рефераты конспекты курсовые дипломные лекции шпоры

Реферат Курсовая Конспект

Вытеснение нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ

Вытеснение нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ - раздел Изобретательство, Водонапорный и упругий режимы разработки При Вытеснении Нефти Из Пласта Смешивающимся С Ней Веществом Кардинально Реша...

При вытеснении нефти из пласта смешивающимся с ней веществом кардинально решается проблема полной ликвидации поверхности раздела между нефтью и веществом-вытеснителем, ≪исчезают≫ капиллярные силы, нефть растворяется в этом веществе, в результате чего можно полностью извлечь ее из области пласта, охваченной процессом вытеснения. Но нельзя ли при обычном заводнении каким-либо образом снизить поверхностное натяжение на границе нефти с водой в пористой среде, улучшить смачиваемость водой поверхностей зерен породы с тем, чтобы пленки лучше отмывались от пород и под воздействием потока воды перемещались к добывающим скважинам? Оказывается, такая возможность в принципе имеется. Если добавить к закачиваемой в пласт воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), то можно существенно снизить поверхностное натяжение на контакте нефть — вода и сделать поверхность зерен горных пород-коллекторов более смачиваемой водой, т. е. увеличить ее гидрофильность. Кроме того, если какая-то часть остаточной нефти в заводненной области пласта находится в виде глобул, застрявших в сужениях пористой среды, и под действием градиентов давления не может двигаться, то со снижением поверхностного натяжения эти глобулы будут легче деформировать поверхность и продвигаться через сужения пор.

Эффективность вытеснения нефти из пластов растворами ПАВ зависит от степени диспергирования нефти в заводненной области пласта, структуры порового пространства, доли нефти, оставшейся в виде пленок на зернах породы во всей остаточной нефти, характера физико-химического взаимодействия ПАВ и пород-коллекторов и т. д. Найти оптимальные условия применения какого-либо конкретного ПАВ или подобрать для задан-

ных пластовых условий наиболее эффективное ПАВ — дело трудное.

Всем физико-химическим методам разработки нефтяных месторождений, включая вытеснение нефти водными растворами ПАВ, полимерное и мицеллярно-полимерное заводнение, сопутствует явление сорбции поверхностно-активных добавок к воде на зернах породы. Это оказывает решающее влияние на процесс извлечения нефти из пластов и экономику физико-химических методов разработки нефтяных месторождений. Поэтому рассмотрим его подробно с количественной стороны прежде всего на примере вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раствором ПАВ.

Уравнения фильтрации нефти и воды в пласте при вытеснении из него нефти водным раствором ПАВ остаются, по существу, такими же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой. Если использовать модель непоршневого вытеснения, то и уравнения неразрывности фильтрующихся жидкостей и обобщенный закон фильтрации нефти и воды остаются теми же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой. Однако относительные проницаемости во время вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ несколько изменяются. На рис 1. показаны кривые относительных проницаемостей (S) и (S), построенные пo данным вытеснения нефти обычной водой (сплошные линии) и водным раствором ПАВ (пунктирные линии).

 

 

Рис. 1. Кривые относительных проницаемостей при вытеснении нефти обычной водой и водным раствором ПАВ: Относительная проницаемость: l — для нефти при вытеснении ее обычной водой; 2 — для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ; 3 — для обычной воды;4 — для водного раствора ПАВ.

Как видно из этого рисунка, при использовании водных растворов ПАВ кривая относительной проницаемости для нефти перемещается вправо по сравнению с кривой проницаемости при вытеснении нефти обычной водой.

Так как количество остаточной нефти в пласте при вытеснении нефти водным раствором ПАВ уменьшается, соответствующая величина . Однако, чтобы построить математическую модель процесса вытеснения нефти водным раствором ПАВ, необходимо помимо уравнений фильтрации нефти и воды использовать уравнение переноса ПАВ в пласте с учетом его сорбции в пористой среде. Получим это уравнение.

