РОЗРАХУНОК ТЕХНОЛОГІЧНОЇ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИТІСНЕННЯ НАФТИ РОЗЧИНОМ АКТИВНОЇ ДОМІШКИ МІЦЕЛЯРНОГО РОЗЧИНУ
Заводнення на сьогодні є основною технологією видобутку нафти, але при цьому у покладі залишається не видобутою значна частина нафти. Так, у сприятливих умовах при витісненні нафти водою коефіцієнт нафтовіддачі може сягати 0,65-0,7, а при відборі так званих важковидобувних запасів (мала проникність, велике неоднорідність пласта, висока в'язкість нафти) він складає лише 0,3-0,35.
Неповне витіснення нафти водою з пластів зумовлене: 1) капілярними силами; 2) мікро- та макронеоднорідністію пластів; 3) в’язкістю нафти.
Капілярні сили викликані капілярним тиском
(5.1)
де у – поверхневий натяг не межі поділу нафта - вода; и – кут змочування поверхні пор водою; r – радіус порового каналу.
Поверхні порових каналів в основному гідрофільні, тобто добре змочу-ються водою (кут змочування и <90°), хоча під дією асфальтенів нафти частково можуть бути гідрофобізовані (и°).
Для кожного окремо взятого зразка породи розмір пор змінюється у широких межах. Наприклад, у середньопроникних пластах (0,4-0,5 мкм2) радіус пор може змінюватися практично від нуля до 100-150 мкм2 при середньому значенні 10-20 мкм2, тобто має місце мікронеоднорідність порового простору. У дрібних порах капілярний тиск сягає 0,03-0,05 МПа.
На фронті витіснення у гідрофільних пластах під дією капілярних сил рідина швидше надходить у дрібні пори, ніж у великі (внаслідок більшої вели-чини капілярного тиску у дрібних порах). Тобто капілярні сили у гідрофільних пластах вирівняють фронт витіснення, сприяють витісненню нафти з дрібних пор, підвищуючи тим самим нафтовіддачу. При цьому необхідно, щоб швид-кість переміщення фронту витіснення була співрозмірною швидкості капіляр-ного всмоктування. Але таке можливе лише за дуже малих перепаді р тиску (до 0,3 МПа) між зонами закачування води та нафти, які в 15-20 разів менші від тих перепадів, що має місце на практиці й забезпечують економічно обґрунтовані темпи відбору нафти.
За реально існуючих швидкостей витіснення під дією гідродинамічного перепаду тиску нафти з випередженням витісняється з великих порових каналів, а під дією капілярних сил вона з дрібних пор витісняється водою в уже об-воднені великі пори, де утворюються окремі краплини (глобули) нафти у воді.
Для витіснення краплини нафти з порового каналу змінного перерізу не-обхідно перебороти різницю капілярних тисків (ефект Жамена), що визначається за формулою Лапласа
(5.2)
де , - відповідно більший (розширення) і менший (звуження) радіус порового каналу.
У гідрофобних колекторах вода може знаходитися тільки у центральній частині великих пор, тому нафта, то знаходиться у вигляді плівки на стінках великих пор та у дрібних порах дуже погано витісняється водою (коефіцієнт витіснення сягає лише 0,25-0,4). З попереднього зрозуміло, що усунення капі-лярних сил також сприятиме підвищенню нафтовіддачі. У частково гідрофон-бізованих пластах картина витіснення буде якоюсь мірою проміжною.
Зі збільшенням в’язкості нафти, точніше, зі зменшенням величини спів-відношення в’язкостей води та нафти нафтовіддача зменшується.
Отже, зменшення чи усунення дії капілярних сил, вирівнювання проник-ностей у різних об'ємах (шарах, зонах) пласта та збільшення співвідношення в’язкостей витіснювального агента й нафти сприяє збільшенню нафтовилучен-ня. Досягнути збільшення нафтовилучення вдається введенням різних домішок до нагнітальної води.
Домішку, яка здатна впливати на гідродинаміку потоку – умови руху рідину пористому середовищі, незалежно від її породи, називають активною домішкою, у противному разі – пасивною (пасивна домішка впливає тільки на сорбцію і розчинність активних домішок). Домішка може мати як фізичну (теплота), так і хімічну природу (полімери, СО2, луги, поверхнево-активні речовини – ПАР). Прийнято також розрізняти малоконцентровані (розчини ПАР, полімерів, карбонізована вода) і висококонцентровані розчини активних домішок (СО2, гази високого тиску, розчинники, міцелярні розчини).
Механізм гідродинамічної дії активних домішок при всій складності процесів фізико-хімічного заводнення зводиться до зміни фазових проникнос-тей, в’язкостей фаз і капілярного тиску, а також інтенсивності мікрофазового масообміну, тобто відповідно:
; ; ; ; ,
де s – насиченість пор водою; с – концентрація активної домішки у воді, причо-му припускають, що концентрація активної домішки в нафті пропорціональна концентрації с домішки у воді.
Під час витіснення нафти розчином активної домішки, як і під час витіс-нення нафти водою, мав місце процес двофазного руху. Вже показано, що при непоршневому витісненні цей процес описується системою рівнянь руху і не-розривності потоку обох фаз і капілярного тиску. У даному випадку додатково ще треба мати рівняння балансу маси активної домішки. Запишемо ці рівняння.
Активна домішка, що знаходиться в заданому елементі пористого середо-вища, може бути в трьох станах – розчинена у воді, розчинена у нафті та адсор-бована пористим середовищем. Концентрації домішки у воді та нафті беремо малими, тому можна вважати, що вона не змінює питомих об’ємів фаз. Фази покладаємо нестисливими. Тоді рівняння нерозривності потоку води та нафти (відповідно фази 1 і 2, або водна і нафтова) у випадку плоско-паралельної фільтрації з використанням активної домішки залишаються без змін і записуються так:
(5.3)
(5.4)
Обмежимося описом великомасштабних процесів витіснення, як і в моделі Баклея-Леверетта, тобто нехтуємо капілярним стрибком тиску між фазами та приймаємо, що тиск у фазах однакові. Нехтуємо також гравітаційними силами. Звідси рівняння руху представляємо рівняннями узагальненого закону Дарсі у вигляді :
(5.5)
(5.6)
де с1, с2 – об’ємна концентрація активної домішки відповідно у воді та нафті.
Рівняння балансу маси домішки одержуємо аналогічно виведенню рів-няння нерозривності потоку. Об’ємна кількість домішки в одиниці об’єму пористого середовища, що припадає на воду, нафту те пористе середовище,
(5.7)
а швидкість потоку домішки
(5.8)
де A – об’ємна кількість активної домішки, що адсорбована (нагромаджене) одиницею об’єму пористого