Fysiske baser for fortrengning av olje med vann og gass fra reservoaret.
Introduksjon
De første resultatene av eksperimentelle og feltstudier om bruk av overflateaktive stoffer som tilsetningsstoffer i oljeflom ble publisert i USA på 40- og 50 -tallet. I vårt land har dette problemet blitt studert i mer enn 30 år og gjenspeiles i verkene til P.A. Rebinder, G.A. Babalyan, K.F. Zhigach, M.M. Kusakova, Sh.K. Gimatudinova, F.I. Kotyakhova, V.V. Devlikamova, I.L. Markhasin, I.I. Kravchenko, M.A. Gman, A.B. Tumasyan og andre.
I løpet av denne tiden har hovedsakelig det fysisk -kjemiske og teknologiske grunnlaget for metoden blitt utviklet, omtrentlige kriterier for anvendelsen av overflateaktive stoffer er blitt underbygd, og metoden har blitt testet under forskjellige geologiske feltforhold.
Imidlertid har mange aspekter av dette problemet hittil ikke blitt fullstendig studert og krever avklaring og videre forskning.
Oljeutvinningsmekanisme under påvirkning av vandige overflateaktive løsninger på gjenværende olje i reservoarer forskjellige typer kompleks og mangesidig, som på forhånd bestemmer behovet for ytterligere eksperimentell og feltforskning på et moderne vitenskapelig grunnlag.
Hastigheten til problemet. På 1900-tallet var det en 15 ganger økning i energiforbruket, hvor hovedandelen er olje og gass. På kort sikt den dominerende posisjonen som hovedkilde for motorbrensel og råstoff kjemisk produksjon vil forbli for olje. Samtidig vil overstigende produksjon fra aktive reserver føre til at om 20 år vil hovedvolumet av verdens produksjon, opptil 70%, bli levert av oljereserver som er vanskelig å gjenvinne. Allerede i dag i Russland, på de fleste av de største oljefeltene som har kommet inn i et sent utviklingsstadium, har andelen av reserver som er vanskelig å gjenvinne økt mer enn 10 ganger og fortsetter å vokse.
Den begrensede bruken av moderne forbedret oljeutvinningsteknologi fører til at oljeutvinningsfaktoren (ORF) synker med 3-4% over et tiår. Samtidig ville en økning i oljeutvinningen med bare 1% gi Russland en økning i den årlige produksjonen på minst 10-20 millioner tonn, noe som tilsvarer oppdagelsen av et nytt felt. Derfor er det i dag nødvendig å intenst introdusere nye avanserte teknologier rettet mot å involvere i utviklingen av alle typer restoljer i felt som har kommet inn i siste fase av utnyttelse, og effektiv utvikling av felt med tunge oljer med høy viskositet.
Derfor er studien rettet mot å løse et presserende problem - utvikling av et sett med teknologier for å forbedre oljeutvinningen, øke strømningshastigheten til å produsere brønner.
Formålet med studien er de kvalitative indikatorene og effektiviteten til oljeforskyvning med en overflateaktiv løsning.
Temaet for forskning i dette arbeidet er effektiviteten til forskyvningsevnen til overflateaktive løsninger.
Forskningsmål og -mål. Formålet med denne forskningen er å forbedre effektiviteten ved utvikling av oljefelt med høy viskositet ved bruk av overflateaktive stoffer. En økning i utvinningsfaktoren for olje med høy viskositet i forhold til reservoarer med heterogen permeabilitet bør sikres gjennom introduksjon av overflateaktivt injeksjons-teknologi.
Forskningsoppgavene inkluderte:
å studere metoder for å øke oljeutvinningen av terrigenformasjoner;
utvikling av ny teknologi for å forbedre oljeutvinningen ved å stimulere dannelsen ved å regulere ikke-ioniske overflateaktive stoffer;
for å studere mekanismen for oljeforskyvning fra et porøst medium ved bruk av overflateaktive stoffer
bestem overflatespenningen til en løsning av overflateaktivt middel Neonol AF9-12 med forskjellige konsentrasjoner;
bestemme grensesnittspenningen til en løsning av overflateaktivt middel Neonol AF9-12 med forskjellige konsentrasjoner.
Vitenskapelig nyhet. Studien av kvaliteten på det ikke-ioniske overflateaktive stoffet (NSAS) Neonol AF9-12 ble utført. Fordelen med ikke -ioniske overflateaktive stoffer er dets kompatibilitet med vann med høy saltholdighet og betydelig lavere adsorpsjon sammenlignet med ioniske overflateaktive stoffer.
En studie av fortrengningsevnen til en løsning av overflateaktivt middel (overflateaktivt middel) AF9-12 har blitt utført.
.1 Utvikling av forbedrede oljeutvinningsmetoder (EOR) i Russland
Med alle fordelene ved den industrialiserte oljeflowmetoden som en metode for den mest komplette oljeutvinningen, gir den likevel ikke lenger den nødvendige sluttgraden av oljeutvinning fra reservoarer, spesielt under forhold med heterogene porøse medier og høy oljeviskositet, når relativt lav dekning av reservoarer ved vannføring oppnås. ... Etter at utbyggingen av oljefelt er fullført, forblir 40 til 80% av oljereservene i jordens tarm. Gjenværende olje er generelt i en slik tilstand at det er vanskelig å gjenvinne den med konvensjonelle utviklingsmetoder.
Som kjent er det to typer gjenværende olje. Den første typen er olje som ikke er involvert i filtreringsprosessen, konsentrert i stillestående og udrenerte soner og mellomlag som ikke dekkes av effekten av fortrengningsmidler. Årsakene til fremveksten av de såkalte "søyler" av olje er først og fremst permeabilitetsheterogeniteten til reservoaret og den lave dekningen av reservoaret ved vannføring og brønner. Feltstudier har funnet ut at når permeabilitetene til de to mellomlaget som er atskilt med en leiredam er 5 ganger eller mer, kommer vann praktisk talt ikke inn i lavpermeabilitet-mellomlagene, noe som resulterer i at olje ikke er involvert i utviklingen. Sammensetningen av gjenværende olje av denne typen er åpenbart den samme som den fortrengte oljen, siden den ikke interagerer med de injiserte væsker.
En annen type gjenværende olje er olje som er igjen i delvis vasket volum av formasjonen. I henhold til arten av endringen i fasegjennomtrengelighet, blir olje praktisk talt ubevegelig ved høye verdier av vannmetning (en høy grad av tømming av reservoaret). For denne typen olje spiller interaksjoner i steinoljen og injiserte væskesystemer en viktig rolle, spesielt arten av bergoverflatens fuktighet. Sammensetningen av denne typen restolje skiller seg fra oljesammensetningen i begynnelsen av utviklingen.
Papiret presenterer forskyvningskurver og fasegjennomtrengningsdiagrammer for flere felt i Vest-Sibir og Ural-Volga-regionen, sammensatt av karbonatbergarter og sandsteiner med ulik fuktighet. Det viser seg at sammensetningen og egenskapene til den resterende oljen er vesentlig avhengig av arten av fuktigheten til steinoverflaten på steinene.
Når olje forskyves fra et hydrofilt porøst medium, er forskyvningsmodusen nær "stempel" -modusen, når opptil 90% olje produseres i løpet av den vannløse perioden. I sin tur vannperioden for hydrofil steiner er kort, og ved injeksjon av 0,5-1,5 poremengder vann oppnås maksimal vannskjæring av det produserte produktet. Bundet vann danner en film over hele steinoverflaten, og gjenværende olje er hovedsakelig konsentrert i store porer. Vannfiltrering skjer hovedsakelig gjennom små og mellomstore kapillærer, hvorfra olje skyves ut i form av dråper til større kapillærer. Gjenværende oljemetning i dette tilfellet er representert med olje som er kapillært fanget.
I et hydrofobt porøst medium, derimot, er vann konsentrert i midten av store porer, og olje danner en film på overflaten av fjellet. Ved forskyvning danner vann kontinuerlige kanaler gjennom store og mellomstore kapillærer, og tykkelsen på oljefilmene avtar gradvis. Forskyvningsprosessen for hydrofobe reservoarer er preget av en kort vannfri og lang vannperiode, for å oppnå maksimal vannskjæring er injeksjon av 6-10 porevolumer vann nødvendig. Resterende olje er konsentrert i en film på overflaten av fjellet, så vel som i små porer i blindvei.
De høyeste oljeforskyvningsfaktorene, som overstiger 70%, oppnås i reservoarer med mellomliggende fuktighet, når små porer er hydrofile og store er hydrofobe. I dette tilfellet forskyves oljedråper konsentrert i hydrofile porer samtidig og filmoljen vaskes ut i hydrofobe. På grunn av tilstedeværelsen av hydrofobe områder dannes det vesentlig mindre kapillærfanget olje.
Dannelsen av gjenværende olje i de vaskede sonene bestemmes også av egenskapene til selve oljen. Sammensetningssammensetningen, den spredte strukturen, innholdet i tunge fraksjoner, tilstedeværelsen av polare asfaltenharpiksholdige stoffer er faktorer som påvirker de strukturelle og mekaniske egenskapene til oljedråper og filmer og grensesnittspenningen. Spesielt er innholdet og strukturen til asfaltener og harpikser av grunnleggende betydning for fortrengningsprosessen, siden det er i disse komponentene at de fleste polare og overflateaktive stoffer er konsentrert, som har en stabiliserende effekt på kolloidale systemer og forbedrer adsorpsjonen av olje på steinoverflaten.
Spesifisiteten til egenskapene til oljer med økt innhold av asfaltener, harpikser og parafin, betydelige molekylvekter, tilstedeværelse av heteroelementer, paramagnetisme, polaritet, uttalte kolloidalt spredte egenskaper, muligheten for å danne en sterk struktur i olje og manifestasjon av tiksotropiske egenskaper førte til isolering av en uavhengig seksjon om hydrodynamikken i utviklingen av ikke-newtoniske oljer ... Blant forskerne som jobber på dette området er A.Kh. Mirzajanzade, V.V. Devlikamova, A.T. Gorbunova, I.M. Ametova, Z.A. Khabibullina, A.G. Kovaleva, M.M. Kabirova og andre.
Bruken av vannføring i henhold til tradisjonell teknologi forutbestemmer naturlig og uunngåelig vanning av reservoarene etter hvert som de er utarmet. De fleste oljefeltene er flerlags. Samtidig skiller reservoarene seg fra hverandre når det gjelder reservoaregenskaper, og deres felles utvikling sikrer ikke jevn forskyvning av olje i hele reservoaret, noe som forårsaker dannelse av restolje i lavpermeabilitetslag og soner.
Disse faktorene påvirker fullstendigheten av produksjonen av oljereserver betydelig, dvs. om den endelige oljeutvinningsfaktoren og om vilkårene for lønnsom utnyttelse av oljefelt. Dermed overstiger den gjennomsnittlige designoljeutvinningen for russiske felt ikke 40-43%.
Med andre ord vil omtrent 57-60% av de opprinnelige oljereservene forbli uopprettede. Til tross for noen høye oljeutvinningsrater, karakteriseres utviklingen av en betydelig del av oljeforekomsten i alle land i verden som utilfredsstillende sett fra fullstendigheten av utvinningen av oljereserver. For eksempel, i landene i Latin-Amerika og Sørøst-Asia, er den endelige oljeutvinningsgraden 24-27%, i Iran-16-17% i USA, Canada, Vest-Europa, Saudi -Arabia - 33-37 %.
Gjenværende (ikke-utvinnbare) oljereserver når forskjellige land i gjennomsnitt 55-85% av de opprinnelige geologiske reservene. I et enda bredere område (30-90%) varierer gjenværende reserver for individuelle felt under utvikling.
Alvorlighetsgraden av problemet med å øke oljeutvinningen skyldes det faktum at med en jevn nedgang i oljeproduksjonen, uttømming av lett tilgjengelige aktive reserver som ligger under gunstige naturlige og geologiske forhold, er det praktisk talt ingen effektive teknologier for utvikling av vanskelige -gjenvinne oljereserver i landet.
De tilgjengelige ingeniørløsningene i denne retningen er hovedsakelig av søkende art og har som regel en rekke alvorlige begrensninger.
Andelen aktive reserver i landet, anslått av en rekke forfattere, overstiger ikke 50% av de totale gjenværende oljereservene. Følgelig er utsiktene for hele oljeutvinningsindustrien og særlig vitenskapelig forskning knyttet til forbedring av utviklingen av forekomster med oljereserver som er vanskelig å gjenvinne.
Løsningen på problemet med å øke effektiviteten til å utvikle felt med vanskelig gjenvinnbare reserver er forbundet med opprettelse av nye og forbedringer av eksisterende fysikalsk-kjemiske metoder som sikrer en mer fullstendig oljeutvinning og en reduksjon i produksjonen av tilhørende vann. I denne forbindelse er metodene for å regulere utviklingen av felt som går inn i det sene stadiet, med en høy tømming av reserver og et betydelig vannkutt av de produserte produktene, av stor betydning.
I Sovjetunionen og Russland begynte de på 50 -tallet vedvarende å lete etter måter å forbedre effektiviteten ved vannføring av oljefelt og øke den endelige oljeutvinningen av reservoarer.
I begynnelsen ble økningen i vannløpseffektiviteten hovedsakelig utført ved å endre utformingen av vanninjeksjonsbrønner (omkrets, aksial, blokk, fokal, selektiv, areal, etc.). Mye oppmerksomhet ble lagt til optimalisering av vanninjeksjonstrykk, valg av utviklingsmål, økt vannløpseffektivitet gjennom rasjonell plassering av produksjonsbrønner, etc.
Resultatene av påføring av økte trykk på injeksjonslinjen, nær fjellet, viste at med en økning i trykkfallet mellom formasjonen og brønnen, øker arbeidstykkelsen og koeffisienten for hydraulisk konduktivitet for formasjonen. Den gjennomsnittlige økningen i arbeidsformasjonstykkelsen med en økning i trykket fra 11 til 15 MPa er omtrent 20%.
På begynnelsen av 60-tallet begynte de å intensivt studere metoder for å forbedre vannets oljeforskyvende evne ved å tilsette forskjellige aktive midler. Hydrokarbongass, polymerer, overflateaktive stoffer, alkalier, syrer, etc. begynte å bli undersøkt og brukt som slike midler Disse metodene var rettet mot å eliminere eller redusere den negative effekten av kapillarkrefter og vedheftskrefter som holder olje i oversvømte reservoarer.
Disse metodene inkluderer bruk av svakt konsentrerte oppløsninger av vannløselige overflateaktive stoffer, alkalier og polymerer, syklisk innvirkning på formasjonen, endring av væskestrømningsretning og andre som øker oljeutvinningen med 2-8%. De mest potensielle metodene inkluderer forskyvning av olje med høy viskositet med damp, forbrenning på stedet og olje med lav viskositet med micellære løsninger, som øker oljeutvinningen med 15-20%. Effektiviteten til metoden for oljeforskyvning med karbondioksid og hydrokarbongasser, kombinert med vannføring, inntar en mellomstilling (5-15%).
Med en økning i vannkuttet av den produserte væsken, reduseres effektiviteten til den ovennevnte EOR, og ved høy vannkutt blir de ineffektive. Derfor er omfanget av søknaden deres til 1992-1993. redusert.
Heterogeniteten til de produktive formasjonene i permeabilitet, som vist i de foregående seksjonene, får vannet som injiseres for vedlikehold av trykket i reservoaret til å passere gjennom de mest gjennomtrengelige mellomlag og lag, slik at mindre permeable mellomlag ikke blir utarmet. Utviklingen av produktive formasjoner av et system av brønner under forholdene i heterogene formasjoner fører til dannelse av stillestående soner mellom brønnene (inkludert i svært produktive formasjoner), på grunn av hydrodynamikken i fortrengningsprosesser og fordelingen av trykkfeltet i brønnen system. I slike endrede geologiske og produksjonsbetingelser for utvikling av produktive formasjoner, er hovedbetingelsen for å øke effektiviteten av driften deres en signifikant reduksjon i permeabiliteten til de vannete mest gjennomtrengelige lagene i formasjonen for å lede det injiserte vannet til mindre permeabelt lavvannede lag, samt endre fordelingen av trykkfeltet for å dekke de stillestående sonene ved flom. ... I denne forbindelse ble laboratorie- og feltstudier startet og utviklet for å utvikle metoder for å øke feieeffektiviteten ved hjelp av injisert vann.
En av de første teknologiene for å øke feieeffektiviteten ved påvirkning på et sent utviklingsstadium var injeksjon av polymer-dispergerte systemer (PDS) i sterkt vannet lag-for-lag heterogene formasjoner, når svakt konsentrerte oppløsninger av polymer og leiresuspensjon ble injisert suksessivt. Senere dukket det opp et stort antall teknologier basert på bruk av polymerer, alkalier og overflateaktive stoffer, basert på sedimentgelering i høyt vannede reservoarer. En av de første metodene var bruk av tverrbundet polyakrylamid (kromacetat) og celluloseetere. Injeksjon av løsninger av disse reagensene og systemer med relativt store volumer (200-500 m3 per 1 m reservoirtykkelse) gjør det mulig å redusere permeabiliteten til høyt produktive godt vasket reservoarlag i tilstrekkelig stor avstand fra injeksjonsbrønnen. Ved å bruke ideen om å redusere permeabiliteten til de mest gjennomtrengelige og godt vasket formasjonssoner ved å lage stasjonære geler i et porøst medium og tette med sedimentdannende systemer, begynte de å bruke rimeligere og rimeligere reagenser og deres sammensetninger ( flytende nefelin, aluminiumklorid, alkalisk avfall fra kaprolaktanproduksjon, tremel, alkalisk avfall, forskjellige sekundære materialressurser (BMP), etc.). Etter de geldannende systemene begynte reagenser og deres sammensetninger som forbedrer oljeforskyvende egenskaper til vann å bli injisert. Alle disse metodene kan betraktes som modifikasjoner av metoder basert på bruk av sediment-geldannende og polymer-dispergerte systemer.
Sammen med injeksjon av store mengder kjemiske løsninger i i fjor begynte å pumpe relativt små mengder kjemikalier, noe som førte til den såkalte retningsendringen i egenskapene til bunnhullets formasjonssone. En av disse metodene er bruk av viskoelastiske sammensetninger, som er løsninger av polyakrylamid med et høyt innhold av en tverrbindingsmiddel og andre kjemiske produkter.
Ved utvikling av monolitiske formasjoner med skarp heterogenitet i permeabilitet eller i nærvær av to eller flere lag (mellomlag) i seksjonen, brukes biopolymerer, hypan + flytende glass, kontrollert gelsystem (flytende glass + saltsyre), gummismuler, organosilisiumprodukt og andre.
