Vývoj přednášek. Přednáška obecné principy vývojového designu. Účinnost vytěsňování oleje roztokem povrchově aktivní látky

Původní dokument?

PŘEDNÁŠKA 13

ZVÝŠENÍ VÝBĚRU ROPY

1. Metody zvyšování vytěžitelných zásob

Lepší regenerace ropy - komplexní problém, k jehož řešení se využívají zkušenosti nasbírané ve všech oblastech podnikání na ropných polích. Na prvním místě je samozřejmě správné umístění studní na ložiskách s přihlédnutím ke geologické stavbě souvrství a provedení regulace procesu zaplavování na základě pravidelných hydrodynamických studií studní. Účinnost provozu ložiska se zlepšuje v důsledku ovlivnění zón dna formace za účelem zvýšení průtoků a vyrovnání profilu přítoku ropy a plynu, jakož i injektivity injekčních vrtů, pokud existují, uměle udržovat tlak v nádrži. Účinnost zaplavení vodou lze výrazně zvýšit, pokud se do vstřikované vody přidají chemická činidla, která usnadní úplnější vytlačení oleje z podpovrchu. Všechny sekundární a terciární metody pro zvýšení výtěžnosti ropy jsou založeny na využití určitých fyzikálních zákonů probíraných v předchozích přednáškách.

V závislosti na podmínkách výskytu olejů, jejich vlastnostech a složení. a také na základě ekonomické proveditelnosti využívají různé technologie pro těžbu uhlovodíků. Jednou z nejznámějších technologií je vstřikování chladicí kapaliny do nádrže za účelem snížení viskozity oleje. Stejný cíl je sledován vstřikováním zkapalněných plynů, což jsou ropná rozpouštědla, do útvarů. Fenomén zpětného vypařování a kondenzace těžkých uhlovodíků v plynném prostředí se využívá k vývoji technologie čerpání plynů do zásobníků vysoký tlak, což přispívá k přenosu části ropných frakcí do plynné fáze.

Aby se vyrovnala pohyblivost vody a vytěsněné ropy, je do formací vstřikována ochlazená voda. Pro zlepšení regenerace oleje se používají pěny stabilizované povrchově aktivními látkami a pohyblivé spalovací zdroje. Studují se ultrazvukové, vibrační a elektrické metody ovlivňování blízkých zón formace.

2. Prací prostředky a vytěsňování oleje vlastnosti vody

Zaplavení vodouložiska je hlavním způsobem, jak zvýšit efektivitu ropných polí. Ale i přes veškerou jeho účinnost zůstává více než polovina zásob ropy v zemi. Jedním ze způsobů, jak zvýšit účinnost zaplavování, může být vhánění vody s vysokými výtlačnými vlastnostmi do nádrže. Mechanismus čistícího působení látek ve vztahu k vymývání uhlovodíků z minerálů je v souladu s moderní koncepcí dán jejich schopností zlepšovat smáčecí vlastnosti vody a snižovat jejich povrchové napětí na rozhraní s olejem a jinými povrchy. Musí to být disruptory suspenzí a emulzí atd.

V závislosti na struktuře a vlastnostech formačních hornin, jakož i na stavu tekutin v porézním prostředí, parametry vytěsňovací tekutiny ovlivňující vytěsňování oleje vlastnosti nemusí být stejné. Pokud je například ropa ve formaci v rozptýleném stavu, pak nejlepší vytěsňovací vlastnosti bude mít v tomto případě voda, vyznačující se nízkými hodnotami povrchového napětí na hranici s ropou a dobře smáčející horninu.

Při zaplavování prasklých nádrží je vhodné použít vodu s vysokými hodnotami smáčecího napětí (s× CosQ), které jsou schopny intenzivně absorbovat kapilární síly do bloků hornin rozbitých trhlinami.

Nicméně procesy absorpce vody do nasycený olejem plemena jsou doprovázena formací voda-olej směsi, které negativně ovlivňují výtěžnost ropy v důsledku narušení kontinuity olejové fáze. Takové směsi se tvoří méně intenzivně, když vody s nízkými hodnotami (s× CosQ). Pokud je tomu tak, pak za podmínek neutrální (střední) smáčivosti, kdy je kontaktní úhel blízký 90° , A smá minimální hodnoty, faktor výtěžnosti oleje by se měl zvýšit. Takové vody mají špatné čisticí vlastnosti, ale jejich vytěsňovací schopnost je nejvyšší. V tomto ohledu by měla být dána přednost formačním vodám produkovaným spolu s ropou a po vhodné úpravě by měly být vstřikovány zpět do formací. Sladká voda používaná k udržení tlaku v nádrži lépe smáčí povrch horniny a při kontaktu s ropou tvoří stabilnější emulze. Navíc přispívají k bobtnání jílového cementu, který je součástí terigenních nádrží, a zmenšování objemu pórového prostoru. Je pravda, že někteří vědci se domnívají, že v tomto případě je olej vytlačován ze smršťovacího filtračního kanálu, ale soudě podle výsledků laboratorních experimentů uvedených v jejich pracích tomu tak není. Mnohem snazší je vysvětlit výsledný efekt pouhým přerozdělením filtračních toků změnou struktury filtračních kanálků.

V teritoriálních nádržích udmurských polí, kde je obsah jílovité hmoty nevýznamný (0-5 %), je pokles propustnosti při filtraci sladké a brakické vody spojen se zvýšením mocnosti vrstvy volně vázané vody u povrchu filtračních kanálů. Při změně plynopropustnosti hornin z 0,2 na 0,9 μm 2 je relativní pokles propustnosti pro sladkou vodu ve srovnání s vodou mineralizovanou v průměru 55 %, v rozmezí od 34 do 75 %.

Podobné údaje o změnách propustnosti sladké vody ve vztahu k formační vodě (v průměru 46 % s rozsahem změn od 29 do 67 %) byly získány během experimentů na pískovcových ložiskách v Bashkirii, vyznačujících se propustností pro plyny od 0,3 do 0,9 μm 2 .

Provedené studie naznačují pokles propustnosti křemenných prachovitých pískovců obsahujících malé množství jílového cementu v důsledku změn v chemickém složení vstřikované vody, což ovlivňuje tloušťku difúzní vrstvy vázané (volně vázané) vody na povrchu. filtračních kanálů. Jak je voda filtrovaná v porézním médiu odsolována, tloušťka této vrstvy se zvyšuje v souladu s (1), což vede ke snížení propustnosti. S rostoucí mineralizací vtlačované vody se propustnost horniny opět zvyšuje. Kontrolní měření plynopropustnosti provedená po výzkumu ukázala, že ve struktuře pórového prostoru hornin nenastaly žádné strukturální změny a jejich absolutní propustnost se nezměnila. Přesněji řečeno, průměrná odchylka byla± 7,5 %, což je v rámci chyby posouzení propustnosti v laboratorních podmínkách.

,(1)

Kde Dh- změna tloušťky vrstvy vázané vody;

A - stupeň disociace elektrolytu;

n - počet iontů, na které se molekula elektrolytu rozpadne;

m - viskozita kapaliny;

r- poloměr iontů;

K je Boltzmannova konstanta;

T - absolutní teplota;

m- hmotnost iontů;

S 1 a C 2 - molární koncentrace solí ve formovací a injekční vodě.

Mechanismus procesu, který způsobuje změnu propustnosti vody v porézním médiu, je spojen s výměnou kationtů na povrchu jílových částic, které tvoří cement horniny. V tomto případě jsou možné dva typy interakce roztoku s minerály. V prvním případě, kdy jsou filtrovány roztoky obsahující stejné kationty jako komplex absorbovaný jílovou látkou, k výměně kationtů prakticky nedochází. Složení komplexu absorbovaného minerály se nemění a změna tloušťky difúzní vrstvy je dána především rozdílem koncentrací solí ve vstřikované a formovací (vázané) vodě.

Ve druhém případě bude změna propustnosti dána typem kationtů vstupujících nebo vyluhovaných z absorbovaného komplexu a rozdílem v koncentracích formovací vody a vstřikované tekutiny. Největší změny permeability jsou pozorovány v případě převahy sodných kationtů v absorbovaném komplexu.

Ukázka č.	Propustnost, µm 2		Relativní snížení propustnosti,
	Pro roztok NaCl	pro čerstvou vodu
1878	0,230	0,096
1879	0,136	0,034
1881	0,018/ 0,012	0,013 / 0,0073
1883	0,131	0,046
1883a	0,014	0,006
3806	0,045 / 0,058	0,023 / 0,038
Průměrný

Poznámka: jmenovatel udává hodnoty propustnosti druhého cyklu vstřikování mineralizované a sladké vody.

V tomto ohledu je pro obnovení injektivity injektážních vrtů vyvíjejících ložiska v teritoriálních nádržích, pro udržení tlaku v nádrži vhodné používat vodu, která má mineralizaci a chemické složení blízké složení vody z nádrží.

Navíc pro zlepšení filtračních vlastností nádrží na vstřikovanou vodu můžete přidat komponenty obsahující chloridové soli vícemocných kovů (například AlCl 2, FeCl 3) nebo síran (například Na 2 SO 4, K 2 SO 4), nebo dusičnanové (např. NaNO 3, KNO 3) přísady, které pomáhají snižovat tloušťku vrstvy volně vázané vody a zvyšují propustnost hornin.

3. Úprava vody povrchově aktivními látkami

Potřebné změny v povrchových a smáčecích vlastnostech kapalin a charakteristik fázových rozhraní v porézním médiu lze dosáhnout přidáním povrchově aktivních látek do vody.

Většina molekul povrchově aktivních látek se skládá z dlouhých hydrofobních uhlovodíkových řetězců s nízkou zbytkovou afinitou na jednom konci a hydrofilních polárních skupin s vysokou afinitou na druhém konci. Na základě svých chemických vlastností se všechny povrchově aktivní látky dělí na aniontově aktivní, kationtový a neiontové látky. Pokud je uhlovodíková část molekuly iontového surfaktantu součástí aniontu vytvořeného ve vodném roztoku, patří sloučenina k aniontově aktivním látkám kationtový látky tvoří kationty ve vodných roztocích obsahujících dlouhé řetězce uhlovodíkových radikálů. Neobsahuje neiontové látky neionizující hydrofilní koncové skupiny. Povrchová aktivita těchto látek je dána zvláštní strukturou jejich molekul, které mají asymetrickou (difilní) strukturu, skládající se z polárních a nepolárních skupin. Nepolární a ve vodě nerozpustnou částí molekuly je hydrofobní alkylový, arylový nebo alkylarylový radikál a polární rozpustné ve vodě zastupuje skupinu polyethylenglykol nebo propylenglykol zbytek.

Běžnou neiontovou povrchově aktivní látkou je OP-10, do které se před patnácti až dvaceti lety vkládaly velké naděje. Příklad kationtový Povrchově aktivní látkou je karbazolin O, který se používá k hydrofobizaci pískovců. Mezi aniontové patří: sulfonol NP-1, NP-3, sulfonáty atd.

V laboratorních podmínkách byl testován vliv různých chemických přísad na regeneraci ropy. V současné době je téměř každému jasné, že neexistuje univerzální prostředek pro zvýšení těžby ropy. Stejné činidlo různé podmínky se chová jinak. Tabulka ukazuje výsledky laboratorních studií různých činidel používaných ke zlepšení výtěžnosti ropy v polních podmínkách Uralsko-volžská oblast. Tyto studie byly provedeny v PermNIPIneft, BashNIPIneft, UdmurtNIPIneft, Giprovostok.