Для его вывода рассмотрим элемент пористой среды, аналогичный элементу, показанному на рис. В этот элемент через левую грань входит вместе с водой за время количество ПАВ, равное — удельная концентрация ПАВ в воде). За это же время через правую грань элемента пласта выходит количество ПАВ, равное :

 

В воде, насыщающей элемент пласта, за время происходит приращение ПАВ, равное:

 

На зернах породы за этот же отрезок времени сорбируется количество ПАВ, равное:

 

где А — общее количество сорбировавшегося ПАВ. На основе баланса ПАВ в элементе пласта получим:

; (1)

Из (1) получим дифференциальное уравнение переноса ПАВ в прямолинейном пласте:

; (2)

Уравнение (2) можно представить в развернутом виде следующим образом:

;

Учитывая, что здесь стоящее в скобках выражение равнонулю на основе уравнения неразрывности фильтрующейся воды, получим:

; (3)

Из уравнений совместной фильтрации нефти и воды, вытекает следующее уравнение для определения водонасыщенности:

(4)

Уравнение (3) можно переписать в виде:

(5)

Таким образом, можно считать, что уравнение (4) служит для oпределения распределения водонасыщенности S впласте, a (5) —для расчета концентрации в нем ПАВ. Однако при этом необходимо выразить А в зависимости от концентрации ПАВ в воде.

Такие зависимости называются изотермами сорбции. Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта обычно применяют два вида изотерм сорбции — изотерму Лэнгмюра и изотерму Генри. Для первой из них:

(6)

где а и b — коэффициенты, определяемые экспериментальным путем.

Вторую изотерму сорбции получаем из первой в том случае, если коэффициент b очень мал.

(7)

На рис 2. показаны кривые зависимости A от с для указанных изотерм.

 

Рисунок 2. Кривые зависимости А от с для изотерм: 1 –Генри; 2-Лэнгмюра.

Подставив, например, (7) в (5), получим дифференциальное уравнение переноса и сорбции ПАВ в следующем виде:

(8)

Таким образом, можно рассчитать распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений (4) и (8). Однако более просто это определить для поршневого вытеснения нефти водным раствором ПАВ. В этом случае распределение водонасыщенности, нефтенасыщенности и концентрации ПАВ в некоторый момент времени t имеет вид, показанный на рис. 3. Как будет показано ниже, ПАВ, адсорбируясь в пласте, занимает область где —координата границы сорбировавшегося в пласте ПАВ или ≪фронта сорбции≫.

 

Рисунок 3. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта раствором ПАВ: 1-область 1 (от х=0 до х=хсор); 2-область 2 (от хсор<x<x*); 3-область 3 (от х*<x<xв); 4-область 4 (от хв<x<l);

Область занята валом нефти, т. е. нефтью, дополнительно вытесненной из области под действием ПАВ. Область же занята нефтью и водой, не содержащей ПАВ. Таким образом, несмотря на то что водный раствор ПАВ закачивают в рассматриваемый пласт с начала его разработки, вытеснение нефти и дополнительное ее извлечение из пласта происходят только в области . На границе же нефть вытесняется обычной водой, которая очистилась от ПАВ в области . Фронт сорбции с координатой ≪движется≫ слева направо со скоростью . Для определения скорости используем уравнение (3). При поршневом вытеснении нефти скорость в уравнении (3) постоянна.

Решение уравнения (3) в данном случае можно представить в виде

; ; (9)

Имеем ; ; (10)

Подставим (10) в (3). В результате получим

; (11)

Функция в общем случае не равна нулю. Тогда должно быть равно нулю выражение, стоящее в квадратных скобках (11). Из него получим

; (12)

Если ввести истинную скорость воды в области ; (13)

Из формулы (13) следует, что при т. е. при отсутствии сорбции ПАВ на породе, , как и следовало ожидать. В этом случае ПАВ фильтруется вместе с водой и фронт сорбции совпадает с фронтом вытеснения. Если же а = 0, т. е. на породе сорбируется бесконечное количество ПАВ, то , т. е. ПАВ не может продвигаться, оседая на породе у входа в пласт.

Согласно лабораторным экспериментальным данным, в породы пласта может сорбироваться 2—5 кг ПАВ. Если то при начальной концентрации ПАВ в закачиваемой воде согласно изотерме Генри 2 = 0,5/а. Отсюда .

