Pag-unlad ng mga lektura. Magturo ng mga pangkalahatang prinsipyo ng disenyo ng pag-unlad. Efficiency ng oil displacement sa pamamagitan ng surfactant solution

Orihinal na dokumento?

LECTURE 13

PAGTATAAS NG PAGBAWI NG LANGIS

1. Mga pamamaraan para sa pagtaas ng mga nare-recover na reserba

Pinahusay na pagbawi ng langis - kumplikadong problema, para sa solusyon kung saan ginagamit ang karanasang naipon sa lahat ng lugar ng negosyo ng oilfield. Sa unang lugar, siyempre, ay ang tamang paglalagay ng mga balon sa mga deposito, na isinasaalang-alang ang geological na istraktura ng mga pormasyon at ang pagpapatupad ng regulasyon ng proseso ng waterflooding batay sa regular na hydrodynamic na pag-aaral ng mga balon. Ang kahusayan ng operasyon ng reservoir ay pinabuting bilang isang resulta ng pag-impluwensya sa mga bottom-hole zone ng pagbuo upang mapataas ang mga rate ng daloy at level out ang profile ng pag-agos ng langis at gas, pati na rin ang injectivity ng mga balon ng iniksyon, kung mayroon man, sa artipisyal na paraan. panatilihin ang reservoir pressure. Ang kahusayan ng waterflooding ay maaaring tumaas nang malaki kung ang mga kemikal na reagents ay idinagdag sa iniksyon na tubig upang mapadali ang mas kumpletong pag-alis ng langis mula sa ilalim ng ibabaw. Ang lahat ng pangalawang at tersiyaryong pamamaraan para sa pagtaas ng pagbawi ng langis ay batay sa paggamit ng ilang pisikal na batas na tinalakay sa mga nakaraang lektura.

Depende sa mga kondisyon ng paglitaw ng mga langis, ang kanilang mga katangian at komposisyon. at gayundin, batay sa pagiging posible sa ekonomiya, gumagamit sila ng iba't ibang mga teknolohiya para sa pagkuha ng mga hydrocarbon. Ang isa sa mga pinakakilalang teknolohiya ay ang pag-iniksyon ng coolant sa reservoir upang mabawasan ang lagkit ng langis. Ang parehong layunin ay hinahabol sa pamamagitan ng pag-iniksyon ng mga tunaw na gas, na mga solvent ng langis, sa mga pormasyon. Ang kababalaghan ng reverse evaporation at condensation ng mabibigat na hydrocarbons sa isang gas environment ay ginagamit upang bumuo ng teknolohiya para sa pagbomba ng mga gas sa mga reservoir mataas na presyon

, na nag-aambag sa paglipat ng bahagi ng mga fraction ng langis sa vapor phase.

Upang mapantayan ang mobility ng tubig at displaced oil, ang napatay na tubig ay itinuturok sa mga formations. Upang mapahusay ang pagbawi ng langis, ginagamit ang mga bula na pinatatag ng mga surfactant at naitataas na pinagmumulan ng pagkasunog. Ang ultrasonic, vibration, at mga de-koryenteng pamamaraan ng pag-impluwensya sa malapit-well zone ng formation ay pinag-aaralan. 2. Detergents at langis-displacing

mga katangian ng tubigang mga deposito ay ang pangunahing paraan upang mapataas ang kahusayan ng mga patlang ng langis. Ngunit kahit na sa lahat ng pagiging epektibo nito, higit sa kalahati ng mga reserbang langis ay nananatili sa lupa. Ang isa sa mga paraan upang mapataas ang kahusayan ng waterflooding ay ang pag-iniksyon ng tubig na may mataas na katangian ng displacement sa reservoir. Alinsunod sa mga modernong konsepto, ang mekanismo ng pagkilos ng paglilinis ng mga sangkap na may kaugnayan sa paghuhugas ng mga hydrocarbon mula sa mga mineral ay tinutukoy ng kanilang kakayahang mapabuti ang mga katangian ng basa ng tubig at bawasan ang kanilang pag-igting sa ibabaw sa interface ng langis at iba pang mga ibabaw. Dapat silang mga nakakagambala sa mga suspensyon at emulsyon, atbp.

Depende sa istraktura at mga katangian ng pagbuo ng mga bato, pati na rin ang estado ng mga likido sa porous medium, ang mga parameter ng displacing fluid ay nakakaapekto sa 2. Detergents at maaaring hindi pareho ang mga katangian. Kung, halimbawa, ang langis sa pagbuo ay nasa isang dispersed na estado, kung gayon ang pinakamahusay na pag-aalis ng mga katangian sa kasong ito ay tubig, na nailalarawan sa pamamagitan ng mababang halaga ng pag-igting sa ibabaw sa hangganan na may langis at mahusay na basa sa bato.

Kapag binabaha ang mga bali na reservoir, ipinapayong gumamit ng tubig na may mataas na mga halaga ng tensyon sa basa (s× CosQ), na may kakayahang masinsinang hinihigop ng mga puwersa ng capillary sa mga bloke ng bato na nabasag ng mga bitak.

Gayunpaman, ang mga proseso ng pagsipsip ng tubig sa puspos ng langis ang mga lahi ay sinamahan ng pagbuo tubig-langis mga pinaghalong negatibong nakakaapekto sa pagbawi ng langis dahil sa pagkagambala sa pagpapatuloy ng yugto ng langis. Ang ganitong mga paghahalo ay nabuo nang hindi gaanong intensive kapag ang mga tubig na may mababang halaga (s× CosQ). Kung ito ay gayon, pagkatapos ay sa ilalim ng mga kondisyon ng neutral (intermediate) wettability, kapag ang contact angle ay malapit sa 90° , A say may kaunting mga halaga, ang kadahilanan ng pagbawi ng langis ay dapat tumaas. Ang ganitong mga tubig ay may mahinang mga katangian ng paglilinis, ngunit ang kanilang kapasidad sa pag-aalis ay ang pinakamataas. Sa pagsasaalang-alang na ito, ang kagustuhan ay dapat ibigay sa pagbuo ng tubig na ginawa kasama ng langis, at dapat silang iturok muli sa mga pormasyon pagkatapos ng naaangkop na paggamot. Ang sariwang tubig na ginagamit upang mapanatili ang presyur ng reservoir ay mas nakakabasa sa ibabaw ng bato at bumubuo ng mas matatag na mga emulsyon sa pakikipag-ugnay sa langis. Bilang karagdagan, nag-aambag sila sa pamamaga ng luad na semento, na bahagi ng napakalaking reservoir, at isang pagbawas sa dami ng puwang ng butas. Totoo, ang ilang mga siyentipiko ay naniniwala na sa kasong ito ang langis ay pinipiga mula sa lumiliit na channel ng pagsasala, ngunit sa paghusga sa mga resulta ng mga eksperimento sa laboratoryo na ibinigay sa kanilang mga gawa, hindi ito ganoon. Mas madaling ipaliwanag ang resultang epekto sa pamamagitan lamang ng muling pamamahagi ng mga daloy ng pagsasala sa pamamagitan ng pagbabago sa istruktura ng mga channel ng pagsasala.

Sa napakalaking reservoir ng mga patlang ng Udmurtia, kung saan ang nilalaman ng clayey matter ay hindi gaanong mahalaga (0-5%), ang pagbaba ng permeability sa panahon ng pagsasala ng sariwa at maalat na tubig ay nauugnay sa isang pagtaas sa kapal ng layer ng maluwag na nakagapos na tubig sa ibabaw ng mga channel ng pagsasala. Kapag ang gas permeability ng mga bato ay nagbabago mula 0.2 hanggang 0.9 μm 2, ang relatibong pagbaba sa permeability para sa sariwang tubig kumpara sa mineralized na tubig ay nasa average na 55%, na nag-iiba mula 34 hanggang 75%.

Ang mga katulad na figure para sa pagbabago sa permeability para sa sariwang tubig na may kaugnayan sa pagbuo ng tubig (sa average na 46% na may hanay ng mga pagbabago mula 29 hanggang 67%) ay nakuha sa panahon ng mga eksperimento sa mga deposito ng sandstone sa Bashkiria, na nailalarawan sa pamamagitan ng gas permeability mula 0.3 hanggang 0.9 μm 2.

Ang mga isinagawang pag-aaral ay nagpapahiwatig ng pagbaba sa pagkamatagusin ng quartz silty sandstones na naglalaman ng isang maliit na halaga ng clay na semento dahil sa mga pagbabago sa kemikal na komposisyon ng injected na tubig, na nakakaapekto sa kapal ng nagkakalat na layer ng nakatali (maluwag na nakatali) na tubig sa ibabaw. ng mga channel ng pagsasala. Habang ang tubig na na-filter sa isang porous na daluyan ay na-desalinate, ang kapal ng layer na ito ay tumataas alinsunod sa (1), na humahantong sa pagbaba ng permeability. Sa pagtaas ng mineralization ng injected na tubig, ang pagkamatagusin ng bato ay tumataas muli. Ang mga pagsukat ng kontrol ng gas permeability na ginawa pagkatapos ng pananaliksik ay nagpakita na walang mga pagbabago sa istruktura ang naganap sa istraktura ng pore space ng mga bato, at ang kanilang absolute permeability ay hindi nagbago. Mas tiyak, ang average na paglihis ay± 7.5%, na nasa loob ng error ng pagtatasa ng permeability sa mga kondisyon ng laboratoryo.

,(1)

saan Dh- pagbabago sa kapal ng layer ng nakatali na tubig;

a - antas ng electrolyte dissociation;

n - ang bilang ng mga ions kung saan ang electrolyte molecule ay nasira;

m - lagkit ng likido;

r- radius ng mga ion;

K ay ang pare-pareho ng Boltzmann;

T - ganap na temperatura;

m- masa ng mga ions;

SA 1 at C 2 - mga molar na konsentrasyon ng mga asing-gamot sa pagbuo at iniksyon na tubig.

Ang mekanismo ng proseso na nagdudulot ng pagbabago sa water permeability ng porous medium ay nauugnay sa cation exchange sa ibabaw ng clay particle na bumubuo sa semento ng bato. Sa kasong ito, posible ang dalawang uri ng pakikipag-ugnayan ng solusyon sa mga mineral. Sa unang kaso, kapag ang mga solusyon na naglalaman ng parehong mga cation bilang ang kumplikadong hinihigop ng clay substance ay sinala, ang cation exchange ay halos wala. Ang komposisyon ng kumplikadong hinihigop ng mga mineral ay hindi nagbabago, at ang pagbabago sa kapal ng nagkakalat na layer ay pangunahing tinutukoy ng pagkakaiba sa mga konsentrasyon ng asin sa iniksyon at pagbuo (nakatali) na tubig.

Sa pangalawang kaso, ang pagbabago sa permeability ay matutukoy sa pamamagitan ng uri ng mga cation na pumapasok o nagle-leaching mula sa absorbed complex at ang pagkakaiba sa mga konsentrasyon ng formation water at injected fluid. Ang pinakamalaking pagbabago sa pagkamatagusin ay sinusunod sa kaso ng pamamayani ng mga sodium cations sa hinihigop na complex.

Sample No.	Pagkamatagusin, µm 2		Kamag-anak na pagbawas sa pagkamatagusin,
	Para sa NaCl solusyon	para sa sariwang tubig
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
Katamtaman

Tandaan: ang denominator ay nagpapahiwatig ng mga halaga ng pagkamatagusin ng ikalawang siklo ng pag-iniksyon ng mineralized at sariwang tubig.

Sa pagsasaalang-alang na ito, upang maibalik ang injectivity ng mga balon ng iniksyon na bumubuo ng mga deposito sa mga napakalaking reservoir, upang mapanatili ang presyon ng reservoir, ipinapayong gumamit ng tubig na may mineralization at isang kemikal na komposisyon na malapit sa komposisyon ng reservoir na tubig.

Bukod dito, upang mapabuti ang mga katangian ng pagsasala ng mga reservoir para sa iniksyon na tubig, maaari kang magdagdag ng mga sangkap na naglalaman ng mga chloride salt ng mga multivalent na metal (halimbawa, AlCl 2, FeCl 3) o sulfate (halimbawa, Na 2 SO 4, K 2 SO 4), o nitrate (halimbawa, NaNO 3, KNO 3) na mga additives na nakakatulong na mabawasan ang kapal ng layer ng maluwag na nakagapos na tubig at nagpapataas ng permeability ng mga bato.

3. Paggamot ng tubig gamit ang mga surfactant

Ang mga kinakailangang pagbabago sa ibabaw at pag-basa ng mga katangian ng mga likido at ang mga katangian ng mga phase interface sa isang porous na daluyan ay maaaring makamit sa pamamagitan ng pagdaragdag ng mga surfactant sa tubig.

Karamihan sa mga surfactant molecule ay binubuo ng mahabang hydrophobic hydrocarbon chain na may mababang residual affinity sa isang dulo at hydrophilic polar group na may mataas na affinity sa kabilang dulo. Batay sa kanilang mga kemikal na katangian, ang lahat ng mga surfactant ay nahahati sa mga anionic na aktibo, cationic at mga nonionic na sangkap. Kung ang hydrocarbon na bahagi ng molekula ng isang ionic surfactant ay bahagi ng isang anion na nabuo sa isang may tubig na solusyon, ang tambalan ay nabibilang sa mga aktibong sangkap na anionic cationic Ang mga sangkap ay bumubuo ng mga kasyon sa may tubig na mga solusyon na naglalaman ng mahabang kadena ng mga hydrocarbon radical. Hindi naglalaman ng mga nonionic na sangkap non-ionizing hydrophilic end group. Ang aktibidad sa ibabaw ng mga sangkap na ito ay dahil sa kakaibang istraktura ng kanilang mga molekula, na mayroong isang asymmetric (diphilic) na istraktura, na binubuo ng mga polar at non-polar na grupo. Ang non-polar at water-inoluble na bahagi ng molekula ay ang hydrophobic alkyl, aryl o alkylaryl radical, at ang polar nalulusaw sa tubig kumakatawan sa pangkat polyethylene glycol o propylene glycol natitira.

Ang isang karaniwang nonionic surfactant ay OP-10, kung saan ang malaking pag-asa ay naipit labinlima hanggang dalawampung taon na ang nakararaan. Halimbawa cationic Ang surfactant ay carbozoline O, na ginagamit sa hydrophobize sandstones. Ang mga anionic ay kinabibilangan ng: sulfonol NP-1, NP-3, sulfonates, atbp.

Ang epekto ng iba't ibang mga additives ng kemikal sa pagbawi ng langis ay nasubok sa ilalim ng mga kondisyon ng laboratoryo. Sa kasalukuyan, naging malinaw sa halos lahat na walang unibersal na paraan para sa pagtaas ng pagbawi ng langis. Ang parehong reagent ay kumikilos nang iba sa iba't ibang mga kondisyon. Ipinapakita ng talahanayan ang mga resulta ng mga pag-aaral sa laboratoryo ng iba't ibang mga reagents na ginagamit upang mapahusay ang pagbawi ng langis sa mga kondisyon ng field Rehiyon ng Ural-Volga. Ang mga pag-aaral na ito ay isinagawa sa PermNIPIneft, BashNIPIneft, UdmurtNIPIneft, Giprovostok.

Teknolohiya (mga gilid ng mga solusyon ng mga kemikal na reagents na walang detalyadong pagbabago)	Kamag-anak na pagtaas sa koepisyent pag-aalis ng langis
	Saklaw ng pagbabago	Katamtaman
Nonionic surfactant (uri OP-10) mula sa simula ng proseso ng waterflooding sa pagkatapos ng paghuhugas ng natitirang langis	0 - 0,11 0 - 0,12	0,055 0,019
Anionic surfactant (sa carbonates)	0 - 0,34	0,156
Ang parehong (sa napakalakas na mga bato)	0 - 0,13	0,044
Alkalis at komposisyon batay sa kanila	0 - 0,38	0,155
Mga polimer	0 - 0,28	0,113
Carbon dioxide	0,05 - 0,28	0,122

Ipinapakita ng talahanayan na ang anumang teknolohiya ay maaaring maging ganap na hindi epektibo sa ilalim ng ilang mga kundisyon, habang sa parehong oras ang isa pa ay maaaring magbigay positibong epekto. Ang isang kapansin-pansing halimbawa ay ang mga anionic surfactant, na halos hindi epektibo sa mga napakalaking reservoir, habang sa mga carbonate ay nagbibigay sila ng napakapansing pagtaas sa koepisyent. pag-aalis ng langis.