Technologie (lemy roztoků chemických činidel bez detailních úprav)	Relativní zvýšení koeficientu výtlak oleje
	Rozsah změn	Průměrný
Neiontové povrchově aktivní látky (typ OP-10) od začátku procesu zaplavování vodou na následné mytí zbytkového oleje	0 - 0,11 0 - 0,12	0,055 0,019
Aniontové povrchově aktivní látky (v uhličitanech)	0 - 0,34	0,156
Totéž (v pozemských horninách)	0 - 0,13	0,044
Alkálie a kompozice na nich založené	0 - 0,38	0,155
Polymery	0 - 0,28	0,113
Oxid uhličitý	0,05 - 0,28	0,122

Tabulka ukazuje, že jakákoli technologie se může za určitých podmínek ukázat jako zcela neúčinná, zatímco jiná může mít zároveň pozitivní efekt. Pozoruhodným příkladem jsou aniontové povrchově aktivní látky, které jsou v teritoriálních nádržích prakticky neúčinné, zatímco v uhličitanech poskytují velmi znatelné zvýšení koeficientu výtlak oleje.

Povrchově aktivní látky jsou v různé míře absorbovány povrchem horniny. Kvantitativní vztah mezi specifickou adsorpcí G v povrchové vrstvě, změnou povrchového napětí s koncentrací rozpuštěné látky a koncentrací S nainstalovaným Gibbsova rovnice

Kde R- univerzální plynová konstanta

T- absolutní teplota.

Hodnota charakterizující schopnost rozpuštěné látky snižovat povrchové napětí roztoku se obvykle nazývá povrchová aktivita

Velikost povrchové aktivity lze určit z adsorpční izotermy Г=f (C) a závislosti povrchového napětí na koncentraci rozpuštěné látkys=f(C).

Zpočátku povrchové napětí rychle klesá a jak se povrchová vrstva plní adsorbovanými molekulami, dochází ke změně s s rostoucí koncentrací tenzidu se snižuje a když adsorpce dosáhne konstantní hodnoty odpovídající úplnému nasycení vrstvy molekulami tenzidu, zastaví se. Proto je povrchová aktivita povrchově aktivní látky hodnocena hodnotou

těch. počáteční hodnota G 0 s koncentrací povrchově aktivní látky klesající k nule. Jednotky SI pro povrchovou aktivitu jsou H× m 2/kmol.

1 mN × m 2 /kmol=1Gibbs=1Dyn/cm/(mol/dm3)

Nejvhodnější pro úpravu injektované vody jsou povrchově aktivní látky, které výrazně snižují povrchové napětí na rozhraní s ropou při nízkých koncentracích, zlepšují smáčivost povrchu horniny, málo nasákavé na to a destruktivní emulze voda-olej. Kromě toho musí být levné, zcela rozpustné ve sladké i formační vodě a odolné vůči tvorbě vodních solí. Nejlepší vlastnosti mají obvykle směsi různých povrchově aktivních látek. V tomto ohledu se hlavním úkolem laboratorního výzkumu stává výběr nejlepších složení pro konkrétní podmínky oleje. Je zapotřebí obrovské množství výzkumu vysoké nákladyčasu a peněz, a proto je jen zřídka plně implementován.

Použití povrchově aktivních látek v průmyslových objemech ke zvýšení výtěžnosti ropy naráží na značné potíže kvůli jejich adsorpci na obrovském povrchu filtračních kanálů. Je však třeba vzít v úvahu, že v důsledku filtrace vody po okraji chemického roztoku dochází k částečné desorpci látky a jejímu přenosu do jiných částí útvaru.

Na druhou stranu, pokud by k adsorpci nedošlo, nemohl by být mechanismus účinku povrchově aktivní látky plně realizován. Známé jsou výsledky studií účinnosti zaplavování polymerem pomocí látek, které snižují adsorpci aktivního činidla na povrchu horniny, což ukazuje na absenci technologického efektu.

4. Alkalické zaplavení

Alkalické roztoky jsou vstřikovány do útvarů ve formě slimáků, poháněných sladkou vodou. Mechanismus účinku alkalických lemů je spojen s tvorbou povrchově aktivních látek v důsledku interakce alkálie s ropou, což vede ke snížení povrchového napětí na hranici roztoku s ropou, hydrofilizaci povrchu hornin (země až V důsledku emulgace oleje se vytváří další hydrodynamický odpor, přispívající ke zvýšení mikro- a makrorozmítání tvorby vodními záplavami. V současné době probíhají terénní zkoušky alkalického zaplavení a jeho modifikací, vyjádřené tvorbou směsí alkálií s odlišné typy Tenzidy, termoalkalické zaplavování atd. Účinnost alkalického zaplavování úzce souvisí s činností olejů, která závisí na obsahu kyselých složek v nich, které reagují s alkáliemi.Čím jsou oleje aktivnější, tím více klesá povrchové napětí na jejich rozhraní s alkalickým roztokem.

5. Zaplavení polymerem

Zahušťovánípřidáním vody rozpustné ve vodě polymery jsou zaměřeny na vyrovnání čela výtlaku odstraněním nebo snížením viskózní nestability a zabráněním předčasného průniku vstřikované vody do těžebních vrtů. V tomto případě je realizována hlavní vlastnost polymerních roztoků odolávat síle, která na ně působí.

Čím vyšší je rychlost filtrace roztoku polymeru za stejných podmínek, tím vyšší je faktor odporu. Velikost faktoru odporu je určena poměrem pohyblivosti roztoku polymeru k pohyblivosti vody. Dalším důležitým ukazatelem pravděpodobné účinnosti metody je faktor zbytkového odporu, který se stanoví po promytí porézního média vodou a desorpci nebo destrukci dříve injektovaného polymeru. Vzhledem k tomu, že v reálných podmínkách je zaplavení polymerem neúčinné kvůli prudkému poklesu filtračních rychlostí, když se slimák vzdaluje od vstřikovacího vrtu, není technologie nikde použita v čisté formě. Používá se v kombinaci se vstřikováním chemických kompozic se samoregulační viskozitou. Taková činidla snižují svou viskozitu při kontaktu s ropou a zvyšují ji při kontaktu s vodou, což umožňuje nejúčinněji vytěsňovat ropu v podmínkách skutečného výskytu uhlovodíků, kdy se v rámci ložiska prudce mění geologická stavba a ložiskové vlastnosti hornin.

6. Využití oxidu uhličitého ke zvýšení těžby ropy z nádrží

Oxid uhličitý, rozpuštěný ve vodě nebo zaváděný do formace v kapalné formě, má příznivý vliv na fyzikální a chemické vlastnosti ropy, vody a rezervoáru, což pomáhá zvýšit obnovu ropy z formací.

CO 2 je bezbarvý plyn těžší než vzduch s relativní hustotou 1,529. Kritická teplota 31.1° S; kritický tlak - 7,29 MPa; kritická hustota je 468 kg/m3. Při teplotě 20° Spod tlakem 5,85 MPa se mění na bezbarvou kapalinu o hustotě 770 kg/m3. Při silném ochlazení CO 2 tuhne do bílé sněhové hmoty o hustotě 1650 kg/m 3, která sublimuje při teplotě -78,5° Sa atmosférický tlak. Povrchové napětí kapalného oxidu uhličitého klesá s rostoucí teplotou.

Teplota, ° S
Povrchové napětí, mJ/m2	16,54	4,62	1,37	0,59

Rozpustnost oxidu uhličitého ve vodě rychle roste se zvyšujícím se tlakem. Zvýšení teploty vody a slanosti je doprovázeno snížením rozpustnosti CO 2 . S rostoucí koncentrací oxidu uhličitého se zvyšuje viskozita vody. Například při teplotě 20° Sa tlaku 11,7 MPa, viskozita sycené vody je 1,21 MPa× S. Rozpustnost oxidu uhličitého v olejích je funkcí tlaku, teploty, molekulové hmotnosti a složení oleje. S klesající molekulovou hmotností uhlovodíků roste rozpustnost CO 2 v nich. U velmi lehkých olejů se CO 2 kompletně promíchává při tlacích 5,6-7 MPa. Těžké oleje se v kapalném oxidu uhličitém úplně nerozpouštějí. Nerozpustný zbytek se skládá z pryskyřic, parafinů a dalších těžkých uhlovodíků. S rostoucím poměrem objemu kapalného oxidu uhličitého k objemu oleje ve směsi se zvyšuje rozpustnost oleje.

Pro zvýšení výtěžnosti ropy se zkapalněný oxid uhličitý vstřikuje ve formě slimáka a protlačuje se vodou sycenou oxidem uhličitým. V tomto případě dochází k vzájemnému rozpouštění oxidu uhličitého v ropě a uhlovodíků v kapalném oxidu uhličitém s odpovídajícími změnami jejich vlastností. Viskozita oleje klesá, jeho objem se zvětšuje a povrchové napětí na hranici oleje a vody klesá. Například nárůst objemu oleje Arlan při koncentraci CO 2 rovné 25 % hm. dosahuje 30 % při teplotě 24° Sa tlak 12 MPa a jeho viskozita klesá z 13,7 MPa× od až 2,3 mPa × c. Významná extrakce lehkých uhlovodíků z ropy je pozorována při teplotách a tlacích nad kritickými pro CO 2, a proto je proces podobný procesu retrográdního odpařování lehkých frakcí ropy do fáze obohacené oxidem uhličitým.

Podle výsledků laboratorních studií, když objem kapalného oxidu uhličitého je 4-5% objemu pórů, výtěžnost ropy se zvyšuje o více než 50% ve srovnání s konvenčním zaplavením. Vstřikování sycené vody umožňuje za příznivých podmínek zvýšit koeficient výtlak oleje oproti klasickým záplavám téměř o 30 %. Oxid uhličitý je účinnými prostředky zvýšení těžby ropy z uhličitanových a terrigózních útvarů, ve kterých je tlak v nádrži 5,6 MPa nebo více a teplota se pohybuje v rozmezí 24 -71° C. Pozitivní vliv oxidu uhličitého na těžbu ropy je také důsledkem jeho aktivní chemické interakce s horninou. V důsledku této interakce se může zvýšit propustnost horniny. Pod vlivem oxidu uhličitého se zvyšuje kyselost jílových minerálů, což podporuje jejich stlačení a zabraňuje otokům. Průmyslové experimenty vstřikování CO 2 do produktivních útvarů přinesly povzbudivé výsledky.

7. Tepelné metody pro zvýšení výtěžnosti ropy

Poprvé byly experimenty s tepelnými účinky na nádrže v Rusku zahájeny ve 30. letech. Když je do formace vstřikována horká voda, zvýšení teploty způsobí snížení viskozity oleje, změnu molekulárních povrchových sil, expanzi oleje a skály, zlepšení smáčecích vlastností vody. Na začátku procesu horká voda vstřikovaná do formace rychle uvolňuje teplo hornině, ochlazuje se na teplotu formace, a proto se mezi vytlačeným olejem a následujícími částmi chladiva vytvoří zóna ochlazené vody.

V důsledku toho je olej při teplotě zásobníku prakticky vytlačován vodou. Vliv chladicí kapaliny na účinnost vytěsňování oleje začíná ovlivňovat pozdější vodní období rozvoje nádrže.

Pohyb horké vody ve formaci je doprovázen poklesem filtračního odporu ve vyhřívané zóně. Zlepšuje se smáčivost povrchu, zvyšuje se intenzita a úloha kapilární redistribuce kapalin.

Pokud snížení viskozity oleje napomáhá ke zvýšení výtěžnosti oleje, může mít intenzifikace kapilárních procesů na přední straně výtlaku významný negativní dopad na výtěžnost ropy. Tyto jevy se mohou objevit při nízkých teplotách chladicí kapaliny ve formaci (až 80-85° S).

Pokud je do útvaru vstřikována přehřátá vodní pára, útvar se nejprve zahřeje vlivem tepla přehřátí. Teplota v tomto případě klesá na teplotu syté páry, tzn. do bodu varu vody v podmínkách nádrže. Dále se latentní výparné teplo spotřebovává k ohřevu formace a poté pára kondenzuje. V této zóně bude teplota směsi páry a vody rovna teplotě syté páry, dokud se nespotřebuje veškeré latentní teplo tvorby páry. Formace se pak bude ohřívat teplotou horké vody, dokud její teplota neklesne na počáteční teplotu formování.

