Главное меню
Главная О сайте Добавить материалы на сайт Поиск по сайту Карта книг Карта сайта
Книги
Аналитическая химия Ароматерапия Биотехнология Биохимия Высокомолекулярная химия Геохимия Гидрохимия Древесина и продукты ее переработки Другое Журналы История химии Каталитическая химия Квантовая химия Лабораторная техника Лекарственные средства Металлургия Молекулярная химия Неорганическая химия Органическая химия Органические синтезы Парфюмерия Пищевые производства Промышленные производства Резиновое и каучуковое производство Синтез органики Справочники Токсикология Фармацевтика Физическая химия Химия материалов Хроматография Экологическая химия Эксперементальная химия Электрохимия Энергетическая химия
Новые книги
Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 2" (Журналы)

Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 1" (Журналы)

Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 12" (Журналы)

Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 11" (Журналы)

Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 10" (Журналы)
Книги по химии
booksonchemistry.com -> Добавить материалы на сайт -> Неорганическая химия -> Алтунина Л.К. -> "Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ" -> 50

Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ - Алтунина Л.К.

Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ — Н.: Наука, 1995. — 198 c.
ISBN 5-02-030604-5
Скачать (прямая ссылка): uvelichenienefteotdachi1995.djvu
Предыдущая << 1 .. 44 45 46 47 48 49 < 50 > 51 52 53 54 55 56 .. 74 >> Следующая