Ang mga surfactant ay na-adsorbed sa iba't ibang antas ng ibabaw ng bato. Dami ng ugnayan sa pagitan ng tiyak na adsorption ng G sa ibabaw na layer, ang pagbabago sa pag-igting sa ibabaw na may konsentrasyon ng natunaw na sangkap at ang konsentrasyon Sa naka-install Gibbs equation

saan R- pangkalahatang gas pare-pareho

T- ganap na temperatura.

Ang halaga na nagpapakilala sa kakayahan ng isang solute na bawasan ang pag-igting sa ibabaw ng isang solusyon ay karaniwang tinatawag na aktibidad sa ibabaw

Ang magnitude ng aktibidad sa ibabaw ay maaaring matukoy mula sa adsorption isotherm Г=f (C) at ang pag-asa ng pag-igting sa ibabaw sa konsentrasyon ng natunaw na sangkaps=f(C).

Sa una, ang pag-igting sa ibabaw ay mabilis na bumababa, at habang ang ibabaw na layer ay puno ng mga adsorbed molecule, ang pagbabago s sa pagtaas ng konsentrasyon ng surfactant ito ay bumababa at kapag ang adsorption ay umabot sa isang pare-parehong halaga na tumutugma sa kumpletong saturation ng layer na may surfactant molecules, ito ay hihinto. Samakatuwid, ang aktibidad sa ibabaw ng isang surfactant ay tinasa ng halaga

mga. ang paunang halaga ng G 0 na ang konsentrasyon ng surfactant ay nasa zero. Ang mga yunit ng SI para sa aktibidad sa ibabaw ay H× m 2/kmol.

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

Ang pinaka-angkop para sa paggamot ng injected na tubig ay mga surfactant na makabuluhang bawasan ang pag-igting sa ibabaw sa interface na may langis sa mababang konsentrasyon, mapabuti ang pagkabasa ng ibabaw ng bato, mababa ang sumisipsip dito at mapanirang water-oil emulsion. Bilang karagdagan, dapat silang mura, ganap na natutunaw sa sariwa at pagbuo ng tubig, at lumalaban sa mga asing-gamot ng tubig sa pagbuo. Ang mga halo ng iba't ibang surfactant ay karaniwang may pinakamahusay na pagganap. Kaugnay nito, ang pangunahing gawain ng pananaliksik sa laboratoryo ay ang pagpili ng pinakamahusay na mga komposisyon para sa mga tiyak na kondisyon ng langis. Ang isang malaking halaga ng pananaliksik ay kinakailangan mataas na gastos oras at pera at samakatuwid ay bihirang ganap na ipinatupad.

Ang paggamit ng mga surfactant sa mga volume na pang-industriya upang madagdagan ang pagbawi ng langis ay nakakaranas ng mga makabuluhang paghihirap dahil sa kanilang adsorption sa pamamagitan ng malaking ibabaw ng mga channel ng pagsasala. Gayunpaman, dapat itong isaalang-alang na bilang isang resulta ng pagsasala ng tubig kasunod ng gilid ng solusyon ng kemikal, ang bahagyang desorption ng sangkap ay nangyayari at ang paglipat nito sa ibang mga bahagi ng pagbuo.

Sa kabilang banda, kung hindi nangyari ang adsorption, kung gayon ang mekanismo ng pagkilos ng surfactant ay hindi ganap na maisasakatuparan. Ang mga resulta ng mga pag-aaral ng pagiging epektibo ng pagbaha ng polimer gamit ang mga sangkap na nagbabawas sa adsorption ng aktibong reagent sa ibabaw ng bato ay kilala, na nagpapahiwatig ng kawalan ng isang teknolohikal na epekto.

4. Alkaline na pagbaha

Ang mga solusyon sa alkali ay iniksyon sa mga pormasyon sa anyo ng mga slug na hinimok ng sariwang tubig. Ang mekanismo ng pagkilos ng alkaline rims ay nauugnay sa pagbuo ng mga surfactant bilang isang resulta ng pakikipag-ugnayan ng alkali sa langis, na humahantong sa isang pagbawas sa pag-igting sa ibabaw sa interface ng solusyon na may langis, hydrophilization ng ibabaw ng mga bato (nakakatakot sa isang mas malawak na lawak). Dahil sa emulsification ng langis, ang karagdagang hydrodynamic resistance ay nilikha, na nag-aambag sa isang pagtaas ng micro- at macro-sweep ng pagbuo sa pamamagitan ng waterflooding. Sa kasalukuyan, ang mga pagsubok sa larangan ng alkaline na pagbaha at ang mga pagbabago nito ay isinasagawa, na ipinahayag sa paglikha ng mga pinaghalong alkalis na may iba't ibang uri Mga surfactant, thermo-alkaline na pagbaha, atbp. Ang pagiging epektibo ng alkaline na pagbaha ay malapit na nauugnay sa aktibidad ng mga langis, na nakasalalay sa nilalaman ng mga acidic na bahagi sa kanila na tumutugon sa alkalis. Kung mas aktibo ang mga langis, mas bumababa ang pag-igting sa ibabaw sa kanilang interface sa solusyon ng alkali.

5. Polimer na pagbaha

Pagpapakapaltubig sa pamamagitan ng pagdaragdag dito nalulusaw sa tubig Ang mga polymer ay naglalayong i-level ang displacement front sa pamamagitan ng pag-aalis o pagbabawas ng malapot na kawalang-tatag at pagpigil sa napaaga na pagbagsak ng iniksyon na tubig sa mga balon ng produksyon. Sa kasong ito, ang pangunahing pag-aari ng mga solusyon sa polimer upang labanan ang puwersa na inilapat sa kanila ay natanto.

Kung mas mataas ang rate ng pagsasala ng solusyon ng polimer, ang lahat ng iba pang mga bagay ay pantay, mas mataas ang kadahilanan ng paglaban. Ang laki ng kadahilanan ng paglaban ay tinutukoy ng ratio ng kadaliang mapakilos ng solusyon ng polimer sa kadaliang mapakilos ng tubig. Ang isa pang mahalagang tagapagpahiwatig ng malamang na pagiging epektibo ng pamamaraan ay ang residual resistance factor, na tinutukoy pagkatapos hugasan ang porous medium na may tubig at desorption o pagkasira ng dating na-injected na polimer. Dahil sa katotohanan na sa totoong mga kondisyon ang pagbaha ng polimer ay hindi epektibo dahil sa isang matalim na pagbaba sa mga rate ng pagsasala habang ang slug ay gumagalaw palayo sa iniksyon na rin, ang teknolohiya ay hindi ginagamit kahit saan sa dalisay nitong anyo. Ginagamit ito kasabay ng pag-iniksyon ng mga kemikal na komposisyon na may self-regulating lagkit. Ang ganitong mga reagents ay nagpapababa ng kanilang lagkit sa pakikipag-ugnay sa langis at pinatataas ito sa pakikipag-ugnay sa tubig, na ginagawang posible na pinaka-epektibong ilipat ang langis sa totoong mga kondisyon ng paglitaw ng hydrocarbon, kapag ang geological na istraktura at mga katangian ng reservoir ng mga bato ay nagbabago nang husto sa loob ng deposito.

6. Paggamit ng carbon dioxide upang madagdagan ang pagbawi ng langis mula sa mga reservoir

Ang carbon dioxide, na natunaw sa tubig o ipinakilala sa pormasyon sa likidong anyo, ay may kapaki-pakinabang na epekto sa pisikal at kemikal na mga katangian ng langis, tubig at reservoir, na tumutulong upang madagdagan ang pagbawi ng langis mula sa mga pormasyon.

Ang CO 2 ay isang walang kulay na gas na mas mabigat kaysa sa hangin na may relatibong density na 1.529. Kritikal na temperatura 31.1° SA; kritikal na presyon - 7.29 MPa; kritikal na density ay 468 kg/m3. Sa temperatura na 20° SAsa ilalim ng presyon ng 5.85 MPa ito ay nagiging walang kulay na likido na may density na 770 kg/m3. Sa malakas na paglamig, ang CO 2 ay naninigas sa isang puting snow-like na mass na may density na 1650 kg/m 3, na sumikat sa temperatura na -78.5° SAat presyon ng atmospera. Ang pag-igting sa ibabaw ng likidong carbon dioxide ay bumababa sa pagtaas ng temperatura.

Temperatura, ° SA
Pag-igting sa ibabaw, mJ/m 2	16,54	4,62	1,37	0,59

Ang solubility ng carbon dioxide sa tubig ay mabilis na tumataas sa pagtaas ng presyon. Ang pagtaas sa temperatura ng tubig at kaasinan ay sinamahan ng pagbaba sa CO 2 solubility. Habang tumataas ang konsentrasyon ng carbon dioxide, tumataas ang lagkit ng tubig. Halimbawa, sa temperatura na 20° SAat isang presyon ng 11.7 MPa, ang lagkit ng carbonated na tubig ay 1.21 MPa× Sa. Ang solubility ng carbon dioxide sa mga langis ay isang function ng presyon, temperatura, molekular na timbang at komposisyon ng langis. Habang bumababa ang molekular na timbang ng mga hydrocarbon, tumataas ang solubility ng CO 2 sa kanila. Sa napakagaan na mga langis, ang CO 2 ay ganap na naghahalo sa mga presyon na 5.6-7 MPa. Ang mabibigat na langis ay hindi ganap na natutunaw sa likidong carbon dioxide. Ang hindi matutunaw na nalalabi ay binubuo ng mga resin, paraffin at iba pang mabibigat na hydrocarbon. Sa isang pagtaas sa ratio ng dami ng likidong carbon dioxide sa dami ng langis sa pinaghalong, ang solubility ng langis ay tumataas.

Upang madagdagan ang pagbawi ng langis, ang tunaw na carbon dioxide ay tinuturok sa anyo ng isang slug at itinutulak sa carbonated na tubig. Sa kasong ito, ang mutual dissolution ng carbon dioxide sa langis at hydrocarbons sa likidong carbon dioxide ay nangyayari na may kaukulang mga pagbabago sa kanilang mga katangian. Bumababa ang lagkit ng langis, at tumataas ang volume nito, at bumababa ang tensyon sa ibabaw sa hangganan ng langis-tubig. Halimbawa, ang pagtaas sa dami ng langis ng Arlan sa isang konsentrasyon ng CO 2 na katumbas ng 25% ng timbang ay umabot sa 30% sa temperatura na 24° SAat isang presyon ng 12 MPa, at ang lagkit nito ay bumababa mula sa 13.7 MPa× mula hanggang 2.3 mPa × c. Ang makabuluhang pagkuha ng mga light hydrocarbon mula sa langis ay sinusunod sa mga temperatura at presyon sa itaas ng kritikal para sa CO 2 at samakatuwid ang proseso ay katulad ng proseso ng retrograde evaporation ng mga light fraction ng langis sa isang bahagi na pinayaman ng carbon dioxide.

Ayon sa mga resulta ng mga pag-aaral sa laboratoryo, kapag ang dami ng likidong carbon dioxide slug ay 4-5% ng pore volume, ang pagbawi ng langis ay tumataas ng higit sa 50% kumpara sa maginoo na pagbaha. Ang pag-iniksyon ng carbonated na tubig ay nagbibigay-daan, sa ilalim ng kanais-nais na mga kondisyon, upang mapataas ang koepisyent pag-aalis ng langis kumpara sa karaniwang pagbaha ng halos 30%. Ang carbon dioxide ay epektibong paraan pagtaas ng pagbawi ng langis mula sa carbonate at napakalaking pormasyon kung saan ang presyon ng reservoir ay 5.6 MPa o higit pa, at ang temperatura ay nag-iiba sa loob ng 24 -71° C. Ang positibong epekto ng carbon dioxide sa pagbawi ng langis ay bunga din ng aktibong pakikipag-ugnayan ng kemikal nito sa bato. Bilang resulta ng pakikipag-ugnayan na ito, maaaring tumaas ang permeability ng bato. Sa ilalim ng impluwensya ng carbon dioxide, ang kaasiman ng mga mineral na luad ay tumataas, na nagtataguyod ng kanilang compression at pinipigilan ang pamamaga. Ang mga eksperimentong pang-industriya sa pag-iniksyon ng CO 2 sa mga produktibong pormasyon ay nagbunga ng mga nakapagpapatibay na resulta.

7. Thermal na pamamaraan para sa pagtaas ng pagbawi ng langis

Sa unang pagkakataon, nagsimula ang mga eksperimento sa mga thermal effect sa mga reservoir sa Russia noong 30s. Kapag ang mainit na tubig ay na-injected sa pagbuo, ang pagtaas ng temperatura ay nagiging sanhi ng pagbaba sa lagkit ng langis, isang pagbabago sa mga molekular na puwersa sa ibabaw, pagpapalawak ng langis at mga bato, pagpapabuti ng mga katangian ng basa ng tubig. Sa simula ng proseso, ang mainit na tubig na iniksyon sa pormasyon ay mabilis na naglalabas ng init sa bato, lumalamig hanggang sa temperatura ng pagbuo, at samakatuwid ay nabuo ang isang zone ng pinalamig na tubig sa pagitan ng inilipat na langis at mga kasunod na bahagi ng coolant.

Dahil dito, ang langis ay halos naililipat ng tubig sa temperatura ng reservoir. Ang impluwensya ng coolant sa kahusayan ng pag-aalis ng langis ay nagsisimulang makaapekto sa huling panahon ng tubig ng pag-unlad ng reservoir.

Ang paggalaw ng mainit na tubig sa pagbuo ay sinamahan ng pagbawas sa paglaban ng pagsasala sa heated zone. Ang pagkabasa ng ibabaw ay nagpapabuti, ang intensity at papel ng muling pamimigay ng maliliit na ugat ng mga likido ay tumataas.

Kung ang pagbaba sa lagkit ng langis ay nakakatulong upang madagdagan ang pagbawi ng langis, kung gayon ang pagtindi ng mga proseso ng capillary sa harap ng displacement ay maaaring magkaroon ng isang makabuluhang negatibong epekto sa pagbawi ng langis. Ang mga phenomena na ito ay maaaring mangyari sa mababang temperatura ng coolant sa pagbuo (hanggang sa 80-85° MAY).

Kung ang sobrang init na singaw ng tubig ay na-injected sa pagbuo, pagkatapos ay ang pagbuo ay unang pinainit dahil sa init ng superheating. Sa kasong ito, ang temperatura ay bumababa sa temperatura ng puspos na singaw, i.e. hanggang sa kumukulong punto ng tubig sa mga kondisyon ng reservoir. Susunod, ang nakatagong init ng singaw ay natupok upang mapainit ang pagbuo at pagkatapos ay ang singaw ay namumuo. Sa zone na ito, ang temperatura ng pinaghalong steam-water at ang pagbuo ay magiging katumbas ng temperatura ng saturated steam hanggang sa maubos ang lahat ng latent heat ng steam formation. Ang pormasyon ay paiinitan ng temperatura ng mainit na tubig hanggang sa bumaba ang temperatura nito sa paunang temperatura ng pagbuo.

