Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Вытеснение нефти углекислым газом


Углекислый газ вытеснение - Справочник химика 21

    В качестве вытесняющего агента, увеличивающего нефтеотдачу, применяют карбонизированную воду-водный раствор углекислого газа. Углекислый газ хорошо растворяется в нефти. При растворении СО2 в воде и в нефти уменьшается поверхностное натяжение на границе раздела фаз. За счет этого снижается остаточная нефтенасыщенность и увеличивается коэффициент вытеснения. Растворение СО2 в воде увеличивает ее вязкость, растворение СО2 в нефти снижает вязкость нефти и увеличивает фазовую проницаемость. Этим достигается контроль за подвижностью фаз и, тем самым, увеличение коэффициента охвата. [c.302]     Известно много вариантов технологии этого метода непрерывное вытеснение нефти углекислым газом, вытеснение нефти оторочкой углекислого газа, которая проталкивается чистой или [c.118]

    Окончательно пока еще нельзя составить полного представления о возможностях вытеснения нефти углекислым газом. Не отработана и оптимальная технология метода. Однако уже установлено, что СОг вытесняет зна чительную часть нефти, оставшейся в пласте после заводнения. [c.119]

    Вытеснением нефти оторочкой углекислого газа с применением метода заводнения можно достичь более высокой нефтеотдачи, чем при непрерывной закачке чистого углекислого газа и карбонизированной воды. [c.119]

    При вытеснении нефти оторочкой углекислого газа нефтеотдача может быть на 50—100% больше, чем при обычном заводнении, если удельный расход углекислого газа составлял не менее [c.119]

    II группа смешивающегося вытеснения нефти жидкими и газообразными рабочими средами (углекислым газом, углеводородными газами высокого давления, растворителями и т. д.)  [c.51]

    Вытеснение со смешиванием и закачкой углекислого газа......8,9 [c.64]

    Вытеснение сжиженным углекислым газом. Этот процесс происходит при низкой пластовой температуре (ниже 31,04 °С) и давлении, превышающем упругость паров углекислого газа, в частности на поздних стадиях разработки, характеризующихся существенным снижением пластовой температуры. Компонентная характеристика фильтрующихся пластовых сред аналогична приведенным выше. [c.152]

    Вытеснение со смешиванием. Такой процесс может происходить при вытеснении как газообразным, так и жидким углекислым газом. Но полное вытеснение со смешиванием проходит лишь при давлениях, превышающих давление смешиваемости. При этом выделяются несколько зон 1 — зона вытесняемой нефти (жидкая углеводородная фаза) 2 —промежуточная газожидкостная зона, газовая и жидкая фаза, которая состоит как из углеводородных компонентов, так и из углекислого газа 5 —зона полной взаимной растворимости, представляющая собой газообразную смесь углеводородных компонентов и СО2 без границы раздела( 4 — зона вытесняющего агента (в основном газообразный углекислый газ). При пластовом давлении меньшем давления смешиваемости третья зона — зона полной взаимной растворимости — отсутствует. [c.152]

    Вытеснение карбонизированной водей. При этом происходит двухфазная (жидкость—жидкость) фильтрация, а углекислый газ присутствует в обеих фазах больше в воде и меньше — в вытесняемой нефти (в зоне, непосредственно прилегающей к границе раздела). [c.152]

    Физика процесса вытеснения нефти с использованием углекислого газа такова, что его обычно считают методом, используемым в период поддержания пластового давления. Значительные потенциальные возможности метод имеет и на более поздней стадии разработки месторождения, метод позволяет снизить остаточную нефтенасыщенность. [c.153]

    В первых холодильных машинах в качестве холодильного агента использовали воздух. Однако вследствие малой экономичности уже в конце XIX в. воздух был вытеснен аммиаком и углекислым газом. В настоящее время в компрессионных холодильных [c.145]

    Методы вытеснения нефти углекислым газом (или воздействие карбонизированной водой) требуют литологического ограничения объекта по эффективной толщине (не более 15 м) прн высокой проницаемости коллектора (не менее 0,1 мкм ). По вещественному составу предпочтителен песчаник с хорошей кварцевой основой (до 90%) и ограниченным содержанием глинистых фракций (не более 7 10 об. %) Нефть должна иметь ограниченное количество асфальтосмолистых веществ, а пластовая вода — малое содержание ионов двухвалентных металлов, чтобы исключить нежелательные физико-химические процессы. [c.31]

    Методы вытеснения нефти смешивающимися с нею реагентами (углеводородными и другими газами) имеют узкую область применения— лишь на месторождениях с малой вязкостью нефти (0,5—1,5 мПа-с) и малопродуктивными пластами, где обычное заводнение трудно реализовать технически. При использовании этих методов в самых благоприятных условиях можно повысить коэффициент нефтеотдачи пластов по сравнению с результатами обычного заводнения не более чем на 5—7%. Для заводненных пластов эти методы совсем неприемлемы. Однако вытеснение нефти углекислым газом относится к весьма перспективным и эффективным методам извлечения нефти из заводненных пластов. [c.183]

    Использование углекислого газа для предотвращения воспламенения более эффективно, чем азота. Продувка может осуществляться путем вытеснения или разбавления газа (воздуха) внутри емкости инертным газом. При продувке вытеснением без перемешивания количество инертного газа примерно должно быть равно внутреннему объему емкости. При продувке разбавлением за счет перемешивания расход инертного газа равен 5-кратному внутреннему объему емкости. [c.143]

    На весах уравновешен стакан емкостью 0,5 л, после чего воздух из него вытеснен углекислым газом. Какой груз и на какую чашку весов нужно полонравновесие Расчет вести для нормальных условий. [c.28]

    Сущность предлагаемого метода заключается в пиролитическом разложении навески вещества в присутствии окислителя (NiO) в стандартной установке, в атмосфере углекислого газа, при температуре 900—950 °С. Выделяющийся азот количественно собирают в азотометр над 50%-ным раствором едкого кали. Сожжение и вытеснение продуктов сожжения занимают 20— 25 мин. [c.162]

    Работа [76] посвящена исследованию процессов вытеснения нефти карбонизированной водой. Учитывается изменение вязкостей фаз и эффект разбухания нефти при растворении в ней углекислого газа. Получены профили насыщенности и концентрации углекислого газа в ходе вытеснения. Показана аналогия задачи вытеснения нефти карбонизированной водой классической задаче хроматографии газов. [c.178]

    Определение азота. Азот в органическом веществе может быть определен различными методами. По методу Дюма, навеску вещества сжигают в трубке с окисью меди в струе углекислого газа. Азот при этом выделяется в элементарном виде (N3) и вместе с другими продуктами окисления (Н О и СО ) вытесняется в аппарат (азотометр), наполненный крепким раствором едкого кали, поглощающим углекислый газ и конденсирующуюся воду. Вытесненный азот определяется по объему. [c.30]

    Минут через 15 после начала нагревания проводят пробу на полноту вытеснения воздуха из трубки. Для этого, поднимая грушу, наполняют трубку азотометра раствором едкого кали, закрывают кран и вновь опускают грушу. Если из трубки для сожжения воздух вытеснен полностью, то в течение 2 мин. над щелочью собирается лишь очень небольшое количество пены. Если же над щелочью собирается заметное количество газа, то снова открывают кран азотометра, дают щелочи стечь обратно в грушу и пропускают углекислый газ еще в течение 5 мин., после чего снова проводят пробу на полноту вытеснения воздуха. [c.229]

    После того как весь воздух будет вытеснен из прибора, прекращают пропускание углекислого газа, подставляют под верхнюю 5-образную отводную трубку азотометра чашку с водой (так, чтобы наружный конец 5-образной трубки находился под водой) и при открытом кране поднимают грушу настолько высоко, чтобы наполнить щелочью не только весь азотометр, но и верхнюю [c.229]

