Расчетно-экспериментальный метод определения параметров фильтрации смеси «нефть – водный раствор поверхностно-активных веществ»

Abstract

The article describes a physical and mathematical cluster precise model and a method for calculating the flow of a two-phase mixture “oil – aqueous solution of surface-active substances” in the pore space of rocks. This method allows us to predict the effect of the type of aqueous solution of surface-active substances and the temperature of the solution on the type of relative permeabilities (RPP). The results of an experimental study of stationary two-phase fluid filtration in a reservoir model through a composite column of core samples are presented. A method is given for determining the relative permeability functions using additional reagents based on the obtained generalized experimental data and calculating pressure losses due to friction, local resistances, and interfacial interaction during the flow of oil-water mixture in the pore channels. Formulas are proposed for calculating losses from interphase interaction taking into account the influence of the type of surfactant and formation temperature. The dependences of the relative amplitude of pressure loss on interfacial interaction and the position of the maximum loss of the bell-shaped curve on the type of surfactant, formation temperature and adhesion work are obtained, which allow approximating the magnitude of pressure loss on interfacial interactions taking into account surfactants and temperature. The effect of temperature on the type of relative permeabilities is shown. It was established that the use of the studied aqueous surfactant solutions instead of water for oil displacement leads to a decrease in the residual oil saturation in the core due to a decrease in interfacial tension at the oil-water interface, which as a result leads to an increase in oil recovery.

В статье описана физико-математическая кластерная четочная модель и метод расчета течения двухфазной смеси «нефть – водный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ)» в поровом пространстве горных пород. Данный метод позволяет прогнозировать влияние вида водного раствора ПАВ и температуры раствора на вид кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Изложены результаты экспериментального исследования стационарной двухфазной фильтрации жидкости в модели пласта через составную колонку образцов керна. Приведена методика определения функций ОФП с применением добавочных реагентов на основе полученных обобщенных опытных данных и расчета потерь давления из-за трения, местных сопротивлений и межфазного взаимодействия при течении водонефтяной смеси в поровых каналах. Предложены формулы расчета потерь от межфазного взаимодействия с учетом влияния вида ПАВ и температуры пласта. Получены зависимости относительной амплитуды потерь давления от межфазного взаимодействия и положения максимума потерь колоколообразной кривой от вида ПАВ, температуры пласта и работы адгезии, позволяющие аппроксимировать величины потерь давления на межфазные взаимодействия с учетом поверхностно-активных веществ и температуры. Показано влияние температуры на вид кривых ОФП. Установлено, что применение исследованных водных растворов ПАВ вместо воды для вытеснения нефти приводит к уменьшению остаточной нефтенасыщенности в керне вследствие снижения межфазного натяжения на границе «нефть – вода», что в результате приводит к увеличению нефтеотдачи.