Isa pang paraan thermal effect ay ang pagpapatupad ng in-situ na proseso ng pagkasunog. Ang langis ay inilipat sa pamamagitan ng mainit na gas na mga produkto ng pagkasunog ng bahagi ng langis, na pinainit ng tubig at singaw. Ang kabuuang resulta ng epekto ng gumagalaw na pinagmumulan ng pagkasunog sa isang pormasyon ay binubuo ng maraming epekto na nag-aambag sa pagtaas ng pagbawi ng langis.

Una sa lahat, ang mga magaan na hydrocarbon ay inilabas, na nagpapalapot sa hindi pinainit na zone ng pagbuo sa unahan ng harap ng pagkasunog at binabawasan ang lagkit ng langis. Ang condensing moisture pagkatapos ay bumubuo ng isang zone ng nadagdagan saturation ng tubig; ang thermal expansion ng mga likido at bato ay nangyayari, ang pagkamatagusin at pagtaas ng porosity dahil sa paglusaw ng mga cementitious na materyales; carbon dioxide nabuo sa panahon ng combustion dissolves sa tubig at langis, pagtaas ng kanilang kadaliang mapakilos; Ang mabibigat na nalalabi ng langis ay sumasailalim sa pyrolysis at crack, na nagpapataas ng ani ng hydrocarbons mula sa reservoir.

Ang matagumpay na pagpapatupad ng proseso ay pinadali ng pare-parehong pamamahagi ng langis sa pagbuo, mataas na permeability at porosity ng mga bato. Ang mas matatag na mga pinagmumulan ng pagkasunog ay nangyayari sa mga pormasyon na naglalaman ng mabibigat na langis na may mataas na nilalaman ng coke residue. Nadagdagan saturation ng tubig ang pagbuo ay nagpapalubha sa proseso. Ang heat wave na nabuo sa panahon ng pagkasunog ay nailalarawan sa pamamagitan ng isang curve ng temperatura na may dalawang bumabagsak na mga pakpak na may pinakamataas na pagitan ng mga ito, na tumutugma sa temperatura ng pinagmulan ng pagkasunog. Ayon sa data ng laboratoryo, ang halaga nito umabot sa 550-600 ° C. Lumilitaw ang frontal wing ng temperature curve sa panahon ng combustion ng coke at bahagyang langis dahil sa pagkalat ng init sa pamamagitan ng convective transfer sa pamamagitan ng combustion products at condensation ng hydrocarbon vapors at tubig dahil sa thermal conductivity. Pagkatapos ng gumagalaw na pinagmulan ng pagkasunog, nananatili ang pinainit na bato, na unti-unting pinapalamig ng ahente ng oxidizing na gumagalaw dito. Ayon sa mga eksperimento sa laboratoryo, ang thermal wavelength ay umabot ng ilang sampu-sampung sentimetro. Ang bilis ng alon ay nakasalalay sa density ng flux ng oxidizer at ang konsentrasyon ng oxygen sa loob nito at maaaring mag-iba mula sa mga yunit hanggang sampu-sampung metro bawat araw. Ito ay pinaniniwalaan na kapag ipinatupad ang inilarawan na teknolohiya, ang pagbawi ng langis ay maaaring umabot sa 70-85%.

8. Pag-alis ng langis mula sa reservoir na may mga solvents

Ang batayan ng mekanismo para sa pag-alis ng langis na may mga solvents ay ang kawalan ng pag-igting sa ibabaw sa interface na may langis, na, sa esensya, ay hindi umiiral. Ang isang solvent tulad ng propane ay itinutulak sa pamamagitan ng isang mas murang ahente. Habang ang solvent slug ay gumagalaw, ito ay nabubulok mula sa isang gilid ng langis at mula sa isa ay sa pamamagitan ng isang displacing agent. Ang antas ng paghahalo ng isang likido ay nailalarawan sa pamamagitan ng dispersion coefficient D, na tinatawag na convective diffusion coefficient o mixing coefficient. Ang koepisyent na ito ay nakasalalay sa bilis ng paggalaw at maaaring lumampas sa molecular diffusion coefficient ng ilang mga order ng magnitude. Ang proseso ay lubos na naiimpluwensyahan ng pagkakaiba sa mga densidad ng langis at solvent dahil sa kurbada ng contact surface at ang pagbuo ng gravitational tongues. Ang pinakamainam na sukat ng palawit na kinakailangan upang mapanatili ang pagpapatuloy nito hanggang sa lumalapit ang displacement front mga balon ng produksyon, para sa iba't ibang mga kondisyon ay dapat matukoy ng mga espesyal na pag-aaral na isinasaalang-alang ang mga detalye ng deposito. Sa pagsasagawa, ang mga sukat ng solvent rim ay mula 4 hanggang 12% ng pore volume.

Ang kahusayan ng proseso ay lubos na naiimpluwensyahan ng komposisyon ng langis at ang saturation ng pore space na may iba't ibang mga phase. Kung mayroong libreng gas sa bahagi ng langis ng pagbuo, ang proseso ay bumagal dahil sa paghahalo ng propane sa gas at pagkasira ng mga katangian nito bilang isang solvent. Ang isang makabuluhang pagbaba sa kahusayan ng proseso ay sinusunod kapag malalaking dami tubig sa porous media.

Hinaharangan ng tubig ang ilan sa langis, na pagkatapos ay nawawalan ng kontak sa likidong propane. Sa ganitong mga kondisyon, maaari kang gumamit ng mga solvent na nahahalo sa tubig at langis, halimbawa, mga alkohol. Kasunod ng slug, ito ay pinaka-makatuwirang mag-iniksyon ng gas sa pagbuo na lubos na natutunaw sa solvent.

Kung ang slug ay itinutulak sa pamamagitan ng pagbuo ng gas, kung gayon ang mga likidong likido ay karaniwang ginagamit bilang isang solvent. propane-butane mixtures at iba pang mas mabibigat na hydrocarbon.

Ang komposisyon ng solvent ay dapat piliin upang ang walang limitasyong mutual solubility ng slug sa langis at gas ay sinusunod. Sa ilalim ng kundisyong ito, ang mga hangganan ng bahagi ay hindi lumilitaw sa porous na daluyan at ang langis ay naililipat nang mas mahusay. Upang maisagawa ang halo-halong pag-aalis ng langis sa pamamagitan ng isang slug, kinakailangan upang pumili ng isang komposisyon ng mga solvent hydrocarbons kung saan sila ay nasa isang likidong estado sa ilalim ng mga kondisyon ng reservoir.

9. Pag-aalis ng langis sa pamamagitan ng mataas na presyon ng gas

Ayon sa pang-eksperimentong data, sa ilang napakataas na presyon, halos lahat ng bahagi ng langis ay natutunaw sa gas, maliban sa tarry at iba pang mabibigat na bahagi. Sa pamamagitan ng pagkuha ng gas na ito, na naglalaman ng mga singaw ng langis o mga bahagi nito, ang condensate ay maaaring makuha sa ibabaw, na namuo kapag bumababa ang presyon. Kaya, ang kakanyahan ng pamamaraan ay nakasalalay sa artipisyal na pagbabago ng deposito sa gas condensate. Sa pagsasagawa, ang teknolohiyang ito ay mahirap ipatupad, dahil upang matunaw ang lahat ng langis, napakataas na presyon (70-100 MPa) at malaking volume ng gas (hanggang 3000 m 3 in normal na kondisyon upang matunaw ang 1 m 3 ng langis).

Ang mga presyon ng muling pagsingaw ay makabuluhang nabawasan kung ang iniksyon na gas ay naglalaman ng mabibigat na hydrocarbon gas - ethane, propane o carbon dioxide. Ngunit ang dami ng gas na kinakailangan ay nananatiling mataas. Ang proseso ay maaaring maging makabuluhang pinasimple at mas mura kung ang pinaka-pabagu-bagong bahagi ng langis ay nakuha. Upang gawin ito, ang mas maliit na dami ng tuyong gas ay dapat na iturok sa mas mababang presyon kumpara sa presyon na kinakailangan upang ganap na matunaw ang langis.

Napag-alaman ng mga eksperimento na sa proseso ng pag-inject ng mga high-pressure na gas sa isang modelo ng isang formation na naglalaman ng mga light oil, ang pagbawi ng langis ay mas malaki kaysa sa nararapat lamang na may reverse evaporation ng mga fraction ng langis.

Ang gas na gumagalaw sa reservoir ay unti-unting pinayaman ng ethane at mas mabibigat na hydrocarbon, at ang methane, na nakatagpo ng mga sariwang bahagi ng langis na may saturation pressure na mas mababa kaysa sa presyon ng iniksyon na gas, ay natutunaw sa langis. Ang gas na naglalaman ng malaking halaga ng mabibigat na hydrocarbon ay ganap na nahahalo sa langis kahit na sa medyo mababang presyon at temperatura. Kasabay nito, mataas ang pagbawi ng langis, dahil ang proseso ay nagiging malapit sa naobserbahan kapag ang langis ay inilipat sa pamamagitan ng isang likidong solvent.

Ang carbon dioxide CO2 (carbon dioxide) ay mahusay na nahahalo sa langis. Ang mga pinagmumulan ng CO2 ay likas na deposito, kadalasang naglalaman ng pinaghalong carbon dioxide at hydrocarbons, basura paggawa ng kemikal, mga flue gas mula sa enerhiya at mga metalurhiko na halaman.

Ang carbon dioxide sa atmospheric pressure na 105 Pa at ang temperatura na 273.2 K ay nasa gaseous state, na may lagkit at density ng kg/m3. Ang kritikal na presyon ng CO2 ay 7.38 MPa, at ang kritikal na temperatura ay 304.15 K. Ito ay isang medyo mababang temperatura para sa normal na mga kondisyon ng field ng langis. Samakatuwid, kung ang CO2 ay na-injected sa mga layer na matatagpuan sa lalim ng 1500 - 2000 m na may temperatura na 310 - 350 K sa isang presyon ng tungkol sa 10-20 MPa, pagkatapos ay ang carbon dioxide ay nasa isang kritikal na estado. Kapag lumipat sa isang likidong estado, ang lagkit ng carbon dioxide ay tumataas ng humigit-kumulang 3 beses;

Figure 13.1 Mga kurba ng lagkit ng carbon dioxide kumpara sa presyon sa mga temperatura: 1 - sa T = 303.2 K; 2 - sa T=333.2 K

Kapag ang CO2 ay hinalo sa hydrocarbon na bahagi ng langis, ang mga resin at aspaltene ay bahagyang natutunaw sa pinaghalong CO2 at light hydrocarbons at maaaring mamuo. Natutunaw sa langis, binabawasan ng CO2 ang lagkit nito.

Ang CO2 ay bahagyang natutunaw sa mabibigat na bahagi ng langis, ngunit ito ay nagtataguyod ng pamamaga ng mga hydrocarbon, ang kanilang pag-loosening at paghihiwalay mula sa mga butil ng bato kung ang mga hydrocarbon ay na-adsorbed sa kanila. Sa isang presyon ng 10 MPa at isang temperatura ng 300--310 K, 250--300 m3 ng CO2 (sinusukat sa ilalim ng karaniwang mga kondisyon) ay maaaring matunaw sa 1 m3 ng langis. Sa mga tuntunin ng solubility sa hydrocarbons, ang CO2 ay katulad ng propane. Ang carbon dioxide ay natutunaw sa tubig sa humigit-kumulang 10 beses na mas kaunting dami kaysa sa langis.

Kaya, ang carbon dioxide sa isang likido, gas o supercritical na estado ay maaaring gamitin bilang isang solvent para sa langis upang makuha ito mula sa ilalim ng lupa.

Figure 13.2 Scheme ng displacement ng langis mula sa isang tuwid na pagbuo ng isang slug ng carbon dioxide na itinulak ng tubig: 1 - tubig; 2 - mabigat na nalalabi; 3 - lugar ng paghahalo ng CO2 at tubig; 4 - pamamahagi ng konsentrasyon ng CO2 sa tubig; 5 - CO2 rim; 6 - pamamahagi ng konsentrasyon ng CO2 sa langis (nang walang mabigat na nalalabi); 7 - lugar ng paghahalo ng CO2 at langis; 8 - langis; 9 - nakatali na tubig

Isaalang-alang natin ang pinaka-epektibong modelo para sa pag-alis ng langis mula sa isang reservoir, kung saan ang carbon dioxide ay iniksyon sa reservoir sa anyo ng isang slug, na itinutulak sa kahabaan ng reservoir ng tubig na nabomba dito (Larawan 13.2). Sa natubigan na bahagi ng pagbuo, nananatili ang mabibigat na bahagi ng langis, na isasaalang-alang namin na hindi inilipat ng tubig. Sa hangganan x = x*, ang convective diffusion, kabilang ang diffusion ng iba't ibang viscosities, ay nangyayari at isang rehiyon ng paghahalo ng CO2 sa langis ay nabuo. Gayunpaman, ang mga light hydrocarbon lamang ang pumasa mula sa langis papunta sa CO2 rim, at nasa rehiyon na ng paghahalo ay nabuo ang isang mababang-galaw na nalalabi ng langis, na binubuo pangunahin ng mga resin at asphaltene. Ang laki ng lugar ng paghahalo ng langis at CO2 ay inilarawan ng equation ng convective diffusion ng iba't ibang viscosities:

at ang pagkalkula ng haba nito L1 = 2l1 ay isinasagawa ayon sa kilalang formula:

Ang pinakamahalagang layunin ng pagkalkula ng mga parameter ng proseso ng pagbuo ng isang reservoir ng langis gamit ang iniksyon ng isang slug ng CO2 dito, na itinutulak ng tubig, ay upang matukoy ang kinakailangang laki ng slug. Sa kasong ito, kinakailangang isaalang-alang ang mga kadahilanan na sa huli ay humantong sa pagkawala nito. Ang isa sa mga kadahilanan ay ang pagkatunaw ng langis. Ang pangalawang kadahilanan ay ang paglusaw ng CO2 sa tubig na nakikipag-ugnay dito, ibig sabihin, ang pagsasabog ng carbon dioxide sa tubig, na nagtataguyod ng CO2 rim. Ang lagkit ng carbon dioxide ay mas mababa kaysa sa lagkit ng tubig. Samakatuwid, sa kaibahan sa convective diffusion ng hindi gaanong viscous CO2 sa mas malapot na langis sa lugar ng paghahalo ng CO2 at langis, sa contact sa pagitan ng tubig at CO2, ang lagkit na gradient ng pinaghalong ay nakadirekta laban sa daloy at ang convective penetration ng tubig sa CO2 ay magiging mas mababa. Samakatuwid, ipinapalagay namin na sa pakikipag-ugnay ng tubig sa CO2, nangyayari ang unilateral convective diffusion, na nakadirekta laban sa daloy ng mga sangkap na gumagalaw sa pagbuo. Papabayaan natin ang impluwensya ng iba't ibang viscosity diffusion, isinasaalang-alang ang convective diffusion na karaniwan.

Sa hangganan x = xb (Figure 13.2), ang konsentrasyon ng CO2 sa tubig ay magiging katumbas ng pinakamataas na equilibrium na konsentrasyon ng CO2 sa tubig sa ibinigay na reservoir pressure at temperatura. Sa hangganan ng rehiyon ng paghahalo x = xb - l2, ang tiyak na konsentrasyon ng CO2 sa tubig ay c2 = 0.

Kapag kinakalkula ang laki ng lugar ng paghahalo ng CO2 at ang hydrocarbon na bahagi ng langis, ipinakilala namin ang isang gumagalaw na coordinate

a upang kalkulahin ang lugar ng paghahalo ng tubig at CO2 ginagamit namin ang isang gumagalaw na coordinate. Narito ang bilis ng paggalaw ng coordinate x*, kung saan ang konsentrasyon ng CO2 sa langis ay 0.5, at ang bilis ng paggalaw ng coordinate x = xb.

Hahanapin natin ang pamamahagi ng konsentrasyon ng carbon dioxide sa tubig c2 sa anyo:

kung saan ang konsentrasyon ng carbon dioxide sa tubig sa hangganan nito na may carbon dioxide.

