Opracowanie wykładów. Wykład Ogólne zasady projektowania zabudowy. Skuteczność wypierania oleju przez roztwór środka powierzchniowo czynnego

Orginalny dokument?

WYKŁAD 13

ZWIĘKSZANIE ODZYSKU OLEJU

1. Metody zwiększania zasobów wydobywalnych

Ulepszone odzyskiwanie oleju - złożony problem, do rozwiązania którego wykorzystywane jest doświadczenie zgromadzone we wszystkich obszarach działalności złóż ropy. Na pierwszym miejscu jest oczywiście prawidłowe umiejscowienie studni na osadach, z uwzględnieniem budowy geologicznej utworów i wdrożenie regulacji procesu zalewania wodą w oparciu o regularne badania hydrodynamiczne studni. Poprawę efektywności pracy złóż prowadzi się w wyniku oddziaływania na strefy denne złoża w celu zwiększenia przepływów i wyrównania profilu dopływu ropy i gazu, a także zatłaczania ewentualnych odwiertów zatłaczających do sztucznego utrzymać ciśnienie w zbiorniku. Skuteczność zalewania wodą można znacznie zwiększyć, jeśli do wtryskiwanej wody doda się odczynniki chemiczne ułatwiające pełniejsze wyparcie oleju z podpowierzchni. Wszystkie drugorzędne i trzeciorzędne metody zwiększania wydobycia ropy naftowej opierają się na wykorzystaniu pewnych praw fizycznych omówionych w poprzednich wykładach.

W zależności od warunków występowania olejów, ich właściwości i składu. a także, w oparciu o wykonalność ekonomiczną, wykorzystują różne technologie ekstrakcji węglowodorów. Jedną z najbardziej znanych technologii jest wtrysk płynu chłodzącego do zbiornika w celu zmniejszenia lepkości oleju. Temu samemu celowi służy zatłaczanie do formacji gazów skroplonych, będących rozpuszczalnikami ropopochodnymi. Zjawisko odwrotnego odparowania i kondensacji ciężkich węglowodorów w środowisku gazowym wykorzystywane jest do opracowania technologii pompowania gazów do złóż wysokie ciśnienie, co przyczynia się do przejścia części frakcji olejowych do fazy gazowej.

Aby wyrównać ruchliwość wody i wypartego oleju, do formacji wtłacza się schłodzoną wodę. W celu zwiększenia odzysku oleju stosuje się pianki stabilizowane środkami powierzchniowo czynnymi oraz ruchome źródła spalania. Badane są ultradźwiękowe, wibracyjne i elektryczne metody oddziaływania na strefy przyodwiertowe formacji.

2. Detergenty i wypierający olej właściwości wody

Powódźzłoża są głównym sposobem na zwiększenie wydajności pól naftowych. Ale nawet przy całej jego skuteczności ponad połowa zasobów ropy pozostaje w ziemi. Jednym ze sposobów zwiększenia efektywności zalewu może być zatłaczanie do zbiornika wody o dużych właściwościach wypornościowych. Zgodnie ze współczesnymi koncepcjami mechanizm działania czyszczącego substancji w odniesieniu do wymywania węglowodorów z minerałów jest określony przez ich zdolność do poprawy właściwości zwilżających wody i zmniejszenia ich napięcia powierzchniowego na styku z olejem i innymi powierzchniami. Muszą być substancjami zakłócającymi zawiesiny i emulsje itp.

W zależności od budowy i właściwości skał formacyjnych, a także stanu cieczy w ośrodku porowatym, parametry płynu wypierającego wpływające wypierający olej właściwości mogą nie być takie same. Jeśli np. ropa w formacji jest w stanie rozproszonym, to najlepszymi właściwościami wypornościowymi będzie w tym przypadku woda, charakteryzująca się niskimi wartościami napięcia powierzchniowego na granicy z ropą i dobrym zwilżeniem skały.

Podczas zalewania spękanych zbiorników zaleca się stosowanie wody o wysokich wartościach napięcia zwilżania (S× SałataQ), zdolne do intensywnego wchłaniania przez siły kapilarne w bloki skalne rozbijane przez pęknięcia.

Jednak procesy wchłaniania wody do nasycony olejem rasom towarzyszy formacja woda-olej mieszaniny, które negatywnie wpływają na odzysk oleju w wyniku przerwania ciągłości fazy olejowej. Takie mieszaniny powstają mniej intensywnie, gdy wody o niskich wartościach (S× SałataQ). Jeżeli tak jest, to w warunkach neutralnej (pośredniej) zwilżalności, gdy kąt zwilżania jest bliski 90° , A Sma wartości minimalne, współczynnik odzysku oleju powinien wzrosnąć. Wody takie mają słabe właściwości czyszczące, ale ich zdolność wypornościowa jest największa. W tym względzie pierwszeństwo powinny mieć wody złożowe powstałe wraz z ropą, które po odpowiednim oczyszczeniu powinny być zatłaczane z powrotem do złóż. Słodka woda używana do utrzymania ciśnienia złożowego lepiej zwilża powierzchnię skały i tworzy trwalsze emulsje w kontakcie z ropą. Ponadto przyczyniają się do pęcznienia cementu ilastego wchodzącego w skład zbiorników terygenicznych i zmniejszania objętości przestrzeni porów. Co prawda niektórzy naukowcy uważają, że w tym przypadku olej jest wyciskany z kurczącego się kanału filtracyjnego, ale sądząc po wynikach eksperymentów laboratoryjnych podanych w ich pracach, tak nie jest. O wiele łatwiej jest wyjaśnić uzyskany efekt po prostu redystrybucją przepływów filtracyjnych poprzez zmianę struktury kanałów filtracyjnych.

W zbiornikach terygenicznych pól Udmurtia, gdzie zawartość substancji ilastych jest niewielka (0-5%), spadek przepuszczalności podczas filtracji wód słodkich i słonawych wiąże się ze wzrostem miąższości warstwy wody luźno związanej na poziomie powierzchni kanałów filtracyjnych. Kiedy przepuszczalność gazu przez skały zmienia się od 0,2 do 0,9 μm 2, względny spadek przepuszczalności wody słodkiej w porównaniu do wody mineralnej wynosi średnio 55% i waha się od 34 do 75%.

Podobne wartości zmian przepuszczalności wody słodkiej w stosunku do wody złożowej (średnio 46% przy zakresie zmian od 29 do 67%) uzyskano podczas doświadczeń na złożach piaskowca w Baszkirii, charakteryzujących się przepuszczalnością gazu od 0,3 do 0,9 μm 2 .

Przeprowadzone badania wskazują na zmniejszenie przepuszczalności piaskowców kwarcowo-pyłowych zawierających niewielką ilość cementu ilastego na skutek zmian składu chemicznego zatłaczanej wody, co wpływa na grubość rozproszonej warstwy wody związanej (luźno związanej) na powierzchni kanałów filtracyjnych. W miarę odsalania wody filtrowanej w ośrodku porowatym grubość tej warstwy wzrasta zgodnie z (1), co prowadzi do zmniejszenia przepuszczalności. Wraz ze wzrostem mineralizacji zatłaczanej wody przepuszczalność skały ponownie wzrasta. Wykonane po badaniach kontrolne pomiary przepuszczalności gazów wykazały, że w strukturze przestrzeni porów skał nie nastąpiły żadne zmiany strukturalne, a ich przepuszczalność bezwzględna nie uległa zmianie. Dokładniej, średnie odchylenie było± 7,5%, co mieści się w błędzie oceny przepuszczalności w warunkach laboratoryjnych.

,(1)

Gdzie DH- zmiana grubości warstwy wody związanej;

A - stopień dysocjacji elektrolitu;

N - liczba jonów, na które rozpada się cząsteczka elektrolitu;

M - lepkość płynu;

R- promień jonów;

K jest stałą Boltzmanna;

T - temperatura bezwzględna;

M- masa jonów;

Z 1 i C2 - stężenia molowe soli w wodzie formacyjnej i zatłaczającej.

Mechanizm procesu powodującego zmianę wodoprzepuszczalności ośrodka porowatego związany jest z wymianą kationową na powierzchni cząstek iłu tworzących cement skały. W tym przypadku możliwe są dwa rodzaje interakcji roztworu z minerałami. W pierwszym przypadku, gdy przesącza się roztwory zawierające te same kationy, co kompleks zaabsorbowany przez substancję ilastą, wymiana kationowa praktycznie nie występuje. Skład kompleksu wchłoniętego przez minerały nie ulega zmianie, a o zmianie grubości warstwy rozproszonej decyduje przede wszystkim różnica stężeń soli w wodzie zatłaczanej i złożowej (związanej).

W drugim przypadku o zmianie przepuszczalności będzie decydował rodzaj kationów wchodzących lub wymywanych z zaabsorbowanego kompleksu oraz różnica stężeń wody formacyjnej i wtryskiwanego płynu. Największe zmiany przepuszczalności obserwuje się w przypadku przewagi kationów sodu w zaabsorbowanym kompleksie.

Nr próbki	Przepuszczalność, µm 2		Względne zmniejszenie przepuszczalności,
	Dla Roztwór NaCl	dla świeżej wody
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
Przeciętny

Uwaga: mianownik wskazuje wartości przepuszczalności drugiego cyklu wtrysku wody mineralizowanej i słodkiej.

W związku z tym, w celu przywrócenia zatłaczalności odwiertów zatłaczających eksploatujących złoża w zbiornikach terytorialnych, w celu utrzymania ciśnienia złożowego, wskazane jest stosowanie wody o mineralizacji i składzie chemicznym zbliżonym do składu wód złożowych.

Ponadto, aby poprawić właściwości filtracyjne zbiorników na zatłaczaną wodę, można dodać składniki zawierające sole chlorkowe metali wielowartościowych (na przykład AlCl 2, FeCl 3) lub siarczany (na przykład Na 2 SO 4, K 2 SO 4), lub azotany (np. NaNO 3, KNO 3) dodatki, które pomagają zmniejszyć grubość warstwy luźno związanej wody i zwiększyć przepuszczalność skał.

3. Uzdatnianie wody środkami powierzchniowo czynnymi

Niezbędne zmiany właściwości powierzchniowych i zwilżających cieczy oraz charakterystyki granic faz w ośrodku porowatym można uzyskać dodając do wody środki powierzchniowo czynne.

Większość cząsteczek środków powierzchniowo czynnych składa się z długich hydrofobowych łańcuchów węglowodorowych o niskim powinowactwie resztkowym na jednym końcu i hydrofilowych grup polarnych o wysokim powinowactwie na drugim. Ze względu na właściwości chemiczne wszystkie środki powierzchniowo czynne dzielimy na anionowo aktywne, kationowy i substancje niejonowe. Jeżeli część węglowodorowa cząsteczki jonowego środka powierzchniowo czynnego stanowi część anionu utworzonego w roztworze wodnym, związek należy odpowiednio do anionowych substancji czynnych kationowy substancje tworzą kationy w roztworach wodnych zawierających długie łańcuchy rodników węglowodorowych. Nie zawiera substancji niejonowych niejonizujący hydrofilowe grupy końcowe. Aktywność powierzchniowa tych substancji wynika ze szczególnej struktury ich cząsteczek, które mają strukturę asymetryczną (difilową), składającą się z grup polarnych i niepolarnych. Niepolarną i nierozpuszczalną w wodzie częścią cząsteczki jest hydrofobowy rodnik alkilowy, arylowy lub alkiloarylowy, a polarną rozpuszczalne w wodzie reprezentuje grupę glikol polietylenowy Lub glikol propylenowy reszta.

Powszechnym niejonowym środkiem powierzchniowo czynnym jest OP-10, z którym wiązano wielkie nadzieje piętnaście, dwadzieścia lat temu. Przykład kationowyŚrodek powierzchniowo czynny to karbozolina O, która służy do hydrofobizacji piaskowców. Do anionowych zalicza się: sulfonole NP-1, NP-3, sulfoniany itp.

W warunkach laboratoryjnych zbadano wpływ różnych dodatków chemicznych na odzysk oleju. Obecnie prawie dla wszystkich stało się jasne, że nie ma uniwersalnego sposobu na zwiększenie wydobycia ropy. Ten sam odczynnik różne warunki zachowuje się inaczej. W tabeli przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych różnych odczynników stosowanych w celu zwiększenia odzysku oleju w warunkach polowych Region Ural-Wołga. Badania te przeprowadzono w PermNIPIneft, BashNIPIneft, UdmurtNIPIneft, Giprowostok.

Technologia (felgi roztworów odczynników chemicznych bez szczegółowych modyfikacji)	Względny wzrost współczynnika wypieranie oleju
	Zakres zmian	Przeciętny
Niejonowe środki powierzchniowo czynne (typ OP-10) od początku procesu zalewania wodą Na po myciu resztek oleju	0 - 0,11 0 - 0,12	0,055 0,019
Anionowe środki powierzchniowo czynne (w węglanach)	0 - 0,34	0,156
To samo (w skałach terygenicznych)	0 - 0,13	0,044
Alkalia i kompozycje na ich bazie	0 - 0,38	0,155
Polimery	0 - 0,28	0,113
Dwutlenek węgla	0,05 - 0,28	0,122

Z tabeli wynika, że w pewnych warunkach każda technologia może okazać się całkowicie nieskuteczna, inna natomiast może przynieść pozytywne skutki. Uderzającym przykładem są anionowe środki powierzchniowo czynne, które w zbiornikach terygenicznych są praktycznie nieskuteczne, natomiast w węglanach dają bardzo zauważalne wzrosty współczynnika wypieranie oleju.

