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

увеличивают извлечение нефти из недр. Однако поверхностно-активные вещества при этом частично остаются на зернах породы, «теряются», иногда временно, до тех пор, пока вода без ПАВ, закачиваемая вслед за водой, содержащей ПАВ, не смоет их с поверхности зерен породы и не перенесет в глубь пласта по направлению, в кото-

as -

30 KjiBBji,Jt,10CM

Flic. 71. Зависимость длины зоны смешения 21 от параметра AnZJJfii/i:

1 - теоретическая кривая; 2 - экспериментальные точки

пористой среды в данный момент

ром происходит вытеснение нефти из пород[114].

Естественно, что количество сорбирующегося ПАВ влияет на эффективность его применения. Поэтому необходимо уметь оценивать количественно адсорбцию ПАВ на зернах породы.

Явление сорбции в об щем случае рассматривают с учетом кинетики [109]. При этом считают, что изменение количества адсорбированного в единице объема среды вещества А за время t пропорционально разности концентрации С вещества, находящегося в растворе в данной точке времени, и так называемой

равновесной концентрации С, устанавливающейся при бесконечно долгом выдерживании раствора в пористой среде без движения.

Таким образом.

дА dt

(10.15)

В уравнении (10.15) коэффициент р называется кинетическим коэффициентом.

Из термодинамических соображений следует, что количество адсорбированного в единице объема породы вещества должно в свою очередь зависеть от равновесной концентрации, т. е.

(10.16)

Зависимости типа (10.16) называют изотермами сорбции. В тех случаях, когда количество адсорбированного на зернах вещества стремится к пределу при возрастании С , можно пользоваться изотермой Лэнгмюра

(10.17)

в выражении (10.17) go и Л - постоянные коэффициенты. При малых из (10.17) получается изотерма Генри

A = . (10.18)

Для полного описания сорбции используется уравнение массо-переноса с учетом диффузии и сорбции

divZ),gradC = egradC + 4 + 4f. (10.19)

Система уравнений (10.15), (10.16) и (10.19) математически описывает процесс сорбции в пористой среде с учетом кинетики сорбции.

Если же имеются достаточные основания считать, что в каждой точке среды очень быстро достигается равновесное состояние, то текущую концентрацию сорбируемого вещества в растворе следует полагать равной равновесной концентрации, т. е. С = С.

Уравнение (10.15) при этом теряет смысл, а вместо (10.16) будем иметь

А = А{С). (10.20)

Используя зависимость, аналогичную изотерме Генри, и пренебрегая диффузией, можно из уравнения (10.19), справедливого и при равновесной сорбции, получить для одномерного случая следующее простое уравнение:

c4 + (l+i)- = 0. (10.21)

Из (10.21) вытекает, что в пористой среде может возникнуть «фронт» сорбции [62], т. е. граница распространения сорбированного вещества, дальше которой по направлению движения сорбированное вещество отсутствует. Скорость распространения зтой границы Шс всегда меньше скорости движения Ус*

=-(10.22)

Например, пусть go = 0,25. Тогда wjv = 0,2. Это значит, что скорость движения границы адсорбированного вещества в пять раз меньше средней скорости движения закачиваемой в пористую среду жидкости. Количество вещества, адсорбированного на зернах породы в единице объема среды, выражается как А = Clgo. Если исходная концентрация в движущейся жидкости адсорбируемого вещества С - 0,025 г/л, то на 1000 см пористой среды адсорбируется 0,1 г вещества.

§11. ФИЛЬТРАЦИЯ НЕНЬЮТОНОВСКИХ ЖИДКОСТЕЙ

Развитие методов воздействия на нефтяные залежи в целью повышения продуктивности скважин и увеличения нефтеотдачи привело к значительному расширению ассортимента веществ, закачиваемых

в нефтяные пласты. Многие из жидких веществ, применяемых для закачки в скважины, не обладают свойствами ньютоновских жидкостей.

В настоящее время известны факты из практики разработки нефтяных месторождений, которые могут быть объяснены проявлением неньютоновских свойств жидкостей при их фильтрации. Проявление этих свойств приводит к возникновению нелинейного закона фильтрации, в частности закона фильтрации с начальным градиентом давления [78]. На рис. 72 показана зависимость 1 между скоростью фильтрации и градиентом давления (закон фильтрации), для которой характерным является то, что фильтрация начинается не при нулевом значении величины grad р, а при grad р, равном некоторой

величине G, называемой начальным градиентом давления.

Закон фильтрации в соответствии с зависимостью 1 (см. рис. 72) формулируется следующим образом:

у = --(gradp -G), Igrad

у = 0, gradp<G. (11.1)

Закон фильтрации в форме (11.1) для нефтяных пластов был обоснован работами А. X. Мирзаджанзаде и соавторов [36, 78] и подтвержден экспериментально Б. И. Султановым [103]. Исследованию фильтрации однородных и неоднородных неньютоновских жидкостей посвящены работы М. Г. Алишаева, Г. Г. Вахитова, И. Ф. Глумова, И. Е.Фоменко [88], В. М. Ентова [42], М. Г. Бернадинера [19] и др.

Приведенным выше законом можно приближенно описывать также зависимость 2 (см. рис. 72). Хотя эта зависимость и исходит из

начала координат, но при значениях grad p\<.G величина v очень мала. Величина G в случае фильтрации неньютоновских жидкостей зависит от предельного напряжения сдвига жидкости и среднего диаметра пор.

Для сравнения с (11.1) на рис. 72 показан закон Дарси (зависимость 3).

Необходимо отметить, что наблюдение в лабораторных экспериментах или в промысловой практике закона фильтрации типа (11.1) не всегда может быть связано с неньютоновскими свойствами жидкостей. Причиной возникновения закона фильтрации (11.1) могут быть физико-химическое взаимодействие фильтрующихся жидкостей с материалом пористой среды, например гидратация глин.

В пористой среде, по-видимому, могут быть условия, когда ненью-

Рис. 72. Закон Дарен и закон фильтрации с начальным градиентом сдвига