Ang equation para sa convective diffusion ng carbon dioxide sa tubig ay:

Ang pagpapalit ng mga huling expression ng mga derivatives sa equation ng convective diffusion ng carbon dioxide sa tubig, at pagsasama-sama ng kaliwa at kanang bahagi ng equation na ito mula l2 hanggang 0 kasama ang o2, makuha namin ang:

Ang kabuuang dami ng Vy ng carbon dioxide na nakakalat sa tubig sa oras na t ay matutukoy ng expression:

kung saan ang s ay ang saturation ng tubig sa natubigan na lugar ng pagbuo.

Halimbawa 13.1. Ang isang rectilinear reservoir na may haba na l = 500 m, isang lapad ng b = 250 m, at isang kabuuang kapal ng h0 = 15 m ay dapat na mabuo sa pamamagitan ng pag-alis ng langis na may isang gilid ng carbon dioxide na hinimok ng tubig. Ang koepisyent ng saklaw ng pagbuo ng proseso з2 = 0.8. Reservoir porosity m = 0.25, lagkit ng langis na saturating ang pagbuo mH = 4 10-3 Pa s, lagkit ng carbon dioxide sa mga kondisyon ng reservoir mu = 0.05 10-3 Pa s, bound water saturation sCB = 0.05. Ang petrolyo ay naglalaman ng 20% ​​ayon sa dami ng mga resin at asphatene. Kapag ang langis ay inilipat sa pamamagitan ng isang CO2 slug, ang mga resin at asphaltene ay humigit-kumulang kalahating inilipat mula sa pagbuo, at ang iba ay idineposito sa isang porous na daluyan at hindi gumagalaw. Samakatuwid, maaari nating ipagpalagay na sa bahaging puspos ng tubig ng pagbuo ang natitirang saturation ng langis (saturation na may resins at asphatenes)

sH = 0.l at, samakatuwid, saturation ng tubig s = 0.9.

Ang daloy ng carbon dioxide at pagkatapos ay ang tubig na ibinobo sa reservoir, na binawasan sa mga kondisyon ng reservoir, ay q=400 m3/araw, Km=2.45 105 m/(Pa s).

Kinakailangan upang matukoy ang dami ng carbon dioxide rim VOT batay sa kondisyon na sa oras na papalapit tayo sa dulo ng pagbuo x = l sa gitna ng lugar ng paghahalo ng CO2 at langis, walang purong carbon. dioxide na natitira sa pagbuo. Ang rate ng pagsasala sa pagbuo ay katumbas ng:

Tunay na bilis ng paggalaw sa lugar ng paghahalo ng langis at CO2:

Mula dito nakita namin ang oras t *, ang diskarte ng seksyon na may konsentrasyon c = 0.5 hanggang sa dulo ng pagbuo:

Tukuyin natin ang halaga ng parameter:

at convective diffusion coefficient:

Para sa maliit na l kumpara sa b, alinsunod sa formula:

Kapag pinino gamit ang buong formula, nakukuha namin ang m.

Tinutukoy namin ang average na halaga ng CO2 sa zone ng pinaghalong langis nito:

Ang dami ng pore ng pagbuo na sakop ng proseso ng pagkakalantad sa carbon dioxide ay katumbas ng:

VOP = bhml = 0.25 250 12 500 = 375 103 m3.

Isinasaalang-alang ang hindi gaanong solubility ng CO2 sa tubig kumpara sa solubility nito sa langis, naniniwala kami na sa cross section o2 = 0 5% CO2 ay matutunaw sa tubig. Samakatuwid, b2 = 0.05. Ang dami ng carbon dioxide na natunaw sa tubig sa oras na t = t* ay tinutukoy ng formula:

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.

May kaugnayan sa dami ng pore ng pagbuo, ito ay 11.4%.

- 786.00 Kb

PANIMULA

Ang pinahusay na pagbawi ng langis ay isang kumplikadong problema, ang solusyon kung saan ay gumagamit ng karanasan na naipon sa lahat ng mga lugar ng negosyo ng oilfield. Maaaring madagdagan ang mga nare-recover na reserba ng langis at gas sa pamamagitan ng wastong paglalagay ng mga balon sa mga deposito, na isinasaalang-alang ang geological na istraktura ng mga pormasyon. Ang mga magagandang resulta ay nakuha sa pamamagitan ng pag-regulate ng proseso ng paghigpit ng mga contour na nagdadala ng tubig upang madagdagan ang pagkakapareho ng produksyon ng iba't ibang bahagi ng mga deposito. Ang kahusayan ng pagsasamantala sa reservoir ay pinabuting sa pamamagitan ng pag-impluwensya sa ilalim ng mga balon upang mapataas ang kanilang mga rate ng daloy at i-level out ang profile ng pag-agos ng langis at gas, atbp.

Sa loob ng maraming taon ng pagsasanay sa pagbuo ng mga patlang ng langis, maraming mga pamamaraan at teknolohikal na pamamaraan ang iminungkahi upang madagdagan ang pagkuha ng langis mula sa mga bato. Susunod, isasaalang-alang namin ang ilang mga pamamaraan para sa pagtaas ng pagbawi ng langis, batay sa ilang mga pisikal na phenomena.

Ang pagtaas ng pagbawi ng langis mula sa mga reservoir ay maaaring makamit sa artipisyal na paraan sa pamamagitan ng pagbuo at pagpapanatili ng mga kanais-nais na pisikal na kondisyon sa reservoir, na tinitiyak ang pinakamabisang pag-alis ng langis mula sa reservoir.

Tulad ng nalalaman, ang tubig ay nag-aalis ng langis mula sa porous media na mas mahusay kaysa sa gas. Samakatuwid, saanman ito ay magagawa para sa mga geological na kondisyon at pang-ekonomiyang mga kadahilanan, ito ay kinakailangan upang lumikha ng isang natural o artipisyal na tubig displacement rehimen. Ang isang artipisyal na pinapanatili na rehimen ng presyon ng tubig sa isang deposito ay nilikha sa pamamagitan ng pag-iniksyon ng tubig mula sa ibabaw papunta sa reservoir na lampas sa oil-bearing contour o sa bahagi ng langis ng reservoir. Ang kahusayan ng waterflooding ay higit na nadagdagan sa pamamagitan ng pagdaragdag ng mga espesyal na sangkap sa tubig na na-injected sa pagbuo, bilang isang resulta kung saan ang mga katangian ng oil-displacing nito ay napabuti.

Ang mga pamamaraan ng pagpapanatili ng presyon ng reservoir sa pamamagitan ng pag-iniksyon ng tubig o libreng gas sa reservoir, pati na rin ang mga paraan ng muling pagdadagdag ng enerhiya sa mga patlang na may mga naubos na mapagkukunan (tinatawag na pangalawang paraan ng pagbawi ng langis) ay hindi pinapayagan ang pagkuha ng lahat ng mga reserbang langis. Samakatuwid, ang masinsinang paghahanap para sa mga bagong pamamaraan para sa pagtaas ng pagbawi ng langis ay nagpapatuloy. Palagi silang nakabatay sa kaukulang mga pisikal na batas.

Halimbawa, ang mga low-viscosity na langis ay mas mahusay na inilipat mula sa reservoir. Samakatuwid, ang ilang mga pamamaraan para sa pagtaas ng pagbawi ng langis ay batay sa artipisyal na pagpapakilala ng init at mga coolant sa reservoir upang mabawasan ang lagkit ng reservoir oil.

Tulad ng nalalaman, kahit na ang mabibigat na bitumen ay natutunaw nang maayos sa ilang mga light hydrocarbon solvents. Halimbawa, ang gasolina o likidong propane ay maaaring mag-alis ng halos lahat ng langis mula sa isang buhaghag na daluyan. Ang pag-aari na ito ng mga solvents ay ginagamit upang bumuo ng mga pamamaraan para sa pagtaas ng pagbawi ng langis sa pamamagitan ng pag-iniksyon ng mga tunaw na gas sa reservoir.

Sa isa sa mga kabanata ng gawaing ito, isasaalang-alang ang mga phenomena ng reverse evaporation at condensation ng mabibigat na hydrocarbons sa isang high-pressure na kapaligiran ng gas. Ang pag-aari ng mga gas na ito ay ginagamit upang bumuo ng mga pamamaraan para sa pagbabawas ng natitirang saturation ng langis sa pamamagitan ng artipisyal na pag-convert ng bahagi ng mga fraction ng langis sa reservoir sa vapor phase kapag ang mga high-pressure na gas ay na-injected sa reservoir. Ang gas mula sa mga balon ng produksyon ay ibinabalik sa ibabaw, kasama ang mga produktong langis na dumaan sa vapor phase.

Walang duda na ang karagdagang pag-aaral pisikal na katangian formation fluids, formation physical chemistry at ang mga batas ng fluid motion sa porous media ay hahantong sa hinaharap sa pagbuo ng mga bagong pamamaraan para sa pagtaas ng oil recovery mula sa formations, batay sa mga bagong pisikal na prinsipyo.

Bilang isang halimbawa ng aplikasyon ng mga teoretikal na pundasyon ng pisika ng reservoir ng langis sa pagsasanay sa larangan ng langis, isaalang-alang natin ang mga pisikal na pundasyon ng ilang mga pamamaraan para sa pagtaas ng pagbawi ng langis.

1. OIL EXTRACTION NA MAY HIGH PRESSURE GAS

Susuriin ng kabanatang ito ang mga katangian ng pinaghalong langis at gas at, sa partikular, ang mga kababalaghan ng kanilang reverse o retrograde evaporation. Ang mga katangiang ito ng mga naka-compress na gas ay maaaring gamitin upang mapataas ang pagbawi ng langis. Sa kasong ito, ang gas ay dapat na iniksyon sa reservoir upang mapataas ang presyon, na nagiging isang solvent para sa mga likidong bahagi ng langis. Ayon sa pang-eksperimentong data, sa ilang napakataas na presyon, halos lahat ng bahagi ng langis ay natutunaw sa gas, maliban sa tarry at iba pang mabibigat na bahagi. Sa pamamagitan ng pagkuha ng gas na ito, na naglalaman ng mga singaw ng langis o mga bahagi nito, ang condensate ay maaaring makuha sa ibabaw, na namuo kapag bumababa ang presyon. Kaya, ang kakanyahan ng pamamaraang ito ay nakasalalay sa artipisyal na pagbabagong-anyo ng patlang sa isang patlang ng condensate ng gas. Sa pagsasagawa, ito ay mahirap makamit, dahil ang napakataas na presyon ay kinakailangan upang matunaw ang lahat ng langis ( 70 - 100 MPa) at malalaking volume ng gas (hanggang sa 3000 m 3 sa ilalim ng normal na mga kondisyon para sa paglusaw 1 m 3 langis). Ang mga presyon ng muling pagsingaw ay makabuluhang nabawasan kung ang iniksyon na gas ay naglalaman ng mabibigat na hydrocarbon gas - ethane, propane o carbon dioxide. Ngunit ang dami ng gas na kinakailangan ay nananatiling mataas.

Ang proseso ay maaaring maging makabuluhang pinasimple at mas mura kung ang pinakamahalagang pabagu-bago ng langis na bahagi lamang ng langis ay nakuha sa pamamagitan ng proseso ng pagsingaw. Upang makamit ito, ang mas maliliit na volume ng dry gas ay dapat na iturok sa mas mababang presyon kumpara sa mga pressure na kinakailangan upang ganap na matunaw ang langis sa gas. Kung hindi man, ang kakanyahan ng proseso ay nananatiling pareho.

Napag-alaman ng mga eksperimento na sa proseso ng pag-inject ng mga high-pressure na gas sa isang modelo ng isang formation na naglalaman ng mga light oil, ang pagbawi ng langis ay mas malaki kaysa sa nararapat lamang na may reverse evaporation ng mga fraction ng langis. Ang gas na gumagalaw sa reservoir ay unti-unting pinayaman ng ethane at mas mabibigat na hydrocarbon, at ang methane, na nakatagpo ng mga sariwang bahagi ng langis na may saturation pressure na mas mababa kaysa sa presyon ng iniksyon na gas, ay natutunaw sa langis. Ang gas na naglalaman ng malaking halaga ng mabibigat na hydrocarbon ay ganap na nahahalo sa langis kahit na sa medyo mababang presyon at temperatura. Sa kasong ito, mataas ang pagbawi ng langis, dahil ang proseso ay nagiging malapit sa naobserbahan sa panahon ng pag-aalis ng langis sa pamamagitan ng isang likidong solvent.

Kapag isinasaalang-alang at binibigyang-kahulugan ang iba't ibang mga proseso ng mga pagbabagong bahagi na nagaganap sa panahon ng proseso ng pag-aalis ng langis sa pamamagitan ng gas, ang mga diagram (Larawan 1.1) ng pisikal na estado ng sistema ng hydrocarbon sa isang naibigay na temperatura at presyon ay ginagamit. Sa diagram na ito, ang hydrocarbon system ay arbitraryong ipinakita sa anyo ng tatlong grupo ng mga bahagi - anumang punto sa loob ng diagram ay nagpapakilala sa komposisyon ng hydrocarbon system sa anyo ng ratio ng bawat isa sa tatlong grupo ng mga bahagi: methane SA 1 hydrocarbons mula sa ethane SA 2 sa hexane SA 6 at heptane SA 7 . Ang mga vertex ng mga tatsulok ay tumutugma 100%- ang tiyak na nilalaman ng mga kaukulang grupo ng mga bahagi sa system. Solid na linya 1 (sa anyo ng isang loop) sa diagram ay ang phase separation curve. Nililimitahan nito ang dalawang-phase na rehiyon. Kinakatawan ng phase separation curve ang geometric locus ng mga composition point ng mga system na may ibinigay na saturation pressure sa isang partikular na temperatura. Ang ibabang bahagi ng curve ay tumutukoy sa likidong bahagi, at ang itaas na bahagi sa bahagi ng gas. Kumonekta sila sa isang punto 8 , na nagpapakilala sa komposisyon ng isang halo na may kritikal na presyon at temperatura. Linya 2 (linya ng pagkonekta) ay nagtatapos sa mga punto sa curve ng komposisyon ng saturated steam at gas-saturated na langis na nasa equilibrium sa ibinigay na temperatura at presyon kung saan iginuhit ang diagram.

Ang mga halo na tumutugma sa mga punto sa itaas at sa kanan ng saturated vapor curve ay kumakatawan sa gas (rehiyon 5 ), at ang mga mixture na tumutugma sa mga punto sa ibaba at sa kaliwa ng gas-saturated liquid curve ay kumakatawan sa langis (rehiyon 6 ). Ang mga mixture sa rehiyon sa kanan at ibaba ng phase separation curve ay nabibilang sa rehiyon ng mga kritikal na mixture at nasa gas o liquid phase. Sa seksyon ng rehiyong ito sa itaas at sa kanan ng phase separation curve (rehiyon 10 ) ang pinaghalong naglalaman ng mas kaunting mabibigat na sangkap C 1+ . Ang mga hydrocarbon na ito ay nahahalo sa mga pinaghalong kinakatawan ng mga punto sa rehiyon ng gas. Ang isa pang seksyon ng kritikal na rehiyon ng mga mixtures ay matatagpuan sa ibaba at sa kanan ng dalawang-phase na rehiyon (rehiyon 9 ). Ang mga mixtures dito ay naglalaman ng mas kaunting methane SA 1 at naghahalo sila sa mga hydrocarbon na kinakatawan ng mga punto sa larangan ng langis.

Nabanggit na na depende sa mga kondisyon ng reservoir (presyon at temperatura), ang komposisyon ng langis at iniksyon na gas, ang iba't ibang mga opsyon para sa proseso ng pag-alis ng langis na may gas ay posible. Kung ang mga tuyong gas (halimbawa, methane) ay iniksyon sa pagbuo sa mababang presyon ng reservoir, kung gayon ang medyo maliit na halaga ng mga intermediate na bahagi ay isasagawa ( SA 2 - MAY 6 ).