Surfaktanty są adsorbowane w różnym stopniu przez powierzchnię skały. Ilościowa zależność pomiędzy właściwą adsorpcją G w warstwie powierzchniowej, zmianą napięcia powierzchniowego wraz ze stężeniem substancji rozpuszczonej i stężeniem Z zainstalowanym Równanie Gibbsa

Gdzie R- uniwersalna stała gazowa

T- temperatura absolutna.

Wartość charakteryzującą zdolność substancji rozpuszczonej do zmniejszania napięcia powierzchniowego roztworu nazywa się zwykle aktywnością powierzchniową

Wielkość aktywności powierzchniowej można wyznaczyć z izotermy adsorpcji Г=f (C) i zależności napięcia powierzchniowego od stężenia rozpuszczonej substancjiS=f(C).

Początkowo napięcie powierzchniowe szybko spada, a w miarę wypełniania się warstwy powierzchniowej zaadsorbowanymi cząsteczkami następuje zmiana S wraz ze wzrostem stężenia środka powierzchniowo czynnego maleje, a gdy adsorpcja osiąga stałą wartość odpowiadającą całkowitemu nasyceniu warstwy cząsteczkami środka powierzchniowo czynnego, zatrzymuje się. Dlatego aktywność powierzchniową środka powierzchniowo czynnego ocenia się na podstawie wartości

te. początkowa wartość G 0 przy stężeniu środka powierzchniowo czynnego zmierzającym do zera. Jednostki SI określające aktywność powierzchniową to H× M 2/kmol.

1 mN × M 2 /kmol=1Gibbs=1Dyn/cm/(mol/dm 3)

Do uzdatniania zatłaczanej wody najbardziej odpowiednie są środki powierzchniowo czynne, które w niskich stężeniach znacznie zmniejszają napięcie powierzchniowe na styku z ropą, poprawiają zwilżalność powierzchni skały, niskochłonne na nim i niszczące emulsje wodno-olejowe. Ponadto muszą być tanie, całkowicie rozpuszczalne w wodzie słodkiej i złożowej oraz odporne na powstawanie soli wodnych. Najlepsze działanie mają zazwyczaj mieszaniny różnych środków powierzchniowo czynnych. W związku z tym głównym zadaniem badań laboratoryjnych staje się dobór najlepszych składów dla określonych warunków olejowych. Wymagana jest ogromna ilość badań Wysokie koszty czasu i pieniędzy, w związku z czym rzadko są one w pełni wdrażane.

Zastosowanie środków powierzchniowo czynnych w ilościach przemysłowych w celu zwiększenia odzysku oleju napotyka na znaczne trudności ze względu na ich adsorpcję przez ogromną powierzchnię kanałów filtracyjnych. Należy jednak wziąć pod uwagę, że w wyniku filtracji wody za brzegiem roztworu chemicznego następuje częściowa desorpcja substancji i jej przeniesienie do innych części formacji.

Z drugiej strony, gdyby nie zachodziła adsorpcja, nie można by w pełni poznać mechanizmu działania środka powierzchniowo czynnego. Znane są wyniki badań skuteczności zalewania polimerów substancjami zmniejszającymi adsorpcję odczynnika aktywnego na powierzchni skały, wskazujące na brak efektu technologicznego.

4. Zalanie alkaliczne

Roztwory alkaliczne wstrzykiwane są do formacji w postaci ślimaków, napędzanych słodką wodą. Mechanizm działania felg alkalicznych związany jest z tworzeniem się środków powierzchniowo czynnych w wyniku oddziaływania zasady z olejem, co prowadzi do spadku napięcia powierzchniowego na granicy roztworu z olejem, hydrofilizacji powierzchni skał (terygenicznych do w większym stopniu). W wyniku emulgowania oleju powstaje dodatkowy opór hydrodynamiczny, przyczyniający się do zwiększenia mikro- i makrozamiatania formacji przez zalanie. Obecnie prowadzone są badania terenowe zalewu alkalicznego i jego modyfikacji, wyrażających się w tworzeniu mieszanin zasad z różne rodzaje Surfaktanty, zalewanie termoalkaliczne itp. Skuteczność zalewania alkalicznego jest ściśle powiązana z działaniem olejów, które zależy od zawartości w nich składników kwasowych reagujących z zasadami. Im bardziej aktywne są oleje, tym bardziej maleje napięcie powierzchniowe na ich styku z roztworem alkalicznym.

5. Zalanie polimerem

Zagęszczającywody, dodając ją rozpuszczalne w wodzie polimery mają na celu wyrównanie frontu przemieszczenia poprzez wyeliminowanie lub zmniejszenie niestabilności lepkości i zapobieganie przedwczesnemu przedostawaniu się zatłaczanej wody do studni produkcyjnych. W tym przypadku realizowana jest główna właściwość roztworów polimerowych polegająca na przeciwstawianiu się przyłożonej do nich sile.

Im wyższy stopień filtracji roztworu polimeru, przy wszystkich innych parametrach niezmienionych, tym wyższy współczynnik oporu. Wielkość współczynnika oporu zależy od stosunku ruchliwości roztworu polimeru do ruchliwości wody. Kolejnym ważnym wskaźnikiem prawdopodobnej skuteczności metody jest współczynnik rezystancji resztkowej, który wyznacza się po przemyciu ośrodka porowatego wodą i desorpcji lub zniszczeniu wtryśniętego wcześniej polimeru. Ze względu na to, że w rzeczywistych warunkach zalewanie polimerem jest nieskuteczne ze względu na gwałtowny spadek współczynnika filtracji w miarę oddalania się ślimaka od otworu zatłaczającego, technologia ta nie jest nigdzie stosowana w czystej postaci. Stosuje się go w połączeniu z wtryskiwaniem kompozycji chemicznych o samoregulującej się lepkości. Odczynniki te zmniejszają lepkość w kontakcie z ropą i zwiększają ją w kontakcie z wodą, co pozwala najskuteczniej wypierać ropę w rzeczywistych warunkach występowania węglowodorów, gdy struktura geologiczna i właściwości zbiornikowe skał ulegają gwałtownym zmianom w obrębie złoża.

6. Wykorzystanie dwutlenku węgla do zwiększenia wydobycia ropy ze złóż

Dwutlenek węgla rozpuszczony w wodzie lub wprowadzony do złoża w postaci ciekłej korzystnie wpływa na właściwości fizykochemiczne ropy, wody i złoża, co sprzyja zwiększeniu wydobycia ropy ze złóż.

CO 2 jest bezbarwnym gazem cięższym od powietrza o gęstości względnej 1,529. Temperatura krytyczna 31.1° Z; ciśnienie krytyczne - 7,29 MPa; gęstość krytyczna wynosi 468 kg/m3. W temperaturze 20° Zpod ciśnieniem 5,85 MPa zamienia się w bezbarwną ciecz o gęstości 770 kg/m 3. Przy silnym chłodzeniu CO 2 krzepnie w białą śnieżnobiałą masę o gęstości 1650 kg/m 3, która sublimuje w temperaturze -78,5° Zi ciśnienie atmosferyczne. Napięcie powierzchniowe ciekłego dwutlenku węgla maleje wraz ze wzrostem temperatury.

Temperatura, ° Z
Napięcie powierzchniowe, mJ/m2	16,54	4,62	1,37	0,59

Rozpuszczalność dwutlenku węgla w wodzie gwałtownie wzrasta wraz ze wzrostem ciśnienia. Wzrostowi temperatury i zasolenia wody towarzyszy spadek rozpuszczalności CO 2 . Wraz ze wzrostem stężenia dwutlenku węgla wzrasta lepkość wody. Na przykład w temperaturze 20° Zi ciśnienie 11,7 MPa, lepkość wody gazowanej wynosi 1,21 MPa× Z. Rozpuszczalność dwutlenku węgla w olejach jest funkcją ciśnienia, temperatury, masy cząsteczkowej i składu oleju. Wraz ze spadkiem masy cząsteczkowej węglowodorów wzrasta rozpuszczalność zawartego w nich CO2. W przypadku bardzo lekkich olejów CO 2 miesza się całkowicie pod ciśnieniem 5,6-7 MPa. Oleje ciężkie nie rozpuszczają się całkowicie w ciekłym dwutlenku węgla. Nierozpuszczalna pozostałość składa się z żywic, parafin i innych ciężkich węglowodorów. Wraz ze wzrostem stosunku objętości ciekłego dwutlenku węgla do objętości oleju w mieszaninie wzrasta rozpuszczalność oleju.

Aby zwiększyć odzysk oleju, wstrzykuje się skroplony dwutlenek węgla w postaci ślimaka i przepycha się go przez wodę gazowaną. W tym przypadku następuje wzajemne rozpuszczanie się dwutlenku węgla w oleju i węglowodorów w ciekłym ditlenku węgla, powodując odpowiednie zmiany ich właściwości. Zmniejsza się lepkość oleju, zwiększa się jego objętość i maleje napięcie powierzchniowe na granicy olej-woda. Przykładowo wzrost objętości oleju Arlan przy stężeniu CO 2 równym 25% wag. osiąga 30% w temperaturze 24°C° Zi ciśnieniu 12 MPa, a jego lepkość spada z 13,7 MPa× od do 2,3 mPa × c. Znaczącą ekstrakcję lekkich węglowodorów z ropy naftowej obserwuje się w temperaturach i ciśnieniach powyżej krytycznych dla CO 2 i dlatego proces ten jest podobny do procesu odparowania wstecznego lekkich frakcji ropy do fazy wzbogaconej dwutlenkiem węgla.

Zgodnie z wynikami badań laboratoryjnych, gdy objętość ślimaka ciekłego dwutlenku węgla wynosi 4-5% objętości porów, odzysk oleju wzrasta o ponad 50% w porównaniu do konwencjonalnego zalewania. Wstrzykiwanie wody gazowanej pozwala, w sprzyjających warunkach, na zwiększenie współczynnika wypieranie oleju w porównaniu do konwencjonalnego zalewania o prawie 30%. Dwutlenek węgla jest Skuteczne środki zwiększenie wydobycia ropy naftowej z utworów węglanowych i terygenicznych, w których ciśnienie złożowe wynosi 5,6 MPa i więcej, a temperatura waha się w granicach 24 -71° C. Pozytywny wpływ dwutlenku węgla na wydobycie ropy naftowej jest także konsekwencją jego aktywnego oddziaływania chemicznego ze skałą. W wyniku tej interakcji przepuszczalność skały może wzrosnąć. Pod wpływem dwutlenku węgla wzrasta kwasowość minerałów ilastych, co sprzyja ich kompresji i zapobiega pęcznieniu. Eksperymenty przemysłowe dotyczące zatłaczania CO 2 do formacji produkcyjnych przyniosły zachęcające wyniki.

7. Termiczne metody zwiększania odzysku oleju

Po raz pierwszy eksperymenty dotyczące wpływu termicznego na zbiorniki w Rosji rozpoczęły się w latach 30. XX wieku. Kiedy do formacji wtryskiwana jest gorąca woda, wzrost temperatury powoduje spadek lepkości oleju, zmianę molekularnych sił powierzchniowych, ekspansję oleju i skały poprawiający właściwości zwilżające wody. Na początku procesu wtłaczana do złoża gorąca woda szybko oddaje ciepło do skały, schładza się do temperatury złożowej, w związku z czym pomiędzy wypartą ropą a kolejnymi porcjami chłodziwa tworzy się strefa schłodzonej wody.

W rezultacie olej jest praktycznie wypierany przez wodę o temperaturze złoża. Wpływ chłodziwa na skuteczność wypierania oleju zaczyna mieć wpływ na późniejszy okres wodny rozwoju złoża.

Ruchowi gorącej wody w formacji towarzyszy zmniejszenie oporów filtracji w strefie podgrzewanej. Poprawia się zwilżalność powierzchni, wzrasta intensywność i rola kapilarnej redystrybucji cieczy.

Jeżeli spadek lepkości oleju sprzyja zwiększeniu uzysku oleju, to nasilenie procesów kapilarnych na froncie wypierania może mieć istotny negatywny wpływ na uzysk oleju. Zjawiska te mogą wystąpić przy niskich temperaturach chłodziwa w formacji (do 80-85° Z).

Jeśli do formacji wtłacza się przegrzaną parę wodną, formacja jest najpierw podgrzewana ze względu na ciepło przegrzania. W tym przypadku temperatura spada do temperatury pary nasyconej, tj. do temperatury wrzenia wody w warunkach zbiornikowych. Następnie utajone ciepło parowania jest wykorzystywane do ogrzania formacji, a następnie para się skrapla. W tej strefie temperatura mieszaniny pary i wody oraz formacji będzie równa temperaturze pary nasyconej, aż do zużycia całego ciepła utajonego tworzenia się pary. Formacja będzie następnie podgrzewana temperaturą gorącej wody, aż jej temperatura spadnie do początkowej temperatury formacji.