I terrigenous reservoarer, representert ved et stort antall lavpermeabilitetsformasjoner med et betydelig innhold av leirematerialer, produseres olje dårlig. For deres aktive engasjement i drift har ulike metoder blitt utviklet: dekolmatisering, avleiring, påvirkning av bunnshullets formasjonssone med forskjellige bølger og andre fysiske metoder i kombinasjon med bruk av kjemiske reagenser, for eksempel akustisk-kjemisk behandling (ACS ), kompleks kjemisk-depressiv behandling (QCD) ... Fysiske metoder brukes i økende grad: termobaroimplosiv virkning (TBIV), depresjonsperforering (DP), seismoakustisk virkning. Disse metodene brukes i injeksjonsbrønner for å øke injektiviteten og nivåere injeksjonsprofilen, samt øke produksjonshastigheten til de produserende brønnene.
De siste årene har metoder for å øke oljeutvinningen med bruk av mikroorganismer blitt utviklet. Deres perspektiv er først og fremst forbundet med enkel implementering, minimal kapitalintensitet og miljøsikkerhet.
Bioteknologiske prosesser innen forbedret oljeutvinning kan brukes i to hovedretninger. For det første er dette produksjonen av reagenser på overflaten for injeksjon i reservoarer ved hjelp av kjente teknologier. Denne klassen av stoffer inkluderer biopolymerer, karbondioksid, noen overflateaktive stoffer, løsningsmidler, emulgatorer, etc. Og for det andre bruk av produkter av mikrobiologisk vital aktivitet oppnådd direkte i olje-vann-gassholdige formasjoner for å forbedre betingelsene for oljeforskyvning.
I de siste årene, takket være etableringen av kraftige kilder til vibrasjon og teoretisk utvikling grunnleggende om lokaliserings- og akkumuleringsprosesser på gitte punkter, ble det mulig å begynne å lage teknologier for å forbedre oljeutvinningen, spesielt utarmet i utviklingsprosessen ved tradisjonelle metoder. Virkningsmekanismen for mekaniske bølger på reservoarsystemer og tekniske midler for implementering av den studeres av innenlandske og utenlandske forfattere.
Foreløpige resultater av feltstudier viser at de tilgjengelige tekniske midlene tillater målrettet innvirkning på visse områder av reservoaret, og dekker hele volumet fra bunnhullssonene i brønnene til de mest avsidesliggende områdene i oljereservoaret. Dette er mulig med samtidig bruk av flere overflate- og borehullsvibrasjonskilder. Det er kilder basert på forskjellige prinsipper for vibrasjonsskaping og overføring til jordens tykkelse. Gruppering av overflate- og borehullsvibrasjonsgeneratorer tillater fokuseringsvibrasjoner og, på grunn av interferens, utfører en kraftig effekt på et eller annet tidspunkt i formasjonen. Samtidig elimineres ulempene ved disse eller disse generatorene, og fordelene blir mer utbredt, slik verdenserfaring viser.
Som det fremgår av den korte gjennomgangen ovenfor, har forskere i samarbeid med feltingeniører de siste årene utført et betydelig arbeid for å lage nye teknologier for forbedret oljeutvinning, som er ganske effektive under forhold med høyt vannkutt i oljeforekomster.
Analyse av resultatene fra felttester av nye metoder for å øke oljeutvinningen av oversvømte formasjoner viser at for avsetninger på et sent utviklingsstadium er de mest lovende fysikalsk -kjemiske, hydrodynamiske, bølge- og mikrobiologiske metodene for å stimulere formasjonen. Bruken av disse metodene for stimulering av oversvømte formasjoner kan føre til en økning i oljeforskyvningsforholdet fra det porøse mediet eller til en økning i feieeffektiviteten ved virkningen av det injiserte vannet, eller en samtidig økning i både forskyvningseffektiviteten og feien av handlingen.
Dermed kan EOR for reservoarer på det sene stadiet av vannføring deles inn i tre grupper:
metoder rettet mot å øke oljeforskyvningskoeffisienten fra det porøse mediet ved å forbedre olje-vaskeegenskapene til det injiserte vannet;
metoder rettet mot å øke dekningen av reservoaret ved vannpåvirkning;
metoder for kompleks påvirkning på reservoaret, slik at du samtidig kan øke både oljeforskyvningsfaktoren og dekningen av reservoaret ved påvirkning.
Metoder for å øke oljeforskyvningsforholdet ved bruk av forskjellige kjemiske produkter brukes i de første stadiene av feltutviklingen. Fokuset er på å øke forskyvningsforholdet ved bruk av overflateaktive stoffer, alkalier, syrer og løsningsmidler. Visse suksesser har blitt oppnådd i denne retningen.
Ved bruk av den andre gruppen metoder som er basert på å øke filtreringsmotstanden til vannede soner i et olje-vann-mettet reservoar, polymerer, polymerer med tverrbindere, polymer-dispergerte systemer (PDS), kolloidalt dispergerte systemer (CDS), fibrøst spredte systemer (WDS) og andre sediment-geldannende sammensetninger brukes. ... Disse metodene er mest brukt på et sent stadium av feltutvikling, noe som er forbundet med en reduksjon i effektiviteten til hydrodynamikk og en rekke fysikalsk -kjemiske metoder basert på overflateaktive stoffer, syrer og alkalier.
Den komplekse virkningen på olje-vann-mettet reservoar oppnås ved å bruke følgende teknologier:
injeksjon av alkylert svovelsyre (ASA);
alkali-silikat og alkalisk-polymer flom, bruk av trinatriumfosfat;
kombinert teknologi basert på injeksjon av PDS med overflateaktive stoffer og alkalier, PDS - STA (stabilisert lean absorbent), etc.;
metoder basert på felles injeksjon av polymerer, overflateaktive stoffer, syrer, alkalier og løsningsmidler;
felles bruk av fysiske metoder (akustisk eksponering, vibrasjonseksponering) og oljeforskyvende midler;
hydrodynamisk EOR.
Basert på disse betraktningene, A.A. Gazizov i samarbeid med A. Sh. Gazizov og S.R. Smirnov foreslo en klassifisering av EOR som er lovende for bruk under forhold med høyt vann kuttet i oljeavsetninger av mekanismen for påvirkning på forekomsten og gjenværende olje.
Klassifisering av fysisk og fysisk-kjemisk EOR som brukes for høyt vannskårne oljeforekomster:
bruk av vannløselige overflateaktive midler;
bruk av oljeoppløselige overflateaktive midler;
felles bruk av vannløselige og oljeoppløselige overflateaktive stoffer;
micellære løsninger;
sammensetninger av hydrokarboner og overflateaktive midler;
alkalisk flom.
Økning i dekningsgrad:
bruk av polymerer og biopolymerer;
bruk av polymerer med tverrbindere;
viskoelastiske systemer (VUS);
polymer-dispergerte, fiber-dispergerte og kolloidalt dispergerte systemer (PDS, VDS, CDS, etc.);
geleringssystemer basert på organosilisiumforbindelser, vannglass, aluminiumklorid, aluminosilikater, etc.
Komplekse slagmetoder:
hydrodynamisk EOR;
alkalipolymerer;
PDS med overflateaktive stoffer og SHSPK;
silikat-alkalisk virkning;
bølge handling;
mikrobiologisk EOR.
1.2 Kort informasjon om tensider
Overflateaktive stoffer er kjemiske forbindelser som på grunn av positiv adsorpsjon er i stand til å endre fase- og energiinteraksjoner på forskjellige grensesnitt væske - luft, væske - fast stoff, olje - vann. Overflateaktiviteten som mange organiske forbindelser kan utvise under visse forhold skyldes både den kjemiske strukturen, spesielt diphilisiteten (polaritet og polariserbarhet) til deres molekyler, og ytre forhold: mediets natur og kontaktfaser, konsentrasjonen av overflateaktive stoffer og temperatur.
Surfaktanter er stoffer med en asymmetrisk molekylstruktur, hvis molekyler inneholder en eller flere hydrofobe radikaler og en eller flere hydrofile grupper. Denne strukturen bestemmer overflateaktiviteten til overflateaktive molekyler, dvs. evnen til å konsentrere seg om grensesnittene, og dermed endre systemets egenskaper.
Den hydrofile delen er karboksyl (COO-), sulfat (-OSO3-) og sulfonat (-SO3-) grupper, samt -CH2-CH2-O-CH2CH2-grupper eller grupper som inneholder nitrogen. Den hydrofobe delen består hovedsakelig av en parafinkjede, rett eller forgrenet, av en benzen- eller naftalenring med alkylradikaler. Siden adsorpsjonskapasiteten til organiske stoffer øker med lengden på hydrokarbonkjedene, inkluderer de typiske, spesielt effektive overflateaktive stoffene de høyere medlemmene i den homologe serien som inneholder 10-18 karbonatomer i molekylene.
Begrepene hydrofile og hydrofobe beskriver samspillet mellom overflateaktivt middel og vann. Men for tiden når overflateaktive stoffer i tillegg til vannmiljøet brukes i andre miljøer, er begrepene hydrofile og hydrofobe, som gjenspeiler samspillet mellom et stoff og vann, utilstrekkelige. På IV International Congress on Surfactants ble generalforslag foreslått: endofile og eksofile.
Endofilitet tilsvarer tilfellet når samspillet mellom hele eller deler av molekylet til et stoff med molekylene i den aktuelle fasen er sterkere enn samspillet mellom molekylene (eller deler av dem) av stoffet. I motsatt tilfelle finner eksofilisitet sted.
Overflateaktive stoffer er vanligvis organiske stoffer som inneholder et hydrokarbonradikal og en eller flere polare grupper i molekylet.
I henhold til den ioniske klassifiseringen av Schwarz og Perry, vedtatt i 1960 på III International Congress on Surfactants i Köln, er alle overflateaktive stoffer av kjemisk natur delt inn i ikke -ioniske, dvs. vann brytes ned i ioner, som vanlige elektrolytter. Ioniske overflateaktive stoffer er på sin side inndelt i anioniske tensider (APAS), kationiske overflateaktive stoffer (CSAS), amfotere og zwitterioniske.
Joniske overflateaktive stoffer i en vandig løsning dissosierer: anioniske - med dannelse av negativt ladede overflateaktive ioner; kationisk - med dannelse av positivt ladede overflateaktive ioner; amfolytisk - med dannelse av forbindelser som, avhengig av miljøets natur, har en anionisk eller kationisk karakter. Ikke-ioniske overflateaktive stoffer danner ikke ioner i vandig oppløsning. Løseligheten deres skyldes funksjonelle grupper som har en sterk affinitet for vann.
Høymolekylære (polymere) overflateaktive stoffer, som består av et stort antall gjentakende enheter, som hver har polare og upolare grupper, skilles ut i en egen gruppe.
I henhold til deres løselighet i vann og oljer, er overflateaktive stoffer delt inn i tre grupper: vann-, vannolje- og oljeoppløselig.
Vannløselige overflateaktive stoffer består av hydrofobe hydrokarbonradikaler og hydrofile polare grupper, som sikrer løseligheten av hele forbindelsen i vann. Fremtredende funksjon av disse overflateaktive stoffene - deres overflateaktivitet ved vann -luft -grensesnittet.
Vann-oljeoppløselige overflateaktive stoffer brukes hovedsakelig i olje-vann-systemer. Hydrofile grupper i molekylene til slike stoffer sikrer deres løselighet i vann, og ganske lange hydrokarbonradikaler sikrer deres løselighet i hydrokarboner.
Oljeoppløselige overflateaktive stoffer oppløses ikke og dissosierer ikke (eller dissosierer svakt) i vandige oppløsninger. I tillegg til den forgrenede hydrokarbondelen med en betydelig molekylvekt som gir løselighet i hydrokarboner, inneholder oljeløselige overflateaktive stoffer ofte hydrofobe aktive grupper. Som regel er disse overflateaktive stoffene svakt overflateaktive ved væske-luft-grensesnittet.
Bruken av overflateaktive stoffer for å forbedre oljeutvinningen var også kontroversiell på forskjellige stadier av utviklingen av EOR -implementeringen. Etter 1980 -tallet, da levedyktigheten av flom med ikke -ioniske overflateaktive stoffer (NSAS) ble vitenskapelig satt i tvil, tok det nesten to tiår til å bevise at bruk av overflateaktive stoffer ikke bare er en av de mest effektive metoder forbedret oljeutvinning, men også det faktum at vannføring med ikke -ioniske overflateaktive stoffer gir maksimal effekt hvis den introduseres fra begynnelsen av utviklingen. Denne konklusjonen bekreftes av resultatene av feltprøver på pilotsteder i noen områder av Romashkinskoye oljefelt.
I dag er det ikke lenger tvil om at bruk av overflateaktive stoffer i forskjellige teknologier for forbedret oljeutvinning er den mest foretrukne med tanke på å opprettholde reservoaregenskapene til produktive formasjoner, innvirkning på prosessen med oljebehandling og transport. Dette bestemmes av den mangefasetterte virkningsmekanismen til overflateaktive stoffer:
Tilsetning av et overflateaktivt middel til vann reduserer grenseflatenes spenning av vann ved grensen til olje. Ved lav grensesnittspenning blir oljedråper lett deformert og filtrert gjennom innsnevring av porene, noe som øker hastigheten på bevegelsen i formasjonen. I tillegg, ved en konsentrasjon av overflateaktivt stoff over CMC (kritisk micellekonsentrasjon), vil en lav verdi av grensesnittspenning ved "løsning - olje" -grensesnittet lette oppløsningen av oljekomponenter i overflateaktivt middel.
Tilsetning av overflateaktivt middel til vann ved å redusere overflatespenningen reduserer kontaktvinklene for fukting, dvs. øker bergets fuktbarhet med vann. Hydrofilisering i kombinasjon med en reduksjon i grenseflatespenning fører til en sterk svekkelse av de klebende interaksjonene mellom olje og steinoverflaten.
Vandige oppløsninger av overflateaktive midler viser en vaskemiddeleffekt på olje som dekker overflaten av fjellet med en tynn film, noe som bidrar til brudd på oljefilmen. Ved å adsorbere i olje -vann -grensesnittet og forflytte de aktive komponentene i olje, som skaper adsorpsjonslag med høy styrke ved grensesnittet, letter overflateaktive stoffer deformasjon av menisk i porene - kapillærene i formasjonen. Alt dette øker dybden og hastigheten på kapillærvannsopptak i oljemettet stein. Under virkningen av overflateaktive midler skjer dispergeringen av olje i vann mer intensivt, og overflateaktive stoffene stabiliserer den resulterende dispersjonen. Oljedråpene er redusert i størrelse. Sannsynligheten for koalescens og vedheft til en fast overflate reduseres. Dette fører til en betydelig økning i den relative fasepermeabiliteten til det porøse mediet for olje og vann.
Bedre fortrengning av olje med vann som inneholder overflateaktive stoffer er også forbundet med den sterke innflytelsen fra overflateaktive stoffer på oljens reologiske egenskaper. Innføring av overflateaktive stoffer i olje fører til isolering av parafinmikrokrystaller og ødeleggelse av den romlige strukturen som dannes av dem, samt til innføring av overflateaktive stoffer i assosiatene til asfaltharpiksholdige stoffer, noe som resulterer i en reduksjon i graden av aggregering av ASW (asfaltharpiksholdige stoffer) i en løsning av lavmolekylære hydrokarboner og en reduksjon i oljens viskositet. ...
Begynnelsen på bruk av overflateaktive stoffer i oljefeltpraksis går tilbake til 50 -tallet på 1900 -tallet.
I løpet av de siste 50 årene har det utviklet et stort utvalg av overflateaktive stoffer som brukes til å forbedre oljeutvinningen: sulfonoler; sulfoetoksylater OEAF, alkylsulfoiater, reagenser i serien OP (OP-4, OP-10) oksyetylerte alkylfenoler (neonoler AF9-4, AF9-6, AF9-10, AF9-12), etc. Videre er de opprinnelig angitte overflateaktive stoffene ble brukt individuelt, og nå råder bruken av overflateaktive sammensetninger med en synergistisk effekt av den kombinerte virkningen av APAS og ikke-ioniske overflateaktive stoffer, for eksempel sammensetningen "Sepavet" fra BA8P, oljeoppløselige og vannløselige overflateaktive stoffer "Neftenol", teknologi " SNO AN MFK ". Også kjent er teknologien basert på sammensetningen av Neftenol NZ "CJSC Himeko-GANG", sammensetningen SNPKh-95 til OJSC "NIINeftepromkhnm", etc. Denne typen teknologier utføres ved å bruke sammensetninger som inneholder forskjellige klasser av overflateaktive stoffer, som, når de føres inn i vann, gjør det mulig å redusere grensesnittspenningen ved grensesnittet, har en høy oppløselighetsevne, danner en mikroemulsjonsfase ved grensen med en hydrokarbon og gir ikke stabile, dårlig ødeleggende emulsjoner.
De første forsøkene på å bruke emulsjoner i oljeindustrien ble gjort på begynnelsen av 70 -tallet, men på grunn av de høye kostnadene for reagenser og et begrenset utvalg av overflateaktive stoffer har emulsjonssystemer funnet begrenset bruk. Mange sammensetninger av emulsjonssystemer er kjente, men de er i utgangspunktet bare forskjellige i klassen og konsentrasjonen av overflateaktive stoffer (overflateaktive stoffer). De tidligere brukte overflateaktive stabilisatorene av emulsjoner var representert av den ioniske klassen, hvis bruk var begrenset av saltinnholdet i vannet som ble brukt til fremstilling av oppløsninger, samt saltholdigheten av formasjonsvannet. Denne klassen av overflateaktive stoffer inkluderer petroleumssulfonater. For å eliminere den negative effekten av vannmineralisering på stabiliteten til emulsjonssammensetninger, ble det foreslått å bruke ikke -ioniske overflateaktive midler, oksyetylerte produkter, for eksempel oksyetylerte alkylfenoler (neonoler), oksymetylerte høyere alkoholer, som emulgatorer og stabilisatorer av emulsjoner.
Et eksempel på en slik sammensetning er utviklingen av selskapet "Hoechst" - "Dodiflad V -3100". I emulsjonssammensetninger brukes vanligvis lette (heksan, diesel) oljefraksjoner som et hydrokarbondispersjonsmedium. Samtidig var innholdet i den vandige fasen i disse systemene ubetydelig; derfor var viskositeten til de oppnådde emulsjonssystemene også begrenset.