Ang isang mas kumplikadong pakikipag-ugnayan sa pagitan ng langis at gas ay nangyayari kapag ang mga basang gas na naglalaman ng isang malaking halaga ng mga bahagi ay iniksyon sa reservoir ( SA 2 - MAY 6 ). Habang gumagalaw ang langis at basang gas sa reservoir, maaari silang sumailalim sa mga makabuluhang pagbabago dahil sa condensation ng mga bahagi ng gas sa langis at flashback phenomena. Depende sa mga kondisyon ng reservoir at ang paunang komposisyon ng system, ang langis ay maaaring ilipat sa ilalim ng parehong kritikal at hindi kritikal na mga kondisyon. Ang mga diagram ng pisikal na estado ng isang hydrocarbon system sa isang naibigay na temperatura at presyon ay ginagawang posible upang masubaybayan ang mga detalyadong pagkakaiba sa pagitan ng mga nabanggit na uri ng epekto ng gas sa pagbuo, halimbawa, ang mga pagkakaiba sa pagitan ng mga proseso ng paglipat ng langis sa gas- condensate state at ang iniksyon ng gas sa ilalim ng mataas na presyon na may bahagyang paglipat ng mga bahagi ng langis sa gas phase. Bilang isang halimbawa, isaalang-alang natin ang pagbabago sa mga katangian ng mga pinaghalong langis sa proseso ng pag-aalis ng langis sa pamamagitan ng wet gas, ang mabibigat na bahagi nito ay maaaring mag-condense sa mga kondisyon ng reservoir at pumasa sa yugto ng langis na may paglitaw ng mga kritikal na kondisyon ng pag-aalis. Sa panahon ng kritikal na pag-aalis sa pagitan ng mga zone ng langis at gas, ang isang halo ng mga hydrocarbon ay nabuo, na sa ilalim ng mga kondisyong ito ay matatagpuan sa reservoir sa lugar sa itaas ng kritikal (Larawan 1.2). Sa kasong ito, ang langis ay inilipat ng gas sa ilalim ng mga kondisyon kung saan walang mga menisci sa interface ng phase at ang pagbawi ng langis ay maaaring tumaas sa mga halaga na malapit sa 100 %.

Hayaan ang fat gas (point 5 ) inilipat ang langis sa reservoir (point 4 ). Sa kanilang pakikipag-ugnay, ang gas ay nawawala ang ilan sa mga mabibigat na bahagi nito at nagiging ekwilibriyo sa langis, na pinayaman ng mga bagong sangkap (mga puntos 1-1 sa mga kurba ng komposisyon ng puspos na singaw at puspos na likido). Kasunod nito, sa pakikipag-ugnay sa mga bagong bahagi ng gas na may orihinal na komposisyon, ang langis na ito ay lalong napapayaman sa mga hydrocarbon. SA 2 - MAY 6 , at ang komposisyon nito ay nailalarawan sa pamamagitan ng mga puntos 2 , 3 atbp. Ang prosesong ito ay magpapatuloy hanggang ang komposisyon ng langis ay maging tulad na, sa ilalim ng mga ibinigay na kondisyon, ito ay nasa isang kritikal na punto. Pagkatapos ang dalawang-phase na daloy ay magiging single-phase at ang komposisyon ng pinaghalong ay magbabago sa kahabaan ng reservoir mula sa lugar ng pag-displace ng gas hanggang sa lugar ng pag-alis ng langis na walang interface. Kaya, sa panahon ng proseso ng pag-iniksyon ng wet gas sa reservoir, ang langis ay inilipat sa pamamagitan ng isang daluyan na humahalo sa langis.

Ang ganitong proseso ay posible sa ilalim ng mga praktikal na kondisyon lamang sa mataas na presyon. Sa Fig. Ang 1.3 ay nagpapakita ng diagram ng ternary system na methane-n-butane-decane sa temperatura 71°C at iba't ibang pressure. Tulad ng sumusunod mula sa figure na ito, ang paglitaw ng isang mutually soluble transition zone ay posible sa system na isinasaalang-alang lamang sa mga pressure sa itaas 14 MPa. Kung ipagpalagay natin na ang decane ay nagmodelo ng langis, at ang pinaghalong methane na may n-butane ay isang enriched compressed gas, kung gayon ang mutually soluble displacement ay nasa reservoir pressure r pl =14.06 MPa At t=71°C, ibig sabihin. kapag lumampas ang mass fraction ng n-butane sa methane 25% (tuldok E 1 ). Sa pagtaas ng presyon ng reservoir, ang mga kundisyong ito ay nakakamit sa mas mababang konsentrasyon ng n-butane sa methane (sa displacement pressure 28.1 MPa ang mole fraction ng n-butane sa gas ay maaaring mabawasan sa 7% (tuldok E 2 ).

Ang pagiging kumplikado ng komposisyon ng mga langis at ang pagiging kumplikado ng proseso ng pag-alis sa kanila ng gas ay nagpapahirap sa pagbuo ng mga pamamaraan ng pagkalkula para sa pagtukoy ng mga kondisyon ng paghahalo ng iba't ibang mga langis at gas. Ang mga tinatayang pamamaraan para sa pagtukoy ng mga kondisyon para sa kanilang paghahalo ay iminungkahi, na magagamit lamang para sa tinatayang mga kalkulasyon. Nagmungkahi sina Benham, Dowden at Kunzman ng tinatayang paraan para sa pagtatantya ng minimum na kinakailangang konsentrasyon ng ethane + mas mataas na bahagi sa gas, kung saan sinisiguro ang kritikal na pag-alis ng langis. Ang kanilang pamamaraan ay batay sa pagpapalagay na ang padaplis na linya ay parallel AB sa Fig. 1.2 sa boundary curve sa kritikal na punto ng gilid ng tatsulok C 1 - MAY 7+ . Pagkatapos ay ang konsentrasyon ng mga sangkap SA 2 - MAY 6 sa isang sistema sa isang kritikal na estado at sa iniksyon gas A, na naglalaman ng pinakamababang bilang ng mga bahagi SA 2 - MAY 6 kinakailangan upang magparami ng kritikal na pag-aalis ng langis ay magiging pantay. Nangangahulugan ito na kung ang komposisyon ng isang conditionally ternary system ay tinutukoy, kung saan ang displacement pressure at reservoir temperature ay kritikal, kung gayon ang komposisyon ng gas ay tinutukoy din (ibig sabihin, ang pinakamababang nilalaman ng mga intermediate na gas sa loob nito). Ang kahirapan sa pagpili ng pinakamababang kinakailangang konsentrasyon ng methane homologues sa injected gas, samakatuwid, ay nakasalalay sa katotohanan na ang tangent AB, bilang panuntunan, hindi parallel sa gilid C 1 - MAY 7+ at, bilang karagdagan, upang matukoy ang mga kritikal na parameter ng naturang kumplikadong mga mixtures bilang langis - gas, wala pang sapat na maaasahang mga pamamaraan. Ang karagdagang pananaliksik ay kailangan sa lugar na ito.

Ang isang mahalagang problema sa pagbuo ng pamamaraang ito ng pagtaas ng pagbawi ng langis ay ang paghahanap ng mga mapagkukunan ng suplay ng gas. Kapansin-pansin ang paraan na ginawa ng mga inhinyero ng Sobyet para sa paggawa ng gas sa pamamagitan ng pag-gasify ng krudo nang direkta sa isang oil field sa ilalim ng presyon hanggang sa 20 MPa. Upang bawasan ang displacement pressures ng miscible agents, pinagkadalubhasaan ang produksyon ng mga high-pressure enriched artificial gas at liquid distillates-solvents sa pamamagitan ng pyrolysis ng langis sa isang reactor.

Paglalarawan ng trabaho

Ang mga pamamaraan ng pagpapanatili ng presyon ng reservoir sa pamamagitan ng pag-iniksyon ng tubig o libreng gas sa reservoir, pati na rin ang mga paraan ng muling pagdadagdag ng enerhiya sa mga patlang na may mga naubos na mapagkukunan (tinatawag na pangalawang paraan ng pagbawi ng langis) ay hindi pinapayagan ang pagkuha ng lahat ng mga reserbang langis. Samakatuwid, ang masinsinang paghahanap para sa mga bagong pamamaraan para sa pagtaas ng pagbawi ng langis ay nagpapatuloy. Palagi silang nakabatay sa kaukulang mga pisikal na batas.
Halimbawa, ang mga low-viscosity na langis ay mas mahusay na inilipat mula sa reservoir. Samakatuwid, ang ilang mga pamamaraan para sa pagtaas ng pagbawi ng langis ay batay sa artipisyal na pagpapakilala ng init at mga coolant sa reservoir upang mabawasan ang lagkit ng reservoir oil.

• Pangunahing pananaliksik. – 2015. – No. 11 (bahagi 4) – P. 678-682
• Mga Teknikal na Agham (02/05/00, 13/05/00, 05/17/00, 05/23/00)
• UDC 622.276

• Mga pahina

  678-682

KARANASAN AT MGA PROSPEK PARA SA NITROGEN INJECTION SA OIL AND GAS INDUSTRY

1

Tinatalakay ng artikulong ito ang posibilidad ng paggamit ng nitrogen para sa iniksyon sa mga deposito ng condensate ng langis at gas upang madagdagan ang pagbawi ng langis at condensate batay sa pananaliksik ng mga dayuhang siyentipiko. Dahil sa malawakang kakayahang magamit, mababang gastos at kakulangan ng kinakaing unti-unting epekto, ang nitrogen ay ang pinaka-ginustong ahente ng iniksyon sa mga non-hydrocarbon gas. Ang nitrogen ay may mababang kakayahang makihalubilo sa langis, ngunit ito ay lubos na matagumpay na nag-evaporate ng hydrocarbon liquid sa mga kondisyon ng reservoir at maaaring magamit para sa gravity displacement. Ang nitrogen ay maaaring magsilbi bilang isang squeezing agent kapag nag-inject ng methane at carbon dioxide sa mga deposito. Ang pagpapatupad ng nitrogen injection sa mga patlang ng Estados Unidos at Gitnang Silangan ay naging posible upang madagdagan ang kasalukuyang pagbawi ng langis. Sa kasalukuyang mga kondisyon ng macroeconomic, ang nitrogen injection ay isang tunay na alternatibo sa proseso ng pagbibisikleta.

iniksyon ng nitrogen

pinahusay na pagbawi ng langis

immiscible displacement

pagpapanatili ng presyon ng reservoir

1. Abdulwahab H., Belhaj H. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. "Pamamahala sa pambihirang tagumpay ng injected nitrogen sa isang gas condensate reservoir sa Abu Dhabi." Abu Dhabi, UAE, 2010.

2. Arevalo J.A., Samaniego F., Lopez F.F., Urquieta E. International Petroleum Conference & Exhibition of Mexico. "Sa mga kondisyon ng pagsasamantala ng Akai reservoir na isinasaalang-alang ang gas cap nitrogen injection." Villahermosa, Mexico, 1996.

3. Belhaj H., Abu Khalifesh H., Javid K. North Africa Technical Conference & Exhibition. "Potensyal ng nitrogen gas miscible injection sa South East Assets, Abu Dhabi." Cairo, Egypt, 2013.

4. Clancy J.P., Philcox J.E., Watt J., Gilchrist R.E. Ika-36 na Taunang Teknikal na Pagpupulong ng Petroleum Society. "Mga kaso at ekonomiya para sa pinabuting pagbawi ng langis at gas gamit ang nitrogen." Edmonton, Canada, 1985.

5. Huang W.W., Bellamy R.B., Ohnimus S.W. International Meeting ng Petroleum Engineers. "Isang pag-aaral ng nitrogen injection para sa mas mataas na pagbawi mula sa isang rich condensate gas/volatile oil reservoir." Beijing, China, 1986.

6. Linderman J., Al-Jenaibi F., Ghori S., Putney K., Lawrence J., Gallet M., Hohensee K. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. "Ang pagpapalit ng nitrogen para sa hydrocarbon gas sa isang gas cycling project." Abu Dhabi, UAE, 2008.

7. Mayne C.J., Pendleton R.W. International Meeting ng Petroleum Engineers. "Fordoche: isang pinahusay na proyekto sa pagbawi ng langis na gumagamit ng high-pressure methane at nitrogen injection." Beijing, China, 1986.

8. Sanger P.J., Bjornstad H.K., Hagoort J. SPE 69th Annual Technical Conference and Exhibiton. "Iniksyon ng nitrogen sa mga stratified gas-condensate reservoir." New Orleans, LA, USA, 1994.

9. Tiwari S., Kumar S. SPE Middle East Oil Show. "Nitrogen injection para sa sabay-sabay na pagsasamantala ng gas cap." Bahrain, 2001.

Sa kasalukuyan, ang mga likidong hydrocarbon na natunaw sa gas (condensate, propane-butane fraction) ay ang pinakamahalagang hilaw na materyales para sa industriya ng petrochemical at itinuturing na isang hindi gaanong mahalagang target na produkto kaysa sa natural na gas. Kaugnay nito, ang pagtaas ng dami ng produksyon ng condensate ay nagiging isang lalong kagyat na gawain. Ang pangunahing dahilan para sa pagbaba ng condensate recovery factor (CRE) ay ang pag-ulan ng mabibigat na hydrocarbon na bahagi ng gas sa likidong bahagi kapag ang presyon sa reservoir ay bumaba sa ibaba ng saturation pressure. Ang isa sa mga paraan upang madagdagan ang pagbawi ng langis at condensate mula sa mga reservoir ay upang mapanatili ang presyon ng reservoir sa pamamagitan ng pag-iniksyon ng mga non-hydrocarbon gas.

Ang gawain ng pagpili ng isang nagtatrabaho ahente ay upang makamit ang isang balanse ng positibo at negatibong mga kadahilanan na kasama ng iniksyon ng isang tiyak na gas sa isang reservoir sa ilalim ng mga tiyak na kondisyon ng napiling larangan. Sa kabila mataas na pagganap pag-aalis ng langis sa panahon ng pag-iiniksyon ng carbon dioxide, ang paggamit ng CO2 ay limitado dahil sa mataas na gastos nito at mataas na antas ng kinakaing unti-unti na epekto sa mga kagamitan sa balon. Ang pinakamahusay na alternatibo sa methane sa mga non-hydrocarbon gas ay nitrogen. Ang malalaking reserba ng nitrogen ay naroroon sa hangin sa atmospera, at ang mga pamamaraan para sa paggawa nito ay medyo simple, mura at mahusay na pinag-aralan. Ang nitrogen ay may mababang aktibidad na kinakaing unti-unti, na napakahalaga para sa maayos na operasyon ng mga kagamitan sa downhole. Ang mga katangian ng physicochemical ng N2 ay mahusay ding pinagsama sa mga katangian ng mga likido sa pagbuo. Ang mga disadvantages ng paggamit ng nitrogen ay kinabibilangan ng mahinang miscibility sa langis, gayunpaman, ang paggamit nito na may tamang diskarte sa pamamahala ng pag-unlad ay makatwiran sa teknolohiya at ekonomiya.

