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

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


Выпуск:

2020. Том 6. № 1 (21)

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


Для цитирования: Кузина О. А. Расчетно-экспериментальный метод определения параметров фильтрации смеси «нефть — водный раствор поверхностно-активных веществ» / О. А. Кузина, А. Б. Шабаров // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2020. Том 6. № 1 (21). С. 41-64. DOI: 10.21684/2411-7978-2020-6-1-41-64

Об авторах:

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

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

Аннотация:

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.

Список литературы:

  1. Алтунин А. Е. Расчетный метод получения ОФП на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов / А. Е. Алтунин, С. В. Соколов, С. В. Степанов, Н. А. Черемисин, А. Б. Шабаров // Нефтепромысловое дело. 2013. № 8. С. 40-46.

  2. ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. М.: Госстандарт СССР, 1985. 8 с.

  3. ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. М.: Госстандарт СССР, 1985. 16 с.

  4. ГОСТ Р 50097-92. Вещества поверхностно-активные. Определение межфазного натяжения. Метод объема капли. М.: Госстандарт России, 1992. 18 с.

  5. 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

  6. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. М.: Типография ХОЗУ Миннефтепрома, 1989. 35 с.

  7. Семихина Л. П. Влияние моющего действия водных растворов поверхностно-активных веществ на извлечение нефти из пластов / Л. П. Семихина, Е. А. Карелин, С. В. Штыков // Вестник Санкт-Петербургского государственного университета технологии и дизайна. Серия 1: Естественные и технические науки. 2019. № 1. С. 38-44.

  8. 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.

  9. Степанов С. В. Использование данных разработки месторождений нефти для получения кривых фазовых проницаемостей / С. В. Степанов // Нефтяное хозяйство. 2006. № 4. С. 112-114.

  10. Степанов С. В. Исследование динамических фазовых проницаемостей на основе численного моделирования двухфазного течения в поровых каналах / С. В. Степанов, А. Б. Шабаров, Г. С. Бембель, А. В. Шаталов // Материалы XI Всероссийского съезда по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механик. Казань, 2015. С. 3600-3601.

  11. 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 государственный университет, 2016.

  12. Шабаров А. Б. Гидрогазодинамика: учеб. пос. / А. Б. Шабаров. 2-е изд., перераб. Тюмень: Изд-во Тюменского государственного университета, 2013. 460 с.

  13. Шабаров А. Б. Методы определения функций относительной фазовой проницаемости в задачах многофазной фильтрации / А. Б. Шабаров, А. В. Шаталов, П. В. Марков, Н. В. Шаталова // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Том 4. № 1. С. 79-109. DOI: 10.21684/2411-7978-2018-4-1-79-109

  14. 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

  15. Al-Gharbi M. S. Dynamic Pore-Scale Modelling of Two-Phase Flow: Ph. D. thesis / M. S. Al-Gharbi. London: Imperial College London, 2004.

  16. Aslan S. Non-monotonicity of the contact angle from NaCl and MgCl2 concentrations in two petroleum fluids on atomistically smooth surfaces / S. Aslan, N. F. Najafabadi, A. Firoozabadi // Energy and Fuels. 2016. Vol. 30. № 4. Pp. 2858-2864. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.6b00175

  17. Blunt M. J. Simulation and theory of two-phase flow in porous media / M. J. Blunt, M. J. King, H. Scher // Physical Review A. 1992. Vol. 46. № 12. Pp. 7680-7699. DOI: 10.1103/physreva.46.7680

  18. Lu Y. Effect of low-concentration of 1-pentanol on the wettability of petroleum fluid-brine-rock systems / Y. Lu, N. F. Najafabadi, A. Firoozabadi // Langmuir. 2019. Vol. 35. № 12. Pp. 4263-4269. DOI: 10.1021/acs.langmuir.9b00099

  19. Markov P. V. Rock typing on the basis of pore-scale models and complex well log interpretation parameters / P. V. Markov, S. P. Rodionov // International Conference and Exhibition «Tyumen 2017» (11-14 April 2017. Tyumen, Russia). EAGE, 2017. Pp. 1-5.

  20. Nasralla R. A. Investigation of wettability alteration and oil-recovery improvement by low-salinity water in sandstone rock / R. A. Nasralla, M. A. Bataweel, H. A. Nasr-El-Din // Journal of Canadian Petroleum Technology. 2013. Vol. 52. № 2. Pp. 144-154. DOI: 10.2118/146322-PA

  21. Piri M. Pore-Scale Modeling of Three-Phase Flow: Ph. D. thesis / M. Piri. London: Imperial College London, 2003.

  22. Raeini A. Q. Modelling Multiphase Flow through Micro-CT Images of the Pore Space: Ph. D. thesis / A. Q. Raeini. London: Imperial College London, 2013.

  23. Shandrygin A. N. Digital core analysis for flow process evaluation is myth or reality? / A. N. Shandrygin // SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition (14-16 October 2014, Moscow, Russia). 2014. Paper SPE-171216-MS.

  24. Valavanides M. S. Steady-state two-phase flow in porous media: review of progress in the development of the DeProF theory bridging pore to statistical thermodynamics scales / M. S. Valavanides // Oil and Gas Science and Technology. 2012. Vol. 67. № 5. Pp. 787-804.

  25. Valvatne P. H. Predictive Pore-Scale Modelling of Multiphase Flow: Ph. D. diss. / P. H. Valvatne. London: Imperial College London, 2004.

  26. Zemenkova M. Yu. Oil displacement by aqueous solutions of surfactants at various temperatures / M. Yu. Zemenkova, O. A. Kuzina, A. B. Shabarov. 2019. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. Vol. 663. № 1. Article № 012003. DOI: 10.1088/1757-899X/663/1/012003