конечное значение коэффициента вытеснения для кернов. Лабораторными исследованиями установлено, что в любом макронеоднородном пласте коэффициент вытеснения нефти водой колеблется в пределах 65—80%, составляя в среднем 73%. [c.26] В связи с этим представляет теоретический и практический интерес рассмотрение задачи о максимально возможной нефтеотдаче однородного пласта, близкого к реальным условиям по своим параметрам и свойствам насыщающих жидкостей и характеру процесса вытеснения. [c.27] Для вывода соответствующих зависимостей конечной нефтеотдачи от физических свойств пористой среды и насыщающих ее жидкостей, а также от параметров вытеснения нефти водой обратимся еще раз к теории фильтрации двух несме-шивающихся жидкостей Бакклея — Леверетта. [c.27] При движении воды в нефтяную зону часть нефти вытесняется впереди фронта вытеснения, вследствие чего уменьшается нефтенасыщенность заводненной зоны пласта. Дальнейшее вытеснение приводит к уменьшению нефтесодержания пласта позади фронта вытеснения. При пропускании достаточно большого объема воды через поровое пространство водонасыщенность возрастает настолько, что фазовая проницаемость для нефти становится равной нулю. [c.28] Из формулы (1.35) видно, что водонасыщенность струи жидкости в любом сечении, перпендикулярном к движению, определяется вязкостным и гравитационным градиентами давления. Причем гравитационный и капиллярный градиенты давления имеют противоположные знаки и противодействуют друг другу. Так, например, увеличение угла наклона пласта при прочих равных условиях должно приводить к уменьшению содержания воды в потоке жидкости при одинаковых водонасыщенностях. [c.29] Для рассмотрения поставленной задачи будем пренебрегать капиллярным градиентом давления, что, очевидно, приведет к некоторому повышению водонасыщенности и увеличению нефтеотдачи. При этом предположим, что наклон пласта отличен от нуля. Последнее предположение противоположно первому, и в конечном счете пренебрежение капиллярным эффектом несколько скомпенсируется. [c.29] При решении уравнения (1.37) необходимо знать аналитическую зависимость между функцией водосодержания потока жидкости ге (5з) и водонасыщенностью пористой среды, т. е. [c.29] Эксплуатационные объекты нефтяных месторождений крайне разнохарактерны. Породы-коллекторы нефти разнятся по гранулометрическому составу, пористости, карбонатности, проницаемости, содержанию глинистых частиц с неодинаковой степенью гидратируемости. [c.30] Нефти различных месторождений характеризуются различным химическим составом и физическими свойствами. Вязкость нефтей в пластовых условиях весьма различна — от 0,5 до 100 мПа с и более. Содержание в нефтях полярных компонентов, обусловливающих в значительной мере показатели процесса вытеснения нефти водой, изменяется в широких пределах. [c.30] Таким образом, физическая и физико-химическая характеристики пород, слагающих нефтяные пласты, и насыщающих их жидкостей отличаются большим многообразием. Поэтому найти универсальные формулы для определения относительных фазовых проницаемостей для коллекторов и жидкостей всех типов не представляется возможным. Тем не менее, для песчаных коллекторов такие приближенные зависимости существуют. Наличие и использование таких зависимостей, хотя и ограниченных условиями экспериментов, позволяет яснее представлять процессы вытеснения нефти нагнетаемой водой. [c.30] Для определения характера изменения насыш,енности по длине пласта и ее количественной оценки необходимо в (1.37) найти значение функции водонасыш енности (1.36) по S , т. е. (SJ. [c.31] Функция п (8 (1.36) характеризует не только изменение водонасыщенности потока жидкости в любом сечении пласта с известной водонасыщенностью но и определяет значение и скорость обводнения продукции скважин. Поэтому значения этой функции изучались более детально путем проведения многочисленных расчетов при различных значениях динамической вязкости нефти и коэффициента проницаемости пористой среды. На рис. 1.2 построены графики функции п (8 ) при различных значениях отношения вязкости воды к вязкости нефти. Из графиков видно, что на характер роста обводненности добываемой нефти в значительной степени оказывает влияние значение соотношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей. [c.31]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Коэффициент - нефтевытеснение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Коэффициент - нефтевытеснение

