5. Адсорбция, изотермы Лэнгмюра и Генри

Адсорбция ПАВ на гидрофобных участках поверхности пор, которые могут существовать в результате сорбции некоторых компонентов нефти, приводит к снижению и увеличению в соответствии с правилом ориентации молекул. Данные обстоятельства и способствуют отделению нефти от поверхности.

На гидрофильных участках поверхности пор адсорбция ПАВ наоборот приводит к увеличению и снижению т. е. к непроизводительным потерям ПАВ, и способствует прилипанию капель нефти к этим участкам.

Таким образом, для гидрофобных поверхностей ПАВ должны проявлять высокую поверхностную активность на границе раздела сред нефть — вода и вода — порода и ограничивать адсорбцию на гидрофильных участках поверхности пород.

Количество А сорбируемого на поверхности зерен твердой породы ПАВ определяется изотермами Лэнгмюра

и Генри

где с - удельная концентрация ПАВ в воде, кг/м³, а и в – коэффициенты, определяемые экспериментальным путем. [A]=[c].

Поскольку ПАВ добавляется в нагнетаемую в пласт воду, то для определения количества сорбируемого на поверхности зерен твердой породы ПАВ используются уравнения фильтрации воды с ПАВ и нефти, уравнения для определения водонасыщенности и расчета концентраций, при выводе которых использованы изотермы Генри или Лэнгмюра. Физические модели, используемые для описания происходящих в плате процессов две: поршневое и не поршневое вытеснение нефти водой, причем во втором случае используется функция Бакли-Леверетта. Решение сформулированных задач осуществляется либо приближенными, либо численными методами. Для прямолинейно-параллельной фильтрации при поршневом вытеснении нефти водой возможно точное решение (см. Желтов Ю.П.).

6. Рядное заводнение

Это вид внутриконтурного заводнения, которое применяют на нефтяных залежах средних и небольших размерах.Наиболее целесообразно применять разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин. Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная, пятирядная и семирядная

При размещении на залежи образуют ряды добывающих и нагнетательных скважин. Залежь рядами; нагнетательных скважин делится на блоки самостоятельной разработки с размещением между нагнетательными рядами^ одной, трех, пяти и более рядов добывающих. В пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль "стягивающего". Остаточные запасы в основном будут сосредоточены в зоне стягивающего ряда. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих районах, особенно в Западной Сибири.

7.Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров

При вытеснении нефти водой нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей нефти и воды. Для уменьшения этого отношения применяются водные растворы полимеров, например, полиакриламид (ПАА). Молекулярная масса полимеров порядка 10⁶. Молекула полимера представляет собой цепочку, состоящую из атомов углерода, водорода и азота. Длина цепочки соизмерима с размерами пор. Молекулы полимера в водном растворе, продвигаясь по поровым каналам, «цепляются» за зерна породы, создавая дополнительное сопротивление и сорбируясь на зернах породы.

Коэффициентом подвижности называется отношение фазовой проницаемости к вязкости

Фактором сопротивления называется отношение подвижности воды к к подвижности раствора полимера

Фактор сопротивления учитывает влияние полимера на вязкость раствора и на проницаемость пористой среды.

Закон Дарси при фильтрации полимеров в водном растворе не выполняется (дилатантная жидкость)

где n<1. - вязкость водного раствора полимера.

При росте градиента давления скорость фильтрации возрастает на меньшую величину, чем это происходило бы, если бы выполнялся закон Дарси (n=1).

При небольших концентрациях ПАА в воде выполнятся изотерма Генри.

ПАА выпускают в виде геля, твердых гранул или порошка. Концентрация ПАА в воде: по гелю 1-5%, по твердому полимеру 0,08-0,4%. Вследствие высокой сорбции ПАА его концентрацию в воде доводят до значения вязкости в водном растворе , где - вязкость обычной воды. Считается, что водный раствор ПАА целесообразно использовать при вязкости нефти (10-30) мПа. В результате сорбции ПАА пористой средой в при вытеснении нефти образуется фронт сорбции, также как и при вытеснении нефти, водными растворами ПАВ. Впереди фронта сорбции движется вода, не содержащая ПАА.

Водный раствор ПАА применяют и для регулирования процесса разработки, пластов с неоднородной по толщине проницаемостью. Так как жидкость дилатантная, то высокопроницаемые пропластки с закачиваемым раствором обводняются медленнее. С увеличением давления нагнетания вода вытесняет нефть из низкопроницаемых пропластков. Тем самым увеличивается коэффициент охвата.

Экспериментально установлено, что с ростом концентрации полимеров фазовая проницаемость смачиваемой фазы уменьшается, а проницаемость углеводородных жидкости и при одной и той же насыщенности возрастает