Inna metoda efekty termiczne jest realizacja procesu spalania in-situ. Olej wypierany jest przez gorące gazowe produkty spalania części oleju, podgrzewanej wodą i parą. Na sumaryczny wynik oddziaływania poruszającego się źródła spalania w formacji składa się wiele efektów, które przyczyniają się do zwiększonego uzysku oleju.

Przede wszystkim wydzielają się lekkie węglowodory, które skraplają się w nieogrzewanej strefie formacji przed frontem spalania i zmniejszają lepkość oleju. Skraplająca się wilgoć tworzy wówczas strefę zwiększonej nasycenie wodą; następuje rozszerzalność cieplna cieczy i skał, zwiększa się przepuszczalność i porowatość w wyniku rozpuszczania materiałów cementowych; dwutlenek węgla powstający podczas spalania rozpuszcza się w wodzie i oleju, zwiększając ich mobilność; Pozostałości ropy ciężkiej ulegają pirolizie i krakingowi, co zwiększa uzysk węglowodorów ze złoża.

Pomyślną realizację procesu ułatwia równomierny rozkład ropy w formacji, wysoka przepuszczalność i porowatość skał. Bardziej stabilne źródła spalania występują w formacjach zawierających oleje ciężkie o dużej zawartości pozostałości koksowych. Zwiększony nasycenie wodą tworzenie komplikuje proces. Fala cieplna powstająca podczas spalania charakteryzuje się krzywą temperatury, która ma dwa opadające skrzydełka z maksimum pomiędzy nimi, odpowiadającym temperaturze źródła spalania. Według danych laboratoryjnych jego wartość osiąga 550-600 ° C. Pojawia się przednie skrzydło krzywej temperatury podczas spalania koksu i częściowo oleju na skutek rozprzestrzeniania się ciepła poprzez konwekcyjne przenoszenie przez produkty spalania oraz kondensację par węglowodorów i wody na skutek przewodności cieplnej. Po ruchomym źródle spalania pozostaje nagrzana skała, która jest stopniowo schładzana przez przemieszczający się tu środek utleniający. Według eksperymentów laboratoryjnych długość fali termicznej sięga kilkudziesięciu centymetrów. Prędkość fali zależy od gęstości strumienia utleniacza i stężenia w nim tlenu i może wahać się od jednostek do kilkudziesięciu metrów na dzień. Uważa się, że przy wdrażaniu opisanej technologii odzysk oleju może osiągnąć 70-85%.

8. Wyparcie oleju ze zbiornika za pomocą rozpuszczalników

Podstawą mechanizmu wypierania oleju rozpuszczalnikami jest brak napięcia powierzchniowego na styku z olejem, które w zasadzie nie istnieje. Rozpuszczalnik taki jak propan jest przepychany przez tańszy środek. Gdy kropelka rozpuszczalnika się porusza, ulega erozji od jednej krawędzi przez olej, a od drugiej przez środek wypierający. Stopień wymieszania cieczy charakteryzuje się współczynnikiem dyspersji D, który nazywany jest współczynnikiem dyfuzji konwekcyjnej lub współczynnikiem mieszania. Współczynnik ten zależy od prędkości ruchu i może przekroczyć współczynnik dyfuzji molekularnej o kilka rzędów wielkości. Na proces ten duży wpływ ma różnica gęstości oleju i rozpuszczalnika wynikająca z krzywizny powierzchni styku i tworzenia się języczków grawitacyjnych. Optymalny rozmiar prążka niezbędny do utrzymania jego ciągłości do momentu zbliżenia się frontu przemieszczenia studnie produkcyjne, dla różnych warunków należy określić w drodze specjalnych badań, biorąc pod uwagę specyfikę złoża. W praktyce rozmiary brzegów rozpuszczalnika wahają się od 4 do 12% objętości porów.

Na efektywność procesu duży wpływ ma skład oleju oraz nasycenie przestrzeni porów różnymi fazami. Jeżeli w części naftowej formacji znajduje się wolny gaz, proces ulega spowolnieniu na skutek zmieszania się propanu z gazem i pogorszenia jego właściwości jako rozpuszczalnika. Znaczący spadek efektywności procesu obserwuje się, gdy duże ilości woda w mediach porowatych.

Woda blokuje część oleju, który następnie traci kontakt z ciekłym propanem. W takich warunkach można zastosować rozpuszczalniki mieszające się zarówno z wodą, jak i olejem, np. alkohole. Podążając za ślimakiem, najbardziej racjonalne jest wstrzykiwanie gazu do formacji, która jest dobrze rozpuszczalna w rozpuszczalniku.

Jeśli ślimak jest przepychany przez formację za pomocą gazu, wówczas jako rozpuszczalnik stosuje się zwykle skroplone ciecze. propan-butan mieszaniny i inne cięższe węglowodory.

Skład rozpuszczalnika należy dobrać tak, aby zachować nieograniczoną wzajemną rozpuszczalność ślimaka w ropie i gazie. W tych warunkach w ośrodku porowatym nie pojawiają się granice faz i olej jest wypierany skuteczniej. Aby przeprowadzić mieszane wypieranie oleju przez ślimak, konieczne jest dobranie składu węglowodorów rozpuszczalnikowych, w którym występują one w stanie ciekłym w warunkach złożowych.

9. Wypieranie oleju przez gaz pod wysokim ciśnieniem

Według danych eksperymentalnych przy niektórych bardzo wysokich ciśnieniach prawie wszystkie składniki oleju rozpuszczają się w gazie, z wyjątkiem smoły i innych ciężkich składników. W wyniku ekstrakcji tego gazu, który zawiera pary oleju lub jego składników, na powierzchni może wytrącić się kondensat, który wytrąca się przy spadku ciśnienia. Zatem istota metody polega na sztucznym przekształceniu złoża w kondensat gazowy. W praktyce technologia ta jest trudna do wdrożenia, ponieważ do rozpuszczenia całej ropy, bardzo wysokie ciśnienia (70-100 MPa) i ogromne ilości gazu (do 3000 m 3 w normalne warunki do rozpuszczenia 1 m 3 oleju).

Ciśnienia parowania zwrotnego ulegają znacznemu zmniejszeniu, jeśli wtryskiwany gaz zawiera ciężkie gazy węglowodorowe – etan, propan lub dwutlenek węgla. Jednak wymagana ilość gazu pozostaje wysoka. Proces można znacznie uprościć i obniżyć, jeśli wyekstrahuje się najbardziej lotne frakcje ropy. W tym celu należy wtryskiwać mniejsze ilości suchego gazu pod niższym ciśnieniem w porównaniu z ciśnieniem wymaganym do całkowitego rozpuszczenia oleju.

Gaz przepływający przez złoże jest stopniowo wzbogacany w etan i cięższe węglowodory, a metan napotykając świeże porcje ropy o ciśnieniu nasycenia niższym od ciśnienia zatłaczanego gazu, rozpuszcza się w ropie. Gaz zawierający znaczną ilość ciężkich węglowodorów jest całkowicie mieszalny z olejem nawet przy stosunkowo niskich ciśnieniach i temperaturach. Jednocześnie odzysk oleju jest wysoki, ponieważ proces staje się zbliżony do obserwowanego, gdy olej jest wypierany przez ciekły rozpuszczalnik.

Dwutlenek węgla CO2 (dwutlenek węgla) dobrze miesza się z olejem. Źródłem CO2 są złoża naturalne, często zawierające mieszaninę dwutlenku węgla z węglowodorami, odpady produkcja chemiczna, spalin z zakładów energetycznych i hutniczych.

Dwutlenek węgla pod ciśnieniem atmosferycznym 105 Pa i temperaturze 273,2 K występuje w stanie gazowym o lepkości i gęstości kg/m3. Ciśnienie krytyczne CO2 wynosi 7,38 MPa, a temperatura krytyczna 304,15 K. Jest to dość niska temperatura jak na normalne warunki na polach naftowych. Zatem jeśli CO2 zostanie zatłaczany do warstw znajdujących się na głębokości 1500 – 2000 m, w temperaturze 310 – 350 K, pod ciśnieniem około 10-20 MPa, wówczas dwutlenek węgla znajdzie się w stanie krytycznym. Po przejściu w stan ciekły lepkość dwutlenku węgla wzrasta około 3 razy; wraz ze wzrostem ciśnienia również wzrasta, a wraz ze wzrostem temperatury maleje (rysunek 13.1).

Rysunek 13.1 Krzywe lepkości dwutlenku węgla w funkcji ciśnienia w temperaturach: 1 - przy T = 303,2 K; 2 - przy T=333,2 K

Kiedy CO2 miesza się z węglowodorową częścią oleju, żywice i asfalteny lekko rozpuszczają się w mieszaninie CO2 i lekkich węglowodorów i mogą się wytrącać. Rozpuszczając się w oleju, CO2 zmniejsza jego lepkość.

CO2 jest słabo rozpuszczalny w ciężkich składnikach ropy, ale sprzyja pęcznieniu węglowodorów, ich rozluźnianiu i oddzielaniu się od ziaren skał, jeśli zaadsorbują się na nich węglowodory. Przy ciśnieniu 10 MPa i temperaturze 300-310 K w 1 m3 oleju można rozpuścić 250-300 m3 CO2 (mierzone w warunkach normalnych). Pod względem rozpuszczalności w węglowodorach CO2 jest podobny do propanu. Dwutlenek węgla rozpuszcza się w wodzie w ilości około 10 razy mniejszej niż w oleju.

Zatem dwutlenek węgla w stanie ciekłym, gazowym lub nadkrytycznym można zastosować jako rozpuszczalnik ropy w celu wydobycia jej z podłoża.

Rysunek 13.2 Schemat wypierania ropy z formacji prostej przez ślimak dwutlenku węgla wypychany przez wodę: 1 - woda; 2 - ciężka pozostałość; 3 - obszar mieszania CO2 i wody; 4 - rozkład stężenia CO2 w wodzie; 5 - obręcz CO2; 6 - rozkład stężenia CO2 w oleju (bez ciężkich pozostałości); 7 - obszar mieszania CO2 i oleju; 8 - olej; 9 - woda związana

Rozważmy najbardziej efektywny model wypierania ropy ze złoża, w którym dwutlenek węgla wtryskiwany jest do złoża w postaci ślimaka, przepychanego przez złoże za pomocą pompowanej do niego wody (Rysunek 13.2). W nawodnionej części formacji pozostają frakcje ropy ciężkiej, które uznamy za niewyparte przez wodę. Na granicy x = x* następuje dyfuzja konwekcyjna, w tym dyfuzja o różnych lepkościach i tworzy się obszar mieszania CO2 z olejem. Jednakże z oleju do obręczy CO2 przedostają się jedynie lekkie węglowodory, a już w obszarze mieszania tworzy się nisko przemieszczająca się pozostałość olejowa, składająca się głównie z żywic i asfaltenów. Wielkość obszaru mieszania oleju i CO2 opisuje równanie dyfuzji konwekcyjnej o różnych lepkościach:

a obliczenie jego długości L1 = 2l1 przeprowadza się według znanego wzoru:

Najważniejszym celem obliczeń parametrów procesu zagospodarowania złoża ropy naftowej poprzez wtłoczenie do niego ślimaka CO2 napędzanego wodą, jest określenie wymaganej wielkości ślimaka. W takim przypadku należy wziąć pod uwagę czynniki, które ostatecznie doprowadzą do jego zniknięcia. Jednym z czynników jest rozpuszczanie się w oleju. Drugim czynnikiem jest rozpuszczanie CO2 w stykającej się z nim wodzie, czyli dyfuzja dwutlenku węgla do wody, co sprzyja obrzeżu CO2. Lepkość dwutlenku węgla jest mniejsza niż lepkość wody. Dlatego w przeciwieństwie do dyfuzji konwekcyjnej mniej lepkiego CO2 do bardziej lepkiego oleju w obszarze mieszania CO2 z olejem, na styku wody z CO2, gradient lepkości mieszaniny jest skierowany przeciw przepływowi i penetracji konwekcyjnej wody do CO2 będzie mniejsza. Zakładamy zatem, że przy kontakcie wody z CO2 następuje jednostronna dyfuzja konwekcyjna, skierowana przeciw przepływowi substancji poruszających się w formacji. Pominiemy wpływ różnej dyfuzji lepkości, uznając dyfuzję konwekcyjną za zwyczajną.

Na granicy x = xb (Rysunek 13.2) stężenie CO2 w wodzie będzie równe maksymalnemu równowagowemu stężeniu CO2 w wodzie przy danym ciśnieniu i temperaturze złoża. Na granicy obszaru mieszania x = xb - l2 stężenie właściwe CO2 w wodzie wynosi c2 = 0.