Cтраница 1

Коэффициент нефтевытеснения характеризует эффективность вытеснения нефти водой в зоне, промываемой водой. Факторами, влияющими на коэффициент нефтевытеснения, являются соотношение вязкостей нефти и воды, неоднородность пористой среды и избирательная смачиваемость.  [1]

Коэффициенты нефтевытеснения композиционной системы, состоящей из НПАВ и каустической соды, достигают 16 - 18 % из проточной части карбонатного пласта и 19 7 - 21 5 % из матричной, и существенно зависят от концентрации НПАВ и остаточной нефтенасыщенности.  [2]

Данные по приросту коэффициента нефтевытеснения при текущей неф-тенасыщенности, равной 0 2 и отчасти ( при низкой обводненности) 0 3, соответствуют закачке химреагента в действующие нагнетательные скважины. Значения текущей нефтенасыщеиности 0 4 и выше характерны для зон с низким охватом, определяемым имитационным моделированием при любой обводненности продукции. Применение химреагента при более высокой нефтенасыщенности позволяет существенно увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения.  [3]

Аналогичная рассмотренной зависимость прироста коэффициента нефтевытеснения от текущей нефтенасыщенности при одинаковой обводненности продукции прослеживается и при моделировании нефтевытеснения с использованием других химпродуктов и систем, применяемых для повышения нефтеотдачи пластов. Конкретная величина минимального различия в нефтенасыщенности должна обосновываться для каждого метода повышения нефтеотдачи пластов и объекта его применения отдельно с учетом данных экономических расчетов.  [4]

По данным лабораторных исследований, коэффициент нефтевытеснения при заводнении мицеллярными растворами составляет 80 - 98 %, что на 20 - 40 % выше по сравнению с заводнением.  [5]

В табл. 3.35 показан прирост коэффициента нефтевытеснения после закачки системы алюмохлорида со ЩР.  [6]

Коэффициент нефтеотдачи пластов определяется по величине коэффициента конечного нефтевытеснения с учетом коэффициента охвата зависящего от системы разработки месторождения.  [7]

Увеличение темпа закачки в наклонном пласте уменьшает коэффициент нефтевытеснения. Однако наклон пласта благоприятно сказывается на величине коэффициента охвата, препятствуя растеканию закачиваемой воды по подошве пласта.  [8]

Показано, что исследуемые жидкости позволяют увеличить коэффициент нефтевытеснения на 6 - 7 % по сравнению с подрусловыми водами. На основании проведенных исследований даются рекомендации для их практического использования.  [9]

Результаты опытов наносятся на график в координатах коэффициент нефтевытеснения - концентрация раствора. С использованием такого графика и теоретических расчетов устанавливается оптимальная концентрация раствора агента.  [10]

Результаты опытов наносятся на график в координатах коэффициент нефтевытеснения - концентрация раствора. С использованием данного графика и теоретических расчетов устанавливается оптимальная концентрация раствора агента.  [11]

Наличие такой дифференциации свойств по смачиваемости и коэффициенту нефтевытеснения системы порода - пластовая вода - пластовая нефть связывают главным образом с неодинаковой адсорбционной способностью скелета породы.  [12]

Меньшие по размеру оторочки удерживаются в пласте, при этом коэффициент нефтевытеснения снижается. Таким образом, математическая модель мицеллярно-полимер-ного заводнения, основанная на применении уравнений механики многофазной многокомпонентной фильтрации в пористой среде, дает возможность удовлетворительно описать главные особенности процесса. Следует иметь в виду, что именно в экспериментах в лабораторных условиях на сравнительно малых длг. L - ОД-10 м), когда времена процесса малы ( t - 0 1 - 1.0 ч), могут сказаться эффекты неравновесности перехода неподвижных фаз в подвижные.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Коэффициент вытеснения нефти водой по Donaldson”у