De utviklede teknologiene for emulsjonstimulering anbefales som regel for bruk - i sandreservoarer der konvensjonell vannføring har vært vellykket, men allerede har tømt seg selv; eller på karbonatavsetninger ved bruk av ikke-ioniske overflateaktive midler som emulgatorer. Imidlertid har alle de utviklede sammensetningene en rekke restriksjoner på tetthet og viskositet av olje (lav og middels), på reservoarpermeabiliteten (middels og høy) og på en tilstrekkelig høy gjenværende oljemetning (minst 25-30%). Enkelte tester av emulsjonsmetoden ble utført på reservoarer representert med tunge oljer, hvor det også observeres en økning i oljeutvinningen, selv om dette krever et større trykkfall under injeksjonen.
Nonionic surfactants (NSAS) har funnet den bredeste anvendelsen innen forbedret oljeutvinningsteknologi.
Denne typen overflateaktivt middel har mer enn 50 stoffer fra forskjellige grupper. Blant dem er de mest utbredte oksyetylerte isononylfenoler av typene OP-10, AF9-4, AF9-6, AF9-10, AF9-12, hovedsakelig på grunn av de store volumene i industriproduksjonen.
Ifølge mange forskere ligger fordelen med ikke -ioniske overflateaktive stoffer i deres kompatibilitet med vann med høy saltholdighet og betydelig lavere adsorpsjon sammenlignet med ioniske overflateaktive stoffer. Men mange års erfaring med bruk av individuelle overflateaktive stoffer av OP-10-typen for forbedret oljeutvinning ga ikke entydige resultater osv. Det er forskjellige meninger, både positive og negative, om effektiviteten av bruk av ikke-ioniske overflateaktive stoffer som en metode for å forbedre oljeutvinningen.
Fra dagens synspunkt kan dette forklares med svak overflateaktivitet ved olje-vann-grensesnittet, ubetydelige olje-vaskeegenskaper, store tap i reservoaret, usikkerhet ved vurdering av den teknologiske effektiviteten til metoden basert på feltdata. Videre er metoden langt fra universell. Den kan effektivt brukes under strengt definerte geologiske og fysiske forhold, noe mange års erfaring (siden 1971) viser i bruk av overflateaktive stoffer i Tatarstan for å forbedre oljeutvinningen av reservoarer av terrigenous devonske forekomster. Når det gjelder implementeringsvolum, er vannføringsmetoden med bruk av overflateaktive stoffer i Tatneft -foreningen nummer to etter injeksjonen av svovelsyre. Omtrent 60 tusen tonn vannløselige overflateaktive stoffer og omtrent 20 tusen tonn oljeoppløselige overflateaktive stoffer ble pumpet i feltene i Tatarstan. Bare i Romashkinskoye -feltet er det produsert mer enn 3 millioner tonn olje ved å injisere overflateaktive stoffer, eller 47,5 tonn per tonn overflateaktive stoffer.
Mange eksperimentelle studier utført på TatNIPIneft har vist at bruk av konsentrerte overflateaktive løsninger under betingelser for primæroljeforskyvning fra terrigenous bergmodeller forbedrer oljeforskyvningsprosessen betydelig. Maksimal økning i fortrengningskoeffisienten sammenlignet med vann var 2,2-2,7%. En litt større økning i forflytningskoeffisienten, lik 3,5-4%, ble oppnådd ved bruk av modeller av porøse medier med lav permeabilitet.
I eksperimenter med forskyvning av gjenværende olje fra terrigenous bergartsmodeller ved bruk av dispersjoner av oljeoppløselige overflateaktive stoffer utført ved UNI og VNIPIneftepromkhim, ble muligheten for en betydelig forbedring av gjenværende oljeutvasking etter konvensjonell vannføring vist. Feltprøver av denne teknologien på pilotstedet i Tashliyarskaya -området i Romashkinskoye -feltet gjorde det mulig å i tillegg skaffe 24 tusen tonn olje, eller 60 tonn per 1 tonn overflateaktivt stoff. Ved bruk av denne teknologien ble en vandig dispersjon av oljeoppløselig overflateaktivt middel AF9-6 injisert for ytterligere å fortrenge den gjenværende oljen. Den vandige dispersjon fremstilt på overflaten med en konsentrasjon på opptil 10% var en mikroemulsjon av direkte type. Gjennomsnittlig vannkutt av produsert væske fra brønnene i pilotområdene var 83-95%. Under andre geologiske og fysiske forhold, for eksempel Bashkiria, ga et feltforsøk utført på Arlanskoye-feltet siden 1967 ved bruk av teknologien for langsiktig dosering av OP-10-løsninger med lav konsentrasjon ikke de forventede positive resultatene. Til tross for at mer enn ett porevolum 0,05% OP-10-løsning ble injisert i reservoarene til forsøksobjektet, avslørte ikke systematisk overvåkning av overflateaktivt innhold i produksjonen av produksjonsbrønner merkbare konsentrasjoner av overflateaktive stoffer. Mange forfattere forbinder betydelige tap av det aktive stoffet i formasjonen med adsorpsjon og ødeleggelsesprosesser som oppstår etter injeksjon av overflateaktive stoffer i formasjonen.
1.3 Moderne konsepter for mekanismen for oljeforskyvning fra et porøst medium ved bruk av overflateaktive stoffer
I prosessen med oljeforskyvning påvirker overflateaktive stoffer følgende sammenhengende faktorer: grensesnittspenning ved olje-vann-grensesnittet og overflatespenning ved vann-stein og olje-stein-grensesnitt på grunn av deres adsorpsjon på disse grensesnittene. I tillegg manifesterer effekten av overflateaktive stoffer seg i en endring i den selektive fuktingen av steinoverflaten med vann og olje, i brudd og vasking av en oljefilm fra steinoverflaten, i stabilisering av oljespredning i vann, i en økning i oljeforskyvningskoeffisientene med vannfasen under tvungen forskyvning og under kapillærimpregnering, i en økning i relative fasegjennomtrengelighet for porøse medier.
Filmolje kan dekke den hydrofobe delen av formasjonens poreflate i form av et tynt lag, eller i form av vedheftede dråper som holdes av vedheftskreftene Wa. Arbeidet med vedheftskraften som kreves for å fjerne filmolje fra en enhetsporoverflate til den vandige fasen som fyller porene, bestemmes av Dupre -ligningen
oljeutvinning terrigenous rock neonol
Wa = σ + σvp - σnp,
hvor σ, σвп, σнп er den frie overflatenergien til henholdsvis olje-vann, vann-stein og olje-stein-grensesnitt.
Tilsetning av overflateaktive stoffer til vann fører til en endring i forholdet mellom verdiene av fri overflatenergi på grunn av adsorpsjonsprosessene til overflateaktive stoffer ved grensesnittet. I dette tilfellet reduseres grensesnittspenningen som regel.
Adsorpsjonen av overflateaktive stoffer på hydrofobe områder av poreflaten, som kan eksistere som et resultat av kjemisorpsjon av noen oljekomponenter, fører til en reduksjon i ROP og en økning i ANP i samsvar med orienteringsregelen for amfifile molekyler. Disse omstendighetene bidrar til separasjon av olje fra overflaten.
På de hydrofile områdene i poreflaten fører adsorpsjonen av overflateaktive stoffer tvert imot til en økning i ORP og en reduksjon i ANP, dvs. til uproduktive tap av overflateaktive stoffer, og bidrar til vedheft av oljedråper til disse områdene.
For hydrofobe overflater bør overflateaktive stoffer derfor ha høy overflateaktivitet ved grensen mellom olje - vann og vann - stein og begrense adsorpsjon på hydrofile områder av fjelloverflaten.
Kapillær-beholdt olje i vannet reservoarer fyller rommet i form av dråper eller områder atskilt med et vannfylt rom.
Det er menisk ved grensesnittene som skaper kapillærtrykk
hvor n er antall menisk; - effektive krumningsradier av meniskene;
"+" - betyr motsatt trykkretning av konvekse og konkave menisker i forhold til strømmen.
Når den står stille, kompenseres det motsatt dirigerte meniskpresset. I forskyvningsstrømmen, under påvirkning av den eksterne trykkforskjellen, deformeres meniskene i henhold til elastisitetsloven slik at en komponent av kapillartrykket, rettet motsatt strømmen, oppstår, Jamein -effekten observeres
pI = Σ2σ (1 / Ri - 1 / Rj),
hvor Ri, Rj er de effektive krumningsradiene for henholdsvis konvekse og konkave (til strømmen) meniskene.
Hovedmekanismen i oljeproduksjonsprosessene ved bruk av overflateaktive midler er å redusere overflatespenningen i grenseflaten mellom de forskyvende og forskyvede væskene til svært lave verdier, hvor oljen som blir kapillært beholdt blir mobil.
Haber, Melrose, Bardon og Longeron undersøkte effekten av det såkalte dimensjonsløse kapillartallet på reduksjon av gjenværende oljemetning. Kapillærtallet ble uttrykt ved ligningen
hvor µw er den dynamiske viskositeten til vann;
v er den lineære filtreringshastigheten; - porøsitet; - fri overflatenergi til vann - olje -grensesnittet.
Det har blitt vist eksperimentelt at for å oppnå en signifikant reduksjon i gjenværende oljemetning, må kapillærtallet være minst 10-3. Til sammenligning, merk at i en konvensjonell vannføring er den angitte parameteren 10-6. Derfor må overflatespenningsverdien reduseres 1000 ganger for å øke kapillærnummerverdiene til 10-3.
Det er bemerket i verkene at tilstanden til oljekuler i porerommet bestemmer den kritiske verdien av filtreringsparametrene, lik Δр r / 2σ, her Δр er trykkfallet; r er radiusen til filtreringskanalen; σ - overflatespenning. Ved verdier på Δр r / 2σ under de kritiske kulene beholder olje en likevektsstørrelse og kan ikke forskyves fra porene. For effektivt å fortrenge olje er det nødvendig å overskride den kritiske verdien av trykkgradienten eller å redusere overflatespenningen. Analyse av Laplace -ligningen for en kule med olje i en enkelt pore viste at trykkfallet langs poren avhenger direkte av porens geometri, overflatespenning og bergart.
Deponering av olje fra et hydrofobt reservoar krever enten et høyere trykkfall enn et hydrofilt reservoar, eller en større reduksjon i overflatespenning. Avhengig av arten av det oljemettede porerommet, er det nødvendig for å oppnå forskjellige verdier for grenseflatespenning. Papiret presenterer resultatene av beregninger utført av V.V.Surina. Så for et hydrofobt karbonatreservoar er grensesnittspenningen 0,002 mN / m, for et hydrofilt reservoar - 0,974 mN / m, og for et terrigent hydrofilt reservoar - 0,0825 mN / m.
Så det er mulig å oppnå en merkbar økning i oljeforskyvningseffektiviteten ved å redusere grensesnittspenningen ved bruk av tilgjengelige kommersielle overflateaktive midler i hydrofile karbonatreservoarer.
Fuktighetsevnen til et overflateaktivt middel blir vanligvis vurdert av verdien av kontaktvinkelen til selektiv fukting. Et strengere kriterium for fuktingsevne til overflateaktive stoffer er imidlertid energien i interaksjon mellom olje og steinoverflaten, definert som arbeidet med oljeadhesjon.
W = σ (l - cos θ), (1.5)
hvor σ er grensesnittspenningen ved grensesnittet mellom olje og vannfase;
θ er kontaktvinkelen til selektiv fukting.
Jo mindre kontaktvinkelen for den selektive fuktbarheten er, desto høyere blir oljeadhesjonsarbeidet, og derfor er overflateaktivt middel bedre fuktingsevne.
Endringen i fuktbarhet avhenger av bergens kjemiske sammensetning, overflatens opprinnelige tilstand og masseforholdet mellom den hydrofile og lipofile balansen. I henhold til egenskapene til fuktbarhet, er karbonatbergarter mer hydrofobe enn terrigenøse, som er forbundet med den ioniske typen bindinger i krystallgitteret, som bidrar til den aktive interaksjonen mellom polaroljekomponenter med bergarten og dens hydrofobisering. I dette tilfellet når vinklene for fukting av disse steinene 140-150 °. Endring av fuktigheten til en fast overflate fra hydrofob til hydrofil for karbonatbergarter forbedrer separasjonen av filmer og oljedråper, øker deres mobilitet og aktiverer kapillær absorpsjon.
Når olje forskyves av overflateaktive oppløsninger, kan sistnevnte diffundere i betydelige mengder inn i oljen. Surfaktanter adsorberes av olje -asfaltener. Spredningen av asfaltener endres, noe som resulterer i at de reologiske egenskapene til oljen endres. Ved kontakt med olje i et porøst medium, er overflateaktive stoffer i stand til å transformere til olje og vesentlig endre dens egenskaper. For første gang i verkene til V.V. Devlikamov og hans studenter rapporterte om diffusjon av overflateaktive stoffer i olje fra vandige løsninger. Diffusjon av ioniske overflateaktive stoffer ble ikke lagt merke til.
Eksperimentelt V.V. Devlikamov og hans studenter studerte diffusjon av OP-10 overflateaktive stoffer fra vandige oppløsninger til olje som inneholder 4% asfaltener og 14% silikagelharpikser. Det ble funnet at under statiske forhold, med langvarig kontakt med de samme veide porsjonene av overflateaktivt middel og olje, fordelte overflateaktivt stoffets fordelingskoeffisient 2 etter 100 timer. Under dynamiske forhold (dvs. overflateaktivt oppløsning ble byttet ut etter 24 timer), ble overflateaktivt stoffinnhold i olje var 3 ganger høyere enn konsentrasjonen i vandig oppløsning.
Det er velkjent at sammensetningen av olje inkluderer hydrokarboner - parafiner og forskjellige komplekse forbindelser, for eksempel harpikser, asfaltener, som har en sterk effekt på oljens viskositet. Videre har oljer som inneholder betydelige mengder asfaltener variabel viskositet. Med en stor mengde parafiner i olje viser det seg også at viskositeten er variabel, avhengig av skjærhastigheten. Disse trekkene ved de reologiske egenskapene til olje skyldes den kolloidale tilstanden til parafiner eller asfaltener spredt i den. Strømmen av slike væsker følger ikke Newtons lov, og det er vanlig å kalle dem unormale.
De samme forfatterne studerte effekten av overflateaktive stoffer på avvik i viskositeten til oljer. De bestemte effekten på de reologiske parameterne for olje av oljeløselige overflateaktive stoffer av typene OP-4, Serapol-29, Stearox-4, Neonol. Det har blitt funnet at anomalier i oljeviskositet reduserer oljeutvinningen, bidrar til dannelsen av stillestående soner og soner for lavmobil olje, der de faktiske gradientene av reservoirtrykket er mindre eller sammenlignbare med gradientene av dynamisk skjærtrykk.
Fra det som er vurdert, følger det at når olje fortrenges av vandige oppløsninger av ikke -ioniske overflateaktive stoffer, går en del av det aktive stoffet over i olje. Som et resultat blir oljeviskositetsanomalier undertrykt, noe som fører til en økning i oljeforskyvningskoeffisienten fra det porøse mediet.
1.4 Studier for å vurdere tap, ødeleggelse og distribusjon av overflateaktive stoffer under forflytning av olje fra terrigenholdige og karbonatbergarter
En av de viktigste årsakene til den lave effektiviteten ved bruk av overflateaktivt middel er det store tapet av det aktive reagenset i formingssonen for bunnhull.
Basert på moderne ideer om prosessene som oppstår i reservoaret under injeksjon av overflateaktive løsninger, er tap av overflateaktive stoffer forbundet med følgende fenomener:
sedimentering som et resultat av interaksjon med flerverdig ioner av formasjonsvann, som er en del av leire og andre mineraler;
overgang til stille olje;
adsorpsjon på berget;
kjemisk, biologisk og mekanisk ødeleggelse (ødeleggelse).
Hvis manifestasjonene til de to første faktorene kan elimineres ved et enkelt utvalg av komponentene i sammensetningen, er det mye vanskeligere å påvirke adsorpsjonsprosessene. For å redusere adsorpsjon kreves spesielle behandlingsteknikker.
Adsorpsjon avhenger av følgende faktorer som kjennetegner reservoarsystemet og sammensetningen av den injiserte arbeidssammensetningen: kjemisk sammensetning av reservoarbergarten; gjennomsnittlig molekylvekt av det overflateaktive stoffet; formasjonsvann pH og innholdet av toverdige ioner (kalsium, magnesium); type og kjemisk sammensetning av overflateaktive stoffer, sammensetning av reservoarolje.
For å redusere adsorpsjonen av overflateaktive stoffer i formasjonen, kan følgende teknologiske metoder brukes:
riktig valg av gjennomsnittlig molekylvekt av overflateaktive stoffer;
endring av pH i arbeidssammensetningen med overflateaktive midler;
foreløpig undertrykkelse av adsorpsjonssentre på fjellet på grunn av injeksjon av "offer" -reagenser.
Videre er det nødvendig å klargjøre konseptet med surfaktantadsorpsjon i formasjonen. Adsorpsjon forstås som prosessen med overgang av et oppløst stoff fra bulkfasen til overflatelaget forbundet med en endring i overflatenergien til laget. Adsorpsjonsverdien bestemmer overflødig masse (molekyler) av det adsorberte stoffet per enhetens overflateareal av laget i sammenligning med volumet. Laget som dannes ved grensesnittet til overflateaktivt oppløsning med et annet medium - luft, flytende eller fast stoff, bestående av adsorberte overflateaktive molekyler og preget av en økt konsentrasjon sammenlignet med konsentrasjonen i volumene i begge faser, kalles adsorpsjon.
Adsorpsjonen av overflateaktive stoffer er vidt dekket i mange arbeider. Studien av prosessene for surfaktantadsorpsjon på forskjellige tidspunkter ble utført av mange fremtredende forskere: fra innenlandske - P.A. Rebinder, I.I. Kravchenko, G.A. Babalyan, A.N. Frumkin, B.V. Ilyin, P.D. Shilov, fra utenlandske - Nernst, Garoua, Langmuir, etc. Adsorpsjonsfenomener er en kompleks kombinasjon av fysiske, kjemiske og fysisk -kjemiske prosesser. Mange teorier har forsøkt å beskrive adsorpsjonens art. De mest kjente er følgende: teori ut fra elektrokjemi, basert på adsorpsjon av polare molekyler, teorien om kapillarkondensering; Yure - Garkins teori; Langmuirs teori om molekylær adsorpsjon, etc.
Det er kjent at adsorpsjon skjer ved grenseflaten mellom en væske og en gass eller ikke-blandbare væsker på grunn av det faktum at det overflateaktive stoffet består av vann- og oljeoppløselige grupper. Siden den hydrofile gruppen er preget av større løselighet i vann enn den hydrofobe, er overflateaktive molekyler orientert på luft-vannoverflaten mot en oljeoppløselig gruppe i luft og vannløselig i vann. Avhengig av overflateaktivt stoffs effektivitet, blir grensesnittet til en luft-vann-oljekontakt. I dette tilfellet reduseres kreftene til molekylær tiltrekning og, som et resultat, overflatespenningen.