    После того как вся трубка будет нагрета до темнокрасного каления и выделение газа прекратится, снова начинают пропускать углекислый газ для вытеснения азота из трубки. Когда выходящий из трубки газ будет полностью растворяться в щелочи (минут через 10—15), закрывают кран (или зажим), [c.229]

    Чтобы выполнить ответственные операции по заполнению компенсатора водородом и вытеснению его из машины, применяют соответствующие оборудование и аппаратуру. Принципиальная схема газового устройства компенсатора с водородным охлаждением мощностью 100 МВ А с отдельной камерой контактных колец приведена на рис. 4.17. Установка газового управления включает в себя пост водородных баллонов и пост балло)Юв, заполненных сжатым углекислым [c.132]

    Убедившись в герметичности, устанавливают скорость подачи углекислого газа по реометру 140 мл/мин и продува-вт систему в течение 20 мин для вытеснения воздуха. [c.84]

    В зависимости от пластовых условий закачиваемый в пласт СО2 находится либо в жидком, либо в газообразном состоянии. Если температура в пласте выше 31,0° С (выше критической), в пласте будет идти процесс вытеснения нефти углекислым газом. При пластовой температуре ниже 31,Г С агрегатное состояние углекислого газа в пласте зависит от величины пластового давления. Эксперименты показывают, что использование оторочки СО2 увеличивает нефтеотдачу на 10—15% Метод экономически рентабелен при наличии близко расположенного к месторождению источника дешевого углекислого газа. [c.234]

    Когда сож кение уже закончено и током углекислого газа весь азот вытеснен в азотометр, дают выравняться температуре газа в азотометре [c.50]

    В прибор через трубку И пропускают водород, освобожденный от примеси кислорода пропусканием над платинированным асбестом при 300° (или медью при 425— 450°) и просушенный серной кислотой, пока не будет вытеснен весь углекислый газ. Реакционную трубку нагревают таким образом, чтобы передняя часть имела [c.115]

    После того как весь воздух будет вытеснен из прибора, прекращают пропускание углекислого газа, подставляют под верхнюю 8-образную отводную трубку азотометра чашку с водой (так, чтобы наружный конец З-образной трубки находился под водой) и при открытом кране поднимают грушу настолько высоко, чтобы наполнить щелочью не только весь азотометр, но и верхнюю З Образную отводную трубку. Закрыв кран, опускают грушу-возможно ниже. [c.229]

    Вторая группа включает методы, основанные на взаимораст-воримости нефтн и вытесняющего реагента углекислого газа, углеводородных газов высокого давления, растворителей и т. д. В эту группу входят следующие методы закачка сухого газа высокого давления вытеснение нефти обогащенным газом закачка диоксида углерода  [c.188]

    Оригинальный реактор со ртутным охлаждением применяют для производства фталевого ангидрида. Нафталин испаряют в воздушный поток, который проходит через реактор вытеснения, имеющий около 3000 трубок, соединенных параллельно (диаметр трубок 1—2 см, длина до 3 м) и заполненных таблетированным катализатором. Этот реактор по своей конструкции сходен с кожухотрубным теплообменником. Тепло реакции весьма эффективно отводят с внешней поверхности трубок парами кипящей ртути, которые конденсируют вне аппарата и рециркулируют. Заметим, что при проведении этой реакции температуру необходимо поддерживать на уровне 350° С с целью снижения скорости образования побочных продуктов (малеинозого ангидрида и углекислого газа). [c.16]

    Объемный эффект. Связан с заметным ростом объема нефти при смешивании ее с углекислотой. Увеличение объема нефти при растворении в ней СО2 способствует более эффективному первичному вытеснению, а также доотмыву остаточной нефти. Хотя точное вычисление прироста нефтеотдачи невозможно, эффект растет с ростом количества растворенного в нефти СО2. Объемный эффект будет сказываться при большой кратности объемов фильтруемой через зоны остаточной нефти углекислого газа в чистом виде или растворенном в воде состоянии. Величина прироста нефтеотдачи зависит от степени растворимости углекислого газа в водной и углеводородной среде. Одновременно с ростом объема раствора углекислоты в нефти происходит его уплотнение, что объясняется снижением суммарного объема составляющих (нефти и СО2) при их взаимном растворении. Это увеличение плотности также способствует более равномерному вытеснению нефти вследствие уменьшения разности плотностей нефти и воды. [c.150]

    Вытеснение нефти газообразным СО2. При использовании углекислого газа в чистом виде этот вариант может осуществляться в докри- [c.151]

    Большинство опубликованных данных о результатах лабораторных и теоретических (на математических моделях) исследований свидетельствует об устойчивом увеличении нефтеотдачи при воздействии углекислого газа на модель нефтяного пласта. Положительный эффект отмечается как при использовании карбонизированной воды, т. е. воды с растворенным в ней углекислым газом (рис. 95), так и при вытеснении нефти оторочкой двуокиси углерода (рис. 96). Увеличение нефтеотдачи в лабораторных условиях наблюдается также при капиллярной пропитке пористой среды карбонизированной водой. Из рис. 95 следует, что наибольший эффект получается, если СОа закачивают в пласт на ранней стадии разработки, хотя закачка карбонизированной воды приводит к су-1цественному доотмыву остаточной нефти. [c.159]

    Навеску полимера 3—7 мг взвешивают в кварцевой пробирке и засыпают пробирку доверху окисью никеля. Поместив пробирку с навеской в пустую часть трубки для сожжения, присоединяют азотометр и 3--5 мин продувают установку углекислым газом до появления в азотометре микропузырьков. После этого закрывают край аппарата Киппа, полностью от-К )ыг ают кран азотометра и надвигают печь ( 700 °С) на по-сто.чнное наполнение. Печью для сожжения (900—950 °С) проводят быстрое вытеснение (1—2 мин) двуокиси углерода, надпитая печь на пустые части трубки по ходу газа. Затем закрывают кран азотометра, вытесняют пену и снова его открывают. Проводят пиролитическое разложение навески при дви-электропечи от открытого конца пробирки к ее дну, прекращая передвижение при появлении пузырьков в азотометре. Когда выделение газа прекращается, печь снова передвигают до тех пор, пока ее середина не достигнет дна пробирки, где печь и оставляют до полного выгорания вещества. После этого печь быстро передвигают в направлении постоянного наполнения трубки. Закрывают кран азотометра, снимают все печи и открывают кран аппарата Киппа. Вытеснение проводят таким образом, чтобы пузырьки газа в азотометре шли быстро, но не сливались, регулируя их скорость краном азотометра (объем пропускаемой двуокиси углерода —35 мл). С появлением микропузырьков азотометр отсоединяют и осгавляют его с поднятой грушей. Объем азота замеряют через 15 мин, измерив также температуру воздуха и атмосферное давление. [c.163]

    Система водородного охлаждения. Применение более эффективного водородного охлаждения в синхронных компенсаторах по сравнению с Боздупшым позволяет увеличить электромагнитные нагрузки и тем самым прп одних и тех же главных размерах увеличить единичную мощность машины. Кроме того, применение в качестве охлаждающего агента водорода, обладающего меньшей плотностью, чем воздух, приводит к снижению общих потерь в машине за счет уменьшения вентиляционных потерь и к увеличению условного к. п. д. Машина становится пожаробезопасной, так как водород не поддерживает горения. А чтобы обеспечить взрывобезопасность, принимают меры, исключающие образование взрывоопасной смеси водорода с воздухом. Создается постоянное избыточное давление в корпусе компенсатора, а чистота водорода поддерживается не ниже 95%. Смена объема воздуха на водород в машине происходит через посредство нейтрального углекислого газа. Вначале в корпус машины через трубопровод, расположенный в нижней части (под статором), вводят углекислый газ, который тяжелее воздуха и вытесняет его вверх. Воздух удаляют через верхний водородный коллектор. Вытеснение воздуха считают законченным, если содержание углекислого газа составляет 85 ч- 90%. Заполнение компенсатора углекислым газом в остановленной машине длится 3 ч- 4 ч. После этого через верхний водородный коллектор подводят водород, который вытесняет более тяжелый yглeкиiлый газ через нижний коллектор. Заполнение водородом длится в остановленной машине 2 3 ч и считается законченным, когда содержание водорода в машине составляет 96 97%. Перевод синхронного компенсатора на водородное охлаждение обычно выполняют при неподвижном роторе. При вращающемся роторе расход углекислого газа и водорода в этой операции увеличивается в 2 3 раза. [c.132]

