WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

где v – скорость проникновения газовой фазы в пленочную нефть; U – скорость движения вытесняющей фазы – углеводородного газа; (С) – вязкость, зависящая от концентрации вытесняющей фазы (С).

Уравнение (1) показывает отсутствие ускорения движения газовой фазы по оси оу. Систему уравнений (1) и (2) решаем при следующих граничных и начальных условиях:

. (3)

Задачу решаем методом интегральных соотношений. Представим диффузию газовой фазы в пленочно-удержанную нефть из двух ступеней смешения. При малых находим длину первой ступени смешения.

Зависимость вязкости от концентрации С аппроксимируем выражением

, (4)

где 0, 1 – вязкости вытесняемой и вытесняющей фаз соответственно; – толщина пленочной нефти; b, d – коэффициенты, определяемые экспериментально. Длину зоны смешения во второй ступени находим при концентрации газа возле внутренней стенки капилляра С0, равной 0,9.

На рисунках 2 – 4 приводятся распределение концентрации газовой фазы в жидкой, изменение вязкости смеси в остаточной пленочной нефти и увеличение подвижности последней, рассчитанные по полученным формулам с учетом экспериментальных данных и ранее предложенных зависимостей, в которых установлены максимальное и минимальное значения коэффициента молекулярной диффузии компонентов жидкой фазы в газовую, которые впоследствии увлекаются потоком в ядре поры нефтенасыщенного пласта.

Рисунок 2 Распределение концентрации углеводородного газа в пленочной нефти

Рисунок 3 Изменение вязкости пленочной нефти при конденсации

и диффузии углеводородного газа в ней

Рисунок 4 Изменение скорости проникновения углеводородного газа

в остаточную пленочную нефть

Полученные результаты позволили установить, что диффузионная длина смешения существенно зависит от отношения вязкостей жидкой и газовой фаз. Чем больше эта величина, тем большее количество углеводородного газа потребуется для полного вытеснения остаточной пленочной нефти.

Для решения задачи вытеснения вязкой жидкости углеводородным газом высокого давления в тонком капилляре в случае ламинарного режима (рисунок 5) использовали метод послойного движения, применяемый в подземной гидродинамике при исследовании перемещения границы раздела двух жидкостей. В нашем случае это условие выполняется при вытеснении нефти углеводородным газом высокого давления. При этом давление на концах капилляра задано, эпюра распределения скоростей такая, как и для движения однородной жидкости при тех же граничных условиях. Скорость движения граничной точки вдоль оси z на мениске между двумя фазами в капилляре определяется из системы уравнений:

,

,

где Р – давление в точке раздела (на мениске между двумя фазами); 1, 2 – вязкости вытесняющего и вытесняемого углеводородов; R – радиус капилляра; r – расстояние маркера от оси капилляра; L – длина капилляра; Р1 и Р2 – давлениия в сечениях z = 0 и z = L соответственно.

Рисунок 5 Изображение границы раздела двух жидкостей при вытеснении

нефти углеводородным газом высокого давления (Р = 22,5 МПа)

В результате решения задачи получена полуэмпирическая формула расчета коэффициента поверхностного натяжения при вытеснении нефти углеводородным газом высокого давления

.

Используя результаты экспериментальных исследований, были проведены расчеты минимального и максимального значений капиллярного давления от 7 до 200 кПа и поверхностного натяжения между контактируемыми фазами от 0,17 до 1,32 Н/мм при вытеснении вязкой жидкости в тонком капилляре.

В третьей главе приводятся результаты исследования поверхностных явлений на границе различных фаз. Изучено многокомпонентное равновесие в системе «газ – нефть» при фазовых переходах первого рода, влияние поверхностной энергии на границе жидкости с другими фазами на капиллярные явления при вытеснении нефти.

При фазовом переходе 1-го рода превращение одной фазы в другую требует перестройки системы и преодоления барьера энергетически невыгодных промежуточных состояний (испарения и конденсации).

По результатам исследований установлено, что основными факторами, определяющими форму фазовой диаграммы, линий давления начала конденсации, а также линий максимального количества выпавшей жидкой фазы, являются:

- количество растворенной в смеси жидкой фазы – конденсата, нефти;

- состав конденсата или нефти и их плотности и др.