Evnen til et overflateaktivt middel til å adsorbere ved grenseflaten mellom flytende og fast stoff påvirker bergartens fuktbarhet betydelig. Dette faktum kan gis følgende, ganske utbredt forklaring. Når den utsettes for kationiske overflateaktive stoffer, adsorberes en positiv oppløselig gruppe av negative silikatpartikler, mens fukting tilføres den oljeoppløselige gruppen. Ved bruk av anioniske overflateaktive midler blir den negativt ladede vannløselige gruppen frastøtt av negativt ladede silikatpartikler, i dette tilfellet adsorberes overflateaktivt stoff på silikatet (sand, leire).
For karbonatbergarter er bildet et helt annet. Kalkstein er preget av en positiv overfladeladning ved pH fra 0 til 8 og negativ ved pH> 9,5. Derfor har hovedsakelig kalkstein og dolomitter en positiv overfladeladning. Ved bruk av anioniske overflateaktive stoffer med negativ overfladeladning må den vannløselige gruppen adsorberes av positivt ladede karbonatpartikler. Som et resultat påvirker den oljeløselige gruppen fuktigheten.
Av interesse er studiene utført av T.N. Maximova for å bestemme avhengigheten av adsorpsjonen av ikke -ioniske overflateaktive stoffer på lengden av det porøse mediet. Eksperimentene ble utført på vannmettede porøse medier i bulk med en diameter på 1 cm og en lengde på 1 og 3 m. Kjernemateriale fra flere brønner i Nikolo-Berezovskaya-området og overflateaktivt middel Neonol AF9-12.
Ikke -ioniske overflateaktive oppløsninger med den nødvendige konsentrasjon ble fremstilt på en modell av vann med en tetthet på 1,10 g / cm3. Den volumetriske strømningshastigheten til filtreringsvæsken var 6 cm3 / t, temperaturen på forsøket var 23-25 ° C. Etter å ha nådd den opprinnelige konsentrasjonen av ikke -ioniske overflateaktive stoffer ved utløpet av det porøse mediet, ble vannfiltrering fortsatt for å studere desorpsjon av overflateaktive stoffer.
Dataene om adsorpsjon av ikke -ioniske overflateaktive midler som er lånt fra dette arbeidet er vist i tabell 1.
Tabell 1 - Resultater for bestemmelse av adsorpsjon av ikke -ioniske overflateaktive stoffer
Ikke-overflateaktivt masse Fraksjon av ikke-overflateaktivt stoff i løsning,% Lengde på den porøse mediummodellen, m 13 Adsorbert av ikke-overflateaktivt middel, mg / g Desorbert ikke-overflateaktivt middel, mg / g Adsorbert ikke-overflateaktivt middel, mg / g Desorbed ikke- overflateaktivt middel, mg / g 123456 OP-10 Neonol AF9-120.05 0.38 1 1 .00.23 1.020.13 0.78 I begge eksperimentseriene, med en økning i lengden på det porøse mediet, ble adsorpsjonen av ikke -ioniske overflateaktive stoffer noe redusert. Forkanten av den ikke -ioniske overflateaktive kanten passerer gjennom lengre porøse medier med noe fremskritt. Dette indikerer åpenbart at på vannmettede porøse medier ved lave filtreringshastigheter fortsetter adsorpsjonsprosessen for ikke-ioniske overflateaktive stoffer under forhold nær likevekt, og lengden på det porøse mediet spiller ingen vesentlig rolle. Adsorpsjonsverdien bestemt i laboratoriestudier vil være betydelig høyere enn i feltforholdene. Erfaringen med å injisere en overflateaktiv løsning i formasjonene viser at adsorpsjonsfronten til reagenset i formasjonene er strukket. Under disse forholdene vil konsentrasjonen av den overflateaktive løsningen i brønnene øke sakte. Laboratoriestudier viser at ved filtreringshastigheter som opprettholdes under oversvømmelse av oljeforekomster, overstiger adsorpsjonssonen det maksimale adsorpsjonsområdet med en faktor 10 eller mer. I feltet kan adsorpsjonssonen bestemmes ved å bore en avgrensningsbrønn nær injeksjonsbrønnen. Når man observerer konsentrasjonen av løsningen i avgrensningsbrønnen og produksjonsbrønnene som følger den, er det mulig å bestemme endringene i tid for overflateaktivt konsentrasjon i den vandige oppløsningen ved tre punkter. Det er veldig vanskelig å utføre spesielle feltstudier om adsorpsjon; i denne forbindelse er alt materiale om dette problemet av stor vitenskapelig interesse. De første feltstudiene av surfaktantadsorpsjon og desorpsjon under feltforhold ble utført ved Nagaevsky Kupol i Arlanskoye -feltet i 1964. En kilde til fem brønner ble opprettet her, i sentrum - en injeksjonsbrønn, produsentene befant seg på avstand 100 meter fra den. Før injeksjon ga 0,05% -med vandig løsning av overflateaktive OP -10 -brønner nesten ren olje. I de aller første vannprøvene ble tilstedeværelsen av et overflateaktivt middel med en konsentrasjon på opptil 5% av originalen registrert, dvs. 0,0025%. Etter å ha pumpet den overflateaktive løsningen i mengden 2,4 porevolumer av den oversvømte formasjonen, nådde konsentrasjonen 10-30% av den opprinnelige. Ifølge disse dataene oversteg den beregnede verdien av adsorpsjon på fjellet ikke 0,07 mg / g. Utført i 1968-1972. feltforsøk på Nikolo-Berezovskaya-området i et sparsommere brønnmønster viste innholdet av overflateaktivt stoff i produksjonen av produksjonsbrønner i pilotområdene opptil 2% av den opprinnelige konsentrasjonen. I noen tilfeller er utgangskonsentrasjonen av overflateaktive stoffer ved produksjon av produksjonsbrønner 30% av den første. Den beregnede adsorpsjonsverdien varierte i området 0,01-0,02 mg / g stein. Noen forskere forbinder den oppgitte informasjonen om overflateaktive stoffers tidlige utseende i de produserte produktene fra produksjonsbrønner med den ubetydelige verdien av tensidadsorpsjon under reservoarforhold, uten å ta hensyn til mange eksperimentelle studier som indikerer betydelige tap av overflateaktive stoffer på grunn av adsorpsjonsprosesser som skjer i kjernen. berg under simulerte reservoarforhold. Selv om ovennevnte fenomen kan ha en annen forklaring knyttet til strukturen og heterogeniteten til reservoarer, diffusjon av overflateaktive stoffer til olje, etc. Under et feltforsøk på injeksjon av overflateaktive stoffer i områdene Nikolo-Berezovskaya og Vyatskaya i Arlanskoye-feltet i 1981-1983. konstant overvåkning av tensidkonsentrasjonen i de produserte brønnene ble utført. I løpet av denne tiden ble det ikke registrert noen merkbare utgående overflateaktive konsentrasjoner i testbrønnene. Maksimal massefraksjon av overflateaktive stoffer som ble funnet i en av brønnene var 0,01 og 0,008%. I et stort eksperiment utført i 1967-1983. ved Arlanskoye -feltet ble det utført 4992 analyser for å identifisere overflateaktive stoffer i vannet i produksjonsbrønner, og antallet økte årlig. Så, i 1967, ble 123 laget, i 1980. - 602 analyser, og i 1982 - 929 analyser. Resultatene av analysen av disse materialene viste at den påviste konsentrasjonen av overflateaktive stoffer i de produserte produktene i de produserende brønnene ikke oversteg bakgrunnsverdiene. 2. Stalagmometrisk bestemmelse av overflatespenninger og grensesnittspenninger for vandige oppløsninger av overflateaktive stoffer (overflateaktive stoffer) .1 Beskrivelse av stalagmometeret
Stalagmometer ST-1 brukes som måleinstrument. Hoveddelen av anordningen er et mikrometer 1, som tilveiebringer en fast bevegelse av stemplet 2 i det sylindriske glasslegemet til den medisinske sprøyten 3. Stempelstangen 2 er forbundet med fjæren 4, noe som forhindrer dens spontane bevegelse. Mikrometeret med en sprøyte er festet med en brakett 5 og en hylse 6, som kan bevege seg fritt langs stativet 7 og festes i hvilken som helst høyde med en skrue 8. Et kapillarrør av rustfritt stål 9 (kapillær) settes på sprøytespiss. For å bestemme overflatespenningen til overflateaktive oppløsninger ved grensesnittet med luft, brukes en kapillær med en rett spiss, og for grensesnittspenning ved falltelling, brukes en kapillær med en bøyd spiss. Når mikroskruen roterer, presser fjæren 4 seg sammen med stempelstangen 2, som beveger seg i sprøytekroppen fylt med testvæsken og klemmer den ut av spissen av kapillær 10 i form av en dråpe. Når det kritiske volumet er nådd, brytes dråpene av og faller (for å måle overflatespenningen ved hjelp av dråpetelling) eller flyter opp og danner et lag (for å måle grensesnittspenningen ved hjelp av dråpevolummetoden). Figur 1 - Installasjon for å bestemme grensesnittspenningen ST -1 Siden størrelsen på grensesnittet og overflatespenningen avhenger av temperaturen i kontaktfasene, plasseres stalagmometeret i et termostatisk skap. 2.2 Bestemmelse av overflatespenningen til overflateaktive løsninger ved hjelp av metoden for å telle dråper
Overflatespenning (σ) oppstår i grensesnittet. Molekyler ved grensesnittene er ikke helt omgitt av andre molekyler av samme type sammenlignet med de tilsvarende molekylene i hoveddelen av fasen; Derfor er grensesnittet i interfaseoverflatelaget alltid en kilde til kraftfeltet. Resultatet av dette fenomenet er ikke -kompensasjon av intermolekylære krefter og tilstedeværelsen av internt eller molekylært trykk. For å øke overflatearealet er det nødvendig å fjerne molekyler fra bulkfasen til overflatelaget ved å arbeide mot intermolekylære krefter. Overflatespenningen til løsningene bestemmes av metoden for å telle dråper ved hjelp av et stalagmometer, som består i å telle dråper med en langsom strømning av testvæsken fra kapillæren. I dette arbeidet brukes en relativ versjon av metoden, når en av væskene (destillert vann), hvis overflatespenning er nøyaktig kjent ved en gitt temperatur, velges som standard. Før arbeidet påbegynnes vaskes stalagmometeret grundig med en kromblanding, deretter skylles det flere ganger med destillert vann, siden fettspor (overflateaktivt stoff) sterkt forvrider resultatene som oppnås. Først utføres eksperimentet med destillert vann: løsningen samles inn i enheten og væsken får dryppe fra stalagmometeret inn i glasset. Når væskenivået når det øvre merket, begynner n0 dråper å telle; tellingen fortsetter til nivået når det nedre merket. Eksperimentet gjentas 4 ganger. Middelverdien av antall dråper brukes til å beregne overflatespenningen. Forskjellen mellom individuelle avlesninger bør ikke overstige 1-2 dråper. Overflatespenningen til vann σ0 er en tabellverdi. Tettheten av oppløsninger bestemmes pyknometrisk. Eksperimentet gjentas for hver testvæske. Jo lavere overflatespenning av væsken som strømmer fra stalagmometeret, jo mindre volum av dråpen og desto større antall dråper. Den stalagmometriske metoden gir ganske nøyaktige verdier av overflatespenningen til overflateaktive løsninger. Antall dråper n av testløsningen måles, overflatespenningen σ beregnes med formelen hvor s0 er overflatespenningen til vann ved temperaturen i forsøket, og nх er antall dråper vann og løsning, r0 og rх er tettheten av vann og løsning. Basert på de oppnådde eksperimentelle data, er en graf over avhengigheten av overflatespenningen ved grensesnittet mellom overflateaktivt middel og luft på konsentrasjonen (overflatespenning isoterm) plottet. 2.3 Bestemmelse av grensesnittspenning av overflateaktive løsninger
Blant de forskjellige overflatefenomenene som oppstår ved grensesnittene, har grensesnittspenningen en spesiell effekt. Når du vurderer vann - oljesystemet, er det alltid grensesnittspenning ved grensesnittet. Et vannmolekyl langt fra grensesnittet er omgitt på alle sider av andre vannmolekyler. Derfor er nettokraften for interaksjonen mellom dette molekylet og andre molekyler lik null. Et molekyl som ligger ved grensesnittet er utsatt for handling på den ene siden av oljemolekyler som ligger over grensesnittet, og på den andre siden av vannmolekyler som ligger under dette grensesnittet. Den resulterende interaksjonskraften til dette molekylet er ikke null. Som et resultat oppstår grensesnittspenningskrefter og et overflatesjikt av den elastiske membrantypen dannes. Størrelsen på grensesnittspenningen til forskjellige legemer ved grensesnittet mellom forskjellige kontaktfaser er ikke den samme og er en fysisk egenskap for dem. Instrumenter for å bestemme grensesnittspenningen er basert på måling av kraften som kreves for å sprekke grensesnittet langs omkretsen av en viss lengde. Den mest brukte metoden er å bestemme volumet av dråper som presses ut av en kapillær ved grensesnittet. Grensesnittspenningen ved grensen til to væsker bestemmes av formelen: σ = К V (ρ1 - ρ2), (1,7) ρ1, ρ2 - tetthet av tilstøtende væsker, kg / m3. For å bestemme kapillarkonstanten er det nødvendig å måle grenseflatespenningen til en slik organisk væske ved grensen til destillert vann, for hvilken denne verdien er tilgjengelig i håndboken. For eksempel er verdien av overflatespenningen ved grensesnittet mellom oktan og destillert vann 50,98 mN / m i henhold til referanseboken. Etter å ha bestemt volumet av den pressede dråpen på stalagmometeret, bestemmes kapillærets konstante K av formelen K = 50,98 /, (1,8) hvor K er konstanten til kapillæren, mNm3 / (m · kg); 98 - verdien av overflatespenningen ved grensen for oktandestillert vann, mN / m; volumet av det nye fallet i skalainndelinger; ρw er tettheten av vann, kg / m3; ρо - oktantetthet, kg / m3. Testing Temperaturen i termostaten er satt til 30 ° C. Sprøyten er fylt med olje og festet med en klemme 14 på et stativ. Destillert vann helles i glasset til merket og en buet kapillær plasseres i den, som legges på sprøyten 4 ved hjelp av en medisinsk nål 10. Kapillærens overflate må avfettes med en kromblanding (konsentrert svovelsyre + kalium kromat). Antall divisjoner av mikrometerlemmet registreres og en elektrisk motor er inkludert i nettverket, som driver mikroskruene i rotasjon, og gir stempelet en translasjonsbevegelse. Stempelet på sprøyten 4 begynner å bevege seg sakte, og derved forskyves oljen fra kapillæren. I denne forbindelse dannes det en dråpe på tuppen av kapillæren, som når det kritiske volumet er nådd, brytes av fra kapillæren og flyter til overflaten av vannet. I det øyeblikket dråpen løsnes, er det nødvendig å koble den elektriske motoren fra strømnettet og registrere antall divisjoner av mikrometerbenet. Volumet av det pressede dråpet i divisjoner av mikroskrueleddet beregnes. Minst 10 slike målinger blir tatt og gjennomsnittsverdien av fallvolumet V blir tatt, i henhold til hvilken verdien av grenseflatespenningen ved oljedestillert vanngrensesnitt beregnes σv -n = K V (ρv - ρn), (1.9) hvor σ er grensesnittspenning, mN / m; K - kapillarkonstant, mNm3 / (m · kg); - volumet av den pressede dråpen, i skalainndelinger; ρн - oljetetthet, kg / m3 Basert på de oppnådde eksperimentelle data, er en graf over avhengigheten av grensesnittets overflatespenning ved olje-vann-grensesnittet av temperaturen plottet. 2.4 Resultater av eksperimentelle studier av overflateaktive og grensesnittaktivitet av overflateaktive stoffer
Etter å ha forberedt stalagmometeret for målinger, kalibrerte vi enheten. Konstanten K ble beregnet ved destillert vann -oktan -grensesnitt (K = 0,008974). Deretter utførte vi laboratorietester ved romtemperatur (24 C). Resultatene er vist i tabell 2, 3. Tabell 2 - Resultater for måling av overflatespenningen til overflateaktive oppløsninger, destillert vann Konsentrasjon,% Tetthet, g / cm3 Antall dråper, stk Overflatespenning, mN / m vann 0.99812272.980,050.99522234.60.10.99523832.30.20.99524331.60.30.99525630.00.40.99425729.90, 50.99425829.80.60.99426029.50.70.99326 90.99326429.11.00.99326628.8 Overflatespenningens isoterm ble plottet fra tabell 2 (figur 2). Figur 2 - Isoterm av overflatespenning av overflateaktive oppløsninger Figur 3 - Endring i den relative overflatespenningen Som du kan se, for en løsning med en konsentrasjon på 0,1%, er overflatespenningen mindre med omtrent 15%. Maksimal endring er typisk for en løsning med 5% konsentrasjon, den er 40% eller reduseres med 2,5 ganger. I dette tilfellet er verdiene for 2,5 og 5% nære. Grensesnittspenningen ved grensesnittet for transformatorolje - destillert vann er 41,5 mn / m. Eksperimentene ble utført med olje fra det devonske sedimentet i Serafimovskoye -feltet i Republikken Bashkortostan i Russland. Resultatene er vist i tabell 3. Tabell 3 - Resultater for måling av grensesnittspenningen til overflateaktive oppløsninger, destillert vann Konsentrasjon,% Verdier av lemmen Konstant tetthet av løsning, g / cm3 Tetthet av transformatorolje, g / m3 Grensesnittspenning, mN / m Destillert vann 300.00897499884441.50.052.50,0089749958443,40,11,90,0089749958442,60,21 , 80,0089749958442,40,31, 80.0089749958442.40.41.70.0089749948442.30.51.60.0089749948442.20.61.50.0089749948442.00.71.40.0089749938441.90.81.30.0089749938441.70.94.2089 Som du kan se, er maksimal reduksjon i MH karakteristisk for en 5% løsning. Nedgangen er omtrent 19 ganger, noe som er levende vist i figur 6. Figur 4 - Isoterm av grenseflatespenning av overflateaktive oppløsninger, destillert vann Figur 5 - Endring i den relative grensesnittspenningen Figuren viser at verdiene for 2,5 og 5% er nære. Begge verdiene vil antagelig vise en høy vaskeevne, noe som bør bekreftes i påfølgende forsøk på vask av jord og sand fra oljeforurensning. 3. Eksperimentelle studier av mekanismen for å forskyve oljemodellen med overflateaktive løsningsmidler fra et porøst medium
.1 Begrunnelse for modellvalg ved bruk av likhetskriterier