Obliczając wielkość obszaru mieszania CO2 i części węglowodorowej ropy, wprowadzamy ruchomą współrzędną

a do obliczenia obszaru zmieszania wody i CO2 używamy ruchomej współrzędnej. Oto prędkość ruchu współrzędnej x*, gdzie stężenie CO2 w oleju wynosi 0,5, i jest to prędkość ruchu współrzędnej x = xb.

Rozkładu stężenia dwutlenku węgla w wodzie c2 będziemy szukać w postaci:

gdzie jest stężeniem dwutlenku węgla w wodzie na granicy z dwutlenkiem węgla.

Równanie konwekcyjnej dyfuzji dwutlenku węgla do wody wygląda następująco:

Podstawiając ostatnie wyrażenia pochodnych do równania konwekcyjnej dyfuzji dwutlenku węgla do wody i całkując lewą i prawą stronę tego równania od l2 do 0 wzdłuż o2, otrzymujemy:

Całkowita objętość Vy w ditlenku węgla dyfundowanego do wody w chwili t będzie określona wzorem:

gdzie s jest nasyceniem wodą w nawodnionym obszarze formacji.

Przykład 13.1. Zbiornik prostoliniowy o długości l = 500 m, szerokości b = 250 m i całkowitej grubości h0 = 15 m ma powstać w wyniku wypierania ropy obrzeżem dwutlenku węgla napędzanego wodą. Współczynnik pokrycia formacji procesu з2 = 0,8. Porowatość złoża m = 0,25, lepkość oleju nasycającego formację mH = 4 10-3 Pa s, lepkość dwutlenku węgla w warunkach złożowych mu = 0,05 10-3 Pa s, nasycenie wodą związaną sCB = 0,05. Ropa naftowa zawiera 20% objętościowych żywic i asfaltenów. Kiedy ropa jest wypierana przez kulę CO2, żywice i asfalteny są w przybliżeniu w połowie wypierane z formacji, a reszta osadza się w porowatym ośrodku i nie przemieszcza się. Można zatem założyć, że w nasyconej wodą części formacji następuje nasycenie resztkowe olejem (nasycenie żywicami i asfaltenami)

sH = 0,l, a zatem nasycenie wodą s = 0,9.

Zużycie dwutlenku węgla, a następnie wody pompowanej do zbiornika, sprowadzonego do warunków zbiornikowych, wynosi q=400 m3/dobę, Km=2,45 · 105 m/(Pa s).

Konieczne jest określenie objętości obręczy dwutlenku węgla VOT w oparciu o warunek, że do czasu, gdy zbliżymy się do końca formacji x = l w środku obszaru mieszania CO2 i ropy, nie będzie już czystego węgla dwutlenek pozostały w formacji. Szybkość filtracji w formacji jest równa:

Rzeczywista prędkość ruchu w obszarze mieszania oleju i CO2:

Stąd wyznaczamy czas t*, dojście odcinka o stężeniu c = 0,5 do końca formacji:

Ustalmy wartość parametru:

i współczynnik dyfuzji konwekcyjnej:

Dla małego l w porównaniu do b, zgodnie ze wzorem:

Po rafinowaniu pełnym wzorem otrzymujemy m.

Określamy średnią ilość CO2 w strefie jego mieszaniny z olejem:

Objętość porów formacji objętej procesem ekspozycji na dwutlenek węgla jest równa:

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

Biorąc pod uwagę znikomą rozpuszczalność CO2 w wodzie w porównaniu do jego rozpuszczalności w oleju, sądzimy, że w przekroju o2 = 0,5% CO2 zostanie rozpuszczone w wodzie. Dlatego b2 = 0,05. Objętość dwutlenku węgla rozpuszczonego w wodzie w chwili t = t* określa się ze wzoru:

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.

W odniesieniu do objętości porów formacji wynosi ona 11,4%.

- 786,00 Kb

WSTĘP

Wzmocnione wydobycie ropy naftowej to złożony problem, w rozwiązaniu którego wykorzystuje się doświadczenia zgromadzone we wszystkich obszarach działalności złóż ropy. Zwiększanie wydobywalnych zasobów ropy i gazu możliwe jest poprzez prawidłowe umiejscowienie odwiertów na złożach, z uwzględnieniem budowy geologicznej złóż. Dobre efekty uzyskuje się regulując proces zacieśniania konturów wodonośnych w celu zwiększenia równomierności wydobycia poszczególnych części złóż. Efektywność eksploatacji złóż poprawia się poprzez oddziaływanie na dno odwiertów w celu zwiększenia ich przepływów, wyrównania profilu dopływu ropy i gazu itp.

W ciągu wieloletniej praktyki w zagospodarowaniu złóż ropy naftowej zaproponowano wiele metod i technik technologicznych zwiększających wydobycie ropy ze skał. Następnie rozważymy niektóre metody zwiększania wydobycia ropy naftowej w oparciu o pewne zjawiska fizyczne.

Zwiększanie wydobycia ropy ze złóż można osiągnąć sztucznie poprzez wytworzenie i utrzymanie w złożach korzystnych warunków fizycznych, zapewniających najbardziej efektywne wyparcie ropy ze złoża.

Jak wiadomo, woda wypiera olej z mediów porowatych znacznie lepiej niż gaz. Dlatego tam, gdzie jest to możliwe ze względów geologicznych i ze względów ekonomicznych, konieczne jest stworzenie naturalnego lub sztucznego reżimu wypierania wody. Sztucznie utrzymywany reżim ciśnienia wody w złożu powstaje poprzez zatłaczanie wody z powierzchni do złoża poza obrys roponośny lub do części naftowej złoża. Skuteczność zalewania zwiększa się dodatkowo poprzez dodanie do wody zatłaczanej do złoża specjalnych substancji, w wyniku czego poprawiają się jej właściwości wypierające ropę.

Na przykład oleje o niskiej lepkości są lepiej wypierane ze zbiornika. Dlatego niektóre metody zwiększania odzysku oleju opierają się na sztucznym wprowadzaniu ciepła i chłodziwa do zbiornika w celu zmniejszenia lepkości oleju złożowego.

Jak wiadomo, nawet ciężki bitum dobrze rozpuszcza się w niektórych lekkich rozpuszczalnikach węglowodorowych. Na przykład benzyna lub ciekły propan mogą usunąć prawie cały olej z porowatego ośrodka. Ta właściwość rozpuszczalników służy do opracowywania metod zwiększania wydobycia ropy naftowej poprzez zatłaczanie skroplonych gazów do złoża.

W jednym z rozdziałów tej pracy zostaną omówione zjawiska odwrotnego odparowania i kondensacji ciężkich węglowodorów w środowisku gazu pod wysokim ciśnieniem. Ta właściwość gazów wykorzystywana jest do opracowywania metod zmniejszania nasycenia resztkowego ropy naftowej poprzez sztuczne przekształcanie części frakcji olejowych znajdujących się w złożu w fazę gazową podczas wtryskiwania do złoża gazów pod wysokim ciśnieniem. Następnie na powierzchnię wydobywa się gaz ze studni produkcyjnych wraz z produktami naftowymi, które przeszły w fazę gazową.

Nie ma wątpliwości, że dalsze badania właściwości fizyczne płyny złożowe, fizykochemia formacji oraz prawa ruchu płynu w ośrodku porowatym doprowadzą w przyszłości do opracowania nowych metod zwiększania wydobycia ropy ze złóż, w oparciu o nowe zasady fizyczne.

Jako przykład zastosowania teoretycznych podstaw fizyki złóż ropy naftowej w praktyce pól naftowych rozważmy fizyczne podstawy niektórych metod zwiększania wydobycia ropy.

1. WYDOBYWANIE OLEJU GAZEM WYSOKOCIŚNIENIOWYM

W tym rozdziale zostaną zbadane właściwości mieszanin ropy i gazu, a w szczególności zjawiska ich odparowania wstecznego lub wstecznego. Te właściwości sprężonych gazów można wykorzystać do zwiększenia odzysku oleju. W takim przypadku do zbiornika należy wtłoczyć gaz w celu zwiększenia ciśnienia, który stanie się rozpuszczalnikiem dla ciekłych składników oleju. Według danych eksperymentalnych przy niektórych bardzo wysokich ciśnieniach prawie wszystkie składniki oleju rozpuszczają się w gazie, z wyjątkiem smoły i innych ciężkich składników. W wyniku ekstrakcji tego gazu, który zawiera pary oleju lub jego składniki, na powierzchni może wytrącić się kondensat, który wytrąca się przy spadku ciśnienia. Istota tej metody polega zatem na sztucznym przekształceniu pola w pole kondensatu gazowego. W praktyce jest to trudne do osiągnięcia, ponieważ do rozpuszczenia całego oleju wymagane jest bardzo wysokie ciśnienie ( 70 - 100 MPa) i ogromne ilości gazu (aż do 3000 m 3 w normalnych warunkach rozpuszczania 1 m 3 olej). Ciśnienia ponownego odparowania ulegają znacznemu obniżeniu, jeżeli wtryskiwany gaz zawiera ciężkie gazy węglowodorowe – etan, propan czy dwutlenek węgla. Jednak wymagana ilość gazu pozostaje wysoka.

Proces ten można znacznie uprościć i obniżyć, jeśli w procesie odparowania wydobędzie się tylko najcenniejsze lotne frakcje oleju. Aby to osiągnąć, należy wtryskiwać mniejsze ilości suchego gazu przy niższych ciśnieniach w porównaniu z ciśnieniami wymaganymi do całkowitego rozpuszczenia oleju w gazie. W przeciwnym razie istota procesu pozostaje taka sama.

Eksperymenty wykazały, że w procesie zatłaczania gazów pod wysokim ciśnieniem do modelu formacji zawierającej oleje lekkie, uzysk ropy jest większy niż powinien być jedynie przy odparowaniu zwrotnym frakcji ropopochodnych. Gaz przepływający przez złoże jest stopniowo wzbogacany w etan i cięższe węglowodory, a metan napotykając świeże porcje ropy o ciśnieniu nasycenia niższym od ciśnienia zatłaczanego gazu, rozpuszcza się w ropie. Gaz zawierający znaczną ilość ciężkich węglowodorów jest całkowicie mieszalny z olejem nawet przy stosunkowo niskich ciśnieniach i temperaturach. W tym przypadku odzysk oleju jest wysoki, gdyż proces jest zbliżony do obserwowanego podczas wypierania oleju przez ciekły rozpuszczalnik.

Rozważając i interpretując różne procesy przemian fazowych zachodzących podczas procesu wypierania ropy naftowej przez gaz, wykorzystuje się wykresy (rys. 1.1) stanu fizycznego układu węglowodorowego w zadanej temperaturze i ciśnieniu. Na tym schemacie układ węglowodorowy jest arbitralnie przedstawiony w postaci trzech grup składników - dowolny punkt na schemacie charakteryzuje skład układu węglowodorowego w postaci stosunku każdej z trzech grup składników: metanu Z 1 węglowodory z etanu Z 2 do heksanu Z 6 i heptan Z 7 . Wierzchołki trójkątów odpowiadają sobie 100%- specyficzną zawartość odpowiednich grup komponentów w systemie. linia ciągła 1 (w formie pętli) na schemacie znajduje się krzywa separacji faz. Ogranicza obszar dwufazowy. Krzywa separacji faz przedstawia miejsce geometryczne punktów składu układów, które mają dane ciśnienie nasycenia w danej temperaturze. Dolna część krzywej odnosi się do fazy ciekłej, a górna do fazy gazowej. Łączą się w jednym punkcie 8 , który charakteryzuje skład mieszaniny o ciśnieniu krytycznym i temperaturze. Linia 2 (linia łącząca) kończy się w punktach na krzywej składu pary nasyconej i oleju nasyconego gazem, które są w równowadze w danej temperaturze i ciśnieniu, dla których narysowany jest wykres.

Mieszaniny odpowiadające punktom powyżej i na prawo od krzywej pary nasyconej reprezentują gaz (region 5 ), a mieszaniny odpowiadające punktom poniżej i na lewo od krzywej cieczy nasyconej gazem reprezentują ropę naftową (region 6 ). Mieszaniny w obszarze po prawej stronie i poniżej krzywej rozdziału faz należą do obszaru mieszanin krytycznych i znajdują się w fazie gazowej lub ciekłej. W części tego obszaru powyżej i na prawo od krzywej separacji faz (region 10 ) mieszanina zawiera mniej ciężkich składników C 1+ . Węglowodory te mieszają się z mieszaninami reprezentowanymi przez punkty w obszarze gazowym. Kolejna sekcja obszaru krytycznego mieszanin znajduje się poniżej i na prawo od obszaru dwufazowego (region 9 ). Mieszanki tutaj zawierają mniej metanu Z 1 i mieszają się z węglowodorami reprezentowanymi przez punkty na polu naftowym.

Wspomniano już, że w zależności od warunków złożowych (ciśnienia i temperatury), składu ropy i zatłaczanego gazu możliwe są różne warianty procesu wypierania ropy gazem. W przypadku zatłaczania do formacji suchych gazów (np. metanu) przy niskim ciśnieniu złożowym, wówczas wydobyte zostaną stosunkowo niewielkie ilości składników pośrednich ( Z 2 - Z 6 ).