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 1

Исследование смачиваемости жидкости на поверхности твердого тела оптическим методом

ТЕОРИЯ СМАЧИВАЕМОСТИ

Нефтяные дисперсные системы типа «жидкость-твердое тело» представляет собой напластование из осадочных пород в виде тела с огромным скоплением капиллярных каналов и трещин, заполненных флюидами, удельная поверхность которых очень велика. Поэтому закономерности движения углеводородов в пласте и их вытеснение из пористой среды существенно зависят от свойств пограничных слоёв соприкасающихся фаз и процессов, происходящих на поверхности контакта нефти, газа и воды с породой.

Физико-химические свойства поверхностей раздела фаз и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей – поверхностнымнатяжением на границе раздела фаз, явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотой смачивания.

Поверхностное натяжение s - это работа А обратимого изотермического процесса образования единицы новой площади S поверхности раздела фаз при постоянстве давления и химических потенциалов компонентов.

.

Поверхностное натяжение в энергетической форме имеет размерность Дж/м2. Зависимость поверхностного натяжения от рода флюидов, минерализации, их состава, давления и температуры носит сложный и неоднозначный характер.

В случае чистой однородной жидкости на границе с паром при повышении температуры происходит снижение поверхностного натяжения, что связано с ослаблением действия межмолекулярных сил с ростом температуры. Эта зависимость определяется следующей формулой:

,

где: σo, σt – поверхностные натяжения системы при температурах 0оС и t; γ –температурный коэффициент поверхностного натяжения: ртуть-0.00035 1/оС; вода-0.002 1/оС. Поверхностное натяжение жидкостей на границе с дистиллированной водой составляет: для керосина при 20оС составляет 48.3 мН/м, для бензина - 48 мН/м, для толуола – 36.2 мН/м, для бензола – 35.0 мН/м.

Смачиваемостьюназывается совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – не смешиваемые жидкости или жидкость и газ. Смачиваемость проявляется в способности жидкости энергетически взаимодействовать с твердой поверхностью с образованием поверхностных структурированных слоев. Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачиванияQ, образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью (рис. 1).

Рис.1. Форма капли, обусловленная поверхностным натяжением на различных границах соприкасающихся фаз

Краевой угол Q измеряется в сторону от менее полярной к более полярной фазе (в данном случае в сторону воды). Принято условно обозначать цифрой 1 водную фазу, цифрой 2 – углеводородную жидкость или газ, цифрой 3 – твёрдое тело. Угол смачивания определяется по уравнению Юнга:

,

где: s2,3 - межфазное натяжение на границе "нефть - порода", s1,3 - межфазное натяжение на границе "вода - порода", s1,2 - межфазное натяжение на границе "вода нефть", q - угол смачиваемости породы.

Когезия Wк- работа, необходимая для разрыва однородной объемной фазы (преодоление сил сцепления между молекулами) при образовании поверхности раздела.

Силы когезии определяют существование веществ в конденсирован-

ном состоянии. Количественную характеристику сил когезии и адгезии по-

лучают, оценивая работу, совершаемую против действия этих сил.

Работа когезии (Wc) численно равна затрате энергии на разрыв тела

(обратимо и изотермически) по сечению, равному единице площади. Пусть

имеем столбик жидкости с единичной площадью сечения (рис. 2. а). При

    Рис.2 К определению понятий работа когезии и работа адгезии  

разрыве столбика затрачивается энергия на разрыв межмолекулярных связей,

равная избытку свободной энергии образовавшихся двух новых поверхностей и отсюда Wc=2σЖГ. Так как когезия отражает внутримолекулярное взаимодействие внутри гомогенной фазы, то ее также характеризуют и другие параметры: энергия кристаллической решетки,энергия парообразования, внутренне давление и т.д.