Из формулы (12), в данном случае при m = 0,2 и водонасыщенности в области S=0.65 имеем

 

Если же вычислить отношение по формуле (13), то получим

 

Следовательно, скорость фронта сорбции почти в 30 раз меньше истинной скорости движения воды в пористой среде. Рассмотрим более подробно изменение размеров характерных областей прямолинейного пласта при вытеснении нефти из него водным раствором ПАВ (рис. 3). В области 1 водонасыщенность равна , в области 2 — в области 3 — а в области 4

Увеличение нефтенасыщенности в области 2 по сравнению с областью 1, т. е. образование нефтяного вала, связано с перемещением дополнительно вытесняемой нефти из области 1 в область 2. Поэтому из баланса нефти, согласно рис. 3, получим соотношение:

 

Или

; (14)

Для общего баланса воды в пласте, когда , имеем выражение:

; (15)

Из (14) и (15) получим:

(16)

При постоянном расходе закачиваемой в пласт воды (q = const) с помощью уравнения (16) определим положение фронта в любой момент времени, если . Положение фронта сорбции установим, как было сказано, по выражению (13).

Чтобы найти положение границы нефтяного вала и водонасыщенности в области 2, следует учитывать относительные проницаемости для нефти и воды.

Из формулы (14) получим соотношение скоростей и

; (17)

Скорость фильтрации воды в области 2 выразим следующим образом:

; ; (18)

Поскольку ( — скорость фильтрации нефти в области 2), с учетом обобщенного закона Дарси имеем:

; (19)

где , —относительные проницаемости соответственно для воды и нефти в области 2. Определив из соотношения (19), если заданы и , и зная все необходимые величины, входящие в (17), найдем После интегрирования (17) получим зависимость . Таким образом, все необходимые параметры, характеризующие процесс вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ, определены.

Литература: основная 1[224-235]; дополнительная 5[128-177]

Контрольные вопросы

1. Свойство ПАВ

2. Кривые относительных проницаемостей при вытеснении нефти обычной водой и водным раствором ПАВ

3. Дифференциальное уравнение переноса ПАВ

4. Изотермы сорбции Генри

 

– Конец работы –

Эта тема принадлежит разделу:

Водонапорный и упругий режимы разработки

Объект и система разработки.. Нефтяные и нефтегазовые месторождения это скопления углеводородов в земной.. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы..

Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: Вытеснение нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ

Что будем делать с полученным материалом:

Если этот материал оказался полезным ля Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:

Все темы данного раздела:

Водонапорный и упругий режимы разработки
При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непр

Упругий режим
При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима (как и

Режим газовой шапки, режим растворенного газа и гравитационный режим
Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была из

Режим растворенного газа
Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и переходом его в свободное состояние, увеличением за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой смеси к точкам пониженн

Гравитационный режим
Гравитационным режимом дренирования залежей нефти называют такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии «свободной поверхности». Свободной поверхностью назыв

Введем понятие об объекте разработки месторождения
Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее про

Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты
Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е

Системы с законтурным воздействием (заводнением)
На рис. 1 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скваж

Рядные системы разработки
Разновидность их - блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяю

Системы с площадным расположением скважин
Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

Режимы пластов, технология и показатели разработки
До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка месторождений осуществлялась за счет расходования природной энергии. Тогда и появилось важное понятие о

Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки
Процесс разработки нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии. На первой стадии (рис. 1), когда происходят разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых

Добыча жидкости из месторождения
При разработке нефтяных месторождений вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. При этом можно рассматривать нефть вместе с растворенным в ней газом или дегазированную нефть. Добыча жидкос

Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки
Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте

Распределение скважин по способам подъема жидкости с забоя на дневную поверхность
Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия нефтяных пластов при бурении скважин, их крепл

Пластовая температура
В процессе разработки нефтяных месторождений пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в

Методики расчетов фильтрации флюидов в неоднородных пластах
  Процесс разработки нефтяных месторождений описывается системой дифференциальных уравнений с начальными и граничными условиями. Процедуры расчетов на основе моделей называются методи

Учитываемые при моделировании
При выполнении гидродинамических расчетов используются параметры, которые характеризуют свойства горных пород, пластовых жидкостей и газов. Эти свойства определяют путем исследований глубинных обра

Разработка нефтяных месторождений при упруговодонапорном режиме и режиме растворенного гпза
Если нефтяные месторождения разрабатываются без поддержания пластового давления и это месторождение окружено обширной водоносной областью с достаточно хорошей проницаемостью пород в этой области, т