    В схеме газового устройства предусмотрен осушитель водорода, корпус которого заполнен селикагелем. Осушитель предназначен для осушения водорода в корпусе компенсатора в процессе эксплуатации и для осушения воздуха, подаваемого в корпус для вытеснения им углекислого газа. Осушитель снабжен патрубком для слива воды и смотровым окном для наблюдения за появлением воды в нем. В нижней части корпуса машины устанавливают реле уровня жидкости индуктивные (УЖИ), которые при появлении жидкости в машине (воды или масла) с помощью токового реле включают сигнал. [c.134]

    В компенсаторах с отделенной камерой контактных колец оставляют открытыми вентили трубопроводов, соединяющих камеру с корпусом, в течение первых суток лосле пуска компенсатора. Во время осмотра камеры контактных колец прн неподвижном роторе в начале герметически отделяют камеру от корпуса с помощью уплотнения и только затем вытесняют водород из камеры через верхний вентиль углекислым газом, подводимым через нижний вентиль. Для вытеснения углекислого газа из камеры достаточно оставить на некоторое время открытыми верхний и пижннй вентили. Более тяжелый углекислый газ выйдет через нижний вентиль, а камера контактных колец заполнится воздухом. [c.134]

    Приготовление РЛ4 РгЛ4. 25 г белого фосфора нарезают маленькими кусочками (Внимание Резать под водой ), каждый из которых высушивают отдельно фильтровальной бумагой и быстро помещают в колбу емкостью 300 мл (но не в колбу В емкостью 1000 мл, показанную на рис. 15), из которой воздух был предварительно вытеснен углекислым газом. В ходе этой операции и в дальнейшем, при высушивании фосфора, через колбу непрерывно пропускают углекислый газ. Затем через воронку добавляют 25—30 мл сероуглерода и смесь встряхивают до растворения фосфора. [c.139]

    Приготовление иодида фосфония. Смесь помещают в колбу в (рис. 15), из которой весь воздух был предварительно вытеснен углекислым газом (через Н). Пропуская через рубашку Д ток холодной воды, приливают по каплям из Л в В 15 мл воды. Скорость введения воды должна быть такой, чтобы через К к Л непрерывно проходили пузырьки. Если эта скорость будет недостаточной, то колба В охладится и иодид фосфония сконденсируется в нижней части колбы. Тогда последующие капли воды приведут к разложению этого вещества, вместо того чтобы, действуя на Р2З4 и фосфор, образовывать новые его количества. Если воду добавляют слишком быстро, иодистый фосфоний может пройти, не конденсируясь, через Г к Е. Кроме того, слишком быстрое введение воды может привести к взрыву. [c.140]

    Концентрирование амальгам. Содержание редкоземельного мета1лла в амальгаме можно повысить, удалив ртуть перегонкой при "пониженном давлении. Аппарат для перегонки должен быть сделан целиком из стекла, так как корковые и резиновые пробки не выдерживают температуры, необходимой для удаления ртути. Схема такого прибора дана на рис. 2. К пробирке А из стекла пирекс (диаметр 25 мм), запаянной с одного конца, в точке В припаивают кусок трубки, соединяющей пробирку с колбой Вюрца емкостью 250 мм, служащей приемником. Верхний конец пробирки оттянут в точке С. Через отверстие О впускают углекислый газ для вытеснения воздуха. После того как разбавленная амальгама введена в Е, перегонный аппарат запаивают в точке С. Отверстие В присоединяют к насосу и систему эвакуируют. Перегонный сосуд помещают на баню из сплава Вуда, и температуру постепенно повышают до 235°. Во избежание взрыва и потери металла нагревание не следует производить быстро. [c.21]

chem21.info

Вытеснение нефти газом

 

     2. ПРИМЕНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

    Углекислый  газ, растворенный в воде или введенный  в пласт в жидком виде, благоприятно воздействует на физико-химические свойства нефти, воды и способствует увеличению нефтеотдачи пластов. При этом улучшаются и фильтрационные свойства пластовой системы.

Таблица 2.1.

    Свойства  углекислого газа в точках росы (линия  ТС на рис 2.1)

Температура t,  °С Давление  р, МПа Плотность ρ кг/м3 Коэффициент

летучести υ

жидкости газа
20 5,73 778 193 0,178
21 5,86 767 202 0,174
22 6,0 755 211 0,170
23 6,14 742 221 0,167
94 6,29 729 231 0,163
25 6,44 714 *242 0,160
26 6,58 697 256 0,156
27 6,74 679 272 0,152
28 6,89 657 291 0,148
29 7,05 630 312 0,145
30 7,21 593 340 0,142
31,05 * 7,38 468 0,139

    * критическая точка.

       

    С02 - бесцветный газ тяжелее воздуха (относительная плотность 1,529). Критическая температура 31,05°С; критическое давление - 7,38 МПа, критическая плотность - 468 кг/м3. При температуре 20°С под давлением 5,85 МПа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/м3. При сильном охлаждении С02 застывает в белую снегообразную массу с плотностью 1,65 г/см3, которая возгоняется при температуре - 78,5°С (при атмосферном давлении). Фазовая диаграмма углекислого газа в координатах давление - температура приведена на рис. 2.1. Кривая 1 отделяет область газообразного состояния; 2 - жидкого и твердого; 3 - твердого и газообразного. Тройная точка Т соответствует равновесию трех фаз одновременно. Для углекислого газа температура тройной точки tтр=-56,4°С, а давление P=0,50МПа.

    В табл. 2.1 приведены данные, характеризующие свойства углекислого газа в точке росы (начало конденсации).

       

    На  рис. 2.2 представлены линии равном плотности углекислого газа на диаграмме фазовых состояний, из которого следует, что плотность двуокиси углерода в пластовых условиях сопоставима с плотностью нефти.

       

    На  рис. 2.3 приведены зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при различных температурах. Видим, что вязкость С02 в пластовых условиях значительно меньше вязкости нефти. Ниже приведены данные поверхностного натяжения двуокиси углерода для некоторых значений температур.

Температура, °С -52 0,0 +20 +25
Поверхностное натяжение σ, мН/м 16,54 4,62 1,37 0,59

    Растворимость С02 в воде с увеличением давления возрастает (рис. 2.4). Массовая доля его не превышает 6%. С повышением температуры до 80°С и минерализации воды растворимость С02 уменьшается. С увеличением концентрации двуокиси углерода вязкость воды возрастает (при t=-20°С и P=11,7 МПа вязкость карбонизированной воды составляет 1,21 мПа·с).

    Растворимость воды в газообразной двуокиси углерода показана на рис. 2.5. Для перехода от молярных долей к массовым на рис. 2.6 дана диаграмма связи этих величин системы вода - двуокись углерода.

    Растворимость углекислого газа в нефтях является функцией давления, температуры, молекулярной массы и состава нефти. С уменьшением  молекулярной массы углеводородов  растворимость С02 в них возрастает. С очень легкими нефтями С02 смешивается полностью при давлениях 5,6 - 7 МПа. Тяжелые нефти в жидкой двуокиси углерода растворяются не полностью - нерастворимый остаток состоит из тяжелых углеводородов (смол, твердых парафинов и т. д.). С увеличением соотношения объема жидкой углекислоты к объему нефти в смеси растворимость нефти возрастает.