Ang posibilidad ng paggamit ng mga non-hydrocarbon gas upang madagdagan ang pagbawi ng langis at condensate ay aktibong isinasaalang-alang ng mga dayuhan. mga kumpanya ng langis at gas mula noong unang bahagi ng 1970s. Sa komersyal na kasanayan, ang nitrogen ay ginagamit bilang:

– isang ahente ng displacement kapag nagbobomba ng mga bahagi ng carbon dioxide, natural gas at iba pang mga bahagi sa panahon ng paghahalo ng displacement. Ang CO2 at natural na gas ay may mataas na mga rate ng displacement ng langis, ngunit dahil sa kanilang tumataas na mga gastos at posibleng hindi pagkakaroon ng mga volume na kinakailangan upang mag-bomba, ang paggamit ng karagdagang dami ng nitrogen squeezing ay itinuturing na isang katanggap-tanggap na paraan upang mapabuti ang pagbawi ng langis;

– isang alternatibo sa natural na gas kapag pinapanatili ang presyon ng reservoir sa pamamagitan ng pag-iniksyon ng deposito ng langis sa takip ng gas. Ang kakanyahan ng pamamaraang ito ay upang palitan ang hydrocarbon gas na ginawa sa larangan ng mas murang nitrogen. Bilang karagdagan, dahil sa in-situ segregation, ang nitrogen ay unti-unting nagiging hadlang sa pagitan ng mga bahagi ng langis at gas ng reservoir, bilang isang resulta kung saan, dahil sa mahinang miscibility sa langis, pinapaliit nito ang mga panganib ng pagbagsak sa ilalim ng mga balon ng produksyon. at nagbibigay ng tinatawag na "gravitational displacement";

– pag-aalis ng "mga haligi" ng high-viscosity oil sa panahon ng waterflooding. Sa isang sitwasyon kung saan ang mababang gumagalaw na langis ay nakulong sa mga structural uplifts ng reservoir, ang pagbabarena ng mga karagdagang production well ay nagdadala ng malubhang panganib para sa ekonomiya ng proyekto. SA sa kasong ito ginagamit ang nitrogen upang bawasan ang lagkit ng langis at gravity displacement kapag nabomba sa isang hiwalay na balon;

– pag-aalis ng gas mula sa takip ng gas. Kung mayroong malaking reserbang gas sa takip ng gas at makabuluhang pagkaubos ng bahagi ng langis ng deposito, maaaring gamitin ang nitrogen upang dagdagan ang pagkuha ng mga volume ng natural na gas sa pamamagitan ng pagbomba ng karagdagang dami ng nitrogen;

– miscible displacement ng langis. Ang pamamaraang ito ay naaangkop sa pagkakaroon ng isang reservoir na may mababang lagkit na langis na maaaring ihalo sa nitrogen sa reservoir pressure at temperatura;

– pagpapanatili ng reservoir pressure sa gas condensate reservoir.

Ang malawak na hanay ng paggamit ng nitrogen ay nauugnay sa positibong resulta maraming mga pagsubok sa laboratoryo. Ang mga eksperimento sa contact evaporation (CVD) ng isang hydrocarbon liquid sa panahon ng N2 injection ay nagpakita na kapag ang 50% ng pore volume ng reservoir ay napuno ng nitrogen, hanggang 16% ng liquid phase mula sa mixture ay sumingaw. Ang pagsusuri ng mga eksperimento sa pumping nitrogen sa pamamagitan ng isang core na puspos ng "mabigat" na langis ay nagpapahiwatig na ang paghahalo ng mga hydrocarbon sa ahente ay hindi nangyayari, gayunpaman, sa katumbas na reservoir pressure at temperatura, ang nitrogen ay medyo hindi gumagalaw, at ang mga katangian nito ay maihahambing sa mga katangian ng ang reservoir fluid, na may positibong epekto sa proseso ng pagsasala sa pore space.

Ang proseso ng paggawa ng nitrogen mula sa hangin ay nahahati sa limang yugto:

1) air compression sa 0.6–0.7 MPa gamit ang axial o centrifugal compressors;

2) pag-alis ng mga impurities (singaw ng tubig, carbon dioxide, atbp.) nang mekanikal dahil sa kanilang adsorption sa isang heat exchanger sa mababang temperatura;

3) paglamig sa isang block-type na heat exchanger sa temperatura na –196 °C;

4) paghihiwalay ng nitrogen at oxygen sa pamamagitan ng low-temperature distillation;

5) compression ng nitrogen sa kinakailangang presyon ng iniksyon gamit ang centrifugal pump o reciprocating pump.

Kasama sa planta ng nitrogen production ang isang gas turbine, isang compressor, isang gumaganang makina, mga adsorption tank, isang heat exchanger, mga molecular sieves para sa pag-alis ng mga impurities, at mga distillation tank. Ngayon, mayroong ilang mga pagbabago ng mga istasyon para sa produksyon ng mga istasyon ng adsorption na uri ng lamad ay ang pinakasikat. Karamihan sa mga patlang sa Russian Federation ay matatagpuan sa hilagang rehiyon na may malupit klimatiko kondisyon, kaya hindi na kailangan ng karagdagang refrigeration chamber para sa pag-install ng nitrogen. Kasalukuyang isang numero Mga tagagawa ng Russia nag-aalok ng mga block-type na nitrogen na halaman, na compact at simple sa disenyo, ngunit makabuluhang mas mababa kaysa sa mga dayuhan sa dami ng produksyon - hanggang sa 60 thousand m3/day, habang ang pinakamalaking nitrogen plant sa USA ay maaaring gumawa ng hanggang 120 thousand m3/ araw. Ang ilang mga domestic operating company ay gumagamit ng self-propelled nitrogen units para sa well development, gayunpaman, ang mga unit na ito ay nailalarawan din ng mababang produktibidad (hanggang sa 40 thousand m3/day).

Sa kabila ng malaking bilang ng mga kinakailangan para sa paggamit ng nitrogen upang madagdagan ang pagbawi ng langis, hindi isang solong proyekto ang maaaring makumpleto nang walang masusing pagsusuri ng mga teknikal, teknolohikal at pang-ekonomiyang mga tagapagpahiwatig. Isang halimbawa ng paggamit ng nitrogen ay Fordoche Field, isang oil and gas condensate field sa Louisiana, USA. Ang reservoir ay isang sandstone na may average na permeability na 6 mD, isang porosity na 20%, ang likas na katangian ng saturation ay magaan, mababang lagkit na langis at isang gas-condensate cap. Sa yugto ng pagpili ng ahente ng pag-aalis, ang tubig ay hindi kasama ( negatibong impluwensya sa pangkalahatang pisikal na produkto para sa langis) at natural na gas (bilang isang produktong ibinebenta). Ang mga pag-aaral sa laboratoryo at data ng pagmomodelo ng 3D ay nagpakita ng mataas na kahusayan ng nitrogen sa immiscible oil displacement, at napagpasyahan na mag-inject ng pinaghalong 70% nitrogen at 30% methane sa dome na bahagi ng reservoir (Fig. 1).

kanin. 1. Mga konsentrasyon ng nitrogen kapag iniksyon sa dome na bahagi ng reservoir, Fordoche Field

Ang pagpapatupad ng iniksyon ng isang pinaghalong N2 at CO2 mula noong 1979 sa loob ng dalawang taon ay naging posible upang madagdagan ang kasalukuyang pagbawi ng langis ng reservoir na may isang bahagyang antas ng pagkaubos, gayunpaman, dahil sa isang bilang ng mga problema sa ekonomiya, kabilang ang pagbaba sa gastos ng produksyon, ang proyekto ay itinigil nang maaga sa iskedyul. Nabanggit na walang nitrogen breakthroughs sa production wells ang naitala, ngunit ang nitrogen concentration ay tumaas ng average na 4% kada taon.

Ang nitrogen injection ay isinagawa sa isang kumpol ng mga patlang sa estado ng Wyoming, USA. Ang Rocky Moutains gas condensate-oil reservoir na isinasaalang-alang ay isang sand formation na may mataas na antas ng layered heterogeneity at mababang permeability (2 mD). Ang pagkaubos ng deposito sa oras ng pagbebenta ay 40%, at naabot ang saturation pressure. Ang pumping ng isang halo ng 35% nitrogen at 65% methane ay naging posible upang mapanatili ang patuloy na produksyon ng condensate sa loob ng ilang taon, ngunit pagkatapos ng pumping nitrogen sa itaas ng 0.6 ng pore volume ng reservoir, ang bahagi ng mga likidong hydrocarbon ay nagsimulang bumaba nang husto. Ang katotohanang ito ay kasabay ng pagtaas ng konsentrasyon ng nitrogen sa paggawa ng balon hanggang 90% sa yugto ng gas. Pagkatapos nito, ang nitrogen injection ay itinigil, at ang presyon ay pinananatili sa tuyong natural na gas.

Dapat tandaan na ang pagpapatupad ng nitrogen injection sa mga deposito ng langis ay palaging sinasamahan ng isang espesyal na hanay ng mga hakbang upang pamahalaan ang iniksyon at maingat na pagsubaybay sa pagpapatakbo ng pondo ng produksyon. Ang mga madalas na pag-aaral ng komposisyon ng produkto para sa konsentrasyon ng nitrogen ay kinakailangan para sa napapanahong pagtuklas at pag-iwas sa mga pambihirang tagumpay ng iniksyon na ahente, regulasyon ng proseso ng pag-iniksyon, at mga pagbabago sa ratio kapag nag-iniksyon ng halo ng mga gas. Ang mga tampok ng paggamit ng nitrogen upang mapanatili ang presyon ng reservoir ay maaari ding gumawa ng mga pagsasaayos sa paglalagay ng pondo ng proyekto ng field.

Sa mababang kalagayan ngayon halaga sa pamilihan Ang pag-iniksyon ng langis ng nitrogen sa mga deposito ng langis ay maaaring hindi lamang hindi bigyang-katwiran ang gastos ng karagdagang kagamitan, ngunit seryoso ring lumala ang ekonomiya ng proyekto. Kasabay nito, ang kasalukuyang sitwasyon ay hindi nakaapekto sa presyo ng gas condensate, at samakatuwid ang nitrogen ay maaaring isaalang-alang upang mapataas ang CIC sa malalaking gas condensate field sa hilaga ng rehiyon ng Tyumen.

Sa kabila ng patuloy na pananaliksik sa direksyong ito, ang pangunahing paraan upang mapataas ang pagbawi ng condensate mula sa mga pormasyon ay itinuturing pa rin na muling pag-injection ng gas sa reservoir upang mapanatili ang presyon ng reservoir sa itaas ng presyon ng saturation. Ang mga gawa ng mga dayuhang may-akda ay nagbibigay ng pagsusuri sa posibilidad ng paggamit ng nitrogen bilang ahente ng iniksyon. Ipinakita ng mga pag-aaral sa laboratoryo na ang pag-iniksyon ng nitrogen sa reservoir ay nagpapahintulot sa isa na bawasan ang saturation pressure at sa gayon ay pahabain ang matatag na produksyon ng condensate. Ang isa sa mga problema ay ang mataas na antas ng pagpapakalat sa pagitan ng nitrogen at basa na mga molekula ng gas sa mga kondisyon ng reservoir. Ang katotohanang ito ay nakasalalay sa geological na istraktura ng reservoir: isang mataas na antas ng pagpapakalat ay katangian ng mga homogenous na reservoir; sa isang heterogenous reservoir, ang dispersion ay depende sa iniksyon na rate ng displacing agent at natutukoy sa pamamagitan ng halaga ng Reynolds number. Sa mataas na bilang ng Reynolds, na karaniwang para sa iniksyon sa mga kondisyon ng reservoir, ang dispersion interaction ng nitrogen at condensate ay halos walang epekto sa huling pagbawi ng condensate. Eksperimento na itinatag na kapag ang injected nitrogen ay nakikipag-ugnayan sa condensate molecule, ang precipitated liquid ay maaaring sumakop ng hanggang 25% ng volume (para sa methane ang figure na ito ay 18-20%). Gayunpaman, kapag ang pumping nitrogen sa isang antas ng 120% ng dami ng bato, ang isang positibong epekto ay sinusunod sa anyo ng isang makabuluhang pagtaas sa condensate recovery coefficient - hanggang sa 90%. Isinagawa sa gawain ng A.Yu. Ang mga pag-aaral sa ekonomiya ni Yushkov ay nagpakita na ang proseso ng pagbibisikleta gamit ang pinatuyong natural na gas ay hindi epektibo sa ekonomiya, at samakatuwid ang pagsasaalang-alang ng nitrogen bilang isang alternatibong ahente ay isang mas matinding isyu. Diagram ng eskematiko Ang pagpapatupad ng nitrogen injection sa gas condensate field ay ipinapakita sa Fig. 2. Ang listahan ng mga kinakailangang kagamitan para sa pagkuha ng nitrogen at kasunod na paghihiwalay mula sa produksyon ng balon ay pareho para sa oil at gas condensate field.

Ang posibleng paggamit ng nitrogen upang mapanatili ang reservoir pressure ay isinasaalang-alang sa ilang mga gas condensate field sa UAE. Ang larangan ng Middle East ay isang malaking homogenous na gas condensate reservoir na may anticlinal na istraktura. Ang average na porosity ay 18%, ang lateral permeability ay 10 mD. Ang field ay binuo mula noong 1974, at ang karagdagang kapasidad para sa muling pag-injection ay nagsimulang itayo noong 2001. Naka-on paunang yugto Ang isang bilang ng mga pag-aaral ng PVT ay isinagawa, na nagsiwalat ng isang bahagyang pagtaas sa presyon ng saturation sa panahon ng pakikipag-ugnayan ng nitrogen sa reservoir gas. Ang pagtatayo at pagsasaayos ng isang hydrodynamic na modelo ng reservoir ay naging posible upang suriin ang dynamics ng liquid phase precipitation sa reservoir sa panahon ng pumping ng natural gas at ang halo nito sa N2 (Fig. 3).

Sa kabila ng pagpapapanatag ng mga proseso ng condensate precipitation, ang panghuling pagbawi ng condensate kapag nagpapatupad ng nitrogen injection ay 2% lamang na mas mataas kaysa sa kapag nag-inject ng natural gas. Kasabay nito, ang isang pambihirang tagumpay ng nitrogen sa pinakamalapit na mga balon ng produksyon ay sinusunod sa loob ng isang taon pagkatapos ng pagsisimula ng iniksyon. Isinasaalang-alang ang proyektong ito sa pangmatagalang panahon, na isinasaalang-alang ang kasalukuyang mga kondisyon sa ekonomiya. Ipagpalagay na matatag na mga presyo para sa kinakailangang kagamitan at mga produkto, ang pagpapatupad ng proyekto ay posible sa 2020s.

kanin. 2. Scheme ng nitrogen injection sa gas condensate field

kanin. 3. Kondensasyon kapag nagbomba ng mga pinaghalong gas

Ang nitrogen feasibility studies ay isinagawa din para sa Cantarell field at south-eastern UAE assets. Ang pinakamababang presyon ng paghahalo para sa mga tiyak na pormasyon ay natukoy, ang isang paghahambing ay ginawa sa mitein at carbon dioxide, ayon sa mga resulta kung saan ang nitrogen ay kinikilala bilang isang angkop na ahente ng iniksyon, na isinasaalang-alang ang teknikal, teknolohikal at pang-ekonomiyang mga tagapagpahiwatig. Gayunpaman, ito ay nagkakahalaga ng noting na para sa bawat tiyak na patlang ang mga resulta ay maaaring naiiba dahil sa pagkita ng kaibhan sa pamamagitan ng thermobaric kondisyon at komposisyon ng reservoir fluids.

Ang pagsusuri ng mga lokal at dayuhang mapagkukunan ay nagpapahintulot sa amin na bumalangkas ng mga sumusunod na konklusyon:

1) ang mga katangian ng physicochemical ng nitrogen at ang kasaganaan nito ay ginagawa itong isa sa mga pinaka-naa-access at medyo epektibong mga ahente para sa pagtaas ng produksyon ng langis at condensate mula sa mga pormasyon;

2) umiiral na mga pamamaraan ang pagkuha ng nitrogen at ang paghihiwalay nito mula sa mahusay na produksyon ay nailalarawan sa pamamagitan ng isang mataas na antas ng kaalaman, pagiging simple at accessibility;

3) praktikal na karanasan, kasama ng isang malaking halaga ng teoretikal na pananaliksik, ay nagpapahiwatig ng positibong epekto ng nitrogen injection sa pagbuo ng mga hydrocarbon field;

4) ang pagkakaroon ng malalaking patlang sa Russian Federation na may makabuluhang mga reserbang condensate ay nagdaragdag ng kahalagahan ng paghahanap mabisang pamamaraan pagtaas ng condensate recovery, isa na rito ay maaaring nitrogen injection upang mapanatili ang pressure sa gas condensate reservoir/cap.