Адгезия (прилипание)Wа- работа, необходимая для разрыва разнородного межфазного слоя (вода-порода) при образовании новых поверхностей раздела.

Работу адгезии (Wа) характеризуют затратой энергии на разрыв ад-

гезионного контакта в расчете на единицу площади. В этом случае при раз-

рыве адгезионного контакта жидкости и твердого тела (рис.2. б) образуют-

ся две единичные новые поверхности раздела обеих фаз со средой, но исчезает поверхность раздела между ними, поэтому для системы Т/Ж будем иметь выражение, называемое уравнением Дюпре :

Wа = σТГ + σ ЖГ - σТЖ.

Если расписать уравнение Дюпре с учетом уравнения Юнга, то получим уравнение Дюпре – Юнга, котороехарактеризует угол смачивания через работу адгезии Wa и когезии Wк:

.

Если угол 90 > Q > 0 – острый (наступающий), то поверхность хорошо смачивается водой и называется гидрофильной.

Если угол 90 > Q >180 – тупой (отступающий), то поверхность плохо смачивается водой и называется гидрофобной.

К гидрофильным поверхностям относятся силикаты, карбонаты, окислы железа. К гидрофобным поверхностям – парафины, жиры, воск, чистые металлы.

Смачиваемость поверхности пород непосредственно влияет на эффективность практически всех известных технологий разработки месторождений углеводородного сырья с использованием заводнения. Смачиваемость влияет на фазовые проницаемости, адсорбцию полярных компонентов нефти, капиллярное давление, остаточную водо- и нефтенасыщенность, охват пласта заводнением, коэффициент вытеснения и коэффициент извлечения нефти. На рис.3 приведен график влияния смачиваемости на коэффициент вытеснения.

Рис.3. Влияние смачиваемости поверхности пород на

коэффициент вытеснения нефти водой по Donaldson”у

Смачиваемость влияет на образование тонких поверхностных пленок при окраске, нанесении защитных слоев.

Смачиваемость определяется методами подвижной капли, пластин Вильгелми, Амотта, USBM (метод Горного бюро США), ЯМР, относительных фазовых проницаемостей, изотермической сушки, удельной теплоты смачивания и по ОСТу, а также визуальными оптическими методами наблюдения геометрической формы капель.

Смачиваемость водой понижается с увеличением вязкости нефти, газонасыщенности, минерализации воды, содержания в воде ионов хлора, кальция, магния, брома.

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

Для выполнения работы необходимы:

Микроскоп с окуляром, снабженным измерительной шкалой

Тонкий стеклянный капилляр D=4.5 мм с грушей

Микрошприц с иглой

Дистиллированная вода

Трансформаторное масло

Бюксы для хранения воды и масла

Фильтровальная бумага

Цель работы- визуально определить кривизну менисков при контакте жидкой и твердой фаз и определить краевой угол смачивания на границе контакта полярной и неполярной фаз.

Перед выполнением работы необходимо изучить по паспорту конструкцию бинокулярного или монокулярного микроскопа, его технические характеристики, порядок подготовки к работе и проведению исследований.

Часть 1.Берем сухой чистый капилляр. Предварительно грушей создаем разряжение и опускаем капилляр открытым концом в дистиллированную воду. Засасываем в капилляр небольшое количество воды так, чтобы по длине капилляра образовалась протяженная капля с двумя четкими менисками на концах (рисунок 1).