Bardziej złożona interakcja między ropą i gazem ma miejsce, gdy do złoża wtryskiwane są mokre gazy zawierające znaczną ilość składników ( Z 2 - Z 6 ). W miarę przemieszczania się ropy i mokrego gazu przez złoże mogą one ulegać znaczącym zmianom na skutek kondensacji składników gazu w ropie i zjawisku cofania się płomienia. W zależności od stanu zbiornika i początkowego składu układu, olej może być wypierany zarówno w warunkach krytycznych, jak i niekrytycznych. Diagramy stanu fizycznego układu węglowodorowego w danej temperaturze i ciśnieniu pozwalają na szczegółowe prześledzenie różnic pomiędzy wymienionymi rodzajami oddziaływania gazów na powstawanie, np. różnic pomiędzy procesami przejścia ropy w stan gazowy. stan kondensatu i wtrysk gazu pod wysokim ciśnieniem z częściowym przejściem składników oleju do fazy gazowej. Jako przykład rozważmy zmianę właściwości mieszanin olejowych w procesie wypierania ropy przez mokry gaz, którego ciężkie składniki mogą ulegać kondensacji w warunkach złożowych i przechodzić do fazy olejowej wraz z pojawieniem się krytycznych warunków wyporu. Podczas krytycznego przemieszczania się pomiędzy strefami ropy i gazu tworzy się mieszanina węglowodorów, które w tych warunkach lokują się w złożu w obszarze powyżej strefy krytycznej (Rys. 1.2). W tym przypadku olej jest wypierany przez gaz w warunkach, w których na granicy faz nie ma menisk, a odzysk oleju można zwiększyć do wartości bliskich 100 %.

Niech bogaty gaz (punkt 5 ) wypiera olej w zbiorniku (pkt 4 ). Gaz w kontakcie z nimi traci część swoich ciężkich składników i wchodzi w równowagę z ropą wzbogaconą o nowe składniki (pkt 1-1 na krzywych składu pary nasyconej i cieczy nasyconej). Następnie, po kontakcie z nowymi porcjami gazu o pierwotnym składzie, olej ten ulega coraz większemu wzbogaceniu w węglowodory Z 2 - Z 6 , a jego skład charakteryzują punkty 2 , 3 itp. Proces ten będzie trwał do momentu, aż skład olejku osiągnie w danych warunkach punkt krytyczny. Wówczas przepływ dwufazowy stanie się jednofazowy i skład mieszaniny będzie się zmieniał wzdłuż złoża od obszaru wypierania gazu do obszaru wypierania ropy bez granicy faz. Zatem w procesie wtryskiwania mokrego gazu do złoża ropa jest wypierana przez medium mieszające się z ropą.

Proces taki jest możliwy w praktycznych warunkach jedynie przy wysokich ciśnieniach. Na ryc. 1.3 przedstawia schemat układu trójskładnikowego metan-n-butan-dekan w temperaturze 71°C i różne ciśnienia. Jak wynika z tego rysunku, pojawienie się wzajemnie rozpuszczalnej strefy przejściowej jest możliwe w rozpatrywanym układzie tylko przy ciśnieniach powyżej 14 MPa. Jeżeli przyjmiemy, że dekan modeluje olej, a mieszanina metanu z n-butanem jest wzbogaconym gazem sprężonym, to wzajemnie rozpuszczalne wypieranie będzie przebiegało pod ciśnieniem złożowym R pl =14,06 MPa I t=71°С, tj. gdy udział masowy n-butanu w metanie przekracza 25% (kropka mi 1 ). Wraz ze wzrostem ciśnienia złożowego warunki te osiągane są przy niższych stężeniach n-butanu w metanie (przy ciśnieniu wyporowym 28,1 MPa ułamek molowy n-butanu w gazie można zredukować do 7% (kropka mi 2 ).

Złożoność składu olejów i złożoność procesu wypierania ich gazem utrudnia opracowanie metod obliczeniowych określania warunków mieszania różnych olejów i gazów. Zaproponowano przybliżone metody określania warunków ich mieszania, które można zastosować jedynie w przybliżonych obliczeniach. Benham, Dowden i Kunzman zaproponowali przybliżoną metodę szacowania minimalnego wymaganego stężenia etanu + wyższych składników w gazie, przy którym zapewnione jest krytyczne wyparcie oleju. Ich metoda opiera się na założeniu stycznych równoległych AB na ryc. 1.2 do krzywej granicznej w punkcie krytycznym boku trójkąta C 1 - Z 7+ . Następnie stężenie składników Z 2 - Z 6 w układzie w stanie krytycznym oraz we wtrysku gazu A, który zawiera minimalną liczbę komponentów Z 2 - Z 6 wymagana do odtworzenia krytycznego wyporu oleju będzie równa. Oznacza to, że jeśli określi się skład układu warunkowo trójskładnikowego, dla którego krytyczne znaczenie mają ciśnienie wyporu i temperatura złoża, to określa się także skład gazu (tj. minimalną zawartość w nim gazów pośrednich). Trudność w doborze minimalnego wymaganego stężenia homologów metanu we wtłaczanym gazie polega zatem na tym, że styczna AB z reguły nie równolegle do boku C 1 - Z 7+ a ponadto w celu określenia parametrów krytycznych tak złożonych mieszanin, jak ropa - gaz, nie ma jeszcze wystarczająco niezawodnych metod. Konieczne są dalsze badania w tej dziedzinie.

Istotnym problemem w rozwoju tej metody zwiększania wydobycia ropy naftowej jest znalezienie źródeł dostaw gazu. Na uwagę zasługuje opracowana przez radzieckich inżynierów metoda pozyskiwania gazu poprzez zgazowanie ropy naftowej bezpośrednio na polu naftowym pod ciśnieniem dochodzącym do 20 MPa. Aby zmniejszyć ciśnienie przemieszczania mieszalnych środków, opanowano produkcję wysokociśnieniowych wzbogaconych sztucznych gazów i ciekłych destylatów-rozpuszczalników poprzez pirolizę oleju w reaktorze.

Opis pracy

Metody utrzymywania ciśnienia złożowego poprzez zatłaczanie do złoża wody lub wolnego gazu, a także metody uzupełniania energii na złożach o wyczerpanych zasobach (tzw. metody wtórnego wydobycia ropy naftowej) nie pozwalają na eksploatację wszystkich zasobów ropy. Dlatego też trwają intensywne poszukiwania nowych metod zwiększania wydobycia ropy. Zawsze opierają się na odpowiednich prawach fizycznych.
Na przykład oleje o niskiej lepkości są lepiej wypierane ze zbiornika. Dlatego niektóre metody zwiększania odzysku oleju opierają się na sztucznym wprowadzaniu ciepła i chłodziwa do zbiornika w celu zmniejszenia lepkości oleju złożowego.

Podstawowe badania. – 2015 r. – nr 11 (część 4) – s. 678-682
Nauki techniczne (05.02.00, 05.13.00, 05.17.00, 05.23.00)
UDC 622.276
Strony
678-682

DOŚWIADCZENIA I PERSPEKTYWY WTRYSKU AZOTU W BRANŻY NAFTOWEJ I GAZOWEJ

W artykule omówiono możliwość wykorzystania azotu do zatłaczania złóż kondensatów ropy i gazu w celu zwiększenia odzysku ropy i kondensatu na podstawie badań zagranicznych naukowców. Ze względu na powszechną dostępność, niski koszt i brak działania korozyjnego, azot jest najbardziej preferowanym środkiem do iniekcji spośród gazów innych niż węglowodory. Azot ma niską zdolność mieszania się z ropą, ale dość skutecznie odparowuje ciekły węglowodor w warunkach złożowych i może być stosowany do wypierania grawitacyjnego. Azot może pełnić funkcję środka wyciskającego przy zatłaczaniu metanu i dwutlenku węgla do złóż. Wdrożenie zatłaczania azotu na polach Stanów Zjednoczonych i Bliskiego Wschodu umożliwiło zwiększenie bieżącego wydobycia ropy. W obecnych warunkach makroekonomicznych zastrzyk azotu jest realną alternatywą dla procesu cyklicznego.

wtrysk azotu

ulepszone odzyskiwanie oleju

niemieszalne przemieszczenie

utrzymanie ciśnienia w zbiorniku

1. Abdulwahab H., Belhaj H. Abu Dhabi Międzynarodowa wystawa i konferencja naftowa. „Zarządzanie przebiciem wstrzykniętego azotu w zbiorniku kondensatu gazowego w Abu Zabi.” Abu Zabi, Zjednoczone Emiraty Arabskie, 2010.

2. Arevalo J.A., Samaniego F., Lopez F.F., Urquieta E. Międzynarodowa konferencja i wystawa naftowa w Meksyku. „W sprawie warunków eksploatacji złoża Akai z uwzględnieniem zatłaczania azotu do korka gazowego.” Villahermosa, Meksyk, 1996.

3. Belhaj H., Abu Khalifesh H., Javid K. Konferencja i wystawa techniczna w Afryce Północnej. „Potencjał wtrysku mieszalnego azotu w południowo-wschodnich aktywach w Abu Zabi.” Kair, Egipt, 2013.

4. Clancy J.P., Philcox J.E., Watt J., Gilchrist R.E. 36. Doroczne Spotkanie Techniczne Towarzystwa Naftowego. „Przykłady i ekonomika poprawy odzyskiwania ropy i gazu przy użyciu azotu”. Edmonton, Kanada, 1985.

5. Huang W.W., Bellamy R.B., Ohnimus S.W. Międzynarodowe Spotkanie Inżynierów Naftowych. „Badanie wtryskiwania azotu w celu zwiększenia odzysku z bogatych złóż gazu kondensatu/oleju lotnego”. Pekin, Chiny, 1986.

6. Linderman J., Al-Jenaibi F., Ghori S., Putney K., Lawrence J., Gallet M., Hohensee K. Międzynarodowa wystawa i konferencja naftowa w Abu Dhabi. „Zastąpienie azotu gazem węglowodorowym w projekcie dotyczącym obiegu gazu”. Abu Zabi, Zjednoczone Emiraty Arabskie, 2008.

7. Mayne C.J., Pendleton R.W. Międzynarodowe Spotkanie Inżynierów Naftowych. „Fordoche: projekt ulepszonego odzyskiwania ropy naftowej z wykorzystaniem wtrysku metanu i azotu pod wysokim ciśnieniem”. Pekin, Chiny, 1986.

8. Sanger P.J., Bjornstad H.K., Hagoort J. SPE 69. doroczna konferencja i wystawa techniczna. „Wtłaczanie azotu do warstwowych zbiorników gazowo-kondensatowych.” Nowy Orlean, Los Angeles, USA, 1994.

9. Tiwari S., Kumar S. SPE Bliski Wschód Oil Show. „Wtrysk azotu do jednoczesnej eksploatacji korka gazowego.” Bahrajn, 2001.

Obecnie ciekłe węglowodory rozpuszczone w gazie (kondensat, frakcja propan-butan) są najcenniejszymi surowcami dla przemysłu petrochemicznego i są już uważane za nie mniej ważny produkt docelowy niż gaz ziemny. W związku z tym zwiększenie wielkości produkcji kondensatu staje się coraz pilniejszym zadaniem. Główną przyczyną spadku współczynnika odzysku kondensatu (CRE) jest wytrącanie się ciężkich składników węglowodorowych gazu do fazy ciekłej, gdy ciśnienie w złożu spada poniżej ciśnienia nasycenia. Jednym ze sposobów zwiększenia odzysku ropy i kondensatu ze złóż jest utrzymanie ciśnienia złożowego poprzez zatłaczanie gazów innych niż węglowodory.

Zadaniem doboru czynnika roboczego jest osiągnięcie równowagi pozytywnych i negatywnych czynników towarzyszących zatłaczaniu określonego gazu do złoża w specyficznych warunkach wybranego pola. Pomimo wysoka wydajność wypieranie ropy podczas wtryskiwania dwutlenku węgla, zastosowanie CO2 jest ograniczone ze względu na jego wysoki koszt i wysoki stopień działania korozyjnego na wyposażenie odwiertów. Najlepszą alternatywą dla metanu spośród gazów niewęglowodorowych jest azot. W powietrzu atmosferycznym znajdują się ogromne zasoby azotu, a metody jego produkcji są dość proste, tanie i dobrze zbadane. Azot ma niską aktywność korozyjną, co jest bardzo ważne dla sprawnego działania sprzętu wiertniczego. Właściwości fizykochemiczne N2 dobrze łączą się również z właściwościami płynów formacyjnych. Do wad stosowania azotu można zaliczyć słabą mieszalność z ropą naftową, jednakże jego stosowanie przy właściwym podejściu do zarządzania rozwojem jest uzasadnione technologicznie i ekonomicznie.