Mga Reviewer:

Grachev S.I., Doktor ng Teknikal na Agham, Propesor, Pinuno ng Departamento na "Pag-unlad at Operasyon ng mga Larangan ng Langis at Gas", Institute of Geology at Oil and Gas Production, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Tyumen State Oil and Gas University" , Tyumen;

Sokhoshko S.K., Doktor ng Teknikal na Agham, Propesor, Pinuno ng Kagawaran ng "Pagmomodelo at Pagkontrol ng Mga Proseso ng Produksyon ng Langis at Gas", Institute of Geology and Oil and Gas Production, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Tyumen State Oil and Gas Unibersidad", Tyumen.

Bibliographic na link

Ignatiev N.A., Sintsov I.A. KARANASAN AT MGA PROSPEK PARA SA NITROGEN INJECTION SA OIL AND GAS INDUSTRY // Pangunahing Pananaliksik. – 2015. – Hindi. 11-4. – P. 678-682;
URL: http://site/ru/article/view?id=39486 (petsa ng access: 04/27/2019). Dinadala namin sa iyong pansin ang mga magazine na inilathala ng publishing house na "Academy of Natural Sciences"

100 RUR bonus para sa unang order

Pumili ng uri ng trabaho Thesis Takdang-aralin Abstract Master's thesis Report on practice Article Report Review Pagsubok Monograph Paglutas ng problema Plano ng negosyo Mga sagot sa mga tanong Malikhaing gawain Pagguhit ng Sanaysay Mga Sanaysay Pagsasalin Mga Presentasyon Pagta-type Iba Pa Pagpaparami ng pagiging natatangi ng teksto Master's thesis Laboratory work On-line help

Alamin ang presyo

PINAGMUMULAN NG PLASTIC ENERGY

Ang pag-agos ng likido at gas mula sa pagbuo sa mga balon ay nangyayari sa ilalim ng impluwensya ng mga puwersa, ang kalikasan at magnitude nito ay naiimpluwensyahan ng mga uri at reserba ng enerhiya ng pagbuo. Depende sa geological na istraktura ng lugar at ang deposito, ang pag-agos ng langis, tubig at gas sa mga balon ay tinutukoy ng:

1) presyon ng rehiyonal na tubig;

2) presyon ng gas na naka-compress sa takip ng gas;

3) ang enerhiya ng gas na natunaw sa langis at tubig at inilabas mula sa kanila kapag bumababa ang presyon;

4) pagkalastiko ng mga naka-compress na bato;

5) gravitational energy.

Depende sa uri ng nakararami na ipinahayag na enerhiya, ang mga konsepto ng reservoir operating mode ay ipinakilala: water-pressure, gas cap (gas-pressure) mode, dissolved gas, elastic o elastic-water-pressure, gravitational at mixed.

Ang rehimen ng presyon ng tubig ng mga patlang ng gas, pati na rin ang mga deposito ng langis, ay nangyayari sa pagkakaroon ng mga aktibong marginal na tubig o sa panahon ng artipisyal na pagbaha ng pagbuo. Ang rehimeng gas ng isang deposito (o ang rehimen ng pagpapalawak ng gas) ay nangyayari sa ilalim ng kondisyon kung kailan ang tanging pinagmumulan ay ang enerhiya ng naka-compress na gas, ibig sabihin, kapag ang mga tubig sa pagbuo ay hindi aktibo.

Ang mga reserbang enerhiya ng reservoir ay ginugugol sa pagtagumpayan ng malapot na puwersa ng friction kapag naglilipat ng mga likido at gas sa ilalim ng mga balon, at sa pagtagumpayan ng mga puwersa ng capillary at malagkit.

PWERSA NA KUMILOS SA DEPOSIT

Ang hydraulic resistance sa panahon ng paggalaw ng likido sa isang porous na daluyan ay proporsyonal sa bilis ng daloy at lagkit ng mga likido. Ang mga resistensyang ito ay katulad ng frictional resistance kapag ang likido ay gumagalaw sa mga tubo. Ngunit hindi tulad ng paggalaw ng likido sa mga tubo, ang likas na katangian ng daloy nito sa isang micro-inhomogeneous porous medium ay may sariling mga katangian. Batay sa mga resulta ng mga obserbasyon ng paggalaw ng tubig at langis sa isang buhaghag na daluyan, itinatag na sa lugar ng kontak ng tubig-langis, sa halip na isang hiwalay na paggalaw sa harap ng mga phase, isang halo ng tubig at langis. gumagalaw. Ang mga likido sa mga capillary channel ay nahahati sa mga haligi at bola, na pansamantalang bumabara sa mga pores ng pagbuo dahil sa pagpapakita ng mga puwersa ng maliliit na ugat. Ang isang katulad na pagbuo ng timpla ay naobserbahan sa mga solong capillary.

Upang isipin ang mekanismo para sa pagpapakita ng mga puwersa ng capillary sa panahon ng paggalaw ng pinaghalong langis-tubig na natitira sa likod ng contact ng langis-tubig, isaalang-alang natin ang mga kondisyon para sa paggalaw ng isang haligi ng langis sa isang cylindrical na capillary na puno at nabasa ng tubig ( Larawan 6.1).

kanin. 6.1. Scheme ng pagpapapangit ng isang drop ng langis kapag lumipat ito sa isang capillary.

Sa ilalim ng pagkilos ng mga puwersa ng capillary, ang haligi ng langis ay may posibilidad na magkaroon ng isang spherical na hugis, at sa gayon ay nagbibigay ng presyon P sa pelikula ng tubig sa pagitan ng mga dingding ng capillary at haligi ng langis:

(6.1)

kung saan ang pag-igting sa ibabaw sa interface ng langis-tubig;

R ay ang radius ng spherical surface ng column ng langis;

r ay ang radius ng cylindrical surface nito.

Sa ilalim ng impluwensya ng presyur na binuo ng menisci, ang likidong pag-agos mula sa layer na naghihiwalay sa haligi ng langis mula sa mga pader ng capillary, na nagpapatuloy hanggang sa maabot ng pelikula ang isang estado ng balanse. Ang mga pelikulang ito ay may mga maanomalyang katangian, lalo na ang pagtaas ng lagkit, at samakatuwid ay hindi sila kumikibo. Dahil dito, habang ang haligi ng langis ay nagsisimulang gumalaw sa capillary, isang frictional force ang lalabas dahil sa presyon ng langis sa mga dingding ng capillary. Bilang karagdagan, bago ang haligi ng langis ay gumagalaw, ang menisci sa mga hangganan ng phase ay deformed at kinuha ang posisyon na ipinapakita ng mga tuldok na linya.

Ang pagkakaiba sa presyon na nilikha ng menisci ay lilikha ng puwersa na sumasalungat sa panlabas na pagkakaiba sa presyon:

(6.2)l

Ang inilarawan na kababalaghan, na sinamahan ng pagkilos ng karagdagang paglaban sa panahon ng paggalaw ng mga bula ng gas at hindi mapaghalo na mga likido sa mga capillary channel, ay unang pinag-aralan ni Jamin at ipinangalan sa kanya. Maraming Jamin effect din ang nangyayari sa panahon ng paggalaw ng gas-oil mixtures sa isang porous na medium. Ang karagdagang paglaban at presyon ng capillary para sa mga solong haligi ay maaaring maliit. Ngunit sa isang porous na daluyan, ang mga haligi ay nabuo sa maraming dami, at isang makabuluhang bahagi ng enerhiya ng pagbuo ay ginugol sa pagtagumpayan ng mga puwersa ng capillary. Ang mga puwersa ng capillary ay nakakatulong na bawasan ang pagkamatagusin ng mga phase.

Sa isang buhaghag na daluyan, ang pinaghalong tubig-langis ay gumagalaw sa mga capillary ng variable na cross-section, at ang mga droplet ay deformed. Kapag ang mga globule at bola ng langis, tubig o gas ay dumaan mula sa malawak na bahagi ng channel patungo sa makitid na bahagi dahil sa hindi pagkakapantay-pantay ng radii ng curvature ng menisci, ang karagdagang presyon sa likod ay lumitaw.

SURFACE PHENOMENA SA PANAHON NG PAGSASALA NG MGA FORMATION FLUIDS AT MGA DAHILAN NG PAGLABAG SA BATAS NI DARCY

Ang mga pattern ng pagsasala ng mga likido at gas sa porous na media ay naiimpluwensyahan hindi lamang ng mga interface sa pagitan ng langis, gas at tubig, kundi pati na rin ng mga phenomena sa ibabaw na nagaganap sa solid-liquid na mga hangganan. Ang pagbaba sa rate ng pagsasala ay maaaring sanhi ng pag-aayos ng kemikal ng mga layer ng adsorption ng mga surface-active na bahagi ng langis, halimbawa, uri ng acid, sa mga aktibong site sa ibabaw ng mga butil ng mineral.

Sa ganitong mga kaso, maaaring may tuluy-tuloy na pagbagal sa pagsasala sa paglipas ng panahon hanggang sa tuluyang ma-block ang mga feather canal dahil sa pagtaas ng kapal ng colloidal films.

Ito ay itinatag na ang epekto ng attenuation ng pagsasala ng langis ay nawawala sa isang pagtaas sa mga patak ng presyon at isang pagtaas sa temperatura sa 60-60 ° C. Habang tumataas ang depresyon sa isang tiyak na limitasyon, ang dating nabuong mga layer ng adsorption-solvation ay nasisira (nabubulok). Isa ito sa mga dahilan ng paglabag sa batas ni Darcy (ang hindi linear na katangian ng pagdepende ng rate ng daloy sa depression) kapag binabago ang mode ng pagsasala ng mga hydrocarbon na likido sa isang porous na medium.

Ang mga rate ng mahusay na produksyon dahil sa pagbuo ng mga deposito ng resin-paraffin sa pagbuo sa ilang mga kaso ay bumababa, at upang labanan ito, ang bottom-hole zone ay pinainit o ang ilalim ay ginagamot sa ilang paraan.

Ang isa pang dahilan para sa paglabag sa batas ni Darcy ay maaaring ang mga maanomalyang katangian ng mga likido na nauugnay sa paglihis mula sa batas ng friction ni Newton.

PANGKALAHATANG SKEMA NG PAGTATALIS NG LANGIS MULA SA PAGBUO NG TUBIG AT GAS

Sa ilalim ng mga natural na kondisyon, ang pinakakaraniwang mga deposito ay ang mga binuo sa ilalim ng mga mode ng presyon (o ang mga operating mode na ito ay muling ginawa at pinapanatili sa artipisyal na paraan sa pamamagitan ng pag-iniksyon ng tubig o gas sa deposito). Ang langis mula sa naturang mga deposito ay inilipat ng mga panlabas na ahente - marginal o injected na tubig, libreng gas mula sa gas cap, o gas na iniksyon sa pagbuo mula sa ibabaw. Sa kabila ng mga makabuluhang pagkakaiba sa mga indibidwal na detalye ng proseso, ang pangkalahatang pamamaraan ng husay para sa pagpapalit ng langis ng tubig at gas ay magkapareho.

Ang langis at ang displacing agent nito ay sabay na gumagalaw sa isang porous na medium.

Gayunpaman, ang kumpletong paglilipat ng langis ng mga ahente na pinapalitan ito ay hindi kailanman nangyayari, dahil ang gas o tubig ay hindi kumikilos bilang "pistons" sa langis. Dahil sa heterogeneity ng mga laki ng butas sa panahon ng proseso ng pag-aalis, ang displacing na likido o gas na may mas mababang lagkit ay hindi maiiwasang lumalampas sa langis. Sa kasong ito, ang saturation ng bato na may iba't ibang mga phase, at samakatuwid ang epektibong pagkamatagusin para sa langis at mga displacing agent, ay patuloy na nagbabago. Sa pagtaas ng saturation ng tubig, halimbawa hanggang 50-60%, tumataas ang dami ng tubig sa daloy dahil sa pagtaas ng epektibong permeability ng bato sa tubig. Sa kasong ito, ang langis ay hindi na pinipilit na lumabas sa mga pores, ngunit sa halip ay dinadala ng daloy ng tubig. Kaya, ang ilang mga zone na may iba't ibang tubig at saturation ng langis ay nabuo kasama ang haba ng pagbuo. Ang isang tipikal na larawan ng mga pagbabago sa saturation ng tubig kasama ang haba ng pagbuo sa isang punto ng oras kapag ang langis ay inilipat ng tubig ay ipinapakita sa Fig. 6.2. Ang pamamaraan ng proseso na ito ay ipinakita ng lahat ng mga mananaliksik bilang kabuuang resulta ng pagpapakita ng mga pwersang capillary at hydrodynamic.

Ang saturation ng tubig ng pagbuo ay bumababa mula sa pinakamataas na halaga na Smax,

naaayon sa panghuling pagbawi ng langis sa paunang linya ng iniksyon ng tubig, hanggang sa nabaon na halaga ng saturation ng tubig na Sn. Sa kasong ito, tatlong mga zone ang maaaring mapansin sa pagbuo. Sa una sa kanila, kung saan ang saturation ng tubig ay nag-iiba mula sa Smax hanggang Sf, sa conventional displacement contour ito ay maayos na bumababa patungo sa oil-saturated na bahagi ng formation. Ang lugar na ito ay nagpapakilala sa zone ng isang pinaghalong langis-tubig kung saan ang langis ay unti-unting nahuhugasan.

kanin. 6.2. Pagbabago sa oil-water saturation kasama ang haba ng formation kapag ang langis ay inilipat ng tubig.

Ang pangalawang seksyon (zone II) na may malaking slope ng curve ay kumakatawan sa isang transition zone mula sa oil washout (zone I) hanggang sa zone III ng paggalaw ng malinis na langis. Ang zone na ito ay karaniwang tinatawag na nagpapatatag. Ang haba nito sa natural na mga kondisyon ay maaaring umabot ng ilang metro.

Ang isang katulad na pamamahagi ng gas at langis sa reservoir ay nabuo kapag ang langis ay inilipat sa pamamagitan ng gas. Pangunahing dami ang pagkakaiba dahil sa magkakaibang lagkit ng tubig at gas.

Bilang karagdagan sa libreng gas ng takip ng gas, ang langis mula sa reservoir ay maaari ding ilipat sa pamamagitan ng gas na inilabas mula sa solusyon. Minsan ang natunaw na gas ay ang tanging pinagmumulan ng enerhiya sa deposito. Ang enerhiya ng gas na natunaw sa langis ay ipinahayag sa mga kaso kung saan ang presyon sa reservoir ay bumaba sa ibaba ng saturation pressure ng langis na may gas.

Sa pagbaba ng presyon, ang libreng gas ay unang inilabas sa solid na ibabaw, dahil ang trabaho ay kinakailangan upang bumuo ng isang bula sa dingding (maliban sa kaso ng kumpletong basa ng ibabaw solid likido), mas mababa kaysa sa kinakailangan para sa pagbuo nito sa libreng espasyo ng likido. Matapos ang pagbuo ng isang bula, ang saturation ng gas ng istraktura ay tumataas.

