Calculation and experimental method for determining the filtration parameters of the mixture “oil — aqueous solution of surfactants”

Abstract

The article describes a physical and mathematical cluster precise model and a method for calculating the flow of a two-phase mixture “oil — aqueous solution of surface-active substances” in the pore space of rocks. This method allows us to predict the effect of the type of aqueous solution of surface-active substances and the temperature of the solution on the type of relative permeabilities (RPP). The results of an experimental study of stationary two-phase fluid filtration in a reservoir model through a composite column of core samples are presented. A method is given for determining the relative permeability functions using additional reagents based on the obtained generalized experimental data and calculating pressure losses due to friction, local resistances, and interfacial interaction during the flow of oil-water mixture in the pore channels. Formulas are proposed for calculating losses from interphase interaction taking into account the influence of the type of surfactant and formation temperature. The dependences of the relative amplitude of pressure loss on interfacial interaction and the position of the maximum loss of the bell-shaped curve on the type of surfactant, formation temperature and adhesion work are obtained, which allow approximating the magnitude of pressure loss on interfacial interactions taking into account surfactants and temperature. The effect of temperature on the type of relative permeabilities is shown. It was established that the use of the studied aqueous surfactant solutions instead of water for oil displacement leads to a decrease in the residual oil saturation in the core due to a decrease in interfacial tension at the oil-water interface, which as a result leads to an increase in oil recovery.

Mass transfer of phases in the flow of oil-water-gas mixture on the core scale

“…Согласно предложенной авторами схеме, к расчетно-экспериментальным методикам относятся вычисление тех кривых ОФП, что определены по моделям порового пространства. Например, квазиодномерная модель порового пространства основана на распределении пор по диаметрам, вычисляемом из кривых капиллярных давлений (ККД) [1,11,22,27,28]. А. Е. Алтуниным и его коллегами [1] реализован расчетный метод получения ОФП, который можно считать золотой серединой между аналитическими методами расчета ОФП и прямым гидродинамическим расчетом.…”

“…Таким образом, особенности трехфазного течения следует изучать на основе уравнений гидрогазодинамики, включая уравнения баланса расхода фаз и уравнений движения фаз в форме обобщенных уравнений Бернулли, как это было предложено в работах [11,26,27], но уже только для трехфазной фильтрации.…”

“…Эти параметры каналов вычислены из кривых капиллярного давления: [27,28], безразмерные величины (б/б). С использованием уравнения Лапласа найдены среднеплощадные диаметры d j middle [28] (по аналогии с двухфазным течением [11,27]). Далее вычислены объемы «чистых» каналов в кластере V B , V A , V S (м 3 ).…”

“…Потери давления при четочном квазиодномерном течении флюида в B-, A-, S-каналах кластера складываются из трех составляющих [11,27] Ниже представлены отдельные составляющие для уравнений потерь давления в соответствующих каналах кластера.…”

“…где коэффициенты Согласно полученным данным в работах [11,27], установлено, что при фильтрации флюида возникают потери давления от взаимодействия фаз. Потери от межфазного взаимодействия могут быть записаны в виде [27]:…”