Możliwość wykorzystania gazów innych niż węglowodory do zwiększenia odzysku ropy i kondensatu jest aktywnie rozważana przez zagraniczne koncerny naftowe i gazowe od początku lat siedemdziesiątych. W praktyce handlowej azot wykorzystuje się jako:

– środek wypierający przy pompowaniu porcji dwutlenku węgla, gazu ziemnego i innych składników podczas wyporu mieszania. CO2 i gaz ziemny charakteryzują się wysokim współczynnikiem wypierania ropy, ale ze względu na ich rosnące koszty i możliwy brak ilości potrzebnych do pompowania, uważa się, że akceptowalnym sposobem poprawy wydobycia ropy jest zastosowanie dodatkowych objętości wyciskania azotu;

– alternatywa dla gazu ziemnego przy utrzymywaniu ciśnienia w złożach poprzez zatłaczanie złoża ropy do korka gazowego. Istotą tej metody jest zastąpienie gazu węglowodorowego wydobywanego na złożu tańszym azotem. Dodatkowo, w wyniku segregacji in situ, azot stopniowo staje się barierą pomiędzy ropą i gazem części złoża, w efekcie czego ze względu na słabą mieszalność z ropą minimalizuje ryzyko przedostania się na dno odwiertów wydobywczych i zapewnia tzw. „przemieszczenie grawitacyjne”;

– przemieszczanie się „filarów” oleju o dużej lepkości podczas zalewania wodą. W sytuacji, gdy nisko płynąca ropa zostanie uwięziona w wypiętrzeniach konstrukcyjnych złoża, wiercenie dodatkowych odwiertów produkcyjnych niesie ze sobą poważne ryzyko dla ekonomiki projektu. W w tym przypadku azot służy do zmniejszania lepkości oleju i wypierania grawitacyjnego podczas pompowania do oddzielnego odwiertu;

– wyparcie gazu z korka gazowego. W przypadku znacznych zasobów gazu w korku gazowym i znacznego wyczerpania się części naftowej złoża, azot można wykorzystać do dodatkowego wydobycia gazu ziemnego poprzez pompowanie dodatkowych ilości azotu;

– mieszalne wypieranie oleju. Metodę tę można zastosować w przypadku złoża oleju o niskiej lepkości, który może mieszać się z azotem pod ciśnieniem i w temperaturze złoża;

– utrzymywanie ciśnienia złożowego w zbiorniku kondensatu gazowego.

Szeroki zakres zastosowań azotu wiąże się z pozytywne rezultaty liczne badania laboratoryjne. Doświadczenia z odparowaniem kontaktowym (CVD) ciekłych węglowodorów podczas wstrzykiwania N2 wykazały, że przy wypełnieniu azotem do 50% objętości porów złoża, z mieszaniny odparowuje do 16% fazy ciekłej. Analiza doświadczeń pompowania azotu przez rdzeń nasycony „ciężkim” olejem wskazuje, że nie następuje mieszanie się węglowodorów z czynnikiem, jednakże przy równoważnym ciśnieniu i temperaturze złożowej azot jest dość obojętny, a jego właściwości są porównywalne z właściwościami płynu zbiornikowego, co pozytywnie wpływa na proces filtracji w przestrzeni porów.

Proces wytwarzania azotu z powietrza dzieli się na pięć etapów:

1) sprężanie powietrza do 0,6–0,7 MPa za pomocą sprężarek osiowych lub odśrodkowych;

2) usuwanie zanieczyszczeń (para wodna, dwutlenek węgla itp.) mechanicznie w wyniku ich adsorpcji w wymienniku ciepła w niskich temperaturach;

3) chłodzenie w wymienniku blokowym do temperatury –196°C;

4) separacja azotu i tlenu poprzez destylację niskotemperaturową;

5) sprężanie azotu do wymaganego ciśnienia wtrysku za pomocą pomp odśrodkowych lub pomp tłokowych.

Instalacja do produkcji azotu składa się z turbiny gazowej, sprężarki, pracującego silnika, zbiorników adsorpcyjnych, wymiennika ciepła, sit molekularnych do usuwania zanieczyszczeń i zbiorników destylacyjnych. Obecnie istnieje kilka modyfikacji stacji do produkcji azotu, najpopularniejsze są stacje adsorpcyjne typu membranowego. Większość złóż w Federacji Rosyjskiej zlokalizowana jest w północnych regionach o trudnych warunkach klimatycznych, dlatego nie ma potrzeby stosowania dodatkowej komory chłodniczej dla wytwórni azotu. Aktualnie numer Rosyjscy producenci oferuje blokowe instalacje azotowe, które są zwarte i proste w konstrukcji, ale znacznie ustępują zagranicznym pod względem wielkości produkcji - do 60 tys. m3/dobę, podczas gdy największa wytwórnia azotu w USA może produkować do 120 tys. m3/dobę dzień. Część krajowych przedsiębiorstw eksploatacyjnych do zagospodarowania odwiertów wykorzystuje samobieżne jednostki azotowe, jednak jednostki te charakteryzują się także niską wydajnością (do 40 tys. m3/dobę).

Pomimo dużej liczby przesłanek wykorzystania azotu do zwiększenia wydobycia ropy naftowej, żaden projekt nie może zostać zrealizowany bez dokładnej analizy wskaźników technicznych, technologicznych i ekonomicznych. Jednym z przykładów zastosowania azotu jest pole Fordoche, złoże kondensatu ropy i gazu w Luizjanie w USA. Zbiornik jest piaskowcem o średniej przepuszczalności 6 mD, porowatości 20%, charakterze nasycenia lekkim olejem o niskiej lepkości oraz kołpakiem gazowo-kondensacyjnym. Na etapie doboru środka wypierającego wykluczono wodę ( Negatywny wpływ na ogólnym produkcie fizycznym dotyczącym ropy naftowej) i gazu ziemnego (jako produkt na sprzedaż). Badania laboratoryjne i dane z modelowania 3D wykazały wysoką skuteczność azotu w wypieraniu niemieszającej się ropy, dlatego zdecydowano się na wtłaczanie do kopułowej części złoża mieszaniny składającej się z 70% azotu i 30% metanu (rys. 1).

Ryż. 1. Stężenia azotu po wstrzyknięciu do kopułowej części zbiornika, Pole Fordoche

Wdrożenie od 1979 roku zatłaczania mieszaniny N2 i CO2 przez dwa lata umożliwiło zwiększenie obecnego wydobycia ropy ze złoża przy niewielkim stopniu jego wyczerpania, jednakże ze względu na szereg problemów ekonomicznych, m.in. kosztów produkcji, projekt został zatrzymany przed terminem. Należy zauważyć, że nie odnotowano przebić azotu do otworów produkcyjnych, ale stężenie azotu wzrastało średnio o 4% rocznie.

Zastrzyk azotu przeprowadzono na skupisku pól w stanie Wyoming w USA. Rozważany zbiornik kondensatu gazowo-olejowego w Górach Skalistych jest formacją piaskową o dużym stopniu niejednorodności warstwowej i niskiej przepuszczalności (2 mD). Wyczerpanie złoża w momencie sprzedaży wyniosło 40% i osiągnięto ciśnienie nasycenia. Tłoczenie mieszaniny 35% azotu i 65% metanu pozwoliło na utrzymanie stałej produkcji kondensatu przez kilka lat, jednak po przepompowaniu azotu powyżej 0,6 objętości porów złoża udział ciekłych węglowodorów zaczął gwałtownie spadać. Fakt ten zbiegł się ze wzrostem stężenia azotu w odwiercie do 90% w fazie gazowej. Następnie zaprzestano wstrzykiwania azotu i utrzymywano ciśnienie suchym gazem ziemnym.

Należy zauważyć, że realizacji zatłaczania azotu do złóż ropy naftowej zawsze towarzyszy specjalny zestaw środków zarządzania zatłaczaniem i dokładnym monitorowaniem funkcjonowania funduszu wydobywczego. Częste badania składu produktu pod kątem stężenia azotu są niezbędne do szybkiego wykrycia i zapobiegania przebić wstrzykiwanego środka, regulacji procesu wtryskiwania i zmian proporcji podczas wstrzykiwania mieszaniny gazów. Cechy wykorzystania azotu do utrzymania ciśnienia w złożach mogą również powodować zmiany w rozmieszczeniu funduszu projektu na polu.

W dzisiejszych niskich warunkach wartość rynkowa Zatłaczanie azotu do złóż ropy naftowej może nie tylko nie uzasadniać kosztów dodatkowego wyposażenia, ale także poważnie pogorszyć ekonomikę projektu. Jednocześnie obecna sytuacja nie ma wpływu na cenę kondensatu gazowego, dlatego można uznać, że azot zwiększa CIC na dużych złożach kondensatu gazowego na północy regionu Tiumeń.

Pomimo prowadzonych badań w tym kierunku, za główny sposób zwiększenia odzysku kondensatu ze złożów w dalszym ciągu uważa się ponowne zatłaczanie gazu do złoża w celu utrzymania ciśnienia złożowego powyżej ciśnienia nasycenia. W pracach autorów zagranicznych przedstawiono analizę możliwości wykorzystania azotu jako środka iniekcyjnego. Badania laboratoryjne wykazały, że wstrzyknięcie azotu do zbiornika pozwala na obniżenie ciśnienia nasycenia i tym samym wydłużenie stabilnej produkcji kondensatu. Jednym z problemów jest wysoki stopień dyspersji cząsteczek azotu i mokrego gazu w warunkach zbiornikowych. Fakt ten zależy od budowy geologicznej zbiornika: zbiorniki jednorodne charakteryzują się wysokim stopniem dyspersji; w zbiorniku heterogenicznym dyspersja zależy od szybkości wtryskiwania środka wypierającego i jest określona przez wartość liczby Reynoldsa. Przy wysokich liczbach Reynoldsa, typowych dla wtryskiwania w warunkach złożowych, oddziaływanie dyspersyjne azotu i kondensatu praktycznie nie ma wpływu na końcowy odzysk kondensatu. Ustalono doświadczalnie, że w przypadku wtłoczenia azotu w reakcji z cząsteczkami kondensatu wytrącona ciecz może zająć do 25% objętości (w przypadku metanu odsetek ten wynosi 18–20%). Natomiast przy pompowaniu azotu na poziomie 120% objętości skały obserwuje się pozytywny efekt w postaci znacznego wzrostu współczynnika odzysku kondensatu – aż do 90%. Prowadzone w pracy A.Yu. Badania ekonomiczne Juszczkowa wykazały, że proces obiegowy z wykorzystaniem suszonego gazu ziemnego jest ekonomicznie nieefektywny, dlatego rozważenie azotu jako środka alternatywnego jest bardziej palącą kwestią. Schemat realizację wtrysku azotu w polu kondensatu gazowego przedstawiono na rys. 2. Wykaz niezbędnych urządzeń do pozyskiwania azotu i późniejszego oddzielania go od wydobycia jest taki sam dla złóż ropy i kondensatu gazowego.

Na kilku polach kondensatu gazowego w Zjednoczonych Emiratach Arabskich rozważano możliwość wykorzystania azotu do utrzymania ciśnienia w złożach. Złoże Bliskiego Wschodu to duży jednorodny zbiornik kondensatu gazowego o strukturze antyklinalnej. Średnia porowatość wynosi 18%, przepuszczalność boczna wynosi 10 mD. Zagospodarowanie złoża odbywa się od 1974 r., a budowę dodatkowej mocy do zatłaczania rozpoczęto w 2001 r. NA etap początkowy Przeprowadzono szereg badań PVT, które wykazały niewielki wzrost ciśnienia nasycenia podczas oddziaływania azotu z gazem złożowym. Budowa i dostosowanie modelu hydrodynamicznego złoża umożliwiła ocenę dynamiki wytrącania fazy ciekłej w złożu podczas pompowania gazu ziemnego i jego mieszaniny z N2 (rys. 3).

Pomimo stabilizacji procesów wytrącania kondensatu, końcowy odzysk kondensatu przy zastosowaniu zatłaczania azotu jest jedynie o 2% większy niż przy zatłaczaniu gazu ziemnego. Jednocześnie obserwuje się przedostawanie się azotu do najbliższych odwiertów produkcyjnych w ciągu roku od rozpoczęcia zatłaczania. Projekt ten jest rozpatrywany w perspektywie długoterminowej, biorąc pod uwagę obecną sytuację gospodarczą. Zakładając stabilne ceny dla niezbędny sprzęt i produktów, realizacja projektu możliwa jest w latach 2020-tych.

Ryż. 2. Schemat zatłaczania azotu w polu kondensatu gazowego

Ryż. 3. Kondensacja podczas pompowania mieszanin gazowych

Przeprowadzono także studia wykonalności wykorzystania azotu dla złoża Cantarell i aktywów w południowo-wschodnich Zjednoczonych Emiratach Arabskich. Wyznaczono minimalne ciśnienia mieszania dla poszczególnych złóż, dokonano porównania z metanem i dwutlenkiem węgla, na podstawie którego uznano azot za odpowiedni czynnik do iniekcji, biorąc pod uwagę wskaźniki techniczne, technologiczne i ekonomiczne. Warto jednak zaznaczyć, że dla każdego konkretnego pola wyniki mogą się różnić ze względu na zróżnicowanie ze względu na warunki termobaryczne i skład płynów złożowych.