    

    

    

    

       

    Для характеристики состава и свойств  нефти часто используется эмпирический параметр, впервые введенный Ватсоном, который называется характеристическим фактором. Он зависит от содержания в нефти углеводородов различного группового состава. Характеристический фактор для парафиновых нефтей уменьшается с увеличением в них нафтеновых углеводородов. Его значение еще меньше для нефтей, содержащих значительные количества ароматических углеводородов. Характеристический фактор нефти может быть вычислен по формуле:

    

    где ρ204 - отношение плотности нефти при t=20°С к плотности воды при t=4°С и нормальном давлении; М - молекулярная масса дегазированной нефти.

    На  рис. 2.7 приведена диаграмма растворимости двуокиси углерода в дегазированной нефти с характеристическим фактором, равным 11,7, в зависимости от давления насыщения и температуры.

       

    Для нефтей с характеристическим фактором, отличающимся от 11,7, растворимость двуокиси углерода в них может быть рассчитана по формуле:

    

    Nф, N11,7 - молярные доли двуокиси углерода в нефти с характеристическим фактором Ф и 11,7 соответственно; t - пластовая температура, °С; P - давление насыщения нефти двуокисью углерода, МПа.

    Так как для многих отечественных  месторождений молекулярная масса  нефти в справочной литературе не приведена, то этот параметр можно оценить  по формуле:

    М=200 ρ204μ0,11

    где μ - безразмерная вязкость, численно равная вязкости дегазированной нефти в мПа·с в поверхностных условиях.

    Для увеличения нефтеотдачи пластов  углекислый газ в качестве вытесняющей  нефть оторочки нагнетается в  сжиженном виде в пористую среду  и затем проталкивается карбонизированной  водой. По результатам лабораторных исследований при объеме оторочки жидкой углекислоты, равном 4 - 5% от объема пор обрабатываемого участка, нефтеотдача возрастает более чем на 50% по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении. Углекислый газ - эффективное средство увеличения нефтеотдачи как карбонатных коллекторов, так и песчаников, в которых пластовое давление составляет 5,6 МПа и более, а температура изменяется в пределах 24 - 71°С.

    По  данным БашНИИнефть, хорошие результаты получены при вытеснении нефти карбонизированной  водой с массовой долей С02 в растворе, равной 4 - 5%. Однако, по данным американских исследователей, при вытеснении нефти оторочкой углекислого газа конечная нефтеотдача на 25 - 30% выше, чем при использовании карбонизированной воды.

    Углекислый  газ, растворяясь в нефти, уменьшает  ее вязкость. При этом возрастает объем нефти, а в некоторых случаях значительно снижается ее поверхностное натяжение на границе с водой. Увеличение объема нефти сопровождается повышением насыщенности порового пространства углеводородами, что ведет к возрастанию относительной проницаемости пород для нефти. При контакте двуокиси углерода с нефтью легкие компоненты последней растворяются в С02 (экстрагируются двуокисью углерода) и переносятся на фронт вытеснения, что также способствует увеличению нефтеотдачи в связи с высокой подвижностью и смешиванием с нефтью смесей С02 с легкими углеводородами.

       

    Экстрагирование легких углеводородов из нефти происходит тем интенсивнее, чем выше давление. Как показывают опыты, массовая доля экстрагированных углеводородных компонентов нефти двуокисью углерода в зависимости от состава нефти может достигать десятков процентов. При этом возникают условия смесимости нефти с двуокисью углерода, если в нефти содержится достаточное количество легких углеводородов и если пластовые давления и температура равны критическим значениям образующихся в пористой среде смесей. На рис. 2.8 представлена номограмма для определения условий смешивания различных нефтей с двуокисью углерода. На этом рисунке приведены значения критических давлений смесей в зависимости от пластовой температуры и молекулярной массы дегазированной нефти. При пластовом давлении, равном или превышающем значение критического давления смеси для нефти с заданными молекулярной массой и пластовой температурой, будет наблюдаться локальное (на фронте вытеснения) полное смешивание нефти с двуокисью углерода. Если смешивания не происходит, основная масса оторочки двуокиси углерода вследствие непоршневого вытеснения воздействует на нефть, лишенную легких углеводородов (пластового газа). Однако и в этом случае двуокись углерода оказывает благоприятное влияние на результаты вытеснения вследствие уменьшения вязкости нефти за счет растворения в ней С02 и вследствие возрастания в зоне вытеснения объема нефти с соответствующим увеличением насыщенности порового пространства углеводородными смесями. На рис. 2.9 приведены графики, характеризующие влияние растворенного в дегазированных нефтях двуокиси углерода на их вязкость.

 

    

    

    Вязкость  нефти (в мПа·с), насыщенной двуокисью углерода, можно определить по формуле:

    μ=A(q)·μϭ(q)t

    где μϭ(q)t - безразмерная вязкость, численно равная (при температуре процесса) вязкости исходной нефти (в мПа·с), в которой растворяется двуокись углерода; A(q) и δ(q) - эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам:

    ;

    

    Здесь q' - массовая доля двуокиси углерода в нефти.

    На  рис. 2.10 приведены графики, характеризующие изменение относительного объема нефтей (коэффициентов набухания) в зависимости от молярной доли растворенной в них двуокиси углерода и отношения молекулярной массы дегазированной нефти к ее плотности (Mн/ρн).

       

    О некоторых причинах увеличения нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислым газом упоминалось выше (уменьшаются вязкость нефти и поверхностное натяжение, возрастают объемы и сжимаемость нефти).

    Положительное влияние углекислоты на нефтеотдачу является также следствием активного химического взаимодействия углекислого газа с породой. Например, в опытах, проведенных Н.С. Гудок, проницаемость образца (известняка) по воде после воздействия углекислым газом возросла в 2 раза (с 0,0075 мкм2 до 0,016 мкм2) вследствие реакции породы с С02.

    Под воздействием С02 повышается кислотность глин, что способствует их сжатию и предотвращает набухание. Все эти факторы в сумме способствуют значительному увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти из пласта углекислым газом и карбонизированной водой.

    Промышленные  опыты по закачке в пласт С02 дали обнадеживающие результаты.

    Значительные  количества необходимого углекислого  газа можно получить путем улавливания  его из дымовых и других газов. Углекислый газ является побочным продуктом ряда химических производств. Встречаются в природе также залежи углекислого газа с примесями других газов.

stud24.ru

Вытеснение - углекислота - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Вытеснение - углекислота

Cтраница 2

На рис. 4 - 36 даны положения перемычки: б - при вытеснении водорода или воздуха углекислотой; в - при вытеснении углекислоты воздухом. Водородная линия в положениях б и в для видимого разрыва отсоединена от водородного коллектора перемычкой.  [16]

Вытеснение углекислоты воздухом производится так же, как и водородом, с той лишь разницей, что перемычка между водородным коллектором и водородной линией снята, а между водородным коллектором и линией сжатого воздуха установлена. Вытеснение углекислоты воздухом считается законченным, когда анализ пробы газа из углекислотного коллектора покажет полное отсутствие в нем углекислоты.  [17]

Вытеснение углекислоты воздухом производится так же, как и водородом с той лишь разницей, что перемычка между водородным коллектором и водородной линией снята, а между водородным коллектором и линией сжатого воздуха установлена.  [18]

Первый анализ газа в водородном коллекторе рекомендуется производить после ввода в генератор углекислоты в количестве, равном 1 1 - 1 2 объема статора при неподвижном роторе и двум объемам при вращающемся роторе. Вытеснение углекислоты воздухом производится так же, как и водородом, с той лишь разницей, что перемычка между водородным коллектором и водородной линией снята, а между водородным коллектором и линией сжатого воздуха установлена.  [19]