Další metoda tepelné efekty je realizace procesu spalování in-situ. Ropa je vytlačována horkými plynnými produkty spalování části ropy, ohřívanými vodou a párou. Celkový výsledek dopadu pohybujícího se spalovacího zdroje ve formaci sestává z četných efektů, které přispívají ke zvýšené výtěžnosti ropy.

Nejprve se uvolňují lehké uhlovodíky, které kondenzují v nevyhřívané zóně útvaru před přední částí spalování a snižují viskozitu oleje. Kondenzující vlhkost pak tvoří zónu zvýšené nasycení vodou; dochází k tepelné roztažnosti kapalin a hornin, zvyšuje se propustnost a pórovitost v důsledku rozpouštění cementových materiálů; oxid uhličitý vznikající při spalování se rozpouští ve vodě a oleji a zvyšuje jejich pohyblivost; Zbytky těžké ropy podléhají pyrolýze a krakování, což zvyšuje výtěžnost uhlovodíků z ložiska.

Úspěšná realizace procesu je usnadněna rovnoměrnou distribucí ropy ve formaci, vysokou propustností a pórovitostí hornin. Stabilnější spalovací zdroje se vyskytují ve formacích obsahujících těžké oleje s vysokým obsahem koksového zbytku. Zvýšený nasycení vodou formace proces komplikuje. Tepelná vlna vznikající při spalování je charakterizována teplotní křivkou, která má dvě klesající křídla s maximem mezi nimi, což odpovídá teplotě spalovacího zdroje. Podle laboratorních údajů jeho hodnota dosahuje 550-600 ° C. Objeví se přední křídlo teplotní křivky při spalování koksu a částečně oleje v důsledku šíření tepla konvekčním přenosem zplodinami hoření a kondenzací par uhlovodíků a vody vlivem tepelné vodivosti. Po pohybujícím se spalovacím zdroji zůstává zahřátá hornina, která je postupně ochlazována zde pohybujícím se oxidačním činidlem. Podle laboratorních experimentů dosahuje tepelná vlnová délka několika desítek centimetrů. Rychlost vlny závisí na hustotě toku okysličovadla a koncentraci kyslíku v něm a může se pohybovat od jednotek až po desítky metrů za den. Předpokládá se, že při implementaci popsané technologie může výtěžnost ropy dosáhnout 70-85%.

8. Vytlačení oleje z nádrže pomocí rozpouštědel

Základem mechanismu vytěsňování oleje rozpouštědly je absence povrchového napětí na rozhraní s olejem, které v podstatě neexistuje. Rozpouštědlo, jako je propan, je protlačováno levnějším prostředkem. Jak se rozpouštědlo pohybuje, je erodováno z jedné hrany olejem a z druhé vytěsňovacím činidlem. Stupeň promíchání kapaliny je charakterizován disperzním koeficientem D, který se nazývá konvekční difúzní koeficient nebo směšovací koeficient. Tento koeficient závisí na rychlosti pohybu a může překročit koeficient molekulární difúze o několik řádů. Proces je značně ovlivněn rozdílem v hustotách oleje a rozpouštědla v důsledku zakřivení kontaktní plochy a vytváření gravitačních jazýčků. Optimální velikost třásně nezbytná k udržení její kontinuity, dokud se nepřiblíží přední část výtlaku těžební vrty, pro různé podmínky by měly být stanoveny speciálními studiemi s přihlédnutím ke specifikům ložiska. V praxi se velikosti okrajů rozpouštědla pohybují od 4 do 12 % objemu pórů.

Účinnost procesu je značně ovlivněna složením oleje a nasycením pórového prostoru různými fázemi. Pokud je v olejové části útvaru volný plyn, proces se zpomaluje v důsledku míšení propanu s plynem a zhoršení jeho vlastností jako rozpouštědla. Významné snížení účinnosti procesu je pozorováno, když velké množství voda v porézních médiích.

Voda blokuje část oleje, který pak ztrácí kontakt s kapalným propanem. V takových podmínkách můžete použít rozpouštědla, která jsou mísitelná s vodou i olejem, například alkoholy. Po slimákovi je nejracionálnější vstřikovat plyn do formace, která je vysoce rozpustná v rozpouštědle.

Pokud je slimák hnán přes formaci plynem, pak se jako rozpouštědlo obvykle používají zkapalněné kapaliny. propan-butan směsi a jiné těžší uhlovodíky.

Složení rozpouštědla musí být zvoleno tak, aby byla dodržena neomezená vzájemná rozpustnost slimáka v oleji a plynu. Za těchto podmínek se v porézním médiu neobjeví fázové hranice a olej je vytěsňován účinněji. Pro provádění smíšeného vytěsňování oleje slimákem je nutné zvolit složení rozpouštědlových uhlovodíků, ve kterém jsou za podmínek v nádrži v kapalném stavu.

9. Vytěsňování ropy vysokotlakým plynem

Podle experimentálních údajů se při některých velmi vysokých tlacích téměř všechny složky ropy rozpouštějí v plynu, s výjimkou dehtu a dalších těžkých složek. Následnou extrakcí tohoto plynu, který obsahuje páry ropy nebo jejích složek, lze na povrchu získat kondenzát, který se při poklesu tlaku vysráží. Podstata metody tedy spočívá v umělé přeměně ložiska na plynový kondenzát. V praxi je tato technologie obtížně realizovatelná, protože rozpustit veškerou ropu, velmi vysoké tlaky (70-100 MPa) a obrovské objemy plynu (až 3000 m 3 v normální podmínky k rozpuštění 1 m 3 oleje).

Reverzní odpařovací tlaky se výrazně sníží, pokud vstřikovaný plyn obsahuje těžké uhlovodíkové plyny – etan, propan nebo oxid uhličitý. Potřebný objem plynu však zůstává vysoký. Proces lze výrazně zjednodušit a zlevnit, pokud se těží nejvíce těkavé frakce ropy. K tomu je třeba vstřikovat menší objemy suchého plynu při nižších tlacích ve srovnání s tlakem potřebným k úplnému rozpuštění oleje.

Plyn procházející zásobníkem je postupně obohacován etanem a těžšími uhlovodíky a metan, který narazí na čerstvé části ropy s tlakem nasycení nižším, než je tlak vstřikovaného plynu, se v oleji rozpustí. Plyn obsahující značné množství těžkých uhlovodíků je zcela mísitelný s olejem i při relativně nízkých tlacích a teplotách. Výtěžnost ropy je přitom vysoká, protože proces se přibližuje procesu pozorovanému, když je olej vytěsněn kapalným rozpouštědlem.

Oxid uhličitý CO2 (oxid uhličitý) se dobře mísí s olejem. Zdrojem CO2 jsou přírodní ložiska, často obsahující směs oxidu uhličitého s uhlovodíky, odpad chemická výroba, spaliny z energetických a hutních provozů.

Oxid uhličitý je při atmosférickém tlaku 105 Pa a teplotě 273,2 K v plynném stavu o viskozitě a hustotě kg/m3. Kritický tlak CO2 je 7,38 MPa a kritická teplota je 304,15 K. To je poměrně nízká teplota pro normální podmínky ropného pole. Pokud je tedy CO2 vstřikován do vrstev umístěných v hloubce 1500 - 2000 m o teplotě 310 - 350 K při tlaku cca 10-20 MPa, pak bude oxid uhličitý v kritickém stavu. Při přechodu do kapalného skupenství se viskozita oxidu uhličitého zvyšuje přibližně 3x s rostoucím tlakem také roste a s rostoucí teplotou klesá (obrázek 13.1).

Obrázek 13.1 Křivky závislosti viskozity oxidu uhličitého na tlaku při teplotách: 1 - při T = 303,2 K; 2 - při T=333,2 K

Když se CO2 smíchá s uhlovodíkovou částí oleje, pryskyřice a asfaltény se mírně rozpustí ve směsi CO2 a lehkých uhlovodíků a mohou se vysrážet. CO2 se rozpouští v oleji a snižuje jeho viskozitu.

CO2 je mírně rozpustný v těžkých ropných složkách, ale podporuje bobtnání uhlovodíků, jejich uvolňování a oddělování od kamenných zrn, pokud jsou na nich uhlovodíky adsorbovány. Při tlaku 10 MPa a teplotě 300--310 K lze v 1 m3 oleje rozpustit 250--300 m3 CO2 (měřeno za standardních podmínek). Co se týče rozpustnosti v uhlovodících, CO2 je podobný propanu. Oxid uhličitý se rozpouští ve vodě v přibližně 10x menším množství než v oleji.

Oxid uhličitý v kapalném, plynném nebo nadkritickém stavu lze tedy použít jako rozpouštědlo pro ropu za účelem její extrakce z podpovrchu.

Obrázek 13.2 Schéma vytěsňování oleje z přímé formace shlukem oxidu uhličitého tlačeným vodou: 1 - voda; 2 - těžký zbytek; 3 - oblast mísení CO2 a vody; 4 - rozložení koncentrace CO2 ve vodě; 5 - ráfek CO2; 6 - rozložení koncentrace CO2 v oleji (bez těžkého zbytku); 7 - oblast mísení CO2 a ropy; 8 - olej; 9 - vázaná voda

Podívejme se na nejúčinnější model vytěsňování ropy z nádrže, ve kterém je oxid uhličitý vstřikován do nádrže ve formě slimáka, poháněného nádrží vodou čerpanou do něj (obrázek 13.2). Ve zvodněné části útvaru zůstávají těžké ropné frakce, které budeme považovat za nevytěsněné vodou. Na hranici x = x* dochází ke konvektivní difúzi včetně difúze různých viskozit a vzniká oblast míšení CO2 s olejem. Z ropy však do ráfku CO2 přecházejí pouze lehké uhlovodíky a již v oblasti mísení se tvoří málo pohyblivý olejový zbytek, sestávající převážně z pryskyřic a asfaltenů. Velikost směšovací plochy oleje a CO2 je popsána rovnicí konvekční difúze různých viskozit:

a výpočet jeho délky L1 = 2l1 se provádí podle známého vzorce:

Nejdůležitějším cílem výpočtu parametrů procesu výstavby ropného ložiska za použití vstřikování kulky CO2 do ní, poháněného vodou, je stanovení požadované velikosti kulky. V tomto případě je nutné vzít v úvahu faktory, které nakonec vedou k jeho vymizení. Jedním z faktorů je rozpouštění v oleji. Druhým faktorem je rozpouštění CO2 ve vodě, která je s ní v kontaktu, tj. difúze oxidu uhličitého do vody, což podporuje okraj CO2. Viskozita oxidu uhličitého je nižší než viskozita vody. Na rozdíl od konvekční difúze méně viskózního CO2 do viskóznějšího oleje v oblasti mísení CO2 a oleje je tedy při styku vody a CO2 gradient viskozity směsi nasměrován proti proudění a konvekčnímu pronikání. vody do CO2 bude méně. Předpokládáme tedy, že při styku vody s CO2 dochází k jednostranné konvektivní difúzi, namířené proti proudu látek pohybujících se v útvaru. Vliv rozdílné viskozitní difuze zanedbáme, konvekční difúzi považujeme za běžnou.

Na hranici x = xb (obrázek 13.2) bude koncentrace CO2 ve vodě rovna maximální rovnovážné koncentraci CO2 ve vodě při daném tlaku a teplotě v zásobníku. Na hranici směšovací oblasti x = xb - l2 je měrná koncentrace CO2 ve vodě c2 = 0.