Przegląd źródeł krajowych i zagranicznych pozwala na sformułowanie następujących wniosków:

1) właściwości fizykochemiczne azotu i jego obfitość czynią go jednym z najbardziej dostępnych i dość skutecznych środków zwiększających wydobycie ropy i kondensatu ze złóż;

2) istniejących metod pozyskiwanie azotu i jego separacja z wydobycia odwiertowego charakteryzuje się wysokim stopniem wiedzy, prostotą i dostępnością;

3) doświadczenie praktyczne, w połączeniu ze znaczną ilością badań teoretycznych, wskazuje na pozytywny wpływ zatłaczania azotu na zagospodarowanie złóż węglowodorów;

4) obecność na terenie Federacji Rosyjskiej dużych złóż ze znacznymi zasobami kondensatu zwiększa wagę poszukiwań skuteczne metody zwiększenie odzysku kondensatu, z których jednym może być wtrysk azotu w celu utrzymania ciśnienia w zbiorniku/korku kondensatu gazowego.

Recenzenci:

Grachev S.I., doktor nauk technicznych, profesor, kierownik Katedry „Rozwoju i eksploatacji pól naftowych i gazowych”, Instytut Geologii i Wydobycia Ropy i Gazu, Federalna Państwowa Budżetowa Instytucja Edukacyjna Szkolnictwa Wyższego „Państwowy Uniwersytet Nafty i Gazu w Tiumeniu” , Tiumeń;

Sokhoshko S.K., doktor nauk technicznych, profesor, kierownik Katedry „Modelowania i sterowania procesami wydobycia ropy i gazu”, Instytut Geologii i Wydobycia Ropy i Gazu, Federalna Państwowa Budżetowa Instytucja Edukacyjna Szkolnictwa Wyższego „Państwowa Ropa i Gaz Tiumeń Uniwersytet”, Tiumeń.

Link bibliograficzny

Ignatiev N.A., Sintsov I.A. DOŚWIADCZENIA I PERSPEKTYWY WTRYSKU AZOTU W PRZEMYŚLE NAFTOWYM I GAZOWNICZYM // Badania Podstawowe. – 2015 r. – nr 11-4. – s. 678-682;
Adres URL: http://site/ru/article/view?id=39486 (data dostępu: 27.04.2019). Zwracamy uwagę na czasopisma wydawane przez wydawnictwo „Akademia Nauk Przyrodniczych”

100 RUR bonus za pierwsze zamówienie

Wybierz rodzaj pracy Teza Praca na kursie Streszczenie Praca magisterska Sprawozdanie z praktyki Artykuł Raport Recenzja Test Monografia Rozwiązywanie problemów Biznes plan Odpowiedzi na pytania Praca twórcza Esej Rysunek Eseje Tłumaczenie Prezentacje Pisanie na maszynie Inne Zwiększanie niepowtarzalności tekstu Praca magisterska Praca laboratoryjna Pomoc on-line

Poznaj cenę

ŹRÓDŁA ENERGII PLASTIKOWEJ

Napływ cieczy i gazu ze złoża do odwiertów następuje pod wpływem sił, na których charakter i wielkość wpływają rodzaje i zasoby energii złożowej. W zależności od budowy geologicznej obszaru i złoża o dopływie ropy, wody i gazu do odwiertów decydują:

1) ciśnienie wód regionalnych;

2) ciśnienie gazu sprężonego w korku gazowym;

3) energia gazu rozpuszczonego w ropie i wodzie i uwolniona z nich przy spadku ciśnienia;

4) sprężystość sprasowanych skał;

5) energia grawitacyjna.

W zależności od rodzaju przeważającej energii manifestowanej wprowadza się koncepcje trybów pracy zbiornika: ciśnienie wody, tryb korka gazowego (ciśnienie gazu), gaz rozpuszczony, ciśnienie sprężyste lub sprężysto-wodne, grawitacyjne i mieszane.

Reżim ciśnienia wody w polach gazowych, a także w złożach ropy naftowej występuje w obecności aktywnych wód marginalnych lub podczas sztucznego zalewania formacji. Reżim gazowy złoża (lub reżim gazowy ekspandujący) występuje pod warunkiem, że jedynym źródłem jest energia ze sprężonego gazu, czyli gdy wody złożowe nie są aktywne.

Rezerwy energii zbiornika są wydawane na pokonywanie sił tarcia lepkiego podczas przemieszczania cieczy i gazów na dno studni oraz na pokonywanie sił kapilarnych i adhezyjnych.

SIŁY DZIAŁAJĄCE W ZŁOŻU

Opór hydrauliczny podczas ruchu płynu w ośrodku porowatym jest proporcjonalny do prędkości przepływu i lepkości płynów. Opory te są podobne do oporu tarcia, gdy płyn porusza się w rurach. Ale w przeciwieństwie do ruchu cieczy w rurach, charakter jej przepływu w mikroniejednorodnym porowatym ośrodku ma swoje własne cechy. Na podstawie wyników obserwacji ruchu wody i oleju w ośrodku porowatym ustalono, że w obszarze kontaktu woda-olej zamiast odrębnego czołowego ruchu faz następuje mieszanina wody i oleju porusza się. Ciecze w kanałach kapilarnych rozbijają się na kolumny i kulki, które tymczasowo zatykają pory formacji z powodu manifestacji sił kapilarnych. Podobne tworzenie się mieszaniny zaobserwowano w pojedynczych kapilarach.

Aby wyobrazić sobie mechanizm manifestowania się sił kapilarnych podczas ruchu mieszaniny olej-woda pozostającej za kontaktem olej-woda, rozważmy warunki ruchu kolumny oleju w cylindrycznej kapilarze wypełnionej i zwilżonej wodą ( Ryc. 6.1).

Ryż. 6.1. Schemat odkształcenia kropli oleju podczas jej przemieszczania się w kapilarze.

Pod działaniem sił kapilarnych słup oleju będzie miał tendencję do przyjmowania kształtu kulistego, wywierając w ten sposób ciśnienie P na warstwę wody pomiędzy ściankami kapilary a słupem oleju:

(6.1)

gdzie jest napięcie powierzchniowe na granicy faz olej-woda;

R jest promieniem kulistej powierzchni kolumny oleju;

r jest promieniem jego powierzchni cylindrycznej.

Pod wpływem ciśnienia wytwarzanego przez łąkotki następuje wypływ cieczy z warstwy oddzielającej słup oleju od ścianek kapilar, trwający do momentu osiągnięcia przez film stanu równowagi. Folie te mają anomalne właściwości, w szczególności zwiększoną lepkość, przez co są nieruchome. W rezultacie wraz z początkiem ruchu kolumny oleju w kapilarze pojawi się siła tarcia w wyniku ciśnienia oleju na ściankach kapilary. Dodatkowo, zanim słup oleju się przesunie, łąkotki na granicach faz ulegają deformacji i przyjmują położenie zaznaczone liniami przerywanymi.

Różnica ciśnień wytworzona przez łąkotki wytworzy siłę, która przeciwdziała zewnętrznej różnicy ciśnień:

(6.2)l

Opisane zjawisko, któremu towarzyszy działanie dodatkowego oporu podczas ruchu pęcherzyków gazu i niemieszających się cieczy w kanałach kapilarnych, zostało po raz pierwszy zbadane przez Jamina i nazwane jego imieniem. Liczne efekty Jamina występują również podczas ruchu mieszanin oleju napędowego w ośrodku porowatym. Dodatkowy opór i ciśnienie kapilarne w przypadku pojedynczych kolumn mogą być niewielkie. Ale w ośrodku porowatym kolumny powstają w dużych ilościach, a znaczna część energii formowania jest wydawana na pokonanie sił kapilarnych. Siły kapilarne pomagają zmniejszyć przepuszczalność faz.

W ośrodku porowatym mieszanina wodno-olejowa przemieszcza się w kapilarach o zmiennym przekroju poprzecznym i następuje deformacja kropli. Kiedy kuleczki i kulki oleju, wody lub gazu przedostają się z szerokiej części kanału do zwężonej części z powodu nierówności promieni krzywizny łąkotki, powstaje dodatkowe przeciwciśnienie.

ZJAWISKA POWIERZCHNIOWE PODCZAS FILTRACJI PŁYNÓW FORMATOROWYCH I PRZYCZYNY NARUSZANIA PRAWA DARCY’EGO

Na wzorce filtracji cieczy i gazów w ośrodkach porowatych wpływają nie tylko granice między ropą, gazem i wodą, ale także zjawiska powierzchniowe zachodzące na granicach ciało stałe-ciecz. Spadek współczynnika filtracji może być spowodowany chemicznym wiązaniem warstw adsorpcyjnych składników powierzchniowo czynnych oleju, np. typu kwasowego, w miejscach aktywnych na powierzchni ziaren minerałów.

W takich przypadkach może nastąpić ciągłe spowolnienie filtracji, aż do całkowitego zablokowania kanałów piór ze względu na wzrost grubości filmów koloidalnych.

Ustalono, że efekt tłumienia filtracji oleju zanika wraz ze wzrostem spadków ciśnienia i wzrostem temperatury do 60-60°C. Gdy depresja wzrośnie do pewnego poziomu, wcześniej utworzone warstwy adsorpcyjno-solwatacyjne ulegają rozerwaniu (erozji). Jest to jedna z przyczyn naruszenia prawa Darcy'ego (nieliniowy charakter zależności natężenia przepływu od depresji) przy zmianie sposobu filtracji cieczy węglowodorowych w ośrodku porowatym.

Szybkość wydobycia studni z powodu tworzenia się osadów żywicowo-parafinowych w formacji w niektórych przypadkach spada i aby temu zaradzić, strefa denna otworu jest podgrzewana lub dno jest poddawane pewnym środkom.

Inną przyczyną naruszenia prawa Darcy’ego mogą być anomalne właściwości cieczy związane z odstępstwem od prawa tarcia Newtona.

OGÓLNY SCHEMAT WYPORANIA ROPY Z FORMACJI PRZEZ WODĘ I GAZ

W warunkach naturalnych najczęstszymi złożami są złoża powstałe w trybach ciśnieniowych (lub te tryby pracy są odtwarzane i utrzymywane sztucznie poprzez wstrzykiwanie do złoża wody lub gazu). Ropa z takich złóż jest wypierana przez czynniki zewnętrzne – wodę marginalną lub wtłaczaną, wolny gaz z korka gazowego lub gaz wtłaczany do formacji z powierzchni. Pomimo znacznych różnic w poszczególnych szczegółach procesu, ogólny schemat jakościowy zastąpienia ropy naftowej wodą i gazem ma wiele wspólnego.

Olej i jego środek wypierający poruszają się jednocześnie w ośrodku porowatym.

Nigdy jednak nie dochodzi do całkowitego wyparcia oleju przez środki go zastępujące, gdyż ani gaz, ani woda nie działają jak „tłoki” na olej. Ze względu na niejednorodność wielkości porów podczas procesu wypierania, wypierająca ciecz lub gaz o niższej lepkości nieuchronnie przewyższa olej. W tym przypadku nasycenie skały różnymi fazami, a co za tym idzie efektywna przepuszczalność dla ropy naftowej i środków wypierających, ulega ciągłym zmianom. Wraz ze wzrostem nasycenia wodą, np. do 50-60%, ilość wody w przepływie wzrasta na skutek wzrostu efektywnej przepuszczalności skały dla wody. W tym przypadku olejek nie jest już wypychany z porów, lecz unoszony przez strumień wody. W ten sposób na całej długości formacji tworzy się kilka stref o różnym nasyceniu wodą i ropą. Typowy obraz zmian nasycenia wodą na całej długości formacji w jednym momencie wypierania ropy przez wodę pokazano na ryc. 6.2. Ten schemat procesu jest przedstawiany przez wszystkich badaczy jako całkowity wynik manifestacji sił kapilarnych i hydrodynamicznych.

Nasycenie formacji wodą maleje od maksymalnej wartości Smax,

odpowiadający końcowemu odzyskowi oleju na linii początkowego wtrysku wody, aż do wartości nasycenia wodą zakopaną Sn. W tym przypadku w formacji można zauważyć trzy strefy. W pierwszym z nich, gdzie nasycenie wodą waha się od Smax do Sf, na konwencjonalnym konturze przemieszczenia płynnie maleje w kierunku nasyconej ropą części formacji. Obszar ten charakteryzuje strefę mieszaniny olejowo-wodnej, w której następuje stopniowe wymywanie oleju.

Ryż. 6.2. Zmiana nasycenia olejem i wodą na całej długości formacji, gdy ropa jest wypierana przez wodę.

Drugi odcinek (strefa II) o dużym nachyleniu krzywej reprezentuje strefę przejściową od wymywania oleju (strefa I) do III strefy ruchu czystego oleju. Strefę tę zwykle nazywa się stabilizowaną. Jego długość w warunkach naturalnych może sięgać kilku metrów.

Podobny rozkład gazu i ropy w złożu powstaje w wyniku wypierania ropy przez gaz. Różnica ma głównie charakter ilościowy, wynikający z różnej lepkości wody i gazu.

