Эффективность вытеснения нефти раствором поверхностно-активного вещества
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?итывается объем выдавливаемой капли в делениях лимба микровинта. Проводится не менее 10 подобных замеров и берется среднее значение объема капли V, по которому вычисляется величина межфазного натяжения на границе нефть-дистиллированная вода
?в-н = К V (?в - ?н), (1.9)
где ? - межфазное натяжение, мН/м;
К - постоянная капилляра, мНм3 / (мкг);- объем выдавливаемой капли, в делениях шкалы;
?н - плотность нефти, кг/м3
По полученным данным эксперимента строится график зависимости величины межфазного поверхностного натяжения на границе нефть-вода от температуры.
2.4 Результаты экспериментальных исследований поверхностной и межфазной активности ПАВ
После подготовки сталагмометра к проведению измерений нами была произведена тарировка прибора. Была рассчитана константа К на границе дистиллированная вода - октан (К = 0,008974). Затем мы проводили лабораторные исследования при комнатной температуре (24 С). Результаты приведены в Таблице 2, 3.
Таблица 2 - Результаты измерения поверхностного натяжения растворов ПАВ, дистиллирована вода
Концентрация, %Плотность, г/см3Количество капель, шт.Поверхностное натяжение, мН/мвода0,99812272,980,050,99522234,60,10,99523832,30,20,99524331,60,30,99525630,00,40,99425729,90,50,99425829,80,60,99426029,50,70,99326129,40,80,99326229,30,90,99326429,11,00,99326628,8
По Таблице 2 была построена изотерма поверхностного натяжения (Рисунок 2).
Рисунок 2 - Изотерма поверхностного натяжения растворов ПАВ
Рисунок 3 - Изменение относительного поверхностного натяжения
Как видно, для раствора концентрацией 0,1 % поверхностное натяжение меньше примерно на 15%. Максимальное изменение характерно для раствора 5% концентрации, оно составляет 40% или снижено в 2,5 раза. При этом значения для 2.5 и 5 % близки.
Межфазное натяжение на границе трансформаторное масло - дистиллированная вода составляет 41,5 мн/м. Эксперименты проводили с нефтью Девонского отложения Серафимовского месторождения Республики Башкортостан Российской Федерации.
Результаты представлены в Таблице 3.
Таблица 3 - Результаты измерения межфазного натяжения растворов ПАВ, дистиллированная вода
Концентрация, %Значения лимбаКонстантаПлотность раствора, г/см3Плотность трансформаторного масла, г/м3Межфазное натяжение, мН/мДистиллированная вода300,00897499884441,50,052,50,0089749958443,40,11,90,0089749958442,60,21,80,0089749958442,40,31,80,0089749958442,40,41,70,0089749948442,30,51,60,0089749948442,20,61,50,0089749948442,00,71,40,0089749938441,90,81,30,0089749938441,70,91,20,0089749938441,61,01,10,0089749938441,5
Как видно, максимальное снижение МН характерно для 5% раствора. Снижение составляет примерно 19 раз, что представлено ярко на рисунке 6.
Рисунок 4 - Изотерма межфазного натяжения растворов ПАВ, дистиллированная вода
Рисунок 5 - Изменение относительного межфазного натяжения
По рисунку видно, что значения для 2.5 и 5 % близки. Оба значения предположительно покажут высокую отмывающую способность, что следуетподтвердить в последующих экспериментах по отмыву почвы и песка от нефтяного загрязнения.
3. Экспериментальные исследования механизма вытеснения модели нефти растворами ПАВ из пористой среды
.1 Обоснование выбора модели с использованием критериев подобия
При подготовке к проведению экспериментов были рассчитаны и изготовлены насыпные модели, руководствуясь известными критериями подобия при фильтрации через модели, пласта.
Расчет размеров модели и условий эксперимента исходя из критериев подобия пластовых и модельных условий.
Общепринято в настоящее время при проведении фильтрационных исследований использовать условия подобия и вытекающие из них количественные критерии подобия, рассмотренные в работе [100]. Выбор параметров экспериментов основан на безразмерных отношениях величин, характеризующих физический процесс, происходящий в исследуемой модели. Метод анализа размерностей или приведение к безразмерному виду уравнений, описывающих изучаемый процесс, позволяют получить критерии подобия.
При осуществлении физического моделирования практически невозможно поддерживать условие
потому что в этом случае проницаемость модели должна быть слишком мала. Таким образом, затрудняется точнее моделирование процесса.
Приближенное моделирование осуществимо при пренебрежении величиной капиллярного давления и допущении, что процесс не зависит от соотношения , где ? - коэффициент поверхностного натяжения на границе раздела фаз, ?P - перепад давления на модели. С капиллярностью связан только комплекс влияющий на значения фазовых проницаемостей по нефти и воде. Приближенное подобие достигается при сохранении условия
(1.11)
(1.12)
и требования от используемой модели условия, что величина капиллярного давления незначительна но сравнению с общим перепадом по модели.
Известно [100] понятие стабилизированной зоны - области, в которой происходит переход от движения чистой нефти к отмыву нефти. Длина этой области приблизительно постоянна.
Допустим, что в экспериментах относительный размер стабилизированной зоны равняется величине x*,тогда соответствующее значение критерия подобия
?1 = x* / c,(1.13)
где с - параметр, который зависит от соотношения вязкостей вытесняющей воды и нефти (Рисунок 6).
Проведенные исследования показывают, что для ?1 ? 0,6 нефтеотдача практически не зависит от дальнейшего уменьшения этого критерия.
Помимо критерия ?1, необходимо удовлетворение критерия
(1.14)