При вытеснении водорода углекислотой вентили 2, 4 и 6 закрыты, а вентили 3, 1 и 5 открыты. При вытеснении углекислоты водородом или воздухом первая группа вентилей открыта, вторая группа закрыта. Такая схема вводила в заблуждение персонал при отыскании утечек газа в генераторе, так как считалось маловероятным, что могут пропускать одновременно два вентиля.  [20]

При обыкновенной температуре раствор углекислого калия на смоляные кислоты не действует, но очень хорошо пропитывает щепу и опилки осмола. При температуре около 80 начинается реакция вытеснения углекислоты, что видно по образованию пены. В это время необходимо следить за аппаратом и снижать температуру нагревания, чтобы предотвратить попадание пены в холодильник. Когда бурная реакция окончится, начинается равномерная отгонка скипидара, почти не требующая наблюдения.  [21]

Хлористый бор и хлорное олово являются более сильными кислотами, чем углекислота. Соответственно этому, если углекислый натрий, суспендированный в смеси ацетона с четыреххлористым углеродом, обрабатывается хлористым бором или хлорным оловом, то происходит вытеснение углекислоты. Этот факт имеет особенно большое значение, так как в те дни, когда теория Аррениуса находилась в своем расцвете, почти полная неспособность сухого НС1, растворенного в бензоле, оказывать какое-либо влияние на карбонаты, расценивалась как важное подтверждение этой теории. Теперь выяснилось, что такое подтверждение было основано лишь на том случайном обстоятельстве, что в рассмотренном случае для взаимодействия с карбонатами бралась слишком слабая кислота.  [22]

Сжигание производится в кварцевой трубке ( 4), соединенной кварцевым коленом на шлифе ( 7) с колбой Эрленмейсра на 300 мл, служащей поглотительным сосудом. Перед началом работы включают электропечь, нагревают ее до температуры 900 - 950 С и приступают к проведению двух параллельных контрольных опытов. Серная кислота необходима для вытеснения углекислоты, образующейся при сожжении нефтепродукта. Колбу Эрленмейера присоединяют к кварцевой трубке с коленом, после чего в трубку вставляют фарфоровую лодочку с прокаленным шамотом.  [23]

Газ поступает, как видно из схемы на рис. 4 - 4, в нижнюю часть кожуха. Вытесняемый водород уходит через коллекторы 2 в линию В далее через вентили 18 и 19 в выхлопную линию, выводящую его за пределы здания, где размещено оборудование газовой схемы. Вентиль / и шунтирующий его вентиль на магистрали водорода при этом должны быть закрыты. Вся схема автоматического регулирования и измерения чистоты и давления водорода при этом также отсоединена. После того как, по данным химического анализа, содержание углекислого газа в кожухе компенсатора достигнет допустимого уровня ( 95 %), разрешается вытеснение углекислоты сухим воздухом от компрессора.  [24]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Закачка - углекислый газ - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Закачка - углекислый газ

Cтраница 1

Закачка углекислого газа ( СО2) вследствие его хорошей растворимости в нефти при закачке в пласты, насыщенные нефтью повышенной вязкости, существенно снижает вязкость пластовой нефти. При этом вязкость воды, наоборот, увеличивается, что, однако, является хорошим показателем, так как сближается степень подвижности нефти и воды, что приводит к равномерному продвижению воды в продуктивном пласте при заводнении.  [1]

Закачка углекислого газа в линзу месторождения Будафа началась в июле 1969 г. Для повышения пластового давления был использован природный газ, содержащий 81 ч - 82 % С02, добываемый из скв.  [2]

Описаны опыты по закачке углекислого газа в пласт на Туймазинском месторождении. Рассмотрены возможные источники получения углекислого газа. Дана методика расчета технологических показателей разработки месторождений с применением углекислого газа и карбонизированной воды.  [3]

Методы смесимого вытеснения ( закачка углекислого газа, углеводородных газов, водогазовой смеси) применимы как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Тепловые методы повышения нефтеотдачи ( закачка горячей воды, пара, внутрипластовое горение) также применимы при разработке карбонатных пластов.  [4]

Технология повышения нефтеотдачи с помощью закачки углекислого газа или полимерног о заводнения в общем отработана достаточно для промышленного использования, правда, пока не в широких масштабах, ибо еще очень многое остается неясным в характере поведения различных фаз в системе СО2 - нефть и возможностях эффективного применения этого метода. К тому же серьезным препятствием на пути внедрения закачки углекислого газа и полимерного заводнения является нехватка необходимых химических материалов. В частности, рентабельность использования вытесняющих агентов с добавкой полимеров связана с ценами на эти полимеры, в последние годы составлявшими около 2 7 долл. При добыче нефти этим способом стоимость ее увеличится примерно на 5 долл. Для широкого применения углекислого газа необходимо получать его в больших количествах. Известны естественные скопления этого газа, он выделяется в качестве побочного продукта при многих химических процессах, можно производить его и специальной Стоимость газа может изменяться от 11 до 106 долл. Поэтому общие дополнительные затраты на добычу нефти с помощью закачки углекислого газа превышают 70 долл.  [5]

В этой связи предлагается чередовать закачку углекислого газа и воды. Наиболее эффективная технология применения метода вытеснения нефти углекислым газом предусматривает объем порции газа, равный 5 - 6 % от порового объема пласта. Оторочка проталкивается по пласту путем закачки поочередно воды и углекислого газа, пока накопленный объем закачанного газа не составит 15 - 20 % от порового объема пласта. После этого переходят на непрерывную закачку воды.  [7]

Проведен анализ следующих газовых методов интенсификации притока высоковязких нефтей: смешивающееся вытеснение и несмешивающееся вытеснение ( закачка углекислого газа и азота, сухого газа), водогазовое воздействие. Определены критерии эффективности применения и ограничения газовых методов увеличения нефтеотдачи.  [8]

В настоящее время описано несколько технологических схем закачки углекислоты в пласт: закачка карбонизированной воды, закачка углекислого газа, создание оторочки из СО2 с последующим вытеснением водой, углеводородами или их смесью.  [9]

Для проверки результатов теоретических и лабораторных исследований, испытания оборудования, применяемого для транспортирования и нагнетания углекислого газа, и отработки техники и технологии закачки углекислого газа, проведены широкие промысловые опыты по закачке углекислого газа. Ниже рассмотрим результаты этих опытов.  [10]

Наряду с этими традиционными методами повышения нефте-ютдачи проходят лабораторные и промышленные испытания новые методы повышения нефтеотдачи, к которым относятся: полимерные и щелочные заводнения, а также закачка углекислого газа и углеводородных газов.  [12]

К третичным методам интенсификации добычи нефти относятся такие способы воздействия на продуктивные пласты, как закачка пара ( циклическая или непрерывная), создание движущегося фронта подземного горения нефти, закачка углекислого газа, заводнение с добавкой полимеров, мицеллярных растворов, поверхностно-активных веществ.  [13]

Для проверки результатов теоретических и лабораторных исследований, испытания оборудования, применяемого для транспортирования и нагнетания углекислого газа, и отработки техники и технологии закачки углекислого газа, проведены широкие промысловые опыты по закачке углекислого газа. Ниже рассмотрим результаты этих опытов.  [14]

В настоящее время наиболее изучены вопросы физико-химического взаимодействия углекислого газа с пластовыми средами, что позволило на базе экспериментальных исследований и расчетов на подробных математических моделях выработать достаточно полную и стройную картину поведения пластовых систем при закачке углекислого газа.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3

Новые методы увеличения нефтеотдачи (МУН) при разработки (повышения коэффициентов извлечения нефти) по виду применяемого процесса можно подразделять на следующие группы:

физико-химические методы - вытеснение нефти водными растворами химических реагентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей), мицеллярными растворами и др.;

теплофизические методы - нагнетание в пласты теплоносителей - горячей воды или пара;

термохимические методы - применение процессов внутрипластового горения нефти - “сухого”, влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.;

методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами - растворителями, углеводородными газами под высоким давлением.

