Влияние капиллярного числа и работы адгезии на вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ

Abstract

This article deals with the physical foundations of the displacement processes and the main parameters characterizing the physicochemical properties of the phase separation surfaces and the patterns of their interaction, such as the work of adhesion, wetting, and interfacial tension. This required the analysis of the published studies on oil displacement with aqueous solutions of surfactants. The authors have performed a series of experimental studies on oil displacement from the composite core (sandstone) with sample mineralized water (2% NaCl in distilled water) and surfactant solutions under thermobaric conditions: mountain pressure p = 25 MPa and temperature t = 60 °C with filtration rate 1.7 m/day by stationary filtration. This analysis required an interfacial tension at the “oil – water surfactant solution” interface, as well as oil adhesion to a model solid surface (a plate made of quartz glass) in water and water surfactant solutions. The results show that the oil recovery coefficient depends not only on the capillary number Nc, but also on the adhesion of oil to the surface of rocks W. The authors suggest to evaluate the effect of surfactants on the adhesion of oil to rock with a dimensionless parameter W = Ww/W, equal to the ratio of specific works adhesion of oil when displaced by water (Ww) and with the use of surfactants (W). The mass transfer during oil displacement with surfactant aqueous solutions is characterized by the equation Kdis= C · (Nc · W n)m, the empirical coefficients of which are found by the equation of the linear trend line lg (Kdis) from the logarithm of the modified capillary number N*c=Nc·Wn. The reliability of the linear approximation. R2 of the experimental data obtained in this work is 0.9999, that is very close to 1. For the reagents and rock considered in the work, the empirical coefficients were the following: C = 268.16; m = 0.1080, n = 0.25.

В статье рассмотрены физические основы процессов вытеснения и основные параметры, характеризующие физико-химические свойства поверхностей раздела фаз и некоторые закономерности их взаимодействия, такие как работа адгезии, смачивание, межфазное натяжение. Проведен анализ работ по исследованиям вытеснения нефти водными растворами ПАВ. Выполнен цикл экспериментальных исследований вытеснения нефти из составного образца керна (песчаник) минерализованной водой (2% раствор NaCl на дистиллированной воде) и растворами ПАВ на этой воде при термобарических условиях: горном давлении p = 25 МПа и температуре t = 60 °C со скоростью фильтрации 1,7 м/сут. методом стационарной фильтрации. Для анализа полученных результатов по вытеснению нефти проведено исследование межфазного натяжения на границе «нефть – водный раствор ПАВ», а также адгезии нефти к модельной поверхности твердого тела (пластина из кварцевого стекла) в воде и водных растворах ПАВ. Экспериментально установлено, что коэффициент вытеснения нефти Квыт зависит не только от так называемого капиллярного числа Nc, но и от адгезии нефти к поверхности породы W. Предложено оценивать влияние ПАВ на адгезию нефти к породе безразмерным параметром W = Ww/W, равным отношению удельных работ адгезии нефти при вытеснении водой (Ww) и с применением ПАВ (W). Показано, что массообмен при вытеснении нефти водными растворами ПАВ характеризуется уравнением Квыт = C · (Nc · W n)m, эмпирические коэффициенты которого находятся по уравнению линейной линии тренда зависимости lg (Квыт) от логарифма модифицированного капиллярного числа N*c=Nc·Wn. Достоверность линейной аппроксимации R2 полученных в данной работе экспериментальных данных составляет 0,9999, т. е. очень близка к 1. Для рассмотренных в работе реагентов и горной породы эмпирические коэффициенты составили: С = 268,16; m = 0,1080, n = 0,25.