Som forberedelse til eksperimentene ble bulkmodeller beregnet og produsert, veiledet av kjente kriterier likhet ved filtrering gjennom en modell, reservoar. Beregning av modellens størrelse og eksperimentelle forhold basert på kriteriene for likheten mellom reservoar og modellbetingelser. For tiden er det generelt akseptert å bruke likhetsbetingelsene og de kvantitative likhetskriteriene som tas i betraktning i arbeidet når man utfører filtreringsstudier. Valget av eksperimentelle parametere er basert på de dimensjonsløse forholdene mellom mengdene som kjennetegner den fysiske prosessen som finner sted i modellen som studeres. Metoden for dimensjonsanalyse eller reduksjon til den dimensjonsløse formen for ligningene som beskriver prosessen som studeres lar en oppnå likhetskriterier. Når du utfører fysisk modellering, er det praktisk talt umulig å opprettholde tilstanden fordi i dette tilfellet må modellens permeabilitet være for lav. Dermed blir det vanskeligere å modellere prosessen mer nøyaktig. Omtrentlig modellering er mulig med forsømmelse av kapillartrykket og antagelsen om at prosessen ikke er avhengig av forholdet, hvor σ er overflatespenningskoeffisienten ved grensesnittet, ΔP er trykkfallet over modellen. Bare et kompleks er forbundet med kapillaritet, noe som påvirker verdiene av fasegjennomtrengelighetene for olje og vann. En omtrentlig likhet oppnås mens tilstanden opprettholdes og kravet fra den brukte modellen av tilstanden om at verdien av kapillærtrykk er ubetydelig i sammenligning med den totale forskjellen i modellen. Konseptet med en stabilisert sone er kjent - et område der det er en overgang fra bevegelsen av ren olje til oljevask. Lengden på dette området er omtrent konstant. La oss anta at i eksperimenter er den relative størrelsen på den stabiliserte sonen lik x *, da er den tilsvarende verdien av likhetskriteriet π1 = x * / c, (1,13) hvor c er en parameter som avhenger av forholdet mellom viskositeten til det forskyvende vannet og oljen (figur 6). Studiene som er utført viser at for π1 ≤ 0,6 er oljeutvinning praktisk talt uavhengig av en ytterligere nedgang i dette kriteriet. I tillegg til kriteriet π1, er det nødvendig å tilfredsstille kriteriet Figur 6 - Avhengighet av "C" -parameteren på viskositetsforholdet mellom vann og olje Som et resultat av eksperimenter ble det funnet at for svakt sementerte sandsteiner påvirker en endring i π2-kriteriet forskyvningsprosessen bare opp til verdien av π2 = 0,5 * 106. Ved høyere verdier av π2 blir prosessen selv- lignende, gjør dette det mulig å ikke observere likheten mellom tallene π2 for modellen og naturen og begrense seg til utførte eksperimenter med verdien av denne parameteren, over hvilken endringen ubetydelig påvirker prosessen. Plottet av avhengigheten av vannfri oljeutvinning av π2 -kriteriet er vist i figur 7. La oss nå bestemme parametrene for oljeforskyvningseksperimentene, der en omtrentlig likhet oppnås med en relativ prøvestørrelse. Figur 7 - Avhengighet av utvinning av vannfri olje av kriteriet π2 av Fra formel (1.14) er det minste trykkfallet for modellen funnet DP min = s s / (p2min × k × DP), (1,15) Fra forholdet (1.10), med tanke på at for å observere likheten må forholdet være oppfylt vi får formelen for minimumslengden på modellen = (p2min × k × DP) / s, (1,16) Vi erstatter DPmin fra (1.15) Det anbefales å ta koeffisienten π1 lik ≤0,5, la oss ta p1 = 0,26, p2 lik 0,5 × 106, x * = 0,26 × С. Den gjennomsnittlige porøsiteten til bulkmodellene er 0,38, gjennomsnittlig vanngjennomtrengelighet for bulkmodellen under forsøkene er 0,186 μm2, den målte grenseflatespenningen ved vann-transformatoroljegrensesnittet er s = 41,5 mN / m2, transformatorens dynamiske viskositet olje som brukes til å utføre eksperimenter - μn = 9,924 mPa × s, vannviskositet μw = 0,914 mPa ,. Som du kan se (figur 6) for μо = 0,0921, verdien С = 0,48. Så fra formelen finner vi det minimale trykkfallet Minimum lengde Prøven kan estimeres etter tilstand (1.17), derfor En av hovedfaktorene som påvirker mekanismen for å forskyve oljemodellen med vann er overholdelse av reglene for valg av reservoarmodell. Når du utfører et eksperiment, bør prosessen være nøyaktig eller omtrent lik naturlig, dvs. når olje forskyves av vann, må likhetsbetingelser sikres at når transformatorolje forskyves av vann, må lengden på modellen ikke være mindre enn lengden på den stabiliserte sonen. Hovedkriteriene som kjennetegner prosessen med oljeforskyvning av vann er: hvor π1 er kriteriet for reservoaret og modellen, som uttrykker forholdet mellom trykkfallet og kapillærtrykket ved vann-oljekontakten; π2 er et kriterium som uttrykker forholdet mellom kapillærtrykket og den eksterne trykkgradienten. AA Efros påpeker at når kriterieverdien er π1≤0.6, avhenger oljeutvinning lite av en ytterligere nedgang i denne parameteren, og derfor kan man i forsøk på å forflytte olje med vann ignorere formasjonsverdien til π1, men begrense den til maksimal tillatt verdi. Når π2≥0,5 · 106, er det også mulig å ikke observere likhet for modellen og naturen, men å begrense oss i eksperimenter til verdien av π2, over hvilken endringen ikke har en vesentlig effekt på forflytningsprosessen. Disse hensynene gjør det mulig å bestemme parametrene for eksperimenter på forskyvning av olje med vann, der en omtrentlig likhet oppnås med en relativt liten prøvestørrelse. 3.2 Gjennomføring av en forskyvningstest
Hensikten med arbeidet med oljeforskyvning fra reservoarmodeller er å evaluere effektiviteten av anvendelsen av metoden for forbedret oljeutvinning ved bruk av overflateaktive stoffer. Tilsetning av overflateaktivt middel til det injiserte vannet fører til en reduksjon i grensesnittspenningen til vannet ved grensen til olje. Ved lav grensesnittspenning deformeres oljedråper lett, og reduserer derved arbeidet som kreves for å presse dem gjennom innsnevring av porene, noe som øker hastigheten på bevegelsen i formasjonen. Tilsetning av et overflateaktivt middel til vann fører til en reduksjon i kontaktvinklene for selektiv fukting, dvs. for å forbedre befruktbarheten til fjellet med vann. I tillegg er overflateaktive stoffer i stand til å diffundere fra vandige oppløsninger til olje, noe som forårsaker en reduksjon i viskositetsanomaliene. Og til slutt har vandige løsninger av overflateaktive midler forbedrede vaskemiddelegenskaper og letter separering av oljefilmen fra overflaten av steinene. Under virkningen av overflateaktive stoffer dispergeres olje i vann, og overflateaktive midler stabiliserer til en viss grad den resulterende dispersjon. Oljedråpene er redusert i størrelse. Sannsynligheten for at de holder seg til en fast overflate reduseres. Alt dette fører til slutt til en økning i oljepermeabiliteten til det porøse mediet og koeffisienten for oljeforskyvning fra reservoaret. I oljefeltpraksis blir ikke-ioniske overflateaktive stoffer mest brukt for å forbedre oljeutvinningen, som enten kontinuerlig injiseres i formasjonen i form av lavkonsentrasjon (0,05-0,10%) vandige oppløsninger, eller injiseres periodisk i form av felger høyt konsentrerte (5-10%) vandige oppløsninger. ... Laboratoriestudier har vist at ved bruk av overflateaktive stoffer kan oljeutvinningen øke med 1,10-1,12 ganger sammenlignet med konvensjonell vannføring. Effektiviteten av oljeforskyvning fra formasjonen er estimert av oljeutvinningsfaktoren, som er lik forholdet mellom volumet av olje som gjenvinnes fra formasjonen til det opprinnelige volumet av olje i formasjonen. Hovedindikatoren for effektiviteten til den forbedrede oljeutvinningsmetoden basert på resultatene fra laboratorieforsøk er vanligvis verdien av oljeforskyvningsfaktoren. I eksperimenter for å bestemme oljeforskyvningskoeffisienten, når transformatorolje (klasse T1500U) brukes som en modell av olje, og kvartssand brukes som oljebærende stein. For å utføre arbeidet er det nødvendig å ha transformatorolje (oljemodell), spesielt forberedte modeller av den produktive formasjonen-kvartssand med en gitt kornfraksjon (vanligvis 2,0-3,0 * 10-4 m) (ved modellering av terrigenous reservoarbergarter ). Etter å ha lastet hver porsjon, komprimeres sandlaget ved lett å trykke en trepinne på et glassrør. Høyden på det fylte sandlaget skal være hele rørets lengde opp til utløpet til atmosfæren. Bestemmelse av porøsitet. Porøsiteten til den produserte modellen bestemmes av forskjellen i massene av modellene fylt med luft og vann. Ved bestemmelse av porøsitet antas det at i en vannmettet modell er hele porerommet fylt med vann. Denne posisjonen er gyldig for en bulk (ukonsolidert) modell, der det ikke er lukkede, ikke -tilkoblede porer. Etter fylling veies modellen. Massen til en modell fylt med luft er m1. Etter metning av modellen med vann, veies modellen på nytt. Massen til en modell fylt med vann er m2. Deretter massen av vann i modellen B = m2 - m1 Siden tettheten av vann er kjent (ρВ = 1000 kg / m3), beregner vi volumet i modellen MV / ρV, Ved å bruke den tidligere aksepterte antagelsen om at vann opptar alle modellens porer og kjenne volumet på den tomme modellen (volumet på et tomt rør), porøsiteten m VВ / VПМ hvor VB er vannmengden, er VPM volumet til den tomme modellen. Basert på resultatene av eksperimentene bestemmes følgende: Forskyvningsforhold Mw = Vp / Vmod Vanninjeksjon utføres til fullstendig kutt av væskeprøver som forlater formasjonen. Mengden frigjort væske, inkludert olje, bestemmes. Oljeutvinningsfaktoren kн (med vann) for primæroljeforskyvningen beregnes i henhold til formelen n (ved vann) = V1 / Vn, hvor kн (med vann) er oljeutvinningsfaktoren for det første trinnet; er mengden olje som frigjøres som et resultat av vannfortrengning (primæroljeforskyvning), ml; n er den opprinnelige oljemettingen, ml; Deretter, etter vannet, injiseres en snegle av det undersøkte reagenset i formasjonen i en mengde lik ett porevolum. Etter at reagenset er injisert i reservoaret, injiseres destillert vann igjen til prøvene som kommer ut av reservoaret er fullstendig vannskåret. Mengden frigjort væske, inkludert olje, bestemmes. Oljeutvinningsfaktoren kн (inkrement) for sekundær oljeforskyvning beregnes ved hjelp av formelen (∆ = ± 0,5%, δ = 1%) n (økning) = Vp / Vn, der kн (inkrement) er oljeutvinningsfaktoren i siste trinn; п er mengden olje som frigjøres som et resultat av forskyvning av en slug etterfulgt av vanndrift (sekundær oljeforskyvning), ml; n - innledende oljemetning, ml; Oljeutvinningsfaktoren (ORF) for gjenværende oljemetning beregnes ved hjelp av formelen (∆ = ± 0,5%, δ = 1%) n (på resten) = Vp / Vp - V1, Den totale ECE ble beregnet med formelen (∆ = ± 0,5%, δ = 1%) full = kн (med vann) + kн (økning), hvor ktot er den totale oljeutvinningsfaktoren. Når man studerte filtreringsegenskapene til reservoarmodeller, ble permeabiliteten bestemt av formelen: hvor k. er permeabilitetskoeffisienten for mediet, m2, er væskevolumet, m3, er lengden på reservoarmodellen, m; τ - tidspunkt for væskefiltrering gjennom et porøst medium, s; μ er væskens dynamiske viskositet, Pa s; er prøvens tverrsnittsareal eller det effektive området det vurderte volumet av det porøse mediet, m2; ∆р - trykkfall langs mediumets lengde, Pa: - volumetrisk strømningshastighet for væsken, m3 / s. Deponering av olje fra reservoarmodellen utføres med konstant hastighet eller ved konstant trykkfall. Den volumetriske vanninjeksjonshastigheten velges i henhold til det vedtatte systemet for utvikling av det studerte objektet. I oljeforskyvningsprosessen overvåkes temperaturen kontinuerlig, trykkfallet og strømningshastigheten til pumpet væske og fortrengt olje registreres. Perioden for vannfri oljeforskyvning i forsøkene avsluttes etter at vann er pumpet gjennom modellen av reservoaret i mengden 0,5-0,8 porevolumer av hele modellen. Samtidig blir 90-95% av mobiloljen fortrengt. Fullstendig fortrengning av olje oppnås som regel etter pumping av 1,2-1,5 poremengder vann. Det fortrengende vannet injiseres kontinuerlig til den fortrengte væsken er fullstendig vannet. Volumet av fortrengt olje (Vn) registreres, mens det også tas hensyn til oljen som separeres fra vannprøvene ved sentrifugering. Etter oljeforskyvning beregnes oljeforskyvningskoeffisienten ved hjelp av formelen: Kwith = Vn / Vn init, som vanligvis uttrykkes som en prosentandel. Den neste fasen av studien er injeksjon av en kant (del) av den kjemiske sammensetningen. Volumet på utkantene bestemmes basert på parametrene for overholdelse av virkelige forhold eller på grunnlag av en serie forhåndseksperimenter. Etter pumping av sneglen pumpes den kjemiske sammensetningen igjen inn i modellen. Gjennom hele prosessen er volumet og sammensetningen av den fortrengte væsken og dynamikken i trykkendringer i systemet strengt fast. Oppsummering av volumet av olje som er forskjøvet i tillegg (∆ Vn), beregnes økningen i oljeforskyvningskoeffisienten (∆ Kwith) og effektiviteten til den kjemiske sammensetningen som brukes beregnes. Under forsøkene er følgende betingelser oppfylt. Hyppigheten av eksperimenter er minst 3 ganger. Antall parallelle bestemmelser i forsøket er 2-3 ganger. Matematisk bearbeiding av eksperimentelle resultater, konstruksjon av korrelasjonsavhengigheter og beregning av korrelasjonskoeffisienter utføres ved hjelp av en PC. Den fylte reservoarmodellen tillater modellering av bare reservoarpermeabiliteten og, i noen tilfeller, dens porøsitet. Strukturen i porerommet er vesentlig forskjellig fra den som kan observeres i et oljereservoar. Dette skyldes det faktum at i bulkmodellen, bestående av tett pakket sandkorn, er alle porene sammenkoblet, har omtrent samme størrelse, og det er ingen lukkede porer. På det første trinnet er det imidlertid hensiktsmessig å bruke bulkmodeller, siden det er nødvendig for å oppnå kvalitative regelmessigheter i oljeforskyvningsprosessen med en vandig overflateaktiv løsning. Når det gjelder forholdene i et bestemt felt, er de kvalitative avhengighetene som oppnås på bulkmodeller gyldige, men de kvantitative indikatorene for effektens effekt (økning og sluttverdier for forflytningskoeffisienten) må avklares ved å studere effekten av en vandig løsning av overflateaktive stoffer på naturlige kjerner. 3.3 Sikkerhetsregler for eksperimentelt arbeid
Laboratoriepersonalet bør kjenne egenskapene og de fysisk -kjemiske egenskapene til reagenser og nye kjemikalier som kommer inn i forskningen. Det er nødvendig å sikre at på alle beholdere med reagenser som leveres til laboratoriet for forskning, er det etiketter eller signaturer som angir innholdet og grunnleggende fysiske og kjemiske egenskaper med fremheving av spesielt farlige egenskaper: "Gift", "Brannfarlig", etc. Alt arbeid knyttet til frigjøring av skadelige gasser, damper og røyk bør utføres i avtrekkshetter med dørene ned. Luftvekslingskursen er 8-10. Når de utfører eksperimenter med reagenser som ikke tidligere er testet i laboratoriet, bør alle ansatte gjøre seg kjent med skadelige egenskaper beskrevet i katalogen "Skadelige stoffer i industrien". Når du utfører eksperimenter med kjemikalier, er det nødvendig å bruke kjeledresser og personlig verneutstyr - kjoler, gummiforkle, forkler, etc. Når du arbeider med enheter under vakuum, så vel som for alt arbeid som innebærer mulighet for tilstopping, brannskader og øyeirritasjon, er det nødvendig å bruke vernebriller eller beskyttelsesutstyr (hjelm eller visir av organisk glass). Ikke hell oljeprodukter og organiske løsningsmidler i kloakken. Alle kjemiske rester må helles i spesielle lukkede beholdere merket "Drain" og tas ut av laboratoriet daglig til spesielt angitte steder. Laboratoriet bør være utstyrt med brannslukningsutstyr og et førstehjelpssett. Brannfarlige reagenser og reagenser må oppbevares på spesialutstyrte steder med god ventilasjon. Alle som jobber i laboratoriet bør vite hvor brannslukningsapparatet er plassert (filt, asbest, tørr sand, brannslukningsapparater, brannvannstiger etc.) og kunne bruke dem. Før du utfører arbeidet, bør du gjøre deg kjent med enheten for å bestemme oljeforskyvningsfaktoren fra reservoarmodellen og operasjonsrekkefølgen. I verkene brukes reservoarmodeller, og som vil konvergere med et lavt overtrykk på grunn av væskens hydrostatiske hode. Kontroller at trykkbeholderen er godt festet til en spesiell plattform før arbeidet starter. Alle avstengingsenheter i det eksperimentelle oppsettet må lukkes forsvarlig før og etter arbeid. For å unngå brudd og rulling av glassdeler av installasjonen, kutt av fragmentene, oljesøl og vandige løsninger av de brukte reagensene, må arbeidet utføres veldig forsiktig, uten plutselige bevegelser. Ved søl eller kontakt med huden på olje og vandige oppløsninger av reagensene som brukes, vask dem av med vann eller såpevann. lufttemperatur (20 +/- 5) ° C; luftfuktighet ikke mer enn 80% ved t = 25 ° C; AC frekvens (50 +/- 1) Hz; nettspenning (220 +/- 22) V. Betjeningsenheten må ikke stå uten tilsyn. Det er forbudt å spise og bruke åpen ild i rommet der det eksperimentelle oppsettet ligger. Konklusjon
Imidlertid evalueres bare nå effekten av konsentrasjonen av reagenset på verdien av grenseflatespenningen. Spørsmål knyttet til effekten av temperatur på egenskapene til overflateaktive stoffer har ikke blitt studert. Artikkelen diskuterer de fysisk-kjemiske egenskapene til etoksylerte ikke-ioniske overflateaktive stoffer, gjennomgår strukturen og egenskapene. Vi har vurdert påvirkningen av den heterogene strukturen til et oljereservoar på dens dekning ved vannføring og mulige måter å øke det. Resultatene av teoretiske, laboratorie- og feltstudier for forbedring av feie av reservoarer ved bruk av hydrodynamiske, fysisk -kjemiske, fysiske, mikrobiologiske og andre metoder for å forbedre oljeutvinningen. Utsiktene til å forbedre vannføringen ved bruk av metoder for å øke oljeproduksjonen av reservoarer basert på å øke filtreringsmotstanden til de vasket sonene i et olje-vann-mettet reservoar har blitt underbygd. Som et resultat av eksperimentelle studier på forskyvning av olje med høy viskositet fra Devon-sedimentet i Serafimovskoye-feltet i Republikken Bashkortostan i Den russiske føderasjon på spesialproduserte laboratoriemodeller av et heterogent reservoar, ble det avslørt at kombinasjonen av sekvensiell injeksjon av fortrengningsmidler i form av vandige løsninger av ikke -ioniske overflateaktive stoffer (kompleks virkningsteknologi) forårsaker ytterligere fysisk -kjemiske effekter for å maksimere vannstrømningseffektiviteten Det er fastslått at ikke-ioniske overflateaktive stoffer som direkte innføres i oljen i Devonian-forekomsten i Serafimovskoye-feltet i Republikken Bashkortostan i Den russiske føderasjon eller overføres til den ved diffusjon fra vandige oppløsninger, har en dispergerende effekt på hovedstrukturdannende komponenter i formasjonsolje - asfaltener, som et resultat av at anomalier i oljens viskositet reduseres og koeffisienten dens forskyvning fra reservoarmodellen. Litteratur
1.Utvikling av oljefelt. T. 1 / N.I. Khisamutdinov, M.M. Khasanov, A.G. Telin et al.- M.: VNIIOENG, 1994.- 263 s. 2.Galeev R.G. Økning i produksjonen av hydrokarbonreserver som er vanskelig å gjenvinne. - M.: KUGK-r, 1997.- 351 s. .Geologi, utvikling og drift av oljefeltet Romashkinskoye / R.Kh. Muslimov, A.M. Shavaleev, R.B. Khisamov, I.G. Yusupov. - M.: VNIIOENG. - 1995. -T. II. -286s. og så videre. .Metoder for utvinning av gjenværende olje / M.L. Surguchev, A.T. Gorbunov, D.P. Zabrodin og andre- M.: Nedra, 1991.- 347 s. .Anvendelse av polymerer i oljeproduksjon / E.I. Grigoraschenko, Yu.V. Zaitsev, V.V. Kukin et al.- M.: Nedra, 1978.- S. 213. .Utvikling av oljefelt med bruk av overflateaktive stoffer / G.A. Babalyan, A.B. Tumasyan, B.I. Levy et al.- M.: Nedra, 1983.- 216 s. .Surguchev M.L., Shvetsov V.A., Surina V.V. Påføring av micellære løsninger for å forbedre oljeutvinningen. - M.: Nedra, 1977.- 120 s. .Surguchev M.L. Sekundære og tertiære metoder for forbedret oljeutvinning. - M.: Nedra, 1985.- 235 s. og så videre. .Om et integrert system for utvikling av oljereserver som er vanskelig å gjenvinne / R.Kh. Muslimov, R.G. Galeev, E.I. Suleimanov et al. // Oljeindustrien. - 1995. - Nr. 42. - S. 26-34. .Ganiev P.P. Forbedret oljeutvinningsteknologi basert på overflateaktive stoffer // Oljefeltvirksomhet. - 1994. - Nei. 5. - S. 8-10.