Поверхностная энергия жидкости зависит не только от свойств са­мой жидкости, но и от свойств среды, с которой жидкость граничит. Когда жидкость граничит с другой жидкостью или с твердым телом или с газом под большим (несколько сот атмосфер) дав­лением, плотности веществ сравнимы между собой и поэтому нельзя пре­небрегать взаимодействием частиц жидкости с частицами соприкасаю­щейся среды. Значения коэффициентов поверх­ностного натяжения жидкости, граничащей со своим паром и с другим более плотным веществом, значительно различаются между собой. По­этому, определяя коэффициент поверхностного натяжения, необходимо учитывать свойства фаз по обе стороны от границы раздела.

В главе рассмотрены параметры, определяющие процессы, происходящие на контакте между двумя контактируемыми фа­зами: краевой угол смачивания, коэффициент поверхностного натяжения, поверхностная энергия жидкости. Смачивание жидкостью поверхности твердых тел характеризуется величиной равновесного краевого угла смачивания 0, который определяется в точке пересечения продолжения профиля невозмущенной поверхности си­лами объемной жидкости с подложкой.

Дерягин Б.В. показал, что объемная жидкость может обра­зовывать конечные краевые углы смачивания с полимолекулярными пленками, которые могут рассматриваться как прослойка жидкой фазы, находящей­ся в силовом поле межфазных поверхностей, между которыми она заклю­чена. Им предложено использовать для описания условий такого равновесия понятие натяжения плёнки f, эквивалентное sv и зависящее от её толщины h:. Это уравнение позволяет рассчитывать значение коэффициента поверхностного натяжения на границе вытесняемого и вытесняющего фаз путем измерения равновесных крае­вых углов смачивания 0, характеризующих осо­бенности взаимодействия данной жидкости с твердой подложкой. Определяют величину разности удельных меж­фазных энергий подложки, радиуса кривизны мениска между вытесняемой и вытесняющей фазами.

В следующей главе с использованием вышеизложенного на основе большого объема экспериментальных исследований изучены капиллярные явления в модели единичной поры продуктивного пласта с учетом реологических свойств пленочно-удержанной нефти.

Четвертая глава посвящена экспериментальному исследованию движения двухфазных жидкостей в модели единичной поры пласта. Усовершенствована методика проведения экспериментальных исследований на капиллярной установке. Изучены неравновесные эффекты в различных системах вытесняемого и вытесняющего агентов. Исследованы процессы фазового перехода первого рода в остаточной пленочной нефти. Усовершенствована методика цифровой обработки изображений в оптической микроскопии.

На основе экспериментальных исследований на капиллярной установке подтверждены теоретические предпосылки, а также обнаружены дополнительные, ранее неустановленные эффекты вытеснения нефти углеводородными газами.

Экспериментальное исследование изменения угла смачивания различных систем в зависимости от давления проводилось в кварцевом капилляре диаметром 100 мкм при постепенном повышении давления от 1 до 23 МПа. В экспериментах использовались различные модели нефти, пластовая нефть Арланского месторождения и природный газ Метелинского месторождения Республики Башкортостан. Повышали давление и наблюдали за изменением краевого угла смачивания через микроскоп, а также на экране телевизора через установленную на микроскопе цифровую видеокамеру. В результате анализа исследований установили, что с повышением давления уменьшаются радиус кривизны и краевой угол смачивания.

Экспериментальные исследования на капиллярной установке с использованием как моделей нефти (гексан, гептан), так и нефти Арланского месторождения подтверждают теоретические предпосылки зависимости краевого угла смачивания и радиуса кривизны мениска от поверхностного натяжения и давления для эталонных жидкостей (гексан, гептан):

– с увеличением краевого угла смачивания поверхностное натяжение уменьшается;

– с увеличением давления в системе краевой угол смачивания уменьшается.

Экспериментальные исследования по изучению структуры массопереноса двухфазных смесей в продуктивной пористой среде нефтяного месторождения проводили с использованием как модели нефти, так и с реальными нефтями. В качестве вытесняющего агента служил углеводородный газ Метелинского месторождения. Исследования проводили на капиллярной установке при давлениях от 15 до 30 МПа и температуре залежи используемой нефти (рисунок 6).