Při výpočtu velikosti oblasti míšení CO2 a uhlovodíkové části ropy zavádíme pohyblivou souřadnici

a pro výpočet plochy smíchání vody a CO2 používáme pohyblivou souřadnici. Zde je rychlost pohybu souřadnice x*, kde koncentrace CO2 v oleji je 0,5, a je to rychlost pohybu souřadnice x = xb.

Budeme hledat rozložení koncentrace oxidu uhličitého ve vodě c2 ve tvaru:

kde je koncentrace oxidu uhličitého ve vodě na hranici s oxidem uhličitým.

Rovnice pro konvekční difúzi oxidu uhličitého do vody je:

Dosazením posledních výrazů derivací do rovnice konvekční difúze oxidu uhličitého do vody a integrací levé a pravé strany této rovnice od l2 do 0 podél o2 získáme:

Celkový objem Vy v oxidu uhličitém difundovaném do vody v čase t bude určen výrazem:

kde s je nasycení vodou ve zavlažované oblasti útvaru.

Příklad 13.1. Přímočará nádrž o délce l = 500 m, šířce b = 250 m a celkové mocnosti h0 = 15 m má vzniknout vytěsňováním ropy s okrajem oxidu uhličitého hnaného vodou. Koeficient pokrytí tvorby procesu з2 = 0,8. Pórovitost nádrže m = 0,25, viskozita oleje nasycujícího útvar mH = 4 10-3 Pa s, viskozita oxidu uhličitého v podmínkách nádrže mu = 0,05 10-3 Pa s, nasycení vázanou vodou sCB = 0,05. Ropa obsahuje 20 % objemu pryskyřic a asfaltenů. Když je ropa vytlačena shlukem CO2, pryskyřice a asfaltény jsou z formace vytlačeny přibližně z poloviny a zbytek se ukládá v porézním médiu a nepohybuje se. Lze tedy předpokládat, že ve vodou nasycené části útvaru dochází k nasycení zbytkovým olejem (nasycení pryskyřicemi a asfalteny)

sH = 0,1, a proto nasycení vodou s = 0,9.

Spotřeba oxidu uhličitého a následně vody čerpané do nádrže, redukovaná na podmínky nádrže, je q=400 m3/den, Km=2,45 105 m/(Pa s).

Je nutné určit objem okraje oxidu uhličitého VOT na základě podmínky, že v době, kdy se přiblížíme ke konci formace x = l uprostřed mísící plochy CO2 a oleje, není čistý uhlík. oxid zbylý ve formaci. Rychlost filtrace ve formaci je rovna:

Skutečná rychlost pohybu v oblasti mísení oleje a CO2:

Odtud zjistíme čas t*, přiblížení úseku s koncentrací c = 0,5 ke konci formace:

Určíme hodnotu parametru:

a konvekční difúzní koeficient:

Pro malé l ve srovnání s b podle vzorce:

Při upřesnění pomocí úplného vzorce získáme m.

Stanovíme průměrné množství CO2 v zóně jeho směsi s olejem:

Objem pórů útvaru pokrytý procesem vystavení oxidu uhličitému se rovná:

VOP = bhml = 0,25 250 12 500 = 375 103 m3.

S přihlédnutím k nevýznamné rozpustnosti CO2 ve vodě oproti jeho rozpustnosti v oleji se domníváme, že v průřezu o2 = 0 se ve vodě rozpustí 5 % CO2. Proto b2 = 0,05. Objem oxidu uhličitého rozpuštěného ve vodě v čase t = t* je určen vzorcem:

VУB =1,0607 0,25 250 12 0,9 0,05 (7,271 10-7 6,886 107)1/2=253,3 m3.

VУ = 42 390 + 253,3 = 42,65 103 m3.

V poměru k objemu pórů útvaru je to 11,4 %.

- 786,00 kb

ÚVOD

Zvýšená těžba ropy je komplexní problém, při jehož řešení se využívají zkušenosti nasbírané ve všech oblastech podnikání na ropných polích. Obnovitelné zásoby ropy a plynu lze zvýšit správným umístěním vrtů na ložiska s přihlédnutím ke geologické stavbě útvarů. Dobré výsledky se dosahují regulací procesu utahování kontur nesoucích vodu, aby se zvýšila rovnoměrnost produkce různých částí usazenin. Efektivitu těžby ložiska zlepšuje ovlivňování dna vrtů za účelem zvýšení jejich průtoků a vyrovnání profilu přítoku ropy a plynu atd.

Během mnoha let praxe ve vývoji ropných polí bylo navrženo mnoho metod a technologických technik pro zvýšení těžby ropy z hornin. Dále se budeme zabývat některými metodami pro zvýšení těžby ropy na základě určitých fyzikálních jevů.

Zvýšení těžby ropy z nádrží lze dosáhnout uměle vytvořením a udržováním příznivých fyzikálních podmínek v nádrži, které zajistí co nejefektivnější vytlačení ropy z nádrže.

Jak je známo, voda vytlačuje ropu z porézních médií mnohem lépe než plyn. Proto všude tam, kde je to z geologických podmínek a ekonomických důvodů proveditelné, je nutné vytvořit přirozený nebo umělý režim vytěsňování vody. Uměle udržovaný tlakový režim vody v ložisku se vytváří vstřikováním vody z hladiny do ložiska za ložnou konturu nebo do ropné části ložiska. Účinnost zavodnění se dále zvyšuje přidáním speciálních látek do vody vstřikované do formace, v důsledku čehož se zlepšují její vlastnosti vytěsňování oleje.

Například oleje s nízkou viskozitou se lépe vytěsňují ze zásobníku. Některé metody pro zvýšení výtěžnosti ropy jsou proto založeny na umělém zavádění tepla a chladiva do ložiska, aby se snížila viskozita oleje z ložiska.

Jak je známo, i těžký bitumen se dobře rozpouští v některých lehkých uhlovodíkových rozpouštědlech. Například benzín nebo kapalný propan mohou odstranit téměř veškerý olej z porézního média. Tato vlastnost rozpouštědel se využívá k vývoji metod pro zvýšení výtěžnosti ropy vstřikováním zkapalněných plynů do ložiska.

V jedné z kapitol této práce budou uvažovány jevy zpětného odpařování a kondenzace těžkých uhlovodíků ve vysokotlakém plynném prostředí. Tato vlastnost plynů se využívá k vývoji metod pro snížení zbytkového nasycení oleje umělou přeměnou části ropných frakcí v ložisku do plynné fáze, když jsou do ložiska vstřikovány vysokotlaké plyny. Plyn z těžebních vrtů se pak rekuperuje na povrch spolu s ropnými produkty, které přešly do plynné fáze.

Není pochyb o tom, že další studium fyzikální vlastnosti formovací tekutiny, fyzikální chemie vzniku a zákony pohybu tekutin v porézním prostředí povedou v budoucnu k vývoji nových metod pro zvýšení těžby ropy z nádrží, založených na nových fyzikálních principech.

Jako příklad aplikace teoretických základů fyziky ropných ložisek do praxe ropných polí uveďme fyzikální základy některých metod pro zvýšení těžby ropy.

1. EXTRAKCE OLEJE VYSOKOTLAKÝM PLYNEM

Tato kapitola bude zkoumat vlastnosti směsí ropy a plynů a zejména jevy jejich zpětného či retrográdního vypařování. Tyto vlastnosti stlačených plynů lze využít ke zvýšení výtěžnosti ropy. V tomto případě musí být do zásobníku pro zvýšení tlaku vstřikován plyn, který se stává rozpouštědlem pro kapalné složky ropy. Podle experimentálních údajů se při některých velmi vysokých tlacích téměř všechny složky ropy rozpouštějí v plynu, s výjimkou dehtu a dalších těžkých složek. Následnou extrakcí tohoto plynu, který obsahuje olejové páry nebo jejich složky, lze na povrchu získat kondenzát, který se při poklesu tlaku vysráží. Podstata této metody tedy spočívá v umělé přeměně pole na pole plynového kondenzátu. V praxi je toho obtížné dosáhnout, protože k rozpuštění veškerého oleje je zapotřebí velmi vysokých tlaků ( 70 - 100 MPa) a obrovské objemy plynu (až 3000 m 3 za normálních podmínek pro rozpuštění 1 m 3 olej). Tlaky opětovného odpařování se výrazně sníží, pokud vstřikovaný plyn obsahuje těžké uhlovodíkové plyny – etan, propan nebo oxid uhličitý. Potřebný objem plynu však zůstává vysoký.

Proces lze výrazně zjednodušit a zlevnit, pokud se odpařovacím procesem získávají pouze nejcennější těkavé frakce ropy. Aby toho bylo dosaženo, musí být vstřikovány menší objemy suchého plynu při nižších tlacích ve srovnání s tlaky potřebnými k úplnému rozpuštění oleje v plynu. Jinak podstata procesu zůstává stejná.

Experimenty prokázaly, že při procesu vstřikování vysokotlakých plynů do modelu formace obsahující lehké oleje je výtěžnost ropy větší, než by měla být pouze při zpětném odpařování ropných frakcí. Plyn procházející zásobníkem je postupně obohacován etanem a těžšími uhlovodíky a metan, který narazí na čerstvé části ropy s tlakem nasycení nižším, než je tlak vstřikovaného plynu, se v oleji rozpustí. Plyn obsahující značné množství těžkých uhlovodíků je zcela mísitelný s olejem i při relativně nízkých tlacích a teplotách. V tomto případě je výtěžnost oleje vysoká, protože proces se přibližuje procesu pozorovanému během vytlačování oleje kapalným rozpouštědlem.

Při uvažování a interpretaci různých procesů fázových přeměn, ke kterým dochází při procesu vytěsňování ropy plynem, se používají diagramy (obr. 1.1) fyzikálního stavu uhlovodíkového systému při dané teplotě a tlaku. V tomto diagramu je uhlovodíkový systém libovolně prezentován ve formě tří skupin složek - libovolný bod v diagramu charakterizuje složení uhlovodíkového systému ve formě poměru každé ze tří skupin složek: metan S 1 uhlovodíky z ethanu S 2 do hexanu S 6 a heptan S 7 . Vrcholy trojúhelníků odpovídají 100%- konkrétní obsah odpovídajících skupin komponent v systému. Nepřerušovaná čára 1 (ve formě smyčky) v diagramu je křivka oddělení fází. Omezuje dvoufázovou oblast. Křivka separace fází představuje geometrické místo bodů složení systémů, které mají daný saturační tlak při dané teplotě. Spodní část křivky se týká kapalné fáze a horní část plynné fáze. Spojují se v bodě 8 , který charakterizuje složení směsi s kritickým tlakem a teplotou. Čára 2 (spojovací čára) končí v bodech na křivce složení syté páry a plynem nasyceného oleje, které jsou v rovnováze při dané teplotě a tlaku, pro které je diagram nakreslen.

Směsi odpovídající bodům nad a napravo od křivky nasycených par představují plyn (oblast 5 ), a směsi odpovídající bodům níže a vlevo od křivky plyn-nasycená kapalina představují ropu (oblast 6 ). Směsi v oblasti vpravo a pod křivkou separace fází patří do oblasti kritických směsí a jsou buď v plynné nebo kapalné fázi. V části této oblasti nad a napravo od křivky separace fází (oblast 10 ) směs obsahuje méně těžkých složek C 1+ . Tyto uhlovodíky se mísí se směsmi reprezentovanými body v oblasti plynu. Další část kritické oblasti směsí se nachází pod a napravo od dvoufázové oblasti (region 9 ). Směsi zde obsahují méně metanu S 1 a mísí se s uhlovodíky reprezentovanými body v ropném poli.

Již bylo zmíněno, že v závislosti na podmínkách ložiska (tlak a teplota), složení ropy a vstřikovaného plynu jsou možné různé možnosti procesu vytěsnění ropy plynem. Pokud jsou suché plyny (například metan) vstřikovány do formace při nízkém tlaku v nádrži, pak se vyrobí relativně malá množství meziproduktů ( S 2 - S 6 ).