Forskyvning av olje med karbondioksid.
Oljens viskositet bør være mindre enn 10-15 mPa
høyere viskositet forverrer betingelsene for blandbarhet av CO 2 med olje. Alle kjente industrielle forsøk med karbondioksid har blitt utført i felt med lavere oljeviskositet.
Reservoarstrykket bør være mer enn 8-9 MPa for å sikre bedre blandbarhet av karbondioksid med olje, noe som øker med økende trykk.
En monolitisk formasjonstykkelse på mer enn 25 m reduserer effektiviteten på grunn av manifestasjonen av tyngdekrafts separasjon av gass og olje og en reduksjon i feiing.
2. Injeksjon av vann-gassblandinger .
Oljeviskositet over 25 mPa · s er ugunstig for anvendelse av metoden. Som med vanlig vannføring, oppstår intermitterende oljeforskyvning og bypass -formasjon.
Større reservoartykkelse fremmer gravitasjonsseparasjon av gass og vann og redusert effektivitet på grunn av redusert feiing.
3. Polymerflom .
Beholdertemperaturer over 70 ° C fører til ødeleggelse av polymermolekyler og redusert effektivitet.
Når permeabiliteten i reservoaret er mindre enn 0,1 μm 2, er prosessen med polymerflom vanskelig å implementere, siden størrelsen på løsningsmolekylene er større enn porestørrelsen og enten tilstopping av bunnhullssonen eller mekanisk ødeleggelse av molekyler oppstår.
Under forhold med økt saltinnhold av vann og innhold av kalsium- og magnesiumsalter blir vandige oppløsninger av polyakrylamid ustabile, strukturen deres forstyrres og effekten av fortykning (økning av viskositeten) av vann forsvinner; polymerer av biologisk opprinnelse trenger ikke denne begrensningen.
4. Injeksjon av vannløselige overflateaktive stoffer.
Reservoartemperatur over 70 ° C er uakseptabel av de samme grunnene som for polymer.
Formasjoner med høy vannfuktighet (hydrofil) er ugunstige for bruk av vannløselige overflateaktive midler, siden deres effekt er rettet mot å øke fuktigheten til det porøse mediet.
Forskyvning av olje med micellære løsninger.
Micellare løsninger basert på petroleumssulfonater med et høyt innhold av kalsium- og magnesiumsalter i formasjonen, på grunn av ionebytte av disse saltene med natrium i sulfonat, blir til emulsjoner med høy viskositet, noe som reduserer ledningsevnen til reservoarene kraftig.
Oljens viskositet er ikke tillatt mer enn 15 mPa · s, siden for å utjevne mobiliteten er det nødvendig å øke viskositeten til den micellære løsningen på grunn av den dyre komponenten (alkohol).
Produktive formasjoner kan bare representeres av sandstein, siden karbonatformasjoner inneholder mange kalsium- og magnesiumioner, som ødelegger oljesulfonater og micellære løsninger.
6. Fordring av olje ved forbrenning.
Oljens viskositet må være mer enn 10 mPa · s, siden et tilstrekkelig innhold av koks (asfaltener) i den er nødvendig for å opprettholde forbrenningsprosessen av olje i reservoaret.
Med en reservoartykkelse mindre enn 3 m og en permeabilitet mindre enn 0,1 μm 2, er denne metoden upraktisk på grunn av store uproduktive varmetap i toppen og bunnen av reservoaret.
En sømdybde på mer enn 150 m er nødvendig for å sikre tilstrekkelig tyngde for å kontrollere forbrenningsprosessen og forhindre gjennombrudd av forbrenningsprodukter til overflaten.
7. Fordring av olje med damp.
Sømtykkelse mindre enn 6 m er uakseptabelt av økonomiske årsaker. Prosessen med å skifte olje med damp blir ulønnsom på grunn av store varmetap gjennom toppen og bunnen av reservoaret.
Formasjonsdybden bør ikke overstige 1200 m på grunn av varmetap i brønnhullet, som når 3% for hver 100 m dybde, og tekniske vanskeligheter med å sikre søylenes styrke, spesielt ved brønnhodet.
Det er ønskelig at permeabiliteten til formasjonen var mer enn 0,2 - 0,3 μm 2, og oljeforskyvningshastigheten var høy nok til å redusere varmetapet til toppen og bunnen av reservoaret.
Det totale varmetapet i brønnhullet og i formasjonen bør ikke overstige 50% av injeksjonsbrønnen som tilføres ved brønnhodet for å oppnå en økonomisk effekt av prosessen.
Oljeforskyvning med alkaliløsning.
Effektiviteten av applikasjonen avhenger først og fremst av sammensetningen av reservoaroljen.
Metoden er ikke anvendelig hvis reservoaroljen har en lav surhetsindeks (forholdet mellom kaliumhydroksydinnhold og oljemasse) - mindre enn 0,5 mg / g.
Bruken av alkaliske løsninger er ikke begrenset til temperatur og kollektortype. I motsetning til alle andre fysisk-kjemiske metoder er alkaliske løsninger ganske anvendelige ved temperaturer opp til 150-200 ° C, så vel som i karbonatformasjoner.
Siden alkaliske løsninger øker fuktbarheten til formasjonsbergarten med vann, har de en fordel fremfor andre metoder for bruk i fortrinnsvis hydrofobe og hydrofobiserte formasjoner.
Bruken av alkaliske løsninger er ineffektiv i formasjoner med høyt leireinnhold (mer enn 10%), der oljeforskyvningskoeffisienten er den samme som for vanlig vann.
Alle kriteriene ovenfor for anvendeligheten av forbedrede oljeutvinningsmetoder kan bare brukes for det første utvalget av metoder, og bestemmer utsiktene for implementering og potensielle anvendelsesområder.
Når du velger metoder for forbedret oljeutvinning for et bestemt oljefelt, kan det oppstå en situasjon når det er nødvendig med to eller tre metoder basert på de angitte kriteriene. I dette tilfellet bør beslutningen om å bruke en bestemt forbedret oljeutvinningsmetode være basert på detaljert teknologisk og økonomiske beregninger tar hensyn til tilgjengeligheten av materielle og tekniske midler og kapitalinvesteringer, samt mål for oljeproduksjon.
Noen av oljereservene i mange felt (med sterkt bruddformasjoner) er generelt uegnet for bruk av alle kjente metoder for forbedret oljeutvinning, bortsett fra syklisk vannføring. For slike oljereserver er det et målrettet søk etter ukjente metoder eller modifikasjoner, en kombinasjon av velkjente utviklede metoder for stimulering av reservoarer med spesifikke geologiske og fysiske egenskaper er nødvendig.
Effektiviteten til forbedrede oljeutvinningsmetoder
I alle tilfeller av industriell testing og implementering av forbedrede oljeutvinningsmetoder, blir det nødvendig å vurdere effektiviteten ved hjelp av feltdata. På stadiet av eksperimentelt arbeid er dette nødvendig for å ta en beslutning om muligheten for industriell anvendelse av metoden, og på stadiet av industriell implementering, for å bestemme effektiviteten til de brukte midlene. I dette tilfellet kreves det selvfølgelig en objektiv, pålitelig vurdering av metodens effektivitet for ikke å overvurdere eller undervurdere dens potensielle evner. Når man skal vurdere effektiviteten av metoder, er det nødvendig å skille mellom følgende begreper om effektivitet.
Ideell(I) - sant, potensiell (teoretisk) effektivitet av metoden, som kan oppnås under de mest gunstige reservoarforholdene, ideell prosessytelse, ved å bruke all dens energiske og fysiske
muligheter.
Mulig(B) - konstruksjonseffektiviteten til metoden med riktig refleksjon og bruk av alle funksjonene i mekanismen og den optimale prosessteknologien for et passende felt.
Oppnåelig(E) - den faktiske effektiviteten til metoden, implementert i reservoaret under de praktiske forholdene i prosessen, med uunngåelige avvik fra designteknologien, med inkonsekvenser i kvaliteten på materialer og tekniske midler, etc.
Evaluert(О) - effektiviteten til metoden målt eller bestemt på en eller annen måte fra feltdataene, avhengig av metodens nøyaktighet, påliteligheten til de første dataene og objektiviteten til bestemmelsen.
Metodens mulige eller designeffektivitet bestemmes under konstruksjonen og avhenger av beregningsmodellenes tilstrekkelighet til prosessen og påliteligheten til de første dataene. Selv i beste fall overvurderer prosjektene effektiviteten til prosessen, siden de virkelige forholdene for reservoarutvikling avhenger av mange ustabile faktorer og alltid er mer kompliserte enn skjematiserte forenklede beregningsmodeller for væskefiltrering og oljeforskyvning av aktive midler. Den faktisk oppnådde effektiviteten til den forbedrede oljeutvinningsmetoden (E) er en spesifikk, utvetydig verdi som regel lavere enn designeffektiviteten på grunn av uunngåelige avvik fra den spesifiserte (optimale) teknologien under implementeringen av prosessen, endringer i egenskapene til egenskapene til arbeidsmidlet, injeksjonsbetingelsene, brønnoperasjon, etc. ...
Og til slutt bør den estimerte effektiviteten til metoden (O) basert på produksjonsdata når den måles og bestemmes nøyaktig, være lavere enn det som faktisk er oppnådd, siden hele formasjonen av formasjonen som er eksponert for arbeidsmidlet ikke kan måles, og indirekte bestemmelser av effekten gjennom produksjon og brønnstudier blir forvrengt av forsinkelsen i manifestasjonen ...
Derfor er konseptene ovenfor om effektiviteten til forbedrede oljeutvinningsmetoder relatert til forholdet
I> B> D O
Dette bør alltid huskes når du bestemmer deg for hvordan metoden skal brukes.
I praksis er imidlertid evaluering og bestemmelse av effektiviteten til forbedrede oljeutvinningsmetoder basert på feltdata tvetydige og kan enten undervurderes eller overvurderes i forhold til oppnådd effektivitet på grunn av følgende samtidig virkende årsaker:
utilstrekkelig, ikke -representativ feltinformasjon eller mangel på nødvendige data;
feil, forvrengning av informasjon (feil i størrelsen på områder);
ileggelse av resultatene av bivirkninger fra andre pågående aktiviteter (syklisk påvirkning, behandling av brønner, forurensning av borehullssoner, tvangsproduksjon osv.);
inkonsekvens av den brukte metoden for å vurdere effekten med særtrekkene til metoden;
uerfarenhet eller skjevhet hos teknologer som bestemmer effekten.
Som et resultat av disse årsakene er det noen ganger store motsetninger i vurderingen av effektiviteten og til og med evnene til metoder, spesielt de med lavt potensial. For eksempel er vurderinger av effektiviteten av flom med overflateaktive stoffer av OP-10-typen, utført av forskjellige spesialister for de samme forholdene 3-4 ganger (fra 2-4 til 10-12% økning i den endelige oljeutvinningen av reservoarer). For å oppnå en pålitelig vurdering av effektiviteten av forbedrede oljeutvinningsmetoder, er det ved industrielle forsøk nødvendig å strebe etter å eliminere alle disse kompliserende faktorene.
Dette krever følgende. Trekk ut maksimale data fra hver brønn om egenskapene til reservoarer, væsker, betingelser for oljeforskyvning og oljeinnstrømning, dvs. sikre full kjernefjerning, ta olje-, gass- og vannprøver for analyse, utfør geofysiske og hydrodynamiske studier, nøyaktige målinger av oljestrøm hastigheter, strømningshastigheter og vannproduksjon, gassfaktorer, temperatur, etc.
Dimensjonene på testplottene og plasseringen av brønner bør være slik at det utelukker en feil ved å tegne grensen for sonen som er utsatt for arbeidsmidlet. Målinger av alle mengder og parametere må være så nøyaktige som mulig.
Under den nye prosessen med å stimulere reservoarene, er det nødvendig å sikre rensligheten av brønnhullsonene i brønnene (for ikke å forurense), for å holde brønnenes driftsforhold uendret, ikke bare innenfor eksperimentelle områder, men også i tilstøtende soner. Hvis endringer i reservoarutviklingsforholdene (syklisk handling, endring i retning av væskestrømmer, behandling av bunnhullssoner i brønner, økning i nedtrekk på reservoaret, etc.) er uunngåelige, så skilles virkningen fra den nye metoden og fra andre tiltak er nødvendig. Bunnhullsforurensning kan forvride metodens virkelige effektivitet.
Effektiviteten til forskjellige metoder for forbedret oljeutvinning, anvendt under forskjellige geologiske og fysiske forhold, må bestemmes på forskjellige måter, avhengig av arten av manifestasjonen av effekten og de mest representative indikatorene.
Effektiviteten til forbedrede oljeutvinningsmetoder bør bestemmes av spesialister som forstår mekanismen for prosesser, fysisk -kjemiske og hydrodynamiske prosesser, samt den geologiske strukturen til oljereservoaret.
Evaluering av den teknologiske effekten på et sent utviklingsstadium
Objektiv ekstrapolering av oljeproduksjonshastigheter og andre indikatorer for reservoar- og områdeutvikling er den viktigste og mest nøyaktige måten å bestemme den teknologiske effekten basert på de faktiske resultatene av pilotoperasjoner eller industriell implementering av den forbedrede oljeutvinningsmetoden. Det er forskjellige metoder for grafisk-analytisk eller statistisk analyse av effektiviteten til forbedrede oljeutvinningsmetoder, basert på å finne den empiriske avhengigheten av endringer i utviklingsindikatorene for basiskassen i perioden før starten av metoden og dens anvendelse ekstrapolasjon til den fremtidige perioden for søknaden.
Avhengighet av oljeutvinning η fra den kumulative væskeuttaket referert til saldoreservene τ : η = f(τ).
Kumulativ oljeproduksjonsavhengighet Sp n Sp v eller væske Sp f : Sp n = f(lgSp v ) eller Sp n = f(lgQ f ).
Avhengighet av logaritmen til det totale vann-olje-forholdet w fra logaritmen for det akkumulerte vannuttaket Sp v : lgw = f(lgSp v ).
Avhengighet av logaritmen til det nåværende vann-olje-forholdet w fra kumulativ oljeproduksjon Sp n : lgw = f (Sp n).
Avhengighet av logaritmen til andelen produsert olje n n fra logaritmen for den akkumulerte væskeuttaket Sp f : lgn n = f(lgQ f ).
Ris. 4. Avhengighet av kumulativ oljeproduksjon og oljeutvinning av reservoar η på dimensjonløs tid τ uten å bruke (1) og bruke (2) metoder
økt oljeutvinning.
∆
Sp, ∆η
- følgelig økningen i kumulativ oljeproduksjon og oljeutvinning på grunn av metoden for forbedret oljeutvinning (EOR); τ
b , τ
m-begrensning av dimensjonsløs tid for henholdsvis vannføring og påført MPNP
Ris. 5. Avhengighet av faktisk (1) og forutsagt (2) kumulativ oljeproduksjon Q n på logaritmen for kumulativ vann (flytende) produksjon lgQ i (lgQ g).