Рисунок 6 Процесс массопереноса двухфазных смесей в модели единичной поры пласта

В работе проведен анализ процесса массопереноса с помощью усовершенствованной программы 3d Image, созданной в Башгосуниверситете, с учетом специфики реализации цифровой обработки двумерных цветных изображений в оптических микроскопах на примере модели нефти и углеводородного газа.

Программа имеет полный набор стандартных средств для статистического анализа яркостных профилей выделенных строк изображения. Кроме этого, в программу введены такие функции, как построение трехмерного изображения и раздельный анализ цветовых компонент исходного изображения.

Изображение записывалось в виде растровых телевизионных изображений и обрабатывалось в цифровой форме в компьютере.

Основными характеристиками программы являются профиль яркости растровых изображений, спектральная плотность, автокорреляционная функция, а также представление яркостного профиля строки в псевдофазовой плоскости. На рисунке 7 в качестве анализируемых характеристик используется одномерная функция распределения профилей трехмерных изображений процесса массопереноса двухфазных смесей в капиллярной модели, сопоставительные характеристики которых представлены четырьмя последовательными строками через каждые десять строк по поперечному сечению капилляра диаметром 100 мкм.

Рисунок 7 Функция распределения

профилей, усредненная

по четырем строкам

Рисунок 8 Автокорреляционная функция профилей, усредненная

по четырем строкам

Рисунок 9 Амплитудно-частотная

характеристика (АЧХ),

усредненная по четырем строкам

Рисунок 10 Динамические характеристики профилей четырех строк
на псевдофазовой плоскости

На рисунке 8 представлены автокорреляционные функции профилей, усредненных по четырем последовательным строкам, которые могут выявлять скрытые периодичности изменения концентрации компонент двухфазного потока.

Как видно из анализа рисунка 8, немонотонный спад с последующим ростом автокорреляционной функции свидетельствует о наличии регулярностей в изменении профиля. Амплитудно-частотные характеристики также позволяют анализировать регулярность повторения профиля.

Амплитудно-частотные характеристики на рисунке 9 с большим количеством пиков показывают, что в данном эксперименте наблюдаются конкретные регулярности изменения профиля. Одновременно исследовались и фазово-частотные характеристики по анализируемому эксперименту, которые представлены на рисунке 10.

В связи с тем, что при дифференцировании экспериментальных данных возможны допущения больших погрешностей, здесь мы анализируем псевдофазовые плоскости профилей строк.

Если сопоставить соответствующие рисунки в одних и тех же строках по профилю яркости и фазовой плоскости, например рисунки 10 и 11, то видно, что профили яркости совпадают, а по фазовым траекториям тех же строк обнаруживается их различие. Маркер в программе 3d Image позволяет в фазовой траектории найти соответствующую точку в трехмерном и экспериментальном изображениях.

Рисунок 11 Яркостные профили четырех строк

В связи с необходимостью получения яркостного профиля четырех последовательных строк по истечении определенного времени контакта фаз и одномерной функции распределения яркостного профиля в работе представлены фотографии и рисунки на примере модели нефти и углеводородного газа, которые дают возможность более детального изучения физических явлений на контакте вытесняемого и вытесняющего агентов между остаточной пленочной жидкостью и вытесняющим агентом с учетом напряжения сдвига в начальный момент времени. Многочисленные опыты показали, что для изучения реологических характеристик нефти и систем, применяемых при нефтедобыче, необходимо выдержать систему как минимум 48 часов для установления адсорбционных процессов. В приведенных опытах кварцевый капилляр использовался как модель терригенных пород. Исследования показывают, что определяющим фактором поведения исследуемой системы является время релаксации (или модуль сдвиговой упругости). Поэтому для установления некоторого равновесия между контактируемыми фазами визуальное наблюдение начали через 48 часов после контакта, посчитав, что этого времени в модели единичной поры пласта является достаточно для изучения поведения бингамовской среды в терригенных пластах. Измерения диффузионной длины в остаточной пленочной нефти проводились видео- и фотосъемкой. При первоначальном контакте фаз визуально не наблюдается проявление эффекта нормального напряжения сдвига. При повышении давления в системе на изображении контакта фаз проявляется остаточная пленочная жидкость (рисунок 12).

Рисунок 12 Изменение диффузионной длины в остаточной пленочной нефти

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»