Složitější interakce mezi ropou a plynem nastává, když jsou do zásobníku vstřikovány vlhké plyny obsahující značné množství složek ( S 2 - S 6 ). Jak se ropa a mokrý plyn pohybují ložiskem, mohou podléhat významným změnám v důsledku kondenzace složek plynu v ropě a jevu zpětného vzplanutí. V závislosti na podmínkách nádrže a počátečním složení systému může být olej vytlačován za kritických i nekritických podmínek. Diagramy fyzikálního stavu uhlovodíkové soustavy při dané teplotě a tlaku umožňují vysledovat podrobné rozdíly mezi uvedenými druhy vlivu plynů na vznik, např. rozdíly mezi procesy přechodu ropy do plyno- stavu kondenzátu a vstřikování plynu pod vysokým tlakem s částečným převodem ropných složek do plynné fáze. Jako příklad uveďme změnu vlastností ropných směsí v procesu vytěsňování ropy mokrým plynem, jehož těžké složky mohou v ložiskových podmínkách kondenzovat a přecházet do ropné fáze se vznikem kritických vytěsňovacích podmínek. Při kritickém přemístění mezi zónou ropy a plynu vzniká směs uhlovodíků, které se za těchto podmínek nacházejí v ložisku v oblasti nad kritickou (obr. 1.2). V tomto případě je ropa vytlačována plynem za podmínek, kdy na fázovém rozhraní nejsou žádné menisky a výtěžnost ropy může být zvýšena na hodnoty blízké 100 %.

Nechte bohatý plyn (bod 5 ) vytlačuje olej v nádrži (bod 4 ). Při jejich kontaktu ztrácí plyn některé své těžké složky a dostává se do rovnováhy s ropou, obohacenou o nové složky (body 1-1 na křivkách složení syté páry a nasycené kapaliny). Následně po kontaktu s novými částmi plynu s původním složením se tento olej stále více obohacuje o uhlovodíky S 2 - S 6 , a jeho složení je charakterizováno body 2 , 3 atd. Tento proces bude pokračovat, dokud se složení oleje nestane takovým, že za daných podmínek bude v kritickém bodě. Poté se dvoufázový proud stane jednofázovým a složení směsi se změní podél zásobníku z oblasti vytěsňování plynu do oblasti vytěsňování ropy bez rozhraní. Během procesu vstřikování vlhkého plynu do ložiska je tedy ropa vytlačována médiem, které se mísí s ropou.

Takový proces je v praktických podmínkách možný pouze při vysokých tlacích. Na Obr. 1.3 ukazuje schéma ternárního systému methan-n-butan-dekan při teplotě 71 °C a různé tlaky. Jak vyplývá z tohoto obrázku, vznik vzájemně rozpustné přechodové zóny je v uvažovaném systému možný pouze při tlacích nad 14 MPa. Pokud předpokládáme, že děkan modeluje ropu a směs metanu s n-butanem je obohacený stlačený plyn, pak vzájemně rozpustný výtlak bude při tlaku v zásobníku R pl = 14,06 MPa A t = 71 °C, tj. kdy hmotnostní zlomek n-butanu v metanu překročí 25% (tečka E 1 ). S rostoucím tlakem v zásobníku se těchto podmínek dosahuje při nižších koncentracích n-butanu v metanu (při vytlačovacím tlaku 28,1 MPa molární podíl n-butanu v plynu lze snížit na 7% (tečka E 2 ).

Složitost složení olejů a složitost procesu jejich vytěsňování plynem ztěžuje vývoj výpočtových metod pro stanovení podmínek míšení různých olejů a plynů. Jsou navrženy přibližné metody stanovení podmínek pro jejich míchání, které lze použít pouze pro přibližné výpočty. Benham, Dowden a Kunzman navrhli přibližnou metodu pro odhad minimální požadované koncentrace etanu + vyšších složek v plynu, při které je zajištěno kritické vytlačení ropy. Jejich metoda je založena na předpokladu, že tečna je rovnoběžná AB na Obr. 1.2 k hraniční křivce v kritickém bodě strany trojúhelníku C 1 - S 7+ . Pak koncentrace složek S 2 - S 6 v systému v kritickém stavu a ve vstřikovacím plynu A, který obsahuje minimální počet součástí S 2 - S 6 potřebné k reprodukci kritického výtlaku oleje budou stejné. To znamená, že pokud je určeno složení podmíněně ternárního systému, pro který jsou kritické vytlačovací tlak a teplota zásobníku, pak se také určí složení plynu (tj. minimální obsah meziplynů v něm). Obtížnost při volbě minimální požadované koncentrace metanových homologů ve vstřikovaném plynu tedy spočívá v tom, že tečna AB, zpravidla ne rovnoběžně se stranou C 1 - S 7+ a navíc pro stanovení kritických parametrů tak složitých směsí jako je ropa - plyn dosud neexistují dostatečně spolehlivé metody. V této oblasti je zapotřebí další výzkum.

Důležitým problémem při vývoji této metody zvýšení těžby ropy je nalezení zdrojů dodávek plynu. Za zmínku stojí metoda vyvinutá sovětskými inženýry pro výrobu plynu zplyňováním ropy přímo na ropném poli pod tlakem až 20 MPa. Pro snížení vytěsňovacích tlaků mísitelných činidel byla zvládnuta výroba vysokotlakých obohacených umělých plynů a kapalných destilátů-rozpouštědel prostřednictvím pyrolýzy ropy v reaktoru.

Popis práce

Metody udržování tlaku v ložisku vstřikováním vody nebo volného plynu do ložiska, stejně jako metody doplňování energie na polích s vyčerpanými zdroji (tzv. metody sekundárního získávání ropy) neumožňují vytěžit všechny zásoby ropy. Pokračuje proto intenzivní hledání nových metod pro zvýšení těžby ropy. Vždy vycházejí z odpovídajících fyzikálních zákonů.
Například oleje s nízkou viskozitou se lépe vytěsňují ze zásobníku. Některé metody pro zvýšení výtěžnosti ropy jsou proto založeny na umělém zavádění tepla a chladiva do ložiska, aby se snížila viskozita oleje z ložiska.

Základní výzkum. – 2015. – č. 11 (4. část) – S. 678-682
Technické vědy (02/05/00, 13/05/00, 05/17/00, 05/23/00)
MDT 622,276
Stránky
678-682

ZKUŠENOSTI A VYHLÍDKY SE VSTŘIKOVÁNÍM DUSÍKU V ROPNÉM A PLYNÁŘSKÉM PRŮMYSLU

Tento článek pojednává o možnosti použití dusíku pro vstřikování do ložisek ropného a plynového kondenzátu ke zvýšení výtěžnosti ropy a kondenzátu na základě výzkumu zahraničních vědců. Vzhledem ke své široké dostupnosti, nízké ceně a nedostatku korozivního účinku je dusík nejvýhodnějším injekčním činidlem mezi neuhlovodíkovými plyny. Dusík má nízkou schopnost mísit se s ropou, ale docela úspěšně odpařuje uhlovodíkovou kapalinu v podmínkách nádrže a může být použit pro gravitační výtlak. Dusík může sloužit jako ždímací činidlo při vstřikování metanu a oxidu uhličitého do ložisek. Zavedení injektáže dusíku na polích ve Spojených státech a na Blízkém východě umožnilo zvýšit současnou těžbu ropy. V současných makroekonomických podmínkách je vstřikování dusíku skutečnou alternativou k procesu cyklování.

vstřikování dusíku

zvýšená regenerace ropy

nemísitelný výtlak

udržování tlaku v nádrži

1. Abdulwahab H., Belhaj H. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. "Řízení průlomu vstřikovaného dusíku do zásobníku kondenzátu plynu v Abu Dhabi." Abu Dhabi, Spojené arabské emiráty, 2010.

2. Arevalo J.A., Samaniego F., Lopez F.F., Urquieta E. International Petroleum Conference & Exhibition of Mexico. "O podmínkách využívání nádrže Akai s ohledem na vstřikování dusíku do plynového uzávěru." Villahermosa, Mexiko, 1996.

3. Belhaj H., Abu Khalifesh H., Javid K. Technická konference a výstava Severní Afriky. "Potenciál vstřikování mísitelného dusíku v South East Assets, Abu Dhabi." Káhira, Egypt, 2013.

4. Clancy J.P., Philcox J.E., Watt J., Gilchrist R.E. 36. výroční technické setkání Petroleum Society. "Případy a ekonomika pro zlepšené získávání ropy a plynu pomocí dusíku." Edmonton, Kanada, 1985.

5. Huang W.W., Bellamy R.B., Ohnimus S.W. Mezinárodní setkání ropných inženýrů. "Studie vstřikování dusíku pro zvýšenou regeneraci z bohatého kondenzačního plynu / těkavého ropného ložiska." Peking, Čína, 1986.

6. Linderman J., Al-Jenaibi F., Ghori S., Putney K., Lawrence J., Gallet M., Hohensee K. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. "Náhrada dusíku za uhlovodíkový plyn v projektu cyklování plynu." Abu Dhabi, Spojené arabské emiráty, 2008.

7. Mayne C.J., Pendleton R.W. Mezinárodní setkání ropných inženýrů. "Fordoche: vylepšený projekt rekuperace ropy využívající vysokotlaké vstřikování metanu a dusíku." Peking, Čína, 1986.

8. Sanger P.J., Bjornstad H.K., Hagoort J. SPE 69. výroční technická konference a výstava. "Vstřikování dusíku do vrstvených zásobníků plynu a kondenzátu." New Orleans, LA, USA, 1994.

9. Tiwari S., Kumar S. SPE Middle East Oil Show. "Vstřikování dusíku pro současné využití plynového uzávěru." Bahrajn, 2001.

V současné době jsou kapalné uhlovodíky rozpuštěné v plynu (kondenzát, propanbutanová frakce) nejcennější surovinou pro petrochemický průmysl a jsou již považovány za neméně důležitý cílový produkt než zemní plyn. Zvyšování objemu výroby kondenzátu se v tomto ohledu stává stále naléhavějším úkolem. Hlavním důvodem poklesu faktoru výtěžnosti kondenzátu (CRE) je vysrážení těžkých uhlovodíkových složek plynu do kapalné fáze při poklesu tlaku v zásobníku pod tlak nasycení. Jedním ze způsobů, jak zvýšit regeneraci ropy a kondenzátu z nádrží, je udržovat tlak v nádrži vstřikováním neuhlovodíkových plynů.

Úkolem výběru pracovního prostředku je dosáhnout rovnováhy pozitivních a negativních faktorů, které doprovázejí vstřikování konkrétního plynu do zásobníku za specifických podmínek zvoleného pole. I přes vysoký výkon vytěsňování ropy během vstřikování oxidu uhličitého je použití CO2 omezeno kvůli jeho vysoké ceně a vysokému stupni korozivního účinku na zařízení vrtu. Nejlepší alternativou metanu mezi neuhlovodíkovými plyny je dusík. V atmosférickém vzduchu jsou obrovské zásoby dusíku a způsoby jeho výroby jsou poměrně jednoduché, levné a dobře prostudované. Dusík má nízkou korozivní aktivitu, což je velmi důležité pro bezproblémový provoz hlubinných zařízení. Fyzikálně-chemické vlastnosti N2 se také dobře kombinují s vlastnostmi formačních kapalin. Mezi nevýhody použití dusíku patří špatná mísitelnost s ropou, nicméně jeho použití při správném přístupu k řízení vývoje je technologicky i ekonomicky opodstatněné.