— движение фаз описывается обобщенным законом Дарси для каждой из них;
— процессы сорбции и массообмена равновесные;
— селитра и аммиак как компоненты щелочной буферной системы движутся с одинаковой скоростью и могут задерживаться пористой средой пропорционально их содержанию;
— размер капель меньше характерного размера поровых каналов, так что капли нефти в воде и воды в нефти движутся не застревая со скоростью соответствующих фаз;
— сорбцией ПАВ из нефтяной фазы пренебрегают;
— степень гидролиза карбамида зависит от времени в соответствии с кинетическим уравнением гидролиза.
Третье допущение позволяет отождествить концентрации селитры и щелочной буферной системы в растворе композиции. Отметим, что для получения значений pH в каждой точке пласта в различные моменты времени могут использоваться два подхода. Первый основан на присоединении к гидродинамическим уравнениям соотношений, описывающих процесс электролитической диссоциации молекул, обеспечивающий буферность системы. Этот подход требует вместе с введением дополнительных уравнений и задания дополнительных параметров: констант диссоциации, коэффициентов активности и др. Второй подход связан с введением в математическую модель эмпирической зависимости pH от степени разбавления композиции, т.е. от концентрации в ней щелочного компонента, в частности селитры. В рассматриваемой модели использовался второй подход.
Введем следующие обозначения:
у(х) — ширина потока;
т — пористость;
К — абсолютная проницаемость;
С„> С., Сп — относительное содержание соответственно нефти, воды и ПАВ в единице объема пористой среды;
снн, СНВ, свв, Свв, СПВ, СПН — объемные доли или концентрации каждого из компонентов в водной и нефтяной фазах (первый индекс относится к компоненту, а второй — к фазе);
ССо2н> ССо2в — объемные доли С02 в нефти и воде;
Cs — концентрация селитры в водной фазе;
as — концентрация селитры на породе;
ап — концентрация ПАВ на породе (количество сорбированного ПАВ):
Ун, ^в — векторы скорости фильтрации фаз;
Кн, Кв — относительные фазовые проницаемости;
S. — насыщенности фаз;
нагн.скв.
Рис. 3.13. Расчетная схема фильтрационного потока.
/ли, (ле — вязкости фаз; рн, рв — плотности фаз;
РИ, Ре — давления в фазах;
FH, Fe — доля нефти и воды в потоке;
g — ускорение свободного падения; а — межфазное натяжение; в — краевой угол смачивания;
/ — функция капиллярного давления (функция Леверетта); q — плотность источников, моделирующих работу скважин; t, х, z — время и декартовы координаты.
Рассмотрим двумерное течение в вертикальной плоскости с приближенным учетом третьего измерения путем введения зависящей от дс переменной ширины потока у(х). Такая схематизация пласта (рис. 3.13) позволяет с учетом гравитационных и капиллярных сил
рассчитывать вытеснение нефти в неоднородных по толщине пластах,
разрабатываемых наиболее распространенными рядными или площадными системами заводнения [259].
Тогда в принятых обозначениях данную модель можно представить в виде следующей системы уравнений двухфазной пятикомпонентной фильтрации:
3 С -* -*
у т-~^= -V ly (VH-Ст+ V,-С^) ]-
Я ' (Рн ¦ ^нн "*¦ F* ' ^нв)>
(3.3)
ym-^=-Vly(VH-CBH+VB-CBB)]-
С„ + FB • CBB), (3.4)
* О = V • ly ¦ (VH • Сип + VB • Сга) ] - ,
- Я - {FH - Ст + Fs- Сга), (3.5)
^со, -* -*
У ¦ т = - V[y(KHCC02„ + VBCcо2В) ] -
- <?(^нСсо2„ + ^со2в). (3.6)
у • т ¦ ft (SBCBBCs + as) = - V(y ¦ VB ¦ CBB ¦ Cs) -
- q-FB-CBB• Cs, (3.7)
= - ^'(VPh +yoH -g-z),VB=- ¦ (VPB +pB-g- z),( 3.8)
PK = PH — PB = a • cosd • Vm/K ¦ J. (3.9)
Считается, что сорбция ПАВ происходит только из водной фазы и задается изотермой Генри:
ап = Г-Спв- SB, (3.10)
где Г — коэффициент Генри.
В модели приняты следующие балансовые ограничительные соотношения:
Сн = 5но + (5Н - 5но) • Ст + SB • Cw (3.11)
Св = (5Н - 5но) • Свн + SB ¦ Свв, (3.12)
Сп = (SH - SHO) • Си,, + SB • Cmt (3.13)
Ссо2 = (SH — SHO) • Cco2h + ' Cco2b> (3.14)
Снв + Сщ> + Свв + CC02B = Снн + Спн + CBH + CC02H = !> <3-15>
5„ + SB = 1. сн + CB + Cn + CCo2 = 1, (3.16)
где Sho — неуменьшаемая предельная нефтенасыщенность или часть остаточной нефти, не вступающая в процесс солюбилизации и определяемая экспериментально.
К системе уравнений (3.3) — (3.16) необходимо добавить условия фазового равновесия. Для системы нефть — вода — ПАВ они могут
3.4. Математическая модель нефтевытеснения
145
быть сформулированы следующим образом: если Сн - 5но < Ха • Сп или Св < Лв • Сп, то
= 5но, = 0, Сга = (3.17)
но 1 но
иначе
^нв = Ст = Лн • Ст, Свн = Лв • Сга{, (3.18)
где Ан, Ап, Ав — константы равновесия, соответствующие фазовой диаграмме системы нефть — вода — ПАВ.
Диоксид углерода распределяется между нефтяной и водной фазами согласно коэффициенту распределения А:
Ссо2 = ' Ссо2в ПРИ Ссо2 * Ссо2
и (3.19)
^С02 в = ^С02 в ПРИ СС02 в > СЬо2 в>
где Ссо в — предельное значение концентрации С02 в водной фазе,
зависящее от температуры, давления и минерализации водной фазы; А — коэффициент распределения С02 между водой и нефтью.
В модели принято, что оптимальные относительные фазовые проницаемости для нефти и раствора имеют вид, подобный исходным (т.е. при вытеснении нефти водой), но смещены в сторону уменьшения остаточной нефтенасыщенности почти на величину ее снижения. Кроме того, относительная фазовая проницаемость для раствора умножается на отношение фазовых проницаемостей раствора и воды при соответствующих остаточных нефтенасыщенностях.
Предыдущая << 1 .. 44 45 46 47 48 49 < 50 > 51 52 53 54 55 56 .. 74 >> Следующая

Авторские права © 2011 BooksOnChemistry. Все права защищены.
Реклама