13.5 Приклади конкретного застосування моделі витіснення нафти розчином активної домішки

Покажемо деякі приклади конкретного застосування моделі.

1. Витіснення розчинами водорозчинних ПАР. У цьому випадку , , в’язкості фаз можна вважати постійними. Поверхнево-активні речовини (ПАР) впливають майже виключно на міжфазові процеси, зменшуючи поверхневий натяг і поліпшуючи змочування породи витіснювальною фазою, тобто впливають на криві фазових проникностей (к₁ = к₁ (s, c); к₂ = к₂ (s, c)) та капілярного тиску (р_к = р_к(с)). Дію цих факторів враховують заданням меншої, порівняно зі звичайним заводненням, залишкової нафтонасиченості. ПАР характеризуються високою сорбцією (А >0), що значно знижує ефективність їх застосування.

2. Витіснення водним розчином полімеру (полімерне заводнення). Тут , ; наявність полімеру в розчині збільшує в’язкість води – ; в’язкість нафти не змінюється – ; полімер сорбується породою (А >0); фазова проникність для води зменшується з ростом кількості адсорбованого полімеру – ; фазова проникність для нафти не змінюється – ; впливом домішки на капілярний тиск можна нехтувати.

3. Витіснення нафти водним розчином СО₂ (карбонізованою водою). Двооксид вуглецю розподіляється між водою й нафтою, а також практично не сорбується породою –  ; ; . Розчинення СО₂ у воді підвищує її в’язкість, а в нафті призводить до зменшення її в’язкості – ; . Наявність СО₂ змінює відносні проникності – ; .

4. Витіснення нафти розчином лугу (лужне заводнення). Основний корисний ефект пов’язується з утворенням, внаслідок контактування з нафтою, поверхнево-активних речовин за рахунок реакції лугу з жирними кислотами, що містяться в нафті . Рівняння руху й балансу маси води і нафти мають такий самий вигляд, а ще слід записувати рівняння балансу маси лугу, нафторозчинних жирних кислот і ПАР.

Контрольні питання

1. Які причини зумовлюють неповноту витіснення нафти водою?

2. Охарактеризуйте поняття “активна домішка”.

3. Запишіть рівняння кінетики адсорбції.

4. Як визначають значини насиченостей витіснювальною фазою перед стрибком насиченості і після нього стосовно випадку витіснення нафти малоконцентрованим розчином активної домішки?

5. Як можна розрізнити випадки малої і великої сорбції активної домішки? Покажіть це графічно. Які практичні висновки з цього випливають?

6. Нарисуйте і поясніть профіль розподілу насиченостей і концентрації домішки під час довитіснення нафти облямівкою водного розчину активної домішки.

14 Основи неізотермічної фільтрації рідин і газів

14.1 Теплове поле Землі. Геотерма. Причини неізотермічних умов фільтрації

Середня температура поверхні Землі як планети становить близько 15 С. Коливання температури на поверхні проникають у Землю на обмежену глибину. Добові коливання згасають на глибині 1-2 м, а річні (сезонні) – на глибині 10-40 м (окрім районів вічної мерзлоти). Рівень глибини, на якій згасають сезонні коливання температури, називають нейтральним рівнем (шаром). Нижче нейтрального рівня температура земної кори практично постійна у часі і збільшується з ростом глибини. Не вдаючись до можливих пояснень цього, зазначимо, що збільшення температури надр з глибиною свідчить про наявність теплопровідного потоку від центра до поверхні Землі.

Основним поняттям, яке безпосередньо характеризує тепловий стан земної кулі, є геотермічний градієнт, тобто зміна температури з глибиною z:

. (14.1)

Величину, обернену геотермічному градієнту, називають геотермічним ступенем. Інтегрування рівняння (14.1) дає рівняння геотерми, тобто залежності для визначення природної пластової температури (або інакше геотермічної температури) на заданій глибині:

, (14.2)

де Т₀ – середня температура нейтрального шару; z – глибина залягання пласта, що відраховується від нейтрального рівня.

Температура нейтрального шару та геотермічний градієнт відповідно становлять для теренів України і Бєларусі 289 К і 2,710^-2 К/м, Західного Сибіру 278 К і 3,410^-2 К/м; Урало-Поволжя 279 К і 1,810^-2 К/м, Печорського району 277 К і 2,710^-2 К/м, Північного Кавказу 286,5 К і 3,510^-2 К/м, тобто температура нейтрального шару дорівнює середньорічній температурі грунту на даній території, а величина геотермічного градієнта знаходиться в межах (1,8-3,5)·10^-2 К/м. Багаторазові вимірювання показали, що геотермічний градієнт змінюється з глибиною, але в межах глибин, на яких залягають нафтові та газові родовища, з достатньою точністю можна брати середню значину градієнта і користуватися рівнянням геотерми (14.2).

Отже, початкова температура пласта відповідає геотермічній температурі на глибині його залягання.

Під час розробки нафтогазових покладів температура їх може змінюватися. Виділяють три групи причин, що призводять до неізотермічних (за змінної температури) умов фільтрації в пласті, а саме:

1. Дія термодинамічних ефектів, що супроводжують фільтрацію:

а) баротермічні ефекти (ефекти Джоуля – Томсона, адіабатичного розширення);

б) ефект фазових перетворень (під час виділення розчиненого газу, випадання парафіну та ін.).

2. Нагнітання в пласт витіснювальних агентів, температура яких відрізняється (менша або більша) від початкової пластової температури (холодної та гарячої води, пари або пароводяної суміші і т.д.).

3. Здійснення різних термохімічних окислювальних процесів, у результаті яких виділяється теплота в пласті чи у привибійних зонах (внутрішньопластове горіння, різні екзотермічні реакції).

Часто має місце поєднання і комбінація названих причин. Як відомо, стан тіла характеризується тиском, об’ємом і температурою. Зміна температури в пласті спричиняє зміну в’язкості флюїдів, капілярних сил, реологічних властивостей флюїдів, міжфазового обміну і т.д. При цьому змінюються дебіти свердловин, фазові проникності, коефіцієнти витіснення, нафтовилучення та ін. Тому з метою збільшення поточних дебітів і підвищення нафтовилучення, особливо із пластів з високов’язкою нафтою (понад 25-30 мПа·с), нагнітають у пласти гарячі теплоносії або генерують теплоту в пласті, тобто не тільки підтримують на певному рівні тиск, але й підвищують температуру.