Разработка месторождений при режиме растворенного газа
При снижении пластового давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. При этом режиме движение нефти к скважинам обуславливается энергией выделивше

Механизм вытеснения нефти водой в пористой среде
  При заводнении нефтяных залежей, а также при естественно водонапорном режиме происходит вытеснение из пласта нефти водой. Различают два вида вытеснения нефти водой в пористой среде

Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при жестком водонапорном режиме
Рис.1..Кинематика фильтрационных потоков При фильтрации к системе добывающих скважин наблюдается сложная кинематика фильтрационных потоков. Исследованиями Ю.П. Борисова показано, ч

Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при рядных системах заводнения
Рис.1. Схема полосообразной залежи с разрезанием на блоки где : Рн1 и Рн2 – давления на забое нагнетательных скважин; Р1, Р2, Р3, Р4, Р5 – давления на забо

Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при площадных системах заводнения
Площадное заводнение, как более интенсивное, применяется для разработки залежей нефти с низкими значениями соотношения K/μH. Основные виды площадных систем заводнения рассмотрены

Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода
К веществу, хорошо смешивающемся с нефтью, относится двуокись углерода СО2, которую используют в качестве агента, закачиваемого в пласт для вытеснения нефти. Источники СО2 — п

Вытеснение нефти из пластов горячей водой и паром
С повышением температуры вязкости нефти и воды уменьшаются. При этом вязкость нефти, если она в обычных пластовых условиях значительно превышала вязкость воды, снижается более существенно. Соотноше

Разработка месторождений путем закачки теплоносителей в пласт методом тепловых оторочек
По этому методу вместо непрерывной закачки теплоносителя после проникновения его в пласт через определенное время можно нагнетать воду при пластовой температуре. При этом в пласте создается перемещ

Внутрипластовое горение. Основы процессов
Углеводороды обладают способностью вступать в экзотермические реакции с кислородом, что может быть использовано для получения тепла непосредственно в нефтяном пласте. В основу метода внутр

Сухое прямоточное горение
При сухом прямоточном горении его фронт вытесняет несгоревшие фракции сырой нефти, при этом наиболее тяжелые ее фракции, превратившиеся в углеродистый остаток, неправильно называемый коксом, сгораю

Внутрипластовое прямоточное горение в сочетании с заводнением
При сухом прямоточном горении значительная доля тепловой энергии, накопленной в коллекторе, теряется в окружающих породах вследствие теплопроводности. После инициирования сухого горения можно совме

Противоточное горение
Если определить границы горения и его затухания в направлении перемещения жидкостей и газов в рассматриваемом объеме, то противоточное горение распространяется от центров добывающих скважин к район

Экономические показатели разработки месторождений
При планировании развития нефтяной промышленности, а также при проектировании и анализе разработки отдельных нефтяных месторождений рассматривают затраты труда и материальных ресурсов не только в и

Контроль за процессом разработки
В период внедрения проекта, а затем в течение всего срока разработки залежи одной из основных функций геологической и технической служб - контроль. В соответствии с действующими правилами разработк

Анализ процесса разработки
Анализ процесса разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям с целью углубленной проработки отдельных принципиальных вопросов, направленных на совершенствование систем разработки, по

Регулирование процесса разработки
Под регулированием процесса разработки нефтяных залежей следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принимаемых технологических решени

К технико-экономическим относятся
1) годовой (месячный) план добычи нефти 2) себестоимость добычи 1 т нефти, капитальные вложения. При регулировании процесса разработки изменяют действующие ограниче

Основные методы гидродинамических исследований скважин и пластов
Все применяемые в промысловой практике методы гидродинамических исследований (МГДИ) делятся на две основные группы: -методы, основанные на промысловых измерениях дебитов и давлений при

Хотите получать на электронную почту самые свежие новости?
Education Insider Sample
Подпишитесь на Нашу рассылку
Наша политика приватности обеспечивает 100% безопасность и анонимность Ваших E-Mail
Реклама
Соответствующий теме материал
  • Похожее
  • Популярное
  • Облако тегов
  • Здесь
  • Временно
  • Пусто
Теги