В отличие от заводнения каждый из новых методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при внедрении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты. Испытание методов в промысловых условиях показывает, что оценка эффективности новых методов по данным лабораторных и теоретических исследований нередко бывает завышенной. Поэтому при выборе объектов наряду с экспериментальными данными необходимо учитывать результаты широкого испытания методов в различных геологопромысловых условиях.

При обосновании применения новых методов следует учитывать, что многие из них дорогостоящие, требуют использования дефицитных реагентов или сложного оборудования. Поэтому при из проектировании и внедрении особое внимание следует уделять вопросам экономики.

Заводнение с использованием химических реагентов.Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02-0,2%. Растворы нагнетаются в объеме пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и обычное заводнение. С их помощью может быть существенно расширен диапазон значений вязкости пластовой нефти (вплоть до 50-60 мПа×с), при котором возможно применение методов воздействия, основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3-10%. Ниже кратко рассматриваются наиболее известные методы.

Вытеснение нефти водными растворами полимеров.Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: mо=mн/mв. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти - 10-50 мПа×с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов - более 0,1 мкм2. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.Наиболее применимыми считаются растворы неиногенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, уменьшается краевой угол смачивания и т.д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5-30 мПа×с, проницаемости пласта выше 0,03-0,04 мкм2, температуре пласта до 70о С.

В настоящее время возможный прирост коэффициента извлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5%.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10% от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости - раствора полимера, а последнюю - рабочим агентом - водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2. Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применение метода, но вследствие большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25-30%. Рекомендуется вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа×с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70-900 С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же фактора, что и при вытеснении нефти растворами ПАА.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей - более 40 - 50 мПа×с, для которых метод заводнения не пригоден.

Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти - 0,4-0,6, иногда более.

Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляция нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.

Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность - 10-40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2%, проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потери тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Следует учитывать, что нагнетание пара при неустойчивости пород-коллекторов к разрушению может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящие к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью - не более 10%. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны - полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200-300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами, что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара, температуры и для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3-4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Так де, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой в основном лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы.Методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемыми в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым “горением”). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя и перемещения зоны (фронта) горения по пласту при последующем нагнетании воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

прямоточное “сухое” горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки горячей воды, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая рост давления нагнетания воздуха с увеличением глубины залегания пластов и необходимость применения компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах не более 1500-2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000 мПа×с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций нефти, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30-35%. Мощность пласта должна быть более 3-4 м. Рекомендации по верхнему пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди других имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная мощность может достигать 70-80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней и нижней частей.

Процесс сухого горения с связи с высокой температурой горения - 7000 С и выше - более применим для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные коллекторы при высокой температуре подвержены разрушению. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при меньшей температуре - соответственно 400-500 и 200-3000 С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен при таких же плотных сетках скважин, что и теплофизические методы. При реализации влажного горения в связи со значительными размерами зоны прогрева впереди фронта горения возможно применение сеток скважин плотностью до 16-20 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения.К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами - двуокисью углерода СО2, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2-С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом последнего вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом - 10-20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода - 8-14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов - более 100-1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти - менее 5 мПа×с и относительно небольшая мощность пластов - до 10-15 м. В принципе методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод - заводнение.

Температура пласта имеет ограничение лишь при вытеснении нефти сжиженным пропаном - не более 96-970 С, так при большей температуре он переходит в газообразное состояние. Применение других методов температурой не лимитируется.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуется для пластов с высокой нефтенасыщенностью - более 60-70%. Методы вытеснения сжиженными газами и углекислым газом могут быть достаточно эффективными и при меньшей ее величине (35-40%), что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате применения заводнения.

mykonspekts.ru

Механизм - процесс - вытеснение - нефть

Механизм - процесс - вытеснение - нефть

Cтраница 1

Механизм процесса вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того, что межфазное натяжение между мицеллярным раствором и пластовыми жидкостями ( нефтью и водой) очень низкое, происходят устранение действия капиллярных сил и вытеснение нефти и воды.  [1]

Механизм процесса вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того, что межфазное натяжение между мицеллярным раствором и пластовыми жидкостями ( нефтью и водой) очень низкое, происходит устранение действия капиллярных сил, вытеснение нефти и воды. Для продвижения оторочки мицеллярного раствора вслед за ней в пласт закачивают водный раствор полимера с вязкостью, близкой к вязкости мицеллярного раствора, а затем обычную воду. Ввиду небольшого опыта применения трудно судить об эффективности метода.  [2]

Хотя действие на механизм процесса вытеснения нефти водой ПАВ, полимеров, серной кислоты, углекислого газа и др. различно, степень их влияния на увеличение нефтеотдачи пластов аналогична. Промышленные опыты показали, что заводнение с добавлением химических реагентов может несколько увеличить конечную нефтеотдачу по сравнению с обычным заводнением. Кроме того, ПАВ, h3SO4 и углекислый газ существенно ( в 1 5 - 2 раза) повышают приемистость нагнетательных скважин и, таким образом, способствуют повышению темпов разработки. Поли -, меры снижают приемистость нагнетательных скважин в 2 - 3 раза, что, очевидно, будет ограничивать область их применения.  [3]

Известно [1], что одним из факторов, определяющих механизм процесса вытеснения нефти водой, является заряд на поверхности раздела фаз. Химический состав норовой поверхности пласта неоднороден, что обусловлено как многообразием породообразующих минералов, так и наличием примесей в них. Заряд такой поверхности также неоднороден. В связи с этим представляет интерес изучение распределения потенциала поверхности в зависимости от концентрации растворов, контактирующих с ней.  [4]

Известно [1], что одним из факторов, определяющих механизм процесса вытеснения нефти водой, является заряд на поверхности раздела фаз. Химический состав поровой поверхности пласта неоднороден, что обусловлено как многообразием породообразующих минералов, так и наличием примесей в них. Заряд такой поверхности также неоднороден. В связи с этим представляет интерес изучение распределения потенциала поверхности в зависимости от концентрации растворов, контактирующих с ней.  [5]

Пластовая температура оказывает в разных ее интервалах неодинаковое воздействие на механизм процесса вытеснения нефти углеводородными газами.  [6]

Внутрипластовое парогенерирование - одна из важнейших особенностей влажного горения, в значительной мере определяющая механизм процесса вытеснения нефти из пластов.  [7]

Поскольку основные возражения против активных систем заводнения связаны с малым числом эксплуатационных рядов при этих системах ( от трех до одного), то представляет определенный интерес анализ результатов разработки узких нефтяных залежей, разрабатываемых одним-тремя рядами эксплуатационных скважин, как правило без поддержания пластового давления или при законтурном заводнении. Механизм процесса вытеснения нефти водою в пористой среде при разреза1 нии залежи, законтурном или приконтурном заводнении или без поддержания пластового давления, при естественном водонапорном режиме, практически одинаков.  [8]

Процесс заводнения подгазовых зон пока еще недостаточно исследован. Не совсем ясен механизм процесса вытеснения нефти и газа зтгдой в условиях реалыгах неоднородных коллекторов.  [9]

Маскета Течение однородных жидкостей в пористой среде, Гостоптех-издат, 1949 г. Следует отметить, что эта теория ограничена в своем практическом приложении, и в ней не делается различия между системами с нагнетанием воды и системами с нагнетанием газа. Между тем общеизвестно, что механизм процесса вытеснения нефти из пористой среды для обоих случаев резко различен.  [10]

Маскета Течение однородных жидкостей в пористой среде, Гостоптех-издат, 1949 г. Следует отметить, что эта теория ограничена в своем практическом приложении, и в ней не делается различия между системами с нагнетанием воды и системами с нагнетанием газа. Между тем общеизвестно, что механизм процесса вытеснения нефти из пористой среды для обоих случаев резко различен.  [11]

Карбонатные породы при повышенных температурах подвергаются термодиссоциации, причем уже при температурах 60 - 100 С из породы выделяются значительное количество углекислого газа. Поэтому механизм процесса внутрипластового горения в карбонатных породах дополняется механизмом процесса вытеснения нефти углекислым газом. В связи с этим были проведены опыты по термовоздействию на образцы карбонатных пород башкирского яруса Осинского нефтяного месторождения Пермской области. Установлено, что вследствие термодиссоциации при температуре 200 - 680 С в течение 2 - 8 ч выгорает от 0 04 до 7 7 % карбонатной породы. Изменение времени прокаливания образцов от 2 до 8 ч при температурах от 200 до 500 С практически не сказывалось на степени термодиссоциации.  [12]

Данная книга состоит из трех разделов. В первом разделе наряду с кратким обобщением литературного материала приведены результаты исследований авторов по изучению влияния углекислого газа на механизм процесса вытеснения нефти водой из пористой среды. Второй раздел посвящен результатам промысловых исследований, проводимых в течение ряда лет авторами, и обобщению зарубежных работ в этой области. В третьем разделе излагаются теоретические исследования процесса вытеснения нефти карбонизированной водой, описана гидродинамическая модель процесса и дана методика расчета на ЭВМ технологических показателей заводнения нефтяных месторождений с применением углекислого газа.  [13]

Пластовое давление при разработке нефтяных залежей тесно связано со многими показателями, такими как: темп разработки, дебиты скважин, количество скважин, необходимых для поддержания требуемой добычи нефти, затраты на добычу нефти и др. Значение пластового давления определяется из условия оптимальности всей системы разработки. Однако при решении этой задачи часто не учитывают того положения, что путем изменения пластового давления можно поддерживать на фронте вытеснения требуемые градиенты давления для ослабления влияния капиллярных сил и аномалий вязкости нефти. С точки зрения механизма процесса вытеснения нефти из пористой среды следует обратить внимание на то, что пластовое давление может быть больше или меньше давления насыщения нефти газом.  [14]

Пластовое давление при разработке нефтяных залежей тесно связано со многими показателями, такими как темп разработки, дебиты скважин, количество скважин, необходимых для поддержания требуемой добычи нефти, затраты на добычу нефти и др. Значение пластового давления определяется из условия оптимальности всей системы разработки. Однако при решении этой задачи часто не учитывают того положения, что путем изменения пластового давления можно поддерживать на фронте вытеснения требуемые градиенты давления для ослабления влияния капиллярных сил и аномалий вязкости нефти. С точки зрения механизма процесса вытеснения нефти из пористой среды следует обратить внимание на то, что пластовое давление может быть больше или меньше давления насыщения нефти газом.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения 2

 Метод основан на способности углеводородов (в данном случае нефти) вступать в реакции с кислородом, сопровождающиеся выделением больших количеств тепла.

Генерирование тепла непосредственно в пласте является основной отличительной особенностью методов повышения нефтеотдачи с применением внутреннего горения, позволяющей устранить технические проблемы и потери тепла, которые возникают при генерировании его на поверхности и доставке к пласту путем нагнетания в него теплоносителей.

Вызов горения осуществляется у скважины-зажигательницы. Эта важная операция заключается в нагнетании в скважине окислителя (обычно воздуха) при одновременном разогреве призабойной зоны пласта с помощью забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т.п. Вследствие этого ускоряются экзотермические реакции окисления нефти, которые в конечном итоге приводят к созданию процесса горения в призабойной зоне пласта. В некоторых случаях происходит самопроизвольное воспламенение нефти без подвода дополнительного топлива.

После инициирования горения непрерывное нагнетание воздуха обеспечивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и перемещение зоны горения по пласту. Ввиду малости размеров зоны горения по сравнению с расстояниями между скважинами ее также называют фронтом горения. Когда воздух для поддержания горения подается в скважину-зажигательницу, то фронт горения перемещается в направлении от нагнетательной скважины к добывающей, т.е. в направлении движения нагнетаемого воздуха. Такой процесс горения называется прямоточным в отличии от противоточного, когда фронт горения движется в направлении от добывающей (скважины-зажигательницы) к нагнетательной, т.е. против движения нагнетаемого воздуха. Противоточное горение пока не получило заметного применения, и поэтому в дальнейшие сведения относятся только к прямоточному горению.

При перемещении фронта горения в качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и др. сложных физико-химических процессов. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти, так называемый кокс. При различных геолого-промысловых условиях концентрация кокса может составлять 10-40 кг на 1 м3 пласта. Этот важный параметр процесса горения рекомендуется определять экспериментальным путем в лабораторных условиях.

При увеличении плотности и вязкости нефти концентрация кокса увеличивается, а с увеличением проницаемости породы - уменьшается. Считается, что при сгорании кокса выделяется тепло в количестве 29-42 МДж/кг. Также установлено, что в случае поддержания внутрипластового горения путем нагнетания в пласт только газообразного окислителя (воздуха), потеря тепла с нагретой в результате горения породы происходит медленнее вследствие низкой теплоемкости потока воздуха, чем при нагревании породы перемещающимся фронтом горения. В результате при сухом внутрипластовом горении (так называется процесс, когда для поддержания горения закачивается только воздух) основная доля генерируемого в пласте тепла (@ 80 % и более) остается в области позади фронта горения и постепенно рассеивается в окружающие пласт породы. Это тепло оказывает определенное положительное влияние на процесс вытеснения из не охваченных горением смежных частей пласта. Переброска тепла в область впереди фронта горения приведет к приближению генерируемого в пласте тепла к зонам, где происходит вытеснение нефти из пласта. Такой перенос тепла связан с ускорением теплопереноса в пласте вследствие добавления воды к нагнетаемому воздуху. В этой связи проводится интенсивная работа по созданию методов, сочетающих внутрипластовое горение и заводнение, главная отличительная особенность которых заключается в ускорении теплопереноса и переброске тепла в область впереди фронта горения.

В мировой практике все большее признание получает метод влажного горения. Сущность влажного горения заключается в том, что закачиваемая наряду с воздухом в определенных количествах вода, испаряясь в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в область впереди него, в результате чего в этой области развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды (рис. 18). Процесс внутрипластового парогенерирования - одна из важнейших отличительных особенностей процесса влажного горения, определяющая механизм вытеснения нефти из пластов.

Значения соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха укладываются в пределы 1-5 м3 воды на 1000 м3 воздуха (при нормальных условиях), т.е. водовоздушный фактор должен составлять (15)´10-3 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного фактора определяются многими геолого-промысловыми условиями осуществления процесса. Однако с увеличением плотности и вязкости нефти (точнее с увеличением концентрации кокса) величины необходимого водовоздушного фактора уменьшаются. Если значения водовоздушного фактора меньше указанных, то переброска тепла в область впереди фронта горения уменьшается. При закачке воды в большем количестве метод влажного горения переходит в другие модификации комбинированного воздействия на пласт горением и заводнением. Важно подчеркнуть, что повышенные значения водовоздушного фактора не приводят к прекращению окислительных экзотермических процессов в пласте даже в случае прекращения существования высокотемпературной зоны горения. В тоже время заниженные значения его обусловливают снижение эффективности теплового воздействия на пласт и процесса извлечения нефти. Поэтому процесс влажного горения целесообразно вести с максимально возможными значениями водовоздушного фактора.

Температурная обстановка в пласте при влажном горении схематично изображена на рис.18.

Рис. 18    Схема процесса влажного горения

Условные обозначения: а - воздух; б - вода; в - смесь пара и воздуха; г - нефть; д - смесь пара и газов горения; е - газы горения .

Зоны: 1 - фильтрации закачиваемой воды и воздуха; 2,4 - перегретого пара; 5 - насыщенного пара; 6 - вытеснение нефти горячей водой; 7 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 8 - фильтрация нефти при начальных условиях; 3 - фронт горения.

Наиболее высокой температурой характеризуется фронт горения - здесь она достигает 370 °С и выше. По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных зон. В выжженной области за фронтом горения выделяются две температурные зоны. В переходной зоне температура изменяется от температуры нагнетаемых рабочих агентов (воды и воздуха) до температуры испарения нагнетаемой воды. Непосредственно к фронту горения примыкает зона перегретого пара, образовавшегося в результате испарения нагнетаемой вместе с воздухом воды в породе прогретой до высокой температуры перемещающимся впереди фронтом горения.

Передача тепла в область впереди фронта горения осуществляется при влажном горении в основном путем конвективного переноса потоками испарившейся нагнетаемой воды и продуктами горения, а также путем теплопроводности. В результате впереди фронта горения образуется несколько температурных зон. Непосредственно к фронту горения примыкает зона перегретого пара, в пределах которой температура падает от температуры фронта горения до температуры конденсации (испарения) пара. Размеры этой зоны относительно невелики, т.к. потери тепла в окружающие пласт породы приводят к быстрому охлаждению фильтрующихся здесь газообразных паров воды и продуктов горения, характеризующихся низкой теплоемкостью. Основная доля перебрасываемого в область впереди фронта горения тепла концентрируется в зоне насыщенного пара - зоне парового плато, где потери тепла в окружающие породы сопровождается конденсацией пара, а не падением его температуры, а также в переходной температурной зоне - зоне горячей воды, образующейся в результате полной конденсации насыщенного пара. Температура в зоне насыщенного пара зависит в основном от уровня пластового давления с учетом доли пара в газовом потоке. Обычно в пределах этой зоны она меняется незначительно и составляет примерно 80-90 % от температуры насыщенного пара. Температура в переходной зоне изменяется от температуры конденсации пара до начальной пластовой.

Наконец, впереди переходной зоны располагается область, не охваченная тепловым воздействием, характеризующаяся начальными температурными условиями.

Величина области прогрева пласта впереди фронта горения в значительной мере определяется темпом генерации тепла на фронте горения (а следовательно, темпом нагнетания воздуха) и водовоздушным фактором. С увеличением последнего размер области прогрева пласта увеличивается. Если процесс влажного горения осуществляется при максимально возможном значении водовоздушного фактора или близком к нему, то практически все накопленное в пласте тепло будет располагаться в области впереди фронта горения, а размеры этой области будут максимальны. Именно такой процесс оптимального влажного горения схематично изображен на рис.6.

Картина температурного поля при влажном горении обусловливается в основном генерированием пара на фронте горения и нагреванием этим паром области пласта впереди фронта горения. Не случайно поэтому при влажном горении температурная обстановка впереди фронта горения во многом аналогична таковой при нагнетании в пласт пара (рис. 19).

Рис.19   Схема вытеснения нефти паром.

Условные обозначения: а - пар; б - вода; в - нефть.

Зоны:  1 - насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти горячей водой; 3 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти при начальных условиях.

По этой же причине при влажном горении будут реализовываться те же механизмы вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, а именно механизм вытеснения нефти паром и горячей водой, механизм смешивающегося вытеснения испарившимися в зоне пара легкими фракциями нефти. Вместе с тем, поскольку для реализации внутрипластового горения в пласт нагнетаются воздух и вода, проявляется также и механизм вытеснения нефти водогазовыми смесями. Кроме того, на процесс извлечения нефти могут оказывать влияние продукты горения и окисления нефти в пористой среде, а также физико-химические превращения самой породы коллектора. В процессе горения образуется значительное количество углекислого газа, что, создает условия для проявления механизма вытеснения нефти углекислым газом. Этот механизм может существенно усилится в случае осуществление процесса внутрипластового горения в коллекторах карбонатного типа в связи с появлением дополнительных количеств углекислого газа вследствие термического и химического разложения карбонатов. Углекислый газ вместе с нефтью и водой может образовывать пену, которая оказывает положительное влияние на процесс вытеснения нефти. В процессе горения образуется также поверхностно-активные вещества (ПАВ), альдегиды, кетоны, спирты, что может обусловить проявление механизма вытеснения нефти эмульсиями.

Таким образом, при осуществлении внутрипластового горения проявляются и существуют большинство из известных к настоящему времени процессов, увеличивающих нефтеотдачу пластов. Именно этим объясняются наблюдаемые при внутрипластовом горении в лабораторных и промысловых условиях высокие показатели степени извлечения нефти.

Размер области прогрева пласта впереди фронта горения при реализации влажного горения такого же порядка, как и выжженной зоны, и в большинстве случаев может достигать величины 100-150 м и более. Поэтому, с одной стороны, появляется возможность применения метода влажного горения при сравнительно редких сетках размещения скважин (0,16-0,20 км2/скв. и более), а с другой - отпадает необходимость доводить фронт горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается расход воздуха на добычу нефти. Только за счет развития области прогрева пласта впереди фронта горения расход воздуха может сократится в среднем в 1,5-2,0 раза. Дополнительная экономия в расходе воздуха на добычу нефти может быть достигнута за счет перемещения по пласту путем нагнетания не нагретой воды созданной в результате влажного горения тепловой оторочки. В целом же считается, что при влажном горении расход воздуха на добычу нефти сокращается в 2,5-3 раза и более, чем при сухом горении. Что касается расхода воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, то согласно данным промысловых испытаний, он изменяется в диапазоне 1000-3000 м3 (при нормальных условиях) на 1 м3 нефти.

Значительное сокращение расхода воздействия на добычу нефти при влажном горении является важной предпосылкой расширения области применения теплового воздействия на более глубоко залегающие пласты.

Метод влажного горения осуществим на объектах со значительным диапазоном изменения геолого-физических условий. Появляется возможность разработки этим методом месторождений нефти средней и малой вязкости, в том числе после заводнения.

Как уже говорилось, при повышенных значениях водовоздушного фактора возникают разновидности комбинированной технологии, основанные на сочетании заводнения с внутрипластовыми окислительными реакциями. В этом случае фронт горения, как и примыкающие к нему зоны перегретого пара, прекратят свое существование, а закачиваемый кислород воздуха поступит в зону насыщенного пара, где он и вступит в экзотермические реакции с нефтью. Нужно отметить, что скорость протекания окислительных процессов довольно высока и при температурах характерных для зоны пара (200 °С и выше). Такой процесс назван "сверхвлажным горением". При сверхвлажном горении холодная вода вторгается в зону горения еще до того момента, когда сгорит вся оставшаяся в виде топлива нефть. Особенность сверхвлажного горения заключается в том, что нагрев и испарение воды, регенерация тепла и его образование в результате окислительных реакций сосредоточены в единой зоне, скорость перемещения которой определяется темпами нагнетания воды и будет существенно выше, чем скорость перемещения фронта горения при сухом и влажном горениях. Таким образом, при сверхвлажном горении достигается существенное сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания сверхвлажного горения требуются небольшие концентрации топлива (единицы килограммов на 1 м3 пласта). Поэтому с применением метода сверхвлажного горения связывают значительные перспективы повышения нефтеотдачи пластов, содержащих нефти малой вязкости, в том числе и после заводнения.

К основным недостаткам методов вытеснения нефти с применением внутрипластового горения относятся:

-        необходимость применения мер по охране окружающей среды и утилизации продуктов горения;

-        необходимость принятия мер по предотвращению коррозии оборудования;

-        возможность проявления гравитационных эффектов и снижения вследствие этого охвата пласта тепловым воздействием.

oilloot.ru