Рисунок 1

Далее необходимо включить микроскоп, установить капилляр на диск-подставку так, чтобы капля находилась в центре диска. Выбрать самый короткий объектив 4/0,10, для чего повернуть револьверную головку микроскопа так, чтобы объектив оказался в центре напротив пучка света. Регулировочными винтами подвижного столика микроскопа подвести каплю к световому потоку под объектив и навести на резкость полученную картину мениска жидкости в капилляре. Для получения более контрастной картины необходимо регулировать яркость света или прикрыть диафрагму под столиком. Количественное измерение размеров микрообъектов проводят с использованием встроенной в окуляр линейной шкалы. Шкала представляет из себя 10 больших делений или 100 малых делений. Цена малого деления шкалы в абсолютных размерах зависит от типа объектива и коэффициента увеличения. В таблице 1 приведены данные по каждому типу объектива.

Таблица 1. Характеристики рабочих объективов микроскопа

Тип объектива Маркировка объектива Увеличение Цена малого деления (К) шкалы микроскопа, мкм
4/0,10 Красная полоса
10/0,25 Желная полоса
40/0,65 Синяя полоса 2,5

Для измерения линейных размеров объекта необходимо поворотом окуляра совместить сетку шкалы с измеряемым отрезком-текущей высотой hi сферического сегмента от линии d до линии L мениска на рис.2 и подсчитать количество малых делений шкалы N, покрывающих этот отрезок. Расчет линейных размеров hi проводится по формуле:

hi=K*N,

где К –цена малого деления шкалы для выбранного объектива из таблицы 1.

Для определения точной формы мениска необходимо провести 4-5 измерений высоты мениска в различных точках окружности. Данные измерений записать в таблицу 2.

Таблица 2. Измерение формы мениска сферического сегмента

N п/п Тип объектива Коэфф. К, мкм Число малых делений шкалы, ед. Высота мениска hi , мкм
       
       
       
       
       

По данным таблицы 2 полученный мениск нанести на миллиметровую бумагу с учетом выбранного масштаба.

Вариант 1

Провести расчет краевого угла смачивания, для чего: циркулем по сегменту круга с известной хордой d=2r, равной внутреннему диаметру капилляра, восстановить полную окружность. Для этого по линии «а-б» на рисунке 2 перемещаем центр окружности и подбираем радиус до тех пор, пока полученная окружность не совпадет с дугой L нашего сферического сегмента мениска. Измеряем полученный радиус R и рассчитываем отношение r/R =d/2R. С учетом геометрических построений на рисунке 2, краевой угол есть угол между радиусом кривизны R и радиусом капилляра r.

Рисунок 2

Отсюда получаем, что r/R=Cos Q. Определяем краевой угол смачивания Q по формуле:

.

Вариант 2

Краевой угол смачивания можно определить аналитически по формуле:

,

где h – максимальная высота сферического сегмента мениска;

Сравнить полученные данные по 2-м вариантам определения угла Q.

По величине краевого угла в градусах сделать вывод о степени смачивания твердой поверхности.

Часть 2.Заполняем микрошприц без излы трансформаторным маслом в объеме не более 0,5 мл. Если используем иглу, то после заполнения шприца необходимо тщательно протереть иглу ватой или фильтровальной бумагой. Затем иглу микрошприца надо медленно ввести в центр водяной капли (рисунок 3) и выдавить каплю масла (неполярной фазы) с размером большим диаметра капилляра. По аналогии с первой частью далее измеряем краевой угол Q на границе «вода-масло».

Рисунок 3

После расчетов заполняем таблицу 3 полученных экспериментальных данных. По окончанию эксперимента выключить микроскоп, одеть на него защитный чехол и прибраться на столе.

Таблица 3

Тип жидкости d, мм R, мм Cos Q, доли ед. (вариант 1) Cos Q, доли ед. (вариант 2) Q, град (вар1.) Q, град. (вар 2)
Дистил.вода            
Трансформ.масло+вода            

Проанализировать полученные данные таблицы и сопоставить их с теорией.

Вопросы к зачету

1. Что такое капиллярное давление?

2. Что такое олеофобность и олеофильность?

3. Методы регулирования процессов смачивания.

4. Как влияет температура на смачиваемость?

5. Что такое инверсия смачиваемости?

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 2

studlib.info