Sa una, ang mga bula ng gas ay malayo sa isa't isa, ngunit, unti-unting lumalawak, ang mga lugar na puspos ng gas ay kumonekta sa isa't isa. Matapos mabuo ang mga bula ng gas, inialis nila ang langis mula sa pagbuo sa dami na kanilang sinasakop sa puwang ng butas. Ang epektibong proseso ng displacement na ito ay nagpapatuloy hangga't ang mga lugar na puspos ng gas ay pinagsalitan ng langis (ibig sabihin, hanggang sa mabuo ang tuluy-tuloy na mga lugar na puspos ng gas). Mula sa puntong ito, ang kahusayan ng pag-alis ng langis sa pamamagitan ng gas ay bumababa habang ang gas saturation ng mga pores ng pagbuo ay tumataas, dahil ang mababang lagkit ng gas ay nagbibigay-daan ito upang lumipat nang mas mabilis kaysa sa langis patungo sa mga balon, sa mga zone ng mababang presyon (patungo sa ilalim ng mga butas), at sa mga lugar na puno ng gas.

PAGBAWI NG LANGIS NG MGA FORMASYON SA ILALIM NG IBAT IBANG KUNDISYON NG RESERVOIR DRAINAGE

Ang oil recovery factor ng isang reservoir ay karaniwang tinatawag na pagkakaiba sa pagitan ng inisyal at natitirang (panghuling) saturation ng langis, na tinutukoy bilang ang inisyal.

Sa kasalukuyang antas ng pag-unlad ng teknolohiya at kagamitan sa paggawa ng langis, ang pisikal na posibleng kadahilanan ng pagbawi ng langis ay makabuluhang mas mababa sa isa. Kahit na ang pattern ng balon ay siksik at ang mga kadahilanan ng tubig ay mahalaga, ang pagbawi ng langis ay bihirang umabot sa 70-80%

Ang pagbawi ng langis ay depende sa uri ng enerhiya na ginamit. Ang pinakamalaking kahalagahan nito ay sinusunod sa mga kondisyon ng pag-aalis ng langis sa pamamagitan ng tubig, na kadalasang nauugnay sa malalaking reserbang enerhiya ng mga rehiyonal na tubig, na maaaring maging walang limitasyon kumpara sa mga reserbang enerhiya ng libreng gas na naka-compress sa gas cap at natunaw sa langis. Ipinaliwanag din ito mahusay na kahusayan flushing pores sa tubig, dahil ang lagkit ratio ng langis at tubig ay mas kanais-nais kapag pinapalitan ang langis ng tubig kaysa sa gas. Sa wakas, ang pagtaas ng pagbawi ng langis kapag ang langis ay pinalitan ng tubig ay maaaring mapadali ng physicochemical interaction ng tubig sa bato at langis. Ang tubig ay may mas mahusay na kakayahang maghugas at maglipat kaysa sa gas.

Ang kahusayan ng paglipat ng langis sa pamamagitan ng gas na inilabas mula sa solusyon ay mas mababa kaysa sa iba pang mga mapagkukunan ng enerhiya ng reservoir. Ito ay ipinaliwanag sa pamamagitan ng limitadong dami ng gas na naroroon sa pagbuo at ang maliit na ratio ng gas sa mga lagkit ng langis, na nag-aambag sa mabilis na pagbagsak ng gas sa mga balon dahil sa mataas na kadaliang kumilos nito. Bilang karagdagan, ang gas ay isang yugto na hindi binabasa ang pagbuo ng mga bato, na nag-aambag sa pagtaas ng dami ng natitirang langis.

Ang enerhiya ng gas mula sa gas cap ay ipinahayag nang mas mahusay. Sa panahon ng proseso ng pagpapalawak ng gas, ang langis ay gumagalaw sa ilalim, at sa simula ay mayroong isang epektibong pag-aalis ng langis mula sa pagbuo na may medyo mababang saturation ng gas. Ang isang karagdagang pagbaba sa kahusayan ng pagpapalawak ng cap ng gas ay higit sa lahat dahil sa hindi basa ng solid phase ng gas at ang mababang lagkit nito, na humahantong sa pambihirang tagumpay ng gas sa mga balon sa pamamagitan ng malalaking channel at mas natatagusan na mga zone ng pagbuo.

Ang anggulo ng pagkahilig ng mga pormasyon ay may malaking impluwensya sa pagbawi ng langis ng mga deposito na may takip ng gas. Sa matarik na mga anggulo ng paglubog ng mga pormasyon, ang mga kondisyon para sa gravitational separation ng gas mula sa langis ay nagpapabuti, at ang kahusayan ng pag-aalis ng langis sa pamamagitan ng gas ay tumataas.

Ang mababang pagbawi ng langis mula sa mga natural na reservoir ay ipinaliwanag ng micro- at macro-heterogeneous na kalikasan ng kanilang istraktura. Ang micro-inhomogeneous at kumplikadong kalikasan ng istraktura ng espasyo ng balahibo ay ang dahilan para sa pambihirang tagumpay ng tubig at gas sa pamamagitan ng magkahiwalay na mga channel at ang pagbuo ng mga pinaghalong tubig-langis-gas sa isang porous na daluyan. Ang pinagsama-samang paggalaw ng iba't ibang mga immiscible phase sa isang formation ay isang kumplikadong proseso kung saan ang mga puwersa ng capillary ay maraming beses na mas malaki kaysa sa panahon ng "piston" na pag-aalis ng langis sa pamamagitan ng tubig.

Ito ay kilala na ang pag-aalis ng magkaparehong natutunaw na mga likido ay nailalarawan sa pamamagitan ng mataas na pagbawi ng langis, malapit sa 95-100%.

Ang mataas na lagkit ng langis kumpara sa lagkit ng tubig ay nakakatulong sa pagbawas ng pagbawi ng langis. Ayon sa mga resulta ng mga pag-aaral, na may pagtaas sa lagkit ng langis, ang iba't ibang mga lokal na heterogeneities sa mga pisikal na katangian ng mga bato ay nagiging mas malinaw, na humahantong sa paglitaw ng maliit ngunit maraming mga lugar na nalampasan ng harap ng tubig at hindi gaanong nahugasan nito.

Ang pagbawi ng langis mula sa mga reservoir ay higit na naiimpluwensyahan ng tiyak na lugar sa ibabaw ng mga bato. Ang langis ay nag-hydrophobiz sa ibabaw ng solid phase, at ang bahagi ng langis sa isang estado ng pelikula ay maaaring alisin mula sa pagbuo lamang sa pamamagitan ng mga espesyal na paraan ng pagkakalantad.

Ang macro-heterogeneous na istraktura ng mga reservoir ay ang pinaka makabuluhang dahilan para sa hindi kumpletong pagbawi ng langis mula sa reservoir. Ang heterogeneity ng istraktura, mga katangian at komposisyon ng mga bato ay nagpapaliwanag ng hitsura ng mga zone na hindi nahuhugasan ng tubig at hindi gaanong pinatuyo ng gas. Lumalabas din na ang pagbawi ng langis ay nakasalalay sa mga katangian ng porous na daluyan at ang mga kondisyon para sa pag-aalis ng langis sa pamamagitan ng tubig at gas (ang dami at komposisyon ng nakagapos na tubig, ang komposisyon at mga katangian ng physicochemical ng langis at mga bato, ang rate ng pag-aalis , atbp.).

Batay sa mga dahilan na nagdudulot ng hindi kumpletong pagbawi ng langis mula sa reservoir, ang mga sumusunod na anyo ng reservoir ng pagkakaroon ng natitirang langis ay maaaring mapansin:

1)capillary retained oil;

2) langis sa isang estado ng pelikula na sumasaklaw sa ibabaw ng solid phase;

3) langis na natitira sa mga lugar na mababa ang pagkamatagusin, na-bypass at mahinang nahugasan ng tubig;

4) langis sa mga lente na pinaghihiwalay mula sa pagbuo sa pamamagitan ng hindi natatagusan na mga tulay at hindi natagos ng mga balon;

5) langis na nakulong malapit sa mga lokal na impermeable screen (mga discharge at iba pang impermeable dam).

Sinasaklaw ng langis ng pelikula ang ibabaw ng solidong yugto ng pagbuo na may manipis na basang pelikula. Ang halaga ng langis na ito ay tinutukoy ng saklaw ng pagkilos ng mga molekular na puwersa ng solid at likidong mga phase, ang istraktura ng ibabaw ng mineral at ang laki ng tiyak na lugar ng ibabaw ng mga bato.

Ang mga sukat ng manipis na mga layer ng likido, pati na rin ang mga pag-aaral ng pamamahagi ng natitirang tubig sa isang buhaghag na daluyan, ay nagpapakita na ang dami ng natitirang langis sa isang estado ng pelikula sa totoong mga kondisyon ay maraming beses na mas mababa kaysa sa napanatili ng pagkilos ng maliliit na ugat.

Bilang karagdagan sa film at capillary retained oil, ang malaking halaga nito ay maaaring manatili sa mga lugar na nalampasan at hindi nahuhugasan ng mabuti, gayundin sa mga nakahiwalay na lente, mga patay na dulo at mga lokal na impermeable na mga screen at tulay.

Ang mga maliliit na halaga ng mga kadahilanan sa pagbawi ng langis ng mga natural na reservoir ay nagpapahiwatig ng isang makabuluhang halaga ng natitirang langis sa reservoir sa anyo ng mga maliliit at malalaking haligi dahil sa heterogeneity ng istraktura ng mga bato at mga layer.

Tulad ng nabanggit na, ang rehimen ng presyon ng tubig ay ang pinaka-epektibo, at samakatuwid, upang madagdagan ang pagbawi ng langis mula sa mga reservoir kapag bumubuo ng mga deposito ng langis, dapat magsikap ang isa na mapanatili ang natural o kopyahin ang artipisyal na rehimen ng pag-alis ng langis sa pamamagitan ng tubig. Ang teknolohiya ng waterflooding ay maaaring mapabuti sa pamamagitan ng pagpili ng mga parameter ng proseso na nagbibigay ng pinakamahusay na mga kondisyon para sa pagpapalit ng langis ng tubig. Kapag ang pagbaha ng mga deposito, maaari mong baguhin ang mode (bilis) ng iniksyon ng tubig sa pagbuo, ang pag-igting sa ibabaw nito sa interface na may langis at mga katangian ng basa (sa pamamagitan ng pagpapagamot ng tubig na may mga espesyal na sangkap), lagkit at temperatura.

ANG TUNGKULIN NG MGA PROSESO NG CAPILLARY SA PAGPAPALIT NG LANGIS NG TUBIG MULA SA POROSUS MEDIA

Ang pore space ng oil-bearing rocks ay isang malaking akumulasyon ng mga capillary channel kung saan gumagalaw ang mga hindi mapaghalo na likido, na bumubuo ng menisci sa mga interface ng phase. Samakatuwid, ang mga puwersa ng capillary ay nakakaimpluwensya sa mga proseso ng pag-aalis ng langis.

Sa likod ng oil-water contact, ang menisci ay lumilikha ng maraming Jamin effect at pinipigilan ang oil displacement. Kung ang daluyan ay hydrophilic, sa lugar ng water-oil contact ang presyon na binuo ng menisci ay nagtataguyod ng paglitaw ng mga proseso ng capillary impregnation at muling pamamahagi ng mga likido. Ito ay dahil sa heterogeneity ng mga laki ng butas. Ang presyon ng capillary na binuo sa mga channel ng maliit na cross-section ay mas malaki kaysa sa malalaking pores. Bilang isang resulta, ang mga countercurrent na proseso ng pagpapabinhi ng capillary ay nangyayari sa pakikipag-ugnay sa langis-tubig - ang tubig ay tumagos sa bahagi ng langis ng pagbuo sa pamamagitan ng maliliit na pores, at ang langis ay inilipat sa pamamagitan ng malalaking pores patungo sa aquifer. Samakatuwid, kinakailangang magpasya kung aling tubig ang dapat piliin para sa pagbaha sa mga deposito: ang mga masinsinang hinihigop sa bahagi ng langis ng deposito sa ilalim ng impluwensya ng mga puwersa ng capillary o mahina na tumagos sa pagbuo. Sa pamamagitan ng pagbabago ng kalidad ng tubig na iniksyon sa reservoir, posible na maimpluwensyahan ang pag-igting sa ibabaw sa interface na may langis, mga katangian ng basa, pati na rin ang mga katangian ng lagkit.

Dapat pansinin na ang tanong ng pagtaas o pagbaba ng mga puwersa ng capillary, pati na rin ang maraming iba pang mga problema sa pisika ng pag-alis ng langis sa pamamagitan ng tubig, ay walang isang hindi malabo na solusyon. Sa mga kondisyon ng butil na heterogenous na mga reservoir, ang mga proseso ng muling pamamahagi ng langis at tubig sa ilalim ng pagkilos ng mga puwersa ng capillary ay maaaring mag-ambag sa napaaga na pagkagambala ng pagpapatuloy ng langis sa mga sistema ng supply ng langis ng mga capillary sa zone ng magkasanib na paggalaw ng langis at tubig, na tumutulong sa pagbuo ng oil-water mixtures sa pore space, na sinamahan ng makabuluhang pagbawas sa oil recovery. Sa mga fractured reservoir, ang pagbawi ng langis mula sa mga bloke ay tumataas kapag ang tubig ay na-injected sa reservoir, na maaaring masinsinang hinihigop sa bato sa ilalim ng impluwensya ng mga puwersa ng capillary.

PAGDASA SA PAGBABAWI NG LANGIS SA BILIS NG PAGDILIPAT NG LANGIS SA TUBIG

Ang pagtatasa ng mga resulta ng isang malaking bilang ng mga pag-aaral na nakatuon sa problemang ito ay nagpapahintulot sa amin na gumuhit ng isang konklusyon tungkol sa koneksyon sa pagitan ng mga capillary na katangian ng reservoir system at ang likas na katangian ng pag-asa ng pagbawi ng langis sa rate ng pag-aalis ng langis sa pamamagitan ng tubig. Sa lahat ng mga kaso, kapag ang pagbuo ay hydrophobic at ang mga puwersa ng capillary ay humahadlang sa pag-alis ng langis mula sa porous na daluyan ng tubig, ang pagbawi ng langis ay tumataas sa pagtaas ng bilis ng kontak ng langis-tubig (ibig sabihin, ito ay tumataas sa pagtaas ng mga gradient ng presyon). Kapag humina ang mga puwersa ng capillary (dahil sa mababang pag-igting sa ibabaw, pagkamatagusin ng bato > 1-2 μm2, atbp.), ang rate ng pag-alis ng langis sa pamamagitan ng tubig ay hindi nakakaapekto sa pagbawi ng langis.

Sa pagsasagawa, ang mga deposito ng langis ay madalas na nakatagpo na lubhang magkakaibang sa antas ng heterogeneity ng bato at istraktura ng strata. Sa kasong ito, ang pag-asa ng pagbawi ng langis sa pagbaba ng presyon (sa rate ng pag-aalis) ay naiimpluwensyahan, bilang karagdagan sa mga katangian ng physicochemical ng reservoir system, ng maraming iba pang mga kadahilanan. Halimbawa, sa isang bilang ng mga kaso, alam na ang mga karagdagang layer ay kasama sa trabaho na may pagtaas ng depression, na dati (sa mas mababang presyon ay bumaba) ay hindi lumahok sa pag-agos ng langis. Sa pagtaas ng depresyon, ang mga presyon sa pagbuo ay muling ipinamamahagi na may kaukulang mga pagbabago sa geometry ng daloy, na sumasaklaw sa mga karagdagang lugar ng pagbuo na dati ay gumawa ng kaunting langis. Mayroong iba pang mga kadahilanan na nakakaimpluwensya sa mga resulta ng pag-alis ng langis sa pamamagitan ng tubig mula sa mga natural na pormasyon at ang pag-asa sa pagbawi ng langis sa laki ng depresyon. Samakatuwid, sa totoong mga kondisyon, ang iba't ibang mga coefficient sa pagbawi ng langis ay posible, anuman ang mga katangian ng physicochemical ng pagbuo.

Ayon sa mga obserbasyon ng maraming mga mananaliksik, ang pagtaas ng mga gradient ng presyon sa reservoir ay may kapaki-pakinabang na epekto sa pagbawi ng langis ng mga deposito ng langis na nakakulong sa mga heterogenous na reservoir.