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

Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика.


Выпуск:

2019. Том 5. №2

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


Для цитирования: Кузина О. А. Влияние капиллярного числа и работы адгезии на вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ / О. А. Кузина, Л. П. Семихина, А. Б. Шабаров // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2019. Том 5. № 2. С. 27-42. DOI: 10.21684/2411-7978-2019-5-2-27-42

Об авторах:

Кузина Ольга Александровна, аспирант, ассистент кафедры прикладной и технической физики, Тюменский государственный университет; o.a.kuzina@utmn.ru

Семихина Людмила Петровна , доктор физико-математических наук, директор центра «БИО и ПАВ», Тюменский государственный университет; semihina@mail.ru

Шабаров Александр Борисович, доктор технических наук, профессор кафедры прикладной и технической физики, Тюменский государственный университет; eLibrary AuthorID, ORCID, ResearcherID, ScopusID, kaf_mms@utmn.ru

Аннотация:

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·W*n. 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.

Список литературы:

  1. Абрамзон А. А. Поверхностно-активные вещества: свойства и применение / А. А. Абрамзон. Л.: Химия, 1981. 304 с.
  2. Бабалян Г. А. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ / Г. А. Бабалян. М.: Недра, 1983. 216 с.
  3. Батурин Ю. Е. Проектирование и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений Западной Сибири. Том 2: Разработка месторождений / Ю. Е. Батурин. Сургут: Сургутнефтегаз, Нефть Приобья, 2016. 204 с.
  4. Богданова Ю. Г. Влияние химической природы компонентов на смачивающее действие растворов смесей поверхностно-активных веществ / Ю. Г. Богданова, В. Д. Должикова, Б. Д. Сумм // Вестник Московского университета. Серия 2: Химия. 2004. Том 45. № 3. С. 186-194.
  5. ГОСТ Р 50097-92. Вещества поверхностно-активные. Определение межфазного натяжения. Метод объема капли. М.: Издательство стандартов, 1992. 18 с.
  6. Григорьев Б. В. Влияние концентрации ПАВ водных растворов и температуры на коэффициент поверхностного натяжения / Б. В. Григорьев, Д. А. Важенин, О. А. Кузина // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2016. Том 2. № 3. С. 35-48. DOI: 10.21684/2411-7978-2016-2-3-35-48
  7. Иванов М. А. Разработка эмпирических моделей и экспериментальное обоснование остаточной нефте- и водонасыщенностей: магистерская диссертация / М. А. Иванов. Тюмень: Тюменский государственный университет, 2017. 85 с.
  8. Исаченко В. П. Теплопередача / В. П. Исаченко, В. А. Осипова, А. С. Сукомел. М.: Энергия, 1975. 488 с.
  9. Луканин В. Н. Теплотехника / В. Н. Луканин, М. Г. Шатров и др. М.: Высшая школа, 2009. 671 c.
  10. Нигматулин Р. И. Динамика многофазных сред. Часть 2 / Р. И. Нигматулин. М.: Наука, 1987.
  11. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. М.: Типография ХОЗУ Миннефтепрома, 1989. 35 с.
  12. Печёрин Т. Н. Влияние вытесняющего агента на составляющие коэффициента извлечения нефти / Т. Н. Печёрин // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. 2016. № 28. URL: http://www.oilnews.ru/28-28/vliyanie-vytesnyayushhego-agenta-na-sostavlyayushhie-koefficienta-izvlec...
  13. Семихина Л. П. Влияние температуры на способность водных растворов реагентов отмывать нефть с поверхности твердого тела / Л. П. Семихина, С. В. Штыков, Е. А. Карелин, А. М. Пашнина // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2015. Том 1. № 3 (3). С. 39-51.
  14. Семихина Л. П. Исследование пригодности реагентов для химических методов заводнения по их способности отмывать пленки нефти / Л. П. Семихина, С. В. Штыков, Е. А. Карелин // Нефтегазовое дело. 2015. № 5. С. 236-256. DOI: 10.17122/ogbus-2015-5-236-256
  15. Степанов С. В. Комплекс вычислительных технологий для повышения качества моделирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений: дис. ... д-ра техн. наук / С. В. Степанов. Тюмень: Тюменский нефтяной научный центр, 2016.
  16. Шабаров А. Б. Потери давления при течении водонефтяной смеси в поровых каналах / А. Б. Шабаров, А. В. Шаталов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2016. Том 2. № 2. С. 50-72. DOI: 10.21684/2411-7978-2016-2-2-50-72
  17. Штыков С. В. Влияние размеров мицелл сульфонола в водных растворах на его моющую способность / С. В. Штыков, А. М. Пашнина // Результаты научных исследований: сборник статей Международной научно-практической конференции (5 октября 2015 г., Екатеринбург). Уфа: Аэтерна, 2015. С. 23-29.
  18. Cao Q. Rheological properties of wormlike micelles in sodium oleate solution induced by sodium ion / Q. Cao, L. Yu, Q. Zheng et al. // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2008. Vol. 312. № 1. Pp. 32-38. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2007.06.024
  19. Larson R. G. Percolation theory of two phase flow in porous media / R. G. Larson, L. E. Scriven, H. T. Davis // Chemical Engineering Science. 1981. Vol. 36. № 1. Pp. 57-73. DOI: 10.1016/0009-2509(81)80048-6
  20. Reed R. L. Some physicochemical aspects of microemulsion flooding: a review / R. L. Reed, R. N. Healy // Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding / ed. by D. O. Shah, R. S. Schechter. New York: Academic Press, 1977. Pp. 383-437. DOI: 10.1016/B978-0-12-641750-0.50017-7
  21. Yang J. Effects of branching in hexadecylbenzene sulfonate isomers on interfacial tension behavior in oil/alkali systems / J. Yang, W. Qiao, Z. Li, L. Cheng // Fuel. 2005. Vol. 84. № 12-13. Pp. 1607-1611. DOI: 10.1016/j.fuel.2005.01.014