Oprócz wolnego gazu z korka wlewu gazu, olej ze zbiornika może zostać wyparty również przez gaz uwolniony z roztworu. Czasami rozpuszczony gaz jest jedynym źródłem energii w złożu. Energia gazu rozpuszczonego w ropie objawia się w przypadkach, gdy ciśnienie w złożu spada poniżej ciśnienia nasycenia ropy gazem.

Wraz ze spadkiem ciśnienia na powierzchni stałej początkowo uwalnia się wolny gaz, ponieważ praca potrzebna do wytworzenia pęcherzyka przy ściance (z wyjątkiem przypadku całkowitego zwilżenia powierzchni solidny ciecz), mniej niż jest to konieczne do jej uformowania w wolnej przestrzeni cieczy. Po utworzeniu pęcherzyka wzrasta nasycenie gazem struktury.

Początkowo pęcherzyki gazu są daleko od siebie, ale stopniowo rozszerzając się, obszary nasycone gazem łączą się ze sobą. Po utworzeniu się pęcherzyków gazu wypierają one olej z formacji w objętości, jaką zajmują w przestrzeni porów. Ten skuteczny proces wypierania trwa tak długo, jak obszary nasycone gazem są przeplatane ropą (tj. dopóki nie utworzą się ciągłe obszary nasycone gazem). Od tego momentu skuteczność wypierania ropy przez gaz maleje wraz ze wzrostem nasycenia gazem porów formacji, gdyż niska lepkość gazu pozwala mu przemieszczać się szybciej niż ropa do odwiertów, do stref niskiego ciśnienia (w kierunku odwiertów) oraz wzdłuż obszarów nasyconych gazem.

ODZYSKIWANIE ROPY Z FORMACJI W RÓŻNYCH WARUNKACH ODWADNIANIA ZBIORNIKA

Współczynnik uzysku ropy ze złoża nazywany jest zazwyczaj różnicą pomiędzy początkowym i resztkowym (końcowym) nasyceniem ropy, zwanym początkowym.

Na obecnym poziomie rozwoju technologii i urządzeń do wydobycia ropy naftowej fizycznie możliwy współczynnik odzysku ropy jest znacznie mniejszy niż jeden. Nawet jeśli układ odwiertów jest gęsty, a czynniki wodne są znaczące, wydobycie ropy rzadko osiąga 70–80%

Odzysk oleju zależy od rodzaju użytej energii. Największe jego znaczenie obserwuje się w warunkach wypierania ropy przez wodę, co zwykle wiąże się z dużymi zasobami energii wód regionalnych, które mogą być nawet nieograniczone w porównaniu z zasobami energii wolnego gazu sprężonego w korku i rozpuszczonego w ropie. To również zostało wyjaśnione świetna wydajność przepłukiwanie porów wodą, ponieważ stosunek lepkości oleju do wody jest korzystniejszy przy wymianie oleju na wodę niż na gaz. Wreszcie, zwiększone odzyskiwanie ropy naftowej, gdy ropę zastępuje się wodą, można ułatwić dzięki fizykochemicznemu oddziaływaniu wody ze skałami i ropą. Woda ma lepszą zdolność mycia i wypierania niż gaz.

Sprawność wypierania ropy przez gaz uwalniający się z roztworu jest niższa niż w przypadku innych źródeł energii złożowej. Wyjaśnia to ograniczona objętość gazu obecnego w formacji i niewielki stosunek lepkości gazu do ropy, co przyczynia się do szybkiego przedostawania się gazu do odwiertów ze względu na jego dużą mobilność. Gaz jest ponadto fazą nie zwilżającą skał formacyjnych, co przyczynia się do wzrostu ilości pozostałości ropy.

Energia gazu z korka gazowego objawia się znacznie efektywniej. W procesie rozprężania gazu ropa opada na dno i początkowo następuje skuteczne wypieranie ropy ze złoża przy stosunkowo niskim nasyceniu gazem. Dalszy spadek efektywności rozprężania czapy gazowej wynika głównie z niezwilżania fazy stałej przez gaz i jej małej lepkości, co prowadzi do przedostawania się gazu do odwiertów przez duże kanały i bardziej przepuszczalne strefy złoża.

Kąt nachylenia utworów ma istotny wpływ na wydobycie ropy ze złóż za pomocą pokrywy gazowej. Przy stromych kątach złożowych poprawiają się warunki grawitacyjnego oddzielania gazu od ropy i wzrasta efektywność wypierania ropy przez gaz.

Niski poziom wydobycia ropy ze złóż naturalnych tłumaczy się mikro- i makroheterogenicznym charakterem ich struktury. Mikroniejednorodny i złożony charakter struktury przestrzeni piór jest przyczyną przenikania wody i gazu odrębnymi kanałami i powstawania mieszanin woda-olej-gaz w ośrodku porowatym. Łączony ruch różnych niemieszających się faz w formacji jest procesem złożonym, w którym siły kapilarne są wielokrotnie większe niż podczas „tłokowego” wypierania oleju przez wodę.

Wiadomo, że wypieranie wzajemnie rozpuszczalnych cieczy charakteryzuje się wysokim uzyskiem oleju, bliskim 95-100%.

Wysoka lepkość oleju w porównaniu do lepkości wody przyczynia się do zmniejszenia odzysku oleju. Wyniki badań wykazały, że wraz ze wzrostem lepkości ropy naftowej pogłębiają się lokalne niejednorodności we właściwościach fizycznych skał, co prowadzi do powstania małych, ale licznych obszarów omijanych przez front wodny i słabo przez niego umytych.

Na wydobycie ropy ze złóż duży wpływ ma powierzchnia właściwa skał. Olej hydrofobizuje powierzchnię fazy stałej, a część oleju w stanie filmowym można usunąć z formacji jedynie specjalnymi metodami naświetlania.

Makroheterogeniczna struktura formacji jest najważniejszą przyczyną niepełnego wydobycia ropy ze złoża. Niejednorodność struktury, właściwości i składu skał wyjaśnia pojawienie się stref nieobmytych wodą i słabo odwodnionych przez gaz. Okazało się również, że uzysk ropy zależy od właściwości ośrodka porowatego oraz warunków wypierania ropy przez wodę i gaz (ilość i skład związanej wody, skład i właściwości fizykochemiczne ropy i skał, szybkość wypierania itp.).

W oparciu o przyczyny powodujące niepełny wydobycie ropy ze złoża można wyróżnić następujące złożowe formy istnienia pozostałości ropy:

1) olej zatrzymany w kapilarach;

2) olej w postaci filmu pokrywającego powierzchnię fazy stałej;

3) olej pozostający w obszarach o niskiej przepuszczalności, ominięty i słabo przemyty wodą;

4) olej w soczewkach oddzielony od formacji nieprzepuszczalnymi mostami i nieprzenikniony studniami;

5) olej uwięziony w pobliżu lokalnych nieprzepuszczalnych ekranów (zrzutów i innych nieprzepuszczalnych zapór).

Film olejowy pokrywa powierzchnię fazy stałej formacji cienką zwilżającą warstwą. Ilość tego oleju zależy od zakresu działania sił molekularnych fazy stałej i ciekłej, struktury powierzchni minerału oraz wielkości powierzchni właściwej skał.

Pomiary cienkich warstw cieczy, a także badania rozkładu wody resztkowej w ośrodku porowatym pokazują, że objętość oleju resztkowego w stanie filmowym w rzeczywistych warunkach jest wielokrotnie mniejsza niż objętość zatrzymywana przez działanie kapilarne.

Oprócz oleju zatrzymanego w filmach i kapilarach, znaczne jego ilości mogą pozostać w omijanych i słabo umytych obszarach, a także w izolowanych soczewkach, ślepych zaułkach oraz lokalnych nieprzepuszczalnych ekranach i mostach.

Małe wartości współczynników uzysku ropy ze złóż naturalnych wskazują na znaczną ilość ropy pozostałej w złożu w postaci małych i dużych filarów, wynikającą z niejednorodności struktury skał i warstw.

Jak już wspomniano, reżim ciśnienia wody jest najskuteczniejszy, dlatego też, aby zwiększyć wydobycie ropy ze złóż przy zagospodarowaniu złóż ropy, należy dążyć do utrzymania naturalnego lub odtworzenia sztucznego reżimu wypierania ropy przez wodę. Technologię zalewania wodą można udoskonalić dobierając takie parametry procesu, które zapewniają najlepsze warunki zastąpienia oleju wodą. Podczas zalewania osadów można zmieniać sposób (prędkość) wtryskiwania wody do złoża, jej napięcie powierzchniowe na styku z olejem oraz właściwości zwilżające (poprzez uzdatnianie wody specjalnymi substancjami), lepkość i temperaturę.

Rola procesów kapilarnych w wypieraniu oleju przez wodę z ośrodków porowatych

Przestrzeń porowa skał roponośnych to ogromne nagromadzenie kanałów kapilarnych, w których poruszają się niemieszające się ciecze, tworząc menisk na granicy faz. Dlatego siły kapilarne wpływają na procesy wypierania oleju.

Za kontaktem olej-woda łąkotki tworzą liczne efekty Jamin i zapobiegają wypieraniu oleju. Jeśli medium jest hydrofilowe, w obszarze kontaktu woda-olej ciśnienie wytwarzane przez łąkotki sprzyja zachodzeniu procesów impregnacji kapilarnej i redystrybucji cieczy. Wynika to z niejednorodności wielkości porów. Ciśnienie kapilarne powstające w kanałach o małym przekroju jest większe niż w dużych porach. W efekcie na styku oleju z wodą zachodzą przeciwprądowe procesy impregnacji kapilarnej – woda przez małe pory wnika do części roponośnej formacji, a ropa przez duże pory wypierana jest do warstwy wodonośnej. Należy zatem zdecydować, jakie wody wybrać do zalania złóż: te, które pod wpływem sił kapilarnych intensywnie wchłaniają się do części roponośnej złoża, czy te, które słabo wnikają w formację. Zmieniając jakość wody wtryskiwanej do zbiornika, można wpływać na napięcie powierzchniowe na styku z olejem, właściwości zwilżające, a także właściwości lepkościowe.

Należy zauważyć, że kwestia zwiększania lub zmniejszania sił kapilarnych, a także wiele innych problemów w fizyce wypierania oleju przez wodę nie ma jednoznacznego rozwiązania. W warunkach ziarnistych zbiorników heterogenicznych procesy redystrybucji ropy i wody pod wpływem sił kapilarnych mogą przyczynić się do przedwczesnego przerwania ciągłości ropy w systemach zaopatrzenia w ropę kapilar w strefie wspólnego ruchu ropy i wody, sprzyjając tworzeniu się mieszanin olejowo-wodnych w przestrzeni porów, czemu towarzyszy znaczne zmniejszenie uzysku oleju. W złożach spękanych wydobycie ropy z bloków zwiększa się w momencie zatłaczania do złoża wody, która pod wpływem sił kapilarnych może być intensywnie wchłaniana w skałę.

ZALEŻNOŚĆ ODZYSKU OLEJU OD PRĘDKOŚCI WYPORANIA OLEJU PRZEZ WODĘ

Analiza wyników dużej liczby badań poświęconych temu problemowi pozwala na wyciągnięcie wniosku o związku właściwości kapilarnych układu złożowego z charakterem zależności uzysku ropy od szybkości wypierania ropy przez wodę. We wszystkich przypadkach, gdy formacja jest hydrofobowa i siły kapilarne przeciwdziałają wypieraniu oleju z ośrodka porowatego przez wodę, uzysk oleju wzrasta wraz ze wzrostem prędkości kontaktu oleju z wodą (tj. wzrasta wraz ze wzrostem gradientów ciśnienia). Gdy siły kapilarne są osłabione (ze względu na niskie napięcie powierzchniowe, przepuszczalność skał > 1-2 μm2 itp.), szybkość wypierania oleju przez wodę nie ma wpływu na uzysk oleju.

W praktyce często spotyka się złoża ropy naftowej niezwykle zróżnicowane pod względem stopnia niejednorodności skał i struktury warstw. W tym przypadku na zależność uzysku ropy od spadku ciśnienia (od szybkości wyporu) wpływa, oprócz właściwości fizykochemicznych układu złożowego, także wiele innych czynników. Przykładowo w wielu przypadkach wiadomo, że wraz ze wzrostem depresji do pracy włączane są dodatkowe warstwy, które wcześniej (przy niższych spadkach ciśnienia) nie brały udziału w napływie oleju. Wraz ze wzrostem depresji ciśnienia w formacji ulegają redystrybucji, co wiąże się z odpowiednimi zmianami w geometrii przepływu, pokrywając dodatkowe obszary formacji, z których wcześniej wydobywała się niewielka ilość ropy. Na skutki wypierania ropy przez wodę z formacji naturalnych wpływają także inne czynniki oraz zależność wydobycia ropy od wielkości depresji. Dlatego w warunkach rzeczywistych możliwe są różne współczynniki uzysku ropy naftowej, niezależnie od właściwości fizykochemicznych złoża.

Z obserwacji wielu badaczy wynika, że wzrost gradientów ciśnień w złożach korzystnie wpływa na wydobycie ropy ze złóż ropy ograniczonych do złóż heterogenicznych.