∆Q n, ∆η - økning i kumulativ oljeproduksjon og oljeutvinning
henholdsvis; InQ in - sparer vann (væske)
Ris. 6. Avhengighet faktisk (1) og spådd (2) logaritme
v 
od-oljefaktor logg w fra logaritmen til kumulativ vannproduksjonslogg Q in
Ris. 7. Faktisk avhengighet (1) og forutsagt (2) logaritme
olje-vann-faktor lg w fra kumulativ oljeproduksjon Q n
For tiden er det laget flere titalls tilnærminger til de faktiske indikatorene for utvikling av objekter under vannføring. Deres store variasjon er forbundet med forsøk på å redusere følgende ulemper iboende i dem alle.
Ris. 8. Faktisk avhengighet (1) og forutsagt (2) av logaritmen til oljeandelen
i strømmen lg n n fra logaritmen til den kumulative væskeproduksjonen lg Q l
Ris. 9. Faktiske avhengighets (1) og prognose (2) endringer
Gjeldende oljeproduksjon q mot tid t
q 0 - første produksjonshastighet (produksjon)
Bruk av metoder for å forutsi de viktigste teknologiske indikatorene for utvikling under vannføring er bare mulig med vanning av de produserte brønnene fra 30 til 90%. Alle tilgjengelige metoder tar ikke hensyn til teknologiske endringer i utviklingen av objektet (boring av flere brønner, endring av driftsmodus for brønner, etc.). Mangel på universelle metoder som gjelder for alle objekter, og som et resultat, behovet for forhåndsgodkjenning under spesifikke forhold.
Prognoseperioden for fremtiden kan ikke være lengre enn perioden før vannskåret. På tidlige stadier vannløp, dette begrenser deres anvendelse, prognosens nøyaktighet blir veldig lav.
Til tross for disse manglene, er sammenligningen av de faktiske utviklingsindikatorene for objektet ved hjelp av metoden for forbedret oljeutvinning og de forutsagte som ble oppnådd før metoden ble brukt, den mest pålitelige og klare (figur 4).
Omfattende praktisk erfaring med å bruke ulike grafisk-analytiske metoder for å sammenligne utviklingsindikatorene til forskjellige objekter, forutsi utsiktene for feltutvikling under vannføring, vurdere den teknologiske effektiviteten til ulike teknologiske tiltak som utføres på feltene, lar oss anbefale fem foretrukne metoder ( 5-9), hvis hovedfordeler er følgende:
tilstrekkelig høy pålitelighet av de oppnådde resultatene;
brukervennlighet og klarhet;
muligheten for integrert redegjørelse for geologiske trekk ved formasjonsstrukturen;
evnen til å bestemme ulike indikatorer på effektivitet og oljeproduksjon ved å anvende metoden, redusere vannproduksjon, øke utviklingshastigheten, etc.
Nøyaktigheten av å vurdere metoders teknologiske effektivitet avhenger i stor grad av overholdelsen av objektutviklingsteknologien under anvendelsen av metoden (den samme som før applikasjonen), samt varigheten av perioden som ekstrapolasjonen utføres for.
Anvendelsen av disse metodene for å vurdere effektiviteten av metoder i hvert enkelt tilfelle krever deres forhåndsgodkjenning for et gitt felt eller område. Basert på denne godkjenningen gis en vurdering av nøyaktigheten i søknaden basert på variansen av faktiske og beregnede data.
Hvis tømmemodus fungerer som grunnleggende sak for utvikling, blir de faktiske indikatorene for den nåværende oljeproduksjonen i tid ekstrapolert (se fig. 9). I dette tilfellet kan oljeproduksjon tilnærmes med en eksponensiell, hyperbolsk eller harmonisk funksjon før metoden brukes. Valget av en akseptabel funksjon, som i de tidligere tilfellene, bestemmes av den minste variasjonen av de faktiske og beregnede dataene.
Oljeproduksjon ved bruk av metoden er definert som forskjellen mellom de faktiske og beregnede indikatorene for grunnmetoden, oppnådd ved ekstrapolasjon til samme volum produsert væske eller tid.
Anvendelsen av metoden på et sent stadium utelukker ikke, som en ekstra måte å vurdere effektiviteten, sammenligning av teknologiske indikatorer for eksperimentelle og kontrolldeler.
Evaluering av den teknologiske effekten ved bruk av metodene for å øke
oljeutvinning fra begynnelsen av utviklingen
Det vanskeligste og mest usikre for å vurdere den teknologiske effekten er tilfellene der metoden for forbedret oljeutvinning brukes helt fra begynnelsen av utviklingen, for eksempel bruk av overflateaktive stoffer i utviklingen av felt i Vest -Sibir, bruk av termiske metoder for utvikling av Karazhanbasskoye, Usinskoye og andre felt.
Kompleksiteten i dette skyldes manglende evne til å sammenligne de faktiske dataene for reservoarutviklingen i basistilfellet og dataene på eksperimentelle stedet for metodeprogrammet. Derfor er vurderingen av den teknologiske effekten fra anvendelsen av metoden enten basert på de beregnede indikatorene for utviklingen av et pilotsted, eller på de faktiske resultatene av utviklingen av et annet nettsted, den såkalte kontrollen.
I det første tilfellet kan det være feil knyttet til unøyaktigheten av den første informasjonen eller beregningsmetodene. I det andre tilfellet ligger vanskeligheten ved å velge et kontrollsted, som må være identisk med det eksperimentelle både når det gjelder geologiske og fysiske egenskaper og når det gjelder utvikling. Det er nesten aldri mulig å opprettholde identiteten til eksperiment- og kontrollplottene i alle indikatorer. Som et resultat er tvetydighet ved å bestemme den teknologiske effekten mulig. Og siden denne indikatoren ikke bare har teoretisk, men også praktisk betydning, er noen spesialister interessert i effekten, mens andre er mistroiske til resultatene av dens bestemmelse. Dette er spesielt tydelig når testmetoder som er preget av en liten økning i oljeutvinningen (som oversvømmelse med overflateaktive stoffer, svovelsyre) og en lang periode før starten på en håndgripelig respons fra produksjonsbrønner på virkningen, spesielt i den første applikasjonsperioden av metodene.
Det er to måter å komme seg ut av denne situasjonen. Den ene er at usikkerheten i estimatene av effekten kan overvinnes statistisk, det vil si ved et stort antall eksperimentelle studier og deres tilsvarende behandling ved hjelp av metoder for multivariat analyse. For å gjøre dette er det nødvendig å nøye analysere alle resultatene av eksperimentelt arbeid, sammenligne laboratorie- og feltresultater, generalisere opplevelsen av å bruke metoden på mange områder og samle data for statistisk behandling. Over tid vil det være tillit til nøyaktigheten av å bestemme den teknologiske effekten av visse metoder for forbedret oljeutvinning. Dette er en sikker vei, men en lang vei å gå.
En annen måte, den mest pålitelige, etter vår mening, er å sammenligne de faktiske resultatene av utviklingen av et lite eksperimentelt område med en strengt konsistent teknologi med utviklingsindikatorene for det samme stedet oppnådd på grunnlag av en tilstrekkelig matematisk modell... Etter fullstendig tilpasning av den matematiske modellen til de faktiske dataene på eksperimentelle stedet, kan effekten av metoden bestemmes av en komparativ beregning med basiskassen.
I dette tilfellet kurvene Σ Sp n ... b =f (τ) og Σ Sp n ... m =f (τ) eller η b = f (τ) og η m = f (τ ) ... Om nødvendig justeres differansen i utviklingshastigheter eller justeringer for avviket mellom design og faktiske indikatorer.
Bruk av termiske metoder for utvikling av oljer med høy viskositet fører vanligvis til en betydelig økning i oljeutvinning og nåværende oljeproduksjonshastigheter sammenlignet med uttømmingsutvikling. I dette tilfellet, når du bestemmer den teknologiske effekten, anbefales det å bruke metoden for de såkalte "fraksjonskoeffisientene", som er forholdet mellom økningen i den endelige oljeutvinningen og den totale oljeutvinningen. Oljeproduksjon ved bruk av metoden bestemmes ved å multiplisere den totale oljeproduksjonen med metodens egenkapitalandel. Anvendeligheten av "fraksjonskoeffisienter" -metoden for termiske metoder er bekreftet ved Kenkiyak- og Khorosan -feltene.
I tilfeller der det ikke er økonomisk mulig å utvikle forekomster uten bruk av forbedrede oljeutvinningsmetoder, bør all olje vurderes gjenvunnet ved bruk av metoder. Et eksempel er utviklingen av Yaregskoye oljefelt med meget høy viskositet, som uten termiske påvirkningsmetoder er praktisk talt umulig for oljeproduksjon.
I tilfeller av ubetydelige økninger i oljeutvinningen i den første perioden, anbefales det å bestemme oljeproduksjonen ved å bruke metoden for å multiplisere volumet (massen) av det injiserte reagenset med den spesifikke oljeproduksjonen som er etablert ved beregning eller erfaring, dvs. produksjon per enhet volum (masse) av det forbrukte reagenset. Denne metoden brukes til å vurdere effekten av svovelsyreinjeksjon ved Romashkinskoye -feltet.
Hvis metoden brukes i et felt, hvis utviklingsdata passer godt inn i den eksisterende korrelasjonsavhengigheten av geologisk fysiske egenskaper reservoaret, kan indikatorene for basiskassen i noen tilfeller bestemmes av dem.
| Innhold: | |
| 1. | |
| 2. | |
| 3. | |
| 3.1. | |
| 3.2. | |
| 3.3. | |
| 3.4. | |
| 3.5. | |
| 3.6. | |
| 4. | |
| 5. | |
| 6. |
| Introduksjon |
Effektiviteten ved oljeutvinning fra oljebærende reservoarer ved bruk av moderne, industrielt utviklede metoder for utvikling i alle oljeproduserende land anses i dag som utilfredsstillende, mens forbruket av oljeprodukter over hele verden vokser fra år til år. Gjennomsnittlig endelig oljeutvinning i forskjellige land og regioner varierer fra 25 til 40%. For eksempel, i landene i Latin-Amerika og Sørøst-Asia er gjennomsnittlig oljeutvinning 24-27%, i Iran-16-17%, i USA, Canada og Saudi-Arabia-33-37%, i SNG-landene og Russland - opptil 40%, avhengig av strukturen i oljereservene og de anvendte utviklingsmetodene. Gjenværende eller ikke-utvinnbare industrielt utviklede oljereserver når i gjennomsnitt 55-75% av de opprinnelige geologiske oljereservene i tarmen(Figur 1). Derfor er oppgavene med å anvende ny teknologi for oljeproduksjon presserende, noe som gjør det mulig å øke oljeutvinningen av allerede utviklede formasjoner betydelig, hvor det ikke lenger er mulig å utvinne betydelige gjenværende oljereserver ved hjelp av tradisjonelle metoder. |
Hvert år rundt om i verden vokser interessen for forbedrede oljeutvinningsmetoder, og forskning utvikles for å finne en vitenskapelig forankret tilnærming til valg av de mest effektive teknologiene for feltutvikling.
For å øke økonomisk effektivitet feltutvikling, reduksjon av direkte kapitalinvesteringer og maksimal bruk av reinvesteringer, er hele perioden med feltutvikling vanligvis delt inn i tre hovedfaser.
På det første trinnet brukes reservoarets naturlige energi så mye som mulig til oljeproduksjon (elastisk energi, energi fra oppløst gass, energi fra grensevann, gasshette, potensiell energi fra gravitasjonskrefter) (figur 2).
I den andre fasen implementeres metoder for å opprettholde trykket i reservoaret ved å injisere vann eller gass. Disse metodene kalles vanligvis sekundære (fig. 3).
I tredje etappe Forbedret oljeutvinning (EOR) metoder brukes for å forbedre effektiviteten ved feltutvikling (fig. 4).
Fordelingen av gjenværende oljemetning av reservoarer krever at forbedrede oljeutvinningsmetoder effektivt påvirker olje spredt i oversvømmet eller gassfylt soner i reservoarer, dårlig permeable lag og mellomlag med høy strøm oljemetning i monolitiske vannløpende reservoarer, samt isolerte linser og soner av reservoaret som slett ikke er dekket av drenering under det eksisterende produksjonssystemet. Det virker absolutt uomtvistelig at med et så stort utvalg av tilstanden til gjenværende reserver, så vel som med en stor forskjell i egenskapene til olje, vann, gass og permeabiliteten til oljemettede soner i reservoarer, kan det ikke være én universell metode for å øke oljeutvinningen.
De kjente metodene for forbedret oljeutvinning er hovedsakelig preget av en retningsvirkning og påvirker maksimalt en eller to årsaker som påvirker tilstanden til gjenværende reserver.
Etter type arbeidsmidler er klassifiseringen av kjente metoder for forbedret oljeutvinning som følger:
1. Termiske metoder: Damp-termisk innvirkning på formasjonen; | 2. Gassmetoder: Luftinjeksjon i reservoaret; |
||
3. Kjemiske metoder: Forskyvning av olje med vandige oppløsninger av overflateaktive stoffer (inkludert skumsystemer); | 4. Hydrodynamiske metoder: Integrerte teknologier; |
||
5. Gruppe av kombinerte metoder. Fra et synspunkt på påvirkning på reservoarsystemet, er det i de fleste tilfeller det kombinerte virkningsprinsippet som implementeres, som kombinerer hydrodynamiske og termiske metoder, hydrodynamiske og fysisk -kjemiske metoder, termiske og fysisk -kjemiske metoder, og så videre. |
|||
|
|||
Termisk EOR er metoder for å stimulere oljestrømmen og øke produktiviteten i produksjonsbrønner, basert på kunstig økning av temperaturen i brønnhullet og nær brønnhullssonen. Termisk EOR brukes hovedsakelig til produksjon av svært viskøse parafin- og harpiksholdige oljer (fig. 5). Oppvarming fører til flytende olje, smelting av parafin og harpiksholdige stoffer som har lagt seg under drift av brønner på vegger, stigerør og i bunnhullssonen.
Damp-termisk innvirkning på formasjonen. Steam-forskyvning er en forbedret oljeutvinningsmetode som oftest brukes for å fortrenge oljer med høy viskositet. I denne prosessen injiseres damp fra overflaten til formasjoner med lav temperatur og høy oljeviskositet gjennom spesielle dampinnsprøytningsbrønner som befinner seg inne i den oljebærende konturen. Damp, som har høy varmekapasitet, introduserer en betydelig mengde termisk energi i formasjonen, som brukes på å varme opp formasjonen og redusere den relative permeabiliteten, viskositeten og ekspansjonen av alle midler som metter formasjonen - olje, vann, gass. Følgende tre soner dannes i reservoaret, som varierer i temperatur, grad og metningstype:
1) En dampsone rundt en injeksjonsbrønn med en temperatur som varierer fra dampens temperatur til temperaturen ved kondensering (400-200 ° C), der lette fraksjoner ekstraheres fra olje (oljedestillasjon) og transporteres (fortrengt) ved damp langs formasjonen, det vil si felles filtrering av damp og lette oljefaksjoner.
2) Sonen med varmt kondensat, der temperaturen endres fra temperaturen ved kondensering (200 ° C) til reservoaret, og varmt kondensat (vann) fortrenger lette fraksjoner og olje under ikke-isotermiske forhold.
3) Sonen med den opprinnelige reservoartemperaturen, som ikke dekkes av termisk virkning, der olje forskyves av reservoarvann.
Når reservoaret varmes opp, skjer oljedestillasjon, viskositeten minker og volumetrisk ekspansjon av alle reservoarmidler, endringer i fasegjennomtrengelighet, bergfuktbarhet og mobilitet av olje, vann, etc.
Forbrenning på stedet. Metoden for oljeutvinning ved bruk av in situ -forbrenning er basert på hydrokarbons (olje) evne i formasjonen til å gå inn i en oksidativ reaksjon med atmosfærisk oksygen, ledsaget av frigjøring av en stor mengde varme. Det er forskjellig fra å brenne på overflaten. Generering av varme direkte i reservoaret er hovedfordelen med denne metoden (fig. 5).
Forbrenningen av olje i formasjonen begynner nær bunnen av injeksjonsbrønnen, vanligvis ved oppvarming og luftinjeksjon. Varmen, som må tilføres formasjonen for forbrenningsstart, oppnås ved hjelp av en elektrisk boreovn i borehullet, gassbrenner eller oksidative reaksjoner.
Etter opprettelsen av en forbrenningskilde i bunnen av brønnene, sikrer kontinuerlig luftinjeksjon i dannelsen og fjerning av forbrenningsprodukter (N 2, CO 2, etc.) fra kilden (fronten) vedlikehold av forbrenningen på stedet prosessen og bevegelsen av oljeforskyvningsfronten langs formasjonen.
En del av oljen som blir igjen i formasjonen etter dens forskyvning av forbrenningsgasser, vanndamp, vann og fordampede oljefraksjoner foran forbrenningsfronten forbrukes som drivstoff for forbrenning. Som et resultat blir de tyngste oljefraksjonene brent.
Når konvensjonell (tørr) forbrenning på stedet utført ved kun å injisere luft inn i formasjonen, på grunn av den lave varmekapasiteten i forhold til formasjonsbergarten, henger bergvarmefronten bak den bevegelige forbrenningsfronten. Som et resultat blir hoveddelen av varmen som genereres i reservoaret (opptil 80% eller mer) igjen bak forbrenningsfronten, blir praktisk talt ikke brukt og blir stort sett spredt til de omkringliggende bergartene. Denne varmen har en positiv effekt på prosessen med påfølgende forskyvning av olje med vann fra de tilstøtende delene av formasjonen som ikke fanges opp ved forbrenning. Det er imidlertid åpenbart at bruken av hoveddelen av varmen i området foran forbrenningsfronten, det vil si tilnærmingen av varmen som genereres i reservoaret til oljeforskyvningsfronten, øker prosessens effektivitet betydelig.
Overføring av varme fra området foran forbrenningsfronten til området bak forbrenningsfronten er mulig på grunn av forbedring av varmeoverføring i formasjonen ved å tilsette et middel med høyere varmekapasitet, for eksempel vann, til den injiserte luften . De siste årene har metoden for våtforbrenning blitt stadig mer brukt i verdens praksis.
Prosess våt forbrenning på stedet består i det faktum at vann pumpes inn i formasjonen sammen med luft i visse mengder, som, i kontakt med berget oppvarmet av den bevegelige fronten av forbrenningen, fordamper. Dampen som gassstrømmen har med seg, overfører varme til regionen foran forbrenningsfronten, hvor det som et resultat utvikles omfattende varmesoner, hovedsakelig uttrykt ved soner med mettet damp og kondensert varmt vann.
Syklisk dampbehandling av brønner. Syklisk dampinjeksjon i reservoarene, eller dampsyklisk behandling av produksjonsbrønner, utføres ved periodisk direkte dampinjeksjon i oljereservoaret gjennom produksjonsbrønnene, holder dem lukket en stund og deretter driver de samme brønnene for å trekke ut olje med redusert viskositet og kondensert damp fra reservoaret. Formålet med denne teknologien er å varme opp formasjonen og oljen i bunnhullssonene i produksjonsbrønner, redusere oljens viskositet, øke trykket, lette filtreringsforholdene og øke oljestrømmen til brønner.
Mekanismen for prosessene som forekommer i reservoaret er ganske kompleks og ledsages av de samme fenomenene som forskyvning av olje med damp, men i tillegg er det motstrøms kapillærfiltrering, omfordeling av olje og vann (kondensat) i et mikroheterogent medium under oppbevaring uten trekke ut væske fra brønner. Når damp injiseres i formasjonen, trenger den naturlig inn i de mest gjennomtrengelige lagene og store porene i formasjonen. Under oppbevaring i den oppvarmede formasjonssonen skjer en aktiv omfordeling av metning på grunn av kapillarkrefter: varmt kondensat forskyver seg og erstatter lavviskøs olje fra små porer og lavpermeabilitetslinser (lag) til store porer og svært gjennomtrengelige lag, det vil si, det skifter sted med det.
Det er denne omfordelingen av reservoarmetningen med olje og kondensat som er det fysiske grunnlaget for oljeutvinningsprosessen ved hjelp av syklisk dampstimulering av reservoarene. Uten kapillær utveksling av olje og kondensat ville effekten av syklisk dampvirkning være minimal og ville være oppbrukt i løpet av den første syklusen.
| 3.2. Gass EOR |
Luftinjeksjon i reservoaret. Metoden er basert på injeksjon av luft i formasjonen og dens omdannelse til effektive fortrengningsmidler på grunn av lave temperaturer in situ oksidative prosesser. Som et resultat av oksidasjon ved lav temperatur genereres et svært effektivt gassmiddel direkte i formasjonen, som inneholder nitrogen, karbondioksid og NGL (brede fraksjoner av lette hydrokarboner) (fig. 6).
Fordelene med metoden inkluderer:
- bruk av et billig middel - luft;
- bruk av reservoarets naturlige energi - økt reservoartemperatur (over 60–70 o С) for spontan initiering av in -situ oksidasjonsprosesser og dannelse av et svært effektivt fortrengningsmiddel.
Rask oppstart av aktive in situ oksidative prosesser er en av de viktigste konsekvensene av å bruke reservoarenergi for å organisere luftinjeksjon i lette oljefelt. Intensiteten av oksidative reaksjoner øker ganske raskt med økende temperatur.
Påvirkning på formasjonen med karbondioksid. Karbondioksid oppløses i vann mye bedre enn hydrokarbongasser. Løseligheten av karbondioksid i vann øker med økende trykk og synker med økende temperatur.
Når karbondioksid oppløses i vann, øker viskositeten litt. Denne økningen er imidlertid ubetydelig. Med et masseinnhold på 3–5% karbondioksid i vann, øker viskositeten bare med 20–30%. Kolsyre H 2 CO 3 dannet ved oppløsning av CO 2 i vann løser opp enkelte typer sement og formasjonsbergarter og øker permeabiliteten. I nærvær av karbondioksid reduseres hevelsen av leirepartikler. Karbondioksid oppløses i olje fire til ti ganger bedre enn i vann, så det kan passere fra en vandig løsning til olje. Under overgangen blir grensesnittspenningen mellom dem veldig lav, og forskyvningen nærmer seg blanding.
Karbondioksid i vannet hjelper til med å vaske av filmoljen som dekker kornene og steinene, og reduserer muligheten for å bryte vannfilmen. Som et resultat beveger oljedråper med lav grensesnittspenning seg fritt i porekanalene og oljens fasepermeabilitet øker.
Når CO2 er oppløst i olje, reduseres viskositeten til oljen, tettheten øker og volumet øker betydelig: oljen ser ut til å hovne opp.
En økning i oljemengden med 1,5–1,7 ganger når CO2 oppløses i den, bidrar spesielt til økningen i oljeutvinningen i utviklingen av felt som inneholder oljer med lav viskositet. Ved forskyvning av oljer med høy viskositet er hovedfaktoren som øker forflytningskoeffisienten en reduksjon i oljens viskositet når CO 2 er oppløst i den. Jo høyere startverdien er, desto mer synker oljeviskositeten.
Ved reservoartrykk over det totale blandingstrykket av reservoaroljen med CO 2, vil karbondioksid fortrenge oljen som et vanlig løsningsmiddel (blandingsforskyvning). Deretter dannes tre soner i reservoaret: sonen til den opprinnelige reservoaroljen, overgangssonen (fra egenskapene til den opprinnelige oljen til egenskapene til det injiserte middelet) og sonen med rent CO 2. Hvis CO 2 injiseres i et oversvømmet reservoar, dannes en oljesjakt foran CO 2 -sonen, som fortrenger formasjonsvann.
En økning i volumet av olje under påvirkning av CO 2 som oppløses i den, sammen med en endring i viskositeten til væsker (en reduksjon i oljens viskositet og en økning i viskositeten til vann) er en av hovedfaktorene som bestemme effektiviteten av applikasjonen i oljeproduksjonsprosessene og utvinning fra oversvømte formasjoner.
Påvirkning av reservoaret med nitrogen, røykgasser, etc.... Metoden er basert på forbrenning av faste drivmidler i en væske uten forseglede kamre eller beskyttende skall. Den kombinerer termiske effekter med mekaniske og kjemiske effekter, nemlig:
a) de resulterende forbrenningsgassene under trykk (opptil 100 MPa) forskyver væske fra brønnhullet inn i formasjonen, som ekspanderer naturlig og skaper nye sprekker;
b) oppvarmede (180–250 ° C) pulvergasser, som trenger inn i formasjonen, smelter parafin, harpikser og asfaltener;
c) gassformige forbrenningsprodukter består hovedsakelig av hydrogenklorid og karbondioksid; hydrogenklorid i nærvær av vann danner en svakt konsentrert saltsyreoppløsning. Karbondioksid, som oppløses i olje, reduserer viskositeten, overflatespenningen og øker brønnens produktivitet.
| 3.3. Kjemisk EOR |
Kjemisk EOR brukes for ekstra oljeutvinning fra sterkt utarmede, oversvømte oljebærende reservoarer med spredt, uregelmessig oljemetning. Bruksområdene er avsetninger med lav oljeviskositet (ikke mer enn 10 mPa * s), lav vanninnhold, produktive formasjoner representeres av karbonatreservoarer med lav permeabilitet (fig. 7). Forskyvning av olje med vandige oppløsninger av overflateaktive stoffer. Vannføring med vandige løsninger av overflateaktive stoffer har som mål å redusere overflatespenningen ved olje-vann-grensesnittet, øke oljens mobilitet og forbedre dens forskyvning av vann. Ved å forbedre befruktbarheten til fjellet med vann, absorberes det i porene som okkuperes av olje, beveger seg jevnere langs formasjonen og fortrenger olje bedre. Forskyvning av olje med polymerløsninger. Polymerflom består i at et høymolekylært kjemisk reagens - polymer (polyakrylamid) oppløses i vann, som har evnen til, selv ved lave konsentrasjoner, å øke vannets viskositet betydelig, redusere dets mobilitet og dermed øke dekningen av reservoarer ved flom. Den viktigste og enkleste egenskapen til polymerer er fortykning av vann. Dette fører til den samme nedgangen i forholdet mellom viskositeten til olje og vann i formasjonen og en reduksjon i betingelsene for vanngjennombrudd på grunn av forskjellen i viskositeter eller heterogenitet av formasjonen. I tillegg fortrenger polymerløsninger med høy viskositet bedre ikke bare olje, men også tilhørende formasjonsvann fra det porøse mediet. Derfor interagerer de med skjelettet til det porøse mediet, det vil si bergarten og det sementholdige stoffet. Dette forårsaker adsorpsjon av polymermolekyler, som faller ut av løsningen på overflaten av det porøse mediet og blokkerer kanalene eller svekker filtreringen av vann i dem. Polymerløsningen kommer fortrinnsvis inn i de svært permeable lagene, og på grunn av disse to effektene - en økning i løsningens viskositet og en reduksjon i ledningsevnen til mediet - er det en signifikant nedgang i den dynamiske heterogeniteten til væskestrømmer og, som en konsekvens, en økning i reservoardekning ved vannføring. |
Deponering av olje med alkaliske løsninger. Alkalisk flom av oljereservoarer er basert på samspillet mellom alkalier og reservoarolje og stein. Når alkali kommer i kontakt med olje, interagerer det med organiske syrer, noe som resulterer i dannelse av overflateaktive stoffer som reduserer grensesnittspenningen ved "olje - alkaliløsning" -grensesnittet og øker bergfuktbarheten med vann. Bruken av alkaliløsninger er en av de mest effektive måtene å redusere berøringsvinkelen for vannfukting av fjellet, det vil si hydrofilisering av det porøse mediet, noe som fører til en økning i oljeforskyvningskoeffisienten av vann.
Forskyvning av olje ved sammensetninger av kjemiske reagenser (inkludert micellære løsninger). Micellare løsninger er klare og gjennomskinnelige væsker. De er generelt homogene og motstandsdyktige mot faseseparasjon, mens olje-i-vann eller vann-i-olje-emulsjoner ikke er gjennomsiktige, er heterogene i strukturen til kulene og viser fase-ustabilitet.
Mekanismen for oljeforskyvning av micellære løsninger bestemmes av deres fysisk -kjemiske egenskaper. På grunn av det faktum at grensesnittspenningen mellom løsningen og formasjonsvæsker (olje og vann) er veldig lav, fortrenger løsningen, som eliminerer virkningen av kapillarkrefter, olje og vann. Med spredt gjenværende oljemetning av det oversvømte porøse mediet foran forskyvningsfronten med en micellær løsning, smelter spredte oljekuler inn i en kontinuerlig fase, et oljesvell akkumuleres - en sone med økt oljemetning, og bak det - en sone med økt vann metning.
Oljeakselen fortrenger (samler) bare olje og passerer vann gjennom seg selv. I oljeakselområdet er oljefiltreringshastigheten høyere enn vannfiltreringshastigheten. Den micellære løsningen som følger vannrullen, fører til olje som har ligget bak oljerullen og fortrenger vann med en fullstendighet avhengig av grenseflatespenningen i kontakt med vann. En slik mekanisme for væskefiltreringsprosesser observeres under forskyvning av gjenværende (stasjonær) olje fra et oversvømmet homogent porøst medium.
Mikrobiologiske effekter Er teknologier basert på biologiske prosesser som bruker mikrobielle objekter. Under prosessen metaboliserer mikroorganismer injisert i formasjonen olje -hydrokarboner og frigjør nyttige avfallsprodukter:
Alkoholer, løsemidler og svake syrer, noe som fører til en reduksjon i viskositet, en nedgang i oljepunktet, og også fjerner parafiner og tunge oljeinneslutninger fra porøse bergarter, noe som øker permeabiliteten til sistnevnte;
biopolymerer, som, ved oppløsning i vann, øker dens tetthet, letter oljeutvinning ved bruk av vannstrømningsteknologi;
biologiske overflateaktive stoffer som gjør overflaten på oljen mer glatt, noe som reduserer friksjon mot fjellet;
gasser som øker trykket i formasjonen og hjelper til med å flytte olje mot brønnhullet.
| 3.4. Hydrodynamisk EOR |
Hydrodynamiske metoder under vannløp gjør det mulig å intensivere den nåværende oljeproduksjonen, øke graden av oljeutvinning, samt redusere vannmengden som pumpes gjennom reservoarene og redusere den nåværende vannkuttingen av det produserte væsken (fig. 8).
|
Integrerte teknologier. Integrerte teknologier er delt inn i en egen gruppe og tilhører ikke konvensjonell vannføring for å opprettholde trykket i reservoaret. Disse metodene er rettet mot selektiv stimulering av oljeproduksjon.
Produksjonsøkningen oppnås ved å organisere vertikale tverrstrømninger i et lagdelt heterogent reservoar gjennom lavpermeabilitetsbroer fra lavpermeabilitetslag til høypermeabilitet basert på en spesiell modus for ikke-stasjonær virkning (fig. 9).
Barriereflom i olje- og gassreservoarer. Driften av gass- og oljefelt er komplisert av mulige gassgjennombrudd til bunnen av produksjonsbrønner, som på grunn av den høye gassfaktoren kompliserer driften deres betydelig. Essensen av barriereflom er at injeksjonsbrønner befinner seg i sonen med gass-oljekontakt. Vanninjeksjon og gass- og oljeuttak reguleres på en slik måte at det utelukker gjensidige oljestrømmer inn i gassdelen av reservoaret og gass - inn i oljedelen.
Ikke-stasjonær (syklisk) vannføring. Essensen i metoden for syklisk virkning og endring av retningen på væskestrømmer er at i reservoarer med heterogenitet i porestørrelser, permeabilitet av lag, mellomlag, soner, områder og deres ujevn oljemetning (vannføring) forårsaket av disse typer heterogenitet, som samt oljeuttak og injeksjonsvann gjennom diskrete punkter - brønner, ustabilt trykk opprettes kunstig. Det oppnås ved å endre volumene av vanninjeksjon i brønner eller fjerne væske fra brønner i en bestemt rekkefølge ved periodisk å øke eller redusere dem.
Som et resultat av en slik ikke-stasjonær, tidsvarierende innvirkning på formasjonene, passerer trykkøkning og reduksjon bølger med jevne mellomrom. Lag, soner og områder med lav permeabilitet, mettet med olje, er tilfeldig plassert i reservoarene, har lav piezoledningsevne, og hastigheten på trykkutbredelse i dem er mye lavere enn i sterkt permeable mettede lag, soner, områder. Derfor, mellom de oljemettede og vannoversvømte sonene, vises trykkfall av forskjellige tegn. Med en økning i trykket i reservoaret, det vil si med en økning i volumet av vanninjeksjon eller en reduksjon i væskeproduksjon, oppstår positive trykkfall: i de oversvømte sonene er trykket høyere, og i de oljemettede sonene , det er lavere.
Med en reduksjon i trykket i reservoaret, det vil si med en reduksjon i volumet av injisert vann eller en økning i væskeproduksjon, oppstår negative trykkfall: i oljemettede soner er trykket høyere og i vannoversvømte soner , det er lavere. Under påvirkning av vekslende trykkfall skjer en omfordeling av væsker i et ujevnt mettet reservoar.
Tvunget væskeuttak brukes på et sent utviklingsstadium, når vannskåret når mer enn 75%. I dette tilfellet øker oljeutvinningen på grunn av en økning i trykkgradienten og filtreringshastigheten. Denne metoden innebærer utvikling av reservoarområder som ikke dekkes av vannføring, samt separering av filmolje fra steinoverflaten.
Hydraulisk brudd. Under hydraulisk brudd (HF) dannes det sprekker i bergartene ved siden av brønnen, på grunn av trykket i bunnen av brønnen som et resultat av injeksjon av et viskøst væske i bergartene. Under hydraulisk brudd pumpes et viskøst væske inn i brønnen med en slik hastighet at det skaper et trykk i bunnen av brønnen som er tilstrekkelig for dannelse av brudd (fig. 10). Bruddbrudd er orientert vertikalt og horisontalt. Sprekklengden når flere titalls meter, bredden - fra flere millimeter til centimeter. Etter dannelse av sprekker pumpes en blanding av en viskøs væske med faste partikler inn i brønnen for å forhindre at sprekkene lukker seg under påvirkning av bergtrykk. Hydraulisk brudd utføres i lavpermeabilitetsformasjoner, der individuelle soner og mellomlag ikke er involvert i aktiv utvikling, noe som reduserer oljeutvinningen av objektet som helhet. Under hydraulisk brudd sikrer de opprettede bruddene, krysser svakt drenerte soner og mellomlag, produksjonen, olje filtreres fra formasjonen inn i det hydrauliske bruddet og langs bruddet til brønnen, og øker dermed oljeutvinningen. Horisontale brønner. Teknologien for forbedret oljeutvinning ved konstruksjon av horisontale brønner har vist seg i forbindelse med en økning i antall ulønnsomme brønner med marginal eller vannet produksjon og inaktive nødbrønner når vi går videre til senere stadier av feltutvikling, når vann kuttes eller fall i reservoirtrykk på mange områder under utvikling (spesielt i litologisk heterogene soner av oljebærende lag med reserver som er vanskelig å gjenvinne) overgår utviklingen av reserver ved den eksisterende tettheten i brønnnettet. Økningen i oljeutvinningen skjer på grunn av tilveiebringelse av et større kontaktområde for den produktive formasjonen med brønnhullet. Elektromagnetisk effekt. Metoden er basert på bruk av interne varmekilder som oppstår når et høyfrekvent elektromagnetisk felt påføres formasjonen. Det berørte området bestemmes av metoden for å lage (i en brønn eller mellom flere), spenningen og frekvensen til det elektromagnetiske feltet, samt formasjonens elektriske egenskaper. I tillegg til termiske effekter fører elektromagnetisk virkning til oljeemulgering, en nedgang i temperaturen ved paraffinkrystallisering og utseendet til ytterligere trykkgradienter på grunn av krafteffekten av det elektromagnetiske feltet på formasjonsvæsken. Wave action på formasjonen. Det er mange kjente metoder for bølge og termisk bølge (vibrasjon, sjokk, impuls, termoakustisk) innvirkning på et oljereservoar eller på bunnhullssonen. Hovedmålet med teknologien er å innføre lavpermeabilitet isolerte soner i en produktiv formasjon som reagerer svakt på virkningen av reservoarets trykkvedlikeholdssystem, ved å virke på dem med elastiske bølger, dempning i høypermeabilitet deler av formasjonen , men forplanter seg over en betydelig avstand og med tilstrekkelig intensitet til å stimulere deler med lav permeabilitet i formasjonen. |
|
Ved å bruke slike metoder er det mulig å oppnå en merkbar intensivering av filtreringsprosesser i reservoarer og en økning i oljeutvinningen i et bredt spekter av amplitude-frekvensegenskapene til stimuleringsmodusene.
I dette tilfellet finnes den positive effekten av bølgefunksjonen både i den direkte behandlede brønnen, og i noen tilfeller, med passende behandlingsmetoder, manifesterer den seg i brønner som er hundrevis eller flere meter unna kilden til trykkimpulser.
Det vil si at når det gjelder bølgebehandling av formasjoner, er det i prinsippet mulig å implementere mekanismene for både lokal og langdistanse arealpåvirkning.
Alle metodene ovenfor er preget av ulikt