Možnost využití neuhlovodíkových plynů ke zvýšení výtěžnosti ropy a kondenzátu aktivně zvažují zahraniční ropné a plynárenské společnosti již od počátku 70. let 20. století. V komerční praxi se dusík používá jako:

– vytěsňovací činidlo při čerpání částí oxidu uhličitého, zemního plynu a dalších složek během mísícího vytlačování. CO2 a zemní plyn mají vysoké rychlosti vytěsňování ropy, ale vzhledem k jejich rostoucím nákladům a možné nedostupnosti objemů potřebných k čerpání se použití dalších objemů vytlačování dusíku považuje za přijatelný způsob, jak zlepšit těžbu ropy;

– alternativa k zemnímu plynu při udržování tlaku v zásobníku vstřikováním usazeniny ropy do plynového uzávěru. Podstatou této metody je nahrazení uhlovodíkového plynu produkovaného na poli levnějším dusíkem. Kromě toho se dusík díky segregaci in situ postupně stává bariérou mezi ropnou a plynárenskou částí ložiska, v důsledku čehož díky špatné mísitelnosti s ropou minimalizuje rizika průniku na dno těžebních vrtů. a zajišťuje takzvaný „gravitační posun“;

– posunutí „pilířů“ oleje s vysokou viskozitou při zaplavování vodou. V situaci, kdy je nízko se pohybující ropa uvězněna ve strukturálních výškách nádrže, přináší vrtání dalších těžebních vrtů vážná rizika pro ekonomiku projektu. V v tomto případě dusík se používá ke snížení viskozity oleje a gravitačního výtlaku při čerpání do samostatného vrtu;

– vytlačení plynu z plynového uzávěru. Pokud jsou v plynovém uzávěru značné zásoby plynu a dojde k výraznému vyčerpání ropné části ložiska, lze dusík využít k dodatečné těžbě objemů zemního plynu čerpáním dalších objemů dusíku;

– mísitelný výtlak oleje. Tato metoda je použitelná v přítomnosti nádrže s nízkoviskózním olejem, který se může mísit s dusíkem při tlaku a teplotě v nádrži;

– udržování tlaku v zásobníku plynu v zásobníku kondenzátu.

S tím souvisí široká škála použití dusíku pozitivní výsledkyčetné laboratorní testy. Experimenty kontaktního odpařování (CVD) uhlovodíkové kapaliny během vstřikování N2 ukázaly, že když je 50 % objemu pórů zásobníku naplněno dusíkem, odpaří se až 16 % kapalné fáze ze směsi. Analýza experimentů s čerpáním dusíku přes jádro nasycené „těžkým“ olejem ukazuje, že nedochází ke smíchání uhlovodíků s činidlem, avšak při ekvivalentním tlaku a teplotě v zásobníku je dusík zcela inertní a jeho vlastnosti jsou srovnatelné s vlastnostmi zásobní tekutinou, která má pozitivní vliv na filtrační proces v pórovém prostoru.

Proces výroby dusíku ze vzduchu je rozdělen do pěti fází:

1) komprese vzduchu na 0,6–0,7 MPa pomocí axiálních nebo odstředivých kompresorů;

2) odstranění nečistot (vodní pára, oxid uhličitý atd.) mechanicky v důsledku jejich adsorpce ve výměníku tepla při nízkých teplotách;

3) chlazení v blokovém výměníku tepla na teplotu –196 °C;

4) separace dusíku a kyslíku nízkoteplotní destilací;

5) stlačení dusíku na požadovaný vstřikovací tlak pomocí odstředivých čerpadel nebo pístových čerpadel.

Výrobna dusíku zahrnuje plynovou turbínu, kompresor, pracovní motor, adsorpční nádrže, výměník tepla, molekulární síta pro odstraňování nečistot a destilační nádrže. Dnes existuje několik modifikací stanic pro výrobu dusíku, nejoblíbenější jsou membránové adsorpční stanice. Většina polí v Ruské federaci se nachází v severních oblastech s drsnými klimatickými podmínkami, takže není potřeba další chladicí komora pro zařízení na výrobu dusíku. V současné době číslo Ruští výrobci nabízí dusíkárny blokového typu, které jsou kompaktní a designově jednoduché, ale výrazně horší než zahraniční v objemech výroby - až 60 tisíc m3/den, zatímco největší dusíkárna v USA dokáže vyrobit až 120 tisíc m3/ den. Některé tuzemské provozní společnosti využívají k rozvoji vrtů samojízdné dusíkové jednotky, tyto jednotky se však také vyznačují nízkou produktivitou (až 40 tis. m3/den).

Přes velké množství předpokladů pro využití dusíku ke zvýšení těžby ropy se ani jeden projekt neobejde bez důkladné analýzy technických, technologických a ekonomických ukazatelů. Jedním z příkladů použití dusíku je Fordoche Field, ropné a plynové kondenzační pole v Louisianě v USA. Nádrž je pískovec s průměrnou propustností 6 mD, pórovitostí 20 %, charakter nasycení je lehký, nízkoviskózní olej a plynokondenzátový uzávěr. Ve fázi výběru vytěsňovacího činidla byla vyloučena voda ( Negativní vliv o obecném fyzikálním produktu pro ropu) a zemní plyn (jako produkt na prodej). Laboratorní studie a data 3D modelování prokázaly vysokou účinnost dusíku při vytěsňování nemísitelné ropy a bylo rozhodnuto o vstřikování směsi 70 % dusíku a 30 % metanu do kupolové části nádrže (obr. 1).

Rýže. 1. Koncentrace dusíku při vstřikování do kupolové části nádrže, Fordoche Field

Zavedení vstřikování směsi N2 a CO2 od roku 1979 po dobu dvou let umožnilo zvýšit současnou těžbu ropy z ložiska s mírným stupněm vyčerpání, avšak v důsledku řady ekonomických problémů, včetně poklesu výrobní náklady, projekt byl zastaven před plánovaným termínem. Je třeba poznamenat, že nebyly zaznamenány žádné průniky dusíku do těžebních vrtů, ale koncentrace dusíku se zvyšovala v průměru o 4 % ročně.

Vstřikování dusíku bylo provedeno na shluku polí ve státě Wyoming, USA. Uvažovaný zásobník plynového kondenzátu a ropy Rocky Moutains je pískový útvar s vysokým stupněm vrstevnaté heterogenity a nízkou propustností (2 mD). Vyčerpání zálohy v době prodeje bylo 40 % a bylo dosaženo saturačního tlaku. Čerpání směsi 35 % dusíku a 65 % metanu umožnilo udržet stálou produkci kondenzátu po několik let, ale po čerpání dusíku nad 0,6 objemu pórů nádrže začal prudce klesat podíl kapalných uhlovodíků. Tato skutečnost se shodovala se zvýšením koncentrace dusíku při těžbě vrtu na 90 % v plynné fázi. Poté bylo vstřikování dusíku zastaveno a tlak byl udržován suchým zemním plynem.

Nutno podotknout, že realizaci injektáže dusíku do ropných ložisek vždy provází speciální soubor opatření pro řízení injektáže a pečlivé sledování chodu těžebního fondu. Časté studie složení produktu na koncentraci dusíku jsou nezbytné pro včasnou detekci a prevenci průniků vstřikovaného činidla, regulaci procesu vstřikování a změny poměru při vstřikování směsi plynů. Funkce použití dusíku k udržení tlaku v nádrži mohou také upravit umístění fondu projektu pole.

V dnešních špatných podmínkách Tržní hodnota vstřikování dusíku do ropných ložisek může nejen ospravedlnit náklady na dodatečné vybavení, ale také vážně zhoršit ekonomiku projektu. Současná situace přitom neovlivnila cenu plynového kondenzátu, a proto lze dusík považovat za zvýšení CIC na velkých polích plynového kondenzátu na severu Ťumeňské oblasti.

Navzdory probíhajícímu výzkumu v tomto směru je stále považován za hlavní způsob, jak zvýšit regeneraci kondenzátu z útvarů, opětovné vstřikování plynu do zásobníku pro udržení tlaku v zásobníku nad tlakem nasycení. Práce zahraničních autorů poskytují rozbor možnosti použití dusíku jako injekčního činidla. Laboratorní studie ukázaly, že vstřikování dusíku do zásobníku umožňuje snížit saturační tlak a prodloužit tak stabilní produkci kondenzátu. Jedním z problémů je vysoký stupeň disperze mezi molekulami dusíku a vlhkého plynu v podmínkách nádrže. Tato skutečnost závisí na geologické stavbě nádrže: pro homogenní nádrže je charakteristický vysoký stupeň disperze; v heterogenním zásobníku závisí disperze na rychlosti vstřikování vytěsňovacího činidla a je určena hodnotou Reynoldsova čísla. Při vysokých Reynoldsových číslech, která jsou typická pro vstřikování v nádržích, nemá disperzní interakce dusíku a kondenzátu prakticky žádný vliv na konečnou výtěžnost kondenzátu. Experimentálně bylo zjištěno, že při interakci vstřikovaného dusíku s molekulami kondenzátu může vysrážená kapalina zabírat až 25 % objemu (u metanu je to 18–20 %). Při čerpání dusíku na úrovni 120 % objemu horniny je však pozorován pozitivní efekt v podobě výrazného zvýšení koeficientu výtěžnosti kondenzátu – až o 90 %. Provedeno v díle A.Yu. Juškovovy ekonomické studie ukázaly, že proces cyklování využívající sušený zemní plyn je ekonomicky neefektivní, a proto je zvažování dusíku jako alternativního činidla palčivějším problémem. Schematický diagram realizace vstřikování dusíku do pole plynového kondenzátu je na Obr. 2. Seznam nezbytných zařízení pro získávání dusíku a následnou separaci z těžby vrtu je stejný pro ropná a plynová kondenzátová pole.

Možné použití dusíku k udržení tlaku v zásobníku bylo zvažováno v několika polích plynového kondenzátu v SAE. Blízkovýchodní pole je velký homogenní zásobník plynového kondenzátu s antiklinální strukturou. Průměrná porozita je 18 %, boční propustnost je 10 mD. Pole se vyvíjí od roku 1974 a v roce 2001 se začala budovat další kapacita pro reinjektáž. Na počáteční fáze Byla provedena řada studií PVT, které odhalily mírné zvýšení saturačního tlaku při interakci dusíku se zásobníkovým plynem. Konstrukce a úprava hydrodynamického modelu nádrže umožnila vyhodnotit dynamiku srážení kapalné fáze v nádrži při čerpání zemního plynu a jeho směsi s N2 (obr. 3).

I přes stabilizaci procesů srážení kondenzátu je konečná výtěžnost kondenzátu při realizaci vstřikování dusíku pouze o 2 % vyšší než při vtlačování zemního plynu. Současně je pozorován průnik dusíku k nejbližším těžebním vrtům do jednoho roku po zahájení injektáže. Tento projekt je dlouhodobě zvažován s ohledem na současné ekonomické podmínky. Za předpokladu stabilních cen za potřebné vybavení a produktů, realizace projektu je možná v roce 2020.

Rýže. 2. Schéma vstřikování dusíku do pole plynového kondenzátu

Rýže. 3. Kondenzace při čerpání směsí plynů

Studie proveditelnosti dusíku byly také provedeny pro pole Cantarell a aktiva v jihovýchodních SAE. Byly stanoveny minimální směšovací tlaky pro konkrétní formace, bylo provedeno srovnání s metanem a oxidem uhličitým, podle jejichž výsledků byl uznán dusík jako vhodný injektážní prostředek s přihlédnutím k technickým, technologickým a ekonomickým ukazatelům. Je však třeba poznamenat, že pro každé konkrétní pole se výsledky mohou lišit v důsledku diferenciace podle termobarických podmínek a složení kapalin v nádrži.

Přehled domácích a zahraničních zdrojů nám umožňuje formulovat následující závěry:

1) fyzikálně-chemické vlastnosti dusíku a jeho hojnost z něj činí jeden z nejdostupnějších a poměrně účinných činidel pro zvýšení produkce ropy a kondenzátu z formací;

2) stávající metody získávání dusíku a jeho separace z těžby vrtu se vyznačuje vysokou mírou znalostí, jednoduchostí a dostupností;

3) praktické zkušenosti spojené s významným množstvím teoretického výzkumu naznačují pozitivní dopad injektáže dusíku na rozvoj uhlovodíkových polí;

4) přítomnost velkých polí v Ruské federaci s významnými zásobami kondenzátu zvyšuje význam vyhledávání efektivní metody zvýšení regenerace kondenzátu, jedním z nich může být vstřikování dusíku pro udržení tlaku v zásobníku/víčku plynového kondenzátu.

Recenzenti:

Grachev S.I., doktor technických věd, profesor, vedoucí katedry „Rozvoj a provoz nalezišť ropy a zemního plynu“, Ústav geologie a produkce ropy a zemního plynu, Federální státní rozpočtová vzdělávací instituce vysokoškolského vzdělávání „Tyumen State Rop and Gas University“ , Tyumen;

Sokhoshko S.K., doktor technických věd, profesor, vedoucí katedry „Modelování a řízení procesů těžby ropy a zemního plynu“, Ústav geologie a těžby ropy a zemního plynu, Federální státní rozpočtová vzdělávací instituce vyššího vzdělávání „Tjumenský státní ropa a plyn Univerzita“, Tyumen.

Bibliografický odkaz

Ignatiev N.A., Sintsov I.A. ZKUŠENOSTI A VYHLÍDKY SE VSTŘIKOVÁNÍM DUSÍKU V ROPNÉM A PLYNÁŘSKÉM PRŮMYSLU // Základní výzkum. – 2015. – č. 11-4. – S. 678-682;
URL: http://site/ru/article/view?id=39486 (datum přístupu: 27.04.2019). Dáváme do pozornosti časopisy vydávané nakladatelstvím "Akademie přírodních věd"

100 RUR bonus za první objednávku

Vyberte typ práce Diplomová práce Práce na kurzu Abstrakt Diplomová práce Zpráva o praxi Článek Zpráva Recenze Test Monografie Řešení problémů Podnikatelský plán Odpovědi na otázky Kreativní práce Esej Kresba Eseje Překlad Prezentace Psaní Ostatní Zvýšení jedinečnosti textu Diplomová práce Laboratorní práce Nápověda on-line

Zjistěte cenu

ZDROJE PLASTOVÉ ENERGIE

K přílivu kapaliny a plynu z útvaru do vrtů dochází vlivem sil, jejichž povaha a velikost je ovlivněna druhy a zásobami formační energie. V závislosti na geologické stavbě oblasti a ložiska je příliv ropy, vody a plynu do vrtů určen:

1) tlak regionálních vod;

2) tlak plynu stlačeného v plynovém uzávěru;

3) energie plynu rozpuštěného v oleji a vodě a uvolněného z nich při poklesu tlaku;

4) pružnost stlačených hornin;

5) gravitační energie.

Podle druhu převážně projevované energie se zavádějí pojmy režimy provozu zásobníků: vodní tlak, režim plynového uzávěru (plyn-tlak), rozpuštěný plyn, elastický nebo elasticko-vodotlaký, gravitační a smíšený.

Vodotlaký režim plynových polí, ale i ložisek ropy, nastává za přítomnosti aktivních okrajových vod nebo při umělém zaplavování útvaru. Plynový režim ložiska (resp. režim expandujícího plynu) nastává za podmínek, kdy jediným zdrojem je energie stlačeného plynu, tedy když nejsou aktivní formační vody.

Zásoby energie rezervoáru se vynakládají na překonání viskózních třecích sil při přesunu kapalin a plynů ke dnu vrtů a na překonání kapilárních a adhezivních sil.

SÍLY PŮSOBÍCÍ V VKLADU

Hydraulický odpor při pohybu tekutiny v porézním médiu je úměrný rychlosti proudění a viskozitě tekutin. Tyto odpory jsou podobné třecímu odporu při pohybu tekutiny v potrubí. Ale na rozdíl od pohybu kapaliny v potrubí má povaha jejího proudění v mikro nehomogenním porézním médiu své vlastní charakteristiky. Na základě výsledků pozorování pohybu vody a oleje v porézním médiu bylo zjištěno, že v oblasti kontaktu voda-olej namísto samostatného čelního pohybu fází vzniká směs vody a oleje. se pohybuje. Kapaliny v kapilárních kanálcích jsou rozbity na sloupce a kuličky, které projevem kapilárních sil dočasně ucpávají póry útvaru. Podobná tvorba směsi byla pozorována v jednotlivých kapilárách.

Abychom si představili mechanismus projevu kapilárních sil při pohybu směsi oleje a vody zůstávající za kontaktem oleje a vody, uvažujme podmínky pro pohyb sloupce oleje ve válcové kapiláře naplněné a zvlhčené vodou ( obr. 6.1).

Rýže. 6.1. Schéma deformace kapky oleje při jejím posunu v kapiláře.

Působením kapilárních sil bude mít olejový sloupec tendenci nabýt kulového tvaru, čímž bude vyvíjen tlak P na vodní film mezi stěnami kapiláry a olejovým sloupcem:

(6.1)

kde je povrchové napětí na rozhraní olej-voda;

R je poloměr kulového povrchu olejového sloupce;

r je poloměr jeho válcové plochy.

Pod vlivem tlaku vyvinutého menisky vytéká kapalina z vrstvy oddělující olejový sloupec od stěn kapilár, dokud film nedosáhne rovnovážného stavu. Tyto fólie mají anomální vlastnosti, zejména zvýšenou viskozitu, a proto jsou nepohyblivé. V důsledku toho, když se sloupec oleje začne v kapiláře pohybovat, vznikne třecí síla v důsledku tlaku oleje na stěny kapiláry. Kromě toho, než se sloupec oleje pohne, menisky na fázových hranicích se deformují a zaujmou polohu znázorněnou tečkovanými čarami.

Tlakový rozdíl vytvořený menisci vytvoří sílu, která působí proti vnějšímu tlakovému rozdílu:

(6,2)l

Popsaný jev, doprovázený působením dodatečného odporu při pohybu plynových bublin a nemísitelných kapalin v kapilárních kanálcích, byl poprvé studován Jaminem a pojmenován po něm. K četným Jaminovým efektům dochází také při pohybu směsí plyn-olej v porézním médiu. Dodatečný odpor a kapilární tlak pro jednotlivé kolony mohou být malé. Ale v porézním médiu se sloupce tvoří ve velkém množství a značná část energie pro tvorbu se vynakládá na překonání kapilárních sil. Kapilární síly pomáhají snižovat propustnost fází.

V porézním prostředí se směs vody a oleje pohybuje v kapilárách různého průřezu a dochází k deformaci kapiček. Když kuličky a kuličky oleje, vody nebo plynu přecházejí ze široké části kanálu do zúžené části v důsledku nerovnosti poloměrů zakřivení menisků, vzniká dodatečný protitlak.

POVRCHOVÉ JEVY PŘI FILTRACI TVORACÍCH KAPALIN A DŮVODY PORUŠENÍ DARCYHO ZÁKONA

Vzorce filtrace kapalin a plynů v porézních médiích jsou ovlivněny nejen rozhraními mezi ropou, plynem a vodou, ale také povrchovými jevy vyskytujícími se na rozhraní pevná látka-kapalina. Snížení rychlosti filtrace může být způsobeno chemickou fixací adsorpčních vrstev povrchově aktivních složek oleje, např. kyselého typu, na aktivní místa na povrchu minerálních zrn.

V takových případech může v průběhu času docházet ke kontinuálnímu zpomalování filtrace, dokud nejsou péřovody zcela ucpány v důsledku nárůstu tloušťky koloidních filmů.

Bylo zjištěno, že účinek útlumu filtrace oleje mizí se zvýšením tlakových spádů a zvýšením teploty na 60-60°C. Když se deprese zvýší na určitou mez, naruší se (erodují) dříve vytvořené adsorpčně-solvatační vrstvy. To je jeden z důvodů porušení Darcyho zákona (nelineární povaha závislosti průtoku na depresi) při změně režimu filtrace uhlovodíkových kapalin v porézním prostředí.

Rychlost produkce vrtů v důsledku tvorby usazenin pryskyřice a parafínu ve formaci se v některých případech snižuje, a aby se tomu zabránilo, je zóna spodního otvoru zahřívána nebo je dno ošetřeno nějakými prostředky.

Dalším důvodem porušení Darcyho zákona mohou být anomální vlastnosti kapalin spojené s odchylkou od Newtonova zákona tření.

VŠEOBECNÉ SCHÉMA VYTLAČOVÁNÍ ROPY Z FORMACE S VODOU A PLYNEM

V přírodních podmínkách jsou nejběžnější ložiska vyvinutá v tlakových režimech (nebo jsou tyto provozní režimy reprodukovány a udržovány uměle vstřikováním vody nebo plynu do ložiska). Ropa z takových ložisek je vytlačována vnějšími činiteli – okrajovou nebo vstřikovanou vodou, volným plynem z plynového uzávěru nebo plynem vstřikovaným do formace z povrchu. Přes značné rozdíly v jednotlivých detailech procesu má celkové kvalitativní schéma náhrady ropy vodou a plynem mnoho společného.

Olej a jeho vytěsňovací činidlo se pohybují současně v porézním médiu.

K úplnému vytlačení ropy látkami, které ji nahrazují, však nikdy nedochází, protože ani plyn, ani voda nepůsobí na ropu jako „písty“. Kvůli heterogenitě velikosti pórů během procesu vytěsňování vytěsňovací kapalina nebo plyn s nižší viskozitou nevyhnutelně předstihuje olej. V tomto případě se nasycení horniny různými fázemi, a tedy i efektivní propustnost pro ropu a vytěsňovací látky, neustále mění. Se zvýšením nasycení vodou, například až na 50-60 %, se množství vody v toku zvyšuje v důsledku zvýšení efektivní propustnosti horniny pro vodu. V tomto případě již není olej vytlačován z pórů, ale je odnášen proudem vody. Po celé délce útvaru se tak vytvoří několik zón s rozdílným nasycením vodou a olejem. Typický obrázek změn nasycení vodou po délce útvaru v jednom časovém okamžiku, kdy je ropa vytlačena vodou, je znázorněna na Obr. 6.2. Toto schéma procesu prezentují všichni badatelé jako celkový výsledek projevu kapilárních a hydrodynamických sil.

Nasycení útvaru vodou klesá od maximální hodnoty Smax,

odpovídající konečnému výtěžku oleje na počáteční lince vstřikování vody až do hodnoty nasycení podzemní vodou Sn. V tomto případě lze ve formaci zaznamenat tři zóny. V prvním z nich, kde se nasycení vodou mění od Smax do Sf, na konvenčním obrysu výtlaku plynule klesá směrem k části útvaru nasycené olejem. Tato oblast charakterizuje zónu směsi oleje a vody, ve které se olej postupně vyplavuje.

Rýže. 6.2. Změna nasycení oleje-voda podél délky formace, když je olej vytlačen vodou.

Druhý úsek (zóna II) s velkým sklonem křivky představuje přechodovou zónu od vymývání oleje (zóna I) do zóny III pohybu čistého oleje. Tato zóna se obvykle nazývá stabilizovaná. Jeho délka v přírodních podmínkách může dosáhnout několika metrů.

Podobná distribuce plynu a ropy v nádrži se vytvoří, když je ropa vytlačena plynem. Rozdíl je hlavně kvantitativní kvůli rozdílným viskozitám vody a plynu.

Kromě volného plynu plynového uzávěru může být olej z nádrže vytlačen také plynem uvolněným z roztoku. Někdy je rozpuštěný plyn jediným zdrojem energie v ložisku. Energie plynu rozpuštěného v ropě se projevuje v případech, kdy tlak v zásobníku klesne pod tlak nasycení ropy plynem.

S poklesem tlaku se nejprve uvolní volný plyn na pevném povrchu, protože práce potřebná k vytvoření bubliny na stěně (kromě případu úplného smáčení povrchu pevný kapalina), méně, než je nutné pro její vznik ve volném prostoru kapaliny. Po vytvoření bubliny se zvyšuje nasycení struktury plynem.

Zpočátku jsou bubliny plynu daleko od sebe, ale postupně se rozšiřující oblasti nasycené plynem se navzájem spojují. Poté, co se vytvoří bubliny plynu, vytlačují olej z formace v objemu, který zabírají v prostoru pórů. Tento proces efektivního vytěsňování pokračuje tak dlouho, dokud jsou oblasti nasycené plynem rozptýleny ropou (tj. dokud se nevytvoří souvislé oblasti nasycené plynem). Od tohoto okamžiku se účinnost vytlačování ropy plynem snižuje, jak se zvyšuje nasycení pórů formace plynem, protože nízká viskozita plynu mu umožňuje pohybovat se rychleji než ropa do vrtů, do zón nízkého tlaku (směrem ke spodním dírám), a podél oblastí nasycených plynem.

OBNOVA OLEJE FORMACE ZA RŮZNÝCH PODMÍNEK ODVODNĚNÍ NÁDRŽE

Faktor regenerace ropy z ložiska se obvykle nazývá rozdíl mezi počáteční a zbytkovou (konečnou) nasyceností olejem, označovaný jako počáteční.

Při současné úrovni vývoje technologie a zařízení na výrobu ropy je fyzicky možný faktor výtěžnosti ropy výrazně menší než jedna. I když je struktura vrtu hustá a vodní faktory jsou významné, výtěžnost ropy zřídka dosáhne 70-80%

Rekuperace ropy závisí na typu použité energie. Jeho největší význam je zaznamenán v podmínkách vytlačování ropy vodou, což je obvykle spojeno s velkými energetickými zásobami regionálních vod, které mohou být dokonce neomezené ve srovnání s energetickými zásobami volného plynu stlačeného v plynovém uzávěru a rozpuštěného v ropě. To je také vysvětleno velká účinnost proplachování pórů vodou, protože viskozitní poměr oleje a vody je příznivější při výměně oleje vodou než plynem. Konečně, zvýšená regenerace ropy, když je ropa nahrazena vodou, může být usnadněna fyzikálně-chemickou interakcí vody s horninou a ropou. Voda má lepší mycí a vytlačovací schopnost než plyn.

Účinnost vytěsňování ropy plynem uvolněným z roztoku je nižší než u jiných zdrojů energie z ložiska. To se vysvětluje omezeným objemem plynu přítomného ve formaci a malým poměrem viskozity plynu k oleji, což přispívá k rychlému průniku plynu do vrtů díky jeho vysoké mobilitě. Plyn je navíc fází, která nesmáčí formační horniny, což přispívá ke zvýšení množství zbytkové ropy.

Energie plynu z plynového uzávěru se projevuje mnohem efektivněji. Během procesu expanze plynu se ropa pohybuje ke dnu a zpočátku dochází k efektivnímu vytlačování ropy z formace s relativně nízkou saturací plynem. Další pokles účinnosti expanze plynového uzávěru je způsoben především nesmáčením pevné fáze plynem a její nízkou viskozitou, což vede k průniku plynu do vrtů velkými kanály a propustnějšími zónami útvaru.

Úhel sklonu útvarů má významný vliv na těžbu ropy z ložisek s plynovým uzávěrem. Při strmých formačních úhlech se zlepšují podmínky pro gravitační oddělení plynu od ropy a zvyšuje se účinnost vytlačování ropy plynem.

Nízká těžba ropy z přírodních nádrží se vysvětluje mikro- a makroheterogenní povahou jejich struktury. Mikro-nehomogenní a komplexní povaha struktury pérového prostoru je důvodem pro průnik vody a plynu samostatnými kanály a vytváření směsí voda-olej-plyn v porézním prostředí. Kombinovaný pohyb různých nemísitelných fází ve formaci je složitý proces, při kterém jsou kapilární síly mnohonásobně větší než při „pístovém“ vytlačování oleje vodou.

Je známo, že vytěsnění vzájemně rozpustných kapalin je charakterizováno vysokou výtěžností oleje, blízkou 95-100 %.

Vysoká viskozita oleje ve srovnání s viskozitou vody přispívá ke snížení výtěžnosti oleje. Podle výsledků studií se s nárůstem viskozity ropy zvýrazňují různé lokální heterogenity ve fyzikálních vlastnostech hornin, které vedou ke vzniku malých, ale četných oblastí, které vodní fronta obchází a je jí špatně omývána.

Těžba ropy z nádrží je do značné míry ovlivněna specifickým povrchem hornin. Olej hydrofobizuje povrch pevné fáze a část oleje ve filmovém stavu lze z útvaru odstranit pouze speciálními expozičními metodami.

Makroheterogenní struktura útvarů je nejvýznamnějším důvodem neúplného získávání ropy z útvaru. Heterogenita struktury, vlastností a složení hornin vysvětluje vzhled zón, které nejsou omývány vodou a špatně odvodňovány plynem. Ukázalo se také, že výtěžnost ropy závisí na vlastnostech porézního prostředí a podmínkách vytlačování ropy vodou a plynem (množství a složení vázané vody, složení a fyzikálně-chemické vlastnosti ropy a hornin, rychlost vytěsňování , atd.).

Na základě důvodů, které způsobují neúplné získávání ropy z ložiska, lze zaznamenat následující formy existence zbytkové ropy:

1) kapilárně zadržený olej;

2) olej ve stavu filmu pokrývajícím povrch pevné fáze;

3) olej zůstávající v oblastech s nízkou propustností, obtékaný a špatně promývaný vodou;

4) olej v čočkách oddělených od útvaru nepropustnými můstky a neproniknutými studnami;

5) ropa zachycená v blízkosti místních nepropustných sít (vypouštění a jiné nepropustné hráze).

Filmový olej pokrývá povrch pevné fáze útvaru tenkým smáčecím filmem. Množství tohoto oleje je určeno rozsahem působení molekulárních sil pevné a kapalné fáze, strukturou minerálního povrchu a velikostí specifického povrchu hornin.

Měření tenkých vrstev kapaliny, stejně jako studie distribuce zbytkové vody v porézním médiu, ukazují, že objem zbytkového oleje ve filmovém stavu je v reálných podmínkách mnohonásobně menší než objem zadržený kapilárním působením.

Kromě oleje zadrženého ve filmu a kapilárách může jeho značné množství zůstat v obtokových a špatně umytých oblastech, stejně jako v izolovaných čočkách, slepých uličkách a místních nepropustných obrazovkách a můstcích.

Nízké hodnoty faktorů obnovy ropy přírodních nádrží ukazují na značné množství ropy zbývající v nádrži ve formě malých a velkých pilířů v důsledku heterogenity struktury hornin a vrstev.

Jak již bylo zmíněno, vodní tlakový režim je nejúčinnější, a proto, aby se zvýšila těžba ropy při rozvoji ropných ložisek, je třeba se snažit zachovat přirozený nebo reprodukovat umělý režim vytěsňování ropy vodou. Technologie zaplavování vodou lze zlepšit volbou parametrů procesu, které poskytují nejlepší podmínky pro nahrazení oleje vodou. Při zaplavování ložisek můžete měnit režim (rychlost) vstřikování vody do útvaru, jeho povrchové napětí na rozhraní s olejem a smáčivé vlastnosti (úpravou vody speciálními látkami), viskozitu a teplotu.

ÚLOHA KAPILÁRNÍCH PROCESŮ PŘI VYTLAČOVÁNÍ ROPY VODOU Z PORÉZNÍCH MÉDIÍ

Pórový prostor hornin obsahujících ropu je obrovským nahromaděním kapilárních kanálků, ve kterých se pohybují nemísitelné kapaliny a na fázových rozhraních tvoří menisky. Kapilární síly tedy ovlivňují procesy vytěsňování oleje.

Za kontaktem oleje a vody vytvářejí menisky četné Jamin efekty a zabraňují vytěsnění oleje. Pokud je médium hydrofilní, v oblasti kontaktu voda-olej podporuje tlak vyvinutý menisci výskyt procesů kapilární impregnace a redistribuce kapalin. To je způsobeno heterogenitou velikostí pórů. Kapilární tlak vyvíjený v kanálcích malého průřezu je větší než ve velkých pórech. V důsledku toho dochází na styku olej-voda k protiproudým kapilárním impregnačním procesům - voda proniká do olejové části útvaru malými póry a olej je vytlačován velkými póry do zvodnělé vrstvy. Proto je nutné rozhodnout, které vody zvolit pro zaplavení ložisek: ty, které jsou intenzivně absorbovány do ropné části ložiska vlivem kapilárních sil nebo které slabě pronikají do souvrství. Změnou kvality vody vstřikované do nádrže lze ovlivnit povrchové napětí na rozhraní s olejem, smáčecí vlastnosti a také viskozitní vlastnosti.

Je třeba poznamenat, že otázka zvyšování nebo snižování kapilárních sil, stejně jako mnoho dalších problémů ve fyzice vytěsňování ropy vodou, nemá jednoznačné řešení. V podmínkách granulárních heterogenních nádrží mohou procesy redistribuce ropy a vody působením kapilárních sil přispět k předčasnému narušení kontinuity ropy v systémech zásobování olejem kapilár v zóně společného pohybu ropy a vody, což napomáhá tvorbě směsí olej-voda v prostoru pórů, což je doprovázeno výrazným snížením výtěžnosti ropy. V puklinových nádržích se získávání ropy z bloků zvyšuje při vhánění vody do nádrže, která může být intenzivně absorbována do horniny pod vlivem kapilárních sil.

ZÁVISLOST TĚŽBY ROPY NA RYCHLOSTI VYTLAČOVÁNÍ ROPY VODOU

Analýza výsledků velkého množství studií věnovaných tomuto problému nám umožňuje vyvodit závěr o souvislosti mezi kapilárními vlastnostmi systému nádrží a povahou závislosti těžby ropy na rychlosti vytlačování ropy vodou. Ve všech případech, kdy je formace hydrofobní a kapilární síly působí proti vytlačování oleje z porézního média vodou, se výtěžnost oleje zvyšuje se zvyšující se rychlostí kontaktu olej-voda (tj. zvyšuje se s rostoucími tlakovými gradienty). Při oslabení kapilárních sil (v důsledku nízkého povrchového napětí, propustnosti hornin > 1-2 μm2 atd.) rychlost vytěsňování ropy vodou neovlivňuje těžbu ropy.

V praxi se často setkáváme s ložisky ropy, která jsou extrémně různorodá co do stupně heterogenity hornin a struktury vrstev. V tomto případě je závislost těžby ropy na tlakové ztrátě (na rychlosti výtlaku) ovlivňována kromě fyzikálně-chemických vlastností ložiskového systému mnoha dalšími faktory. V řadě případů je například známo, že se do práce s rostoucí depresí zařazují další vrstvy, které se dříve (při nižších tlakových spádech) na přítoku ropy nepodílely. S narůstající depresí se tlaky ve formaci přerozdělují s odpovídajícími změnami v geometrii toku a pokrývají další oblasti formace, které dříve produkovaly málo ropy. Existují další faktory, které ovlivňují výsledky vytěsňování ropy vodou z přírodních útvarů a závislost těžby ropy na velikosti deprese. Proto jsou v reálných podmínkách možné různé koeficienty výtěžnosti ropy, bez ohledu na fyzikálně-chemické vlastnosti útvaru.

Podle pozorování mnoha výzkumníků má zvýšení tlakových gradientů v nádrži příznivý vliv na těžbu ropy z ropných ložisek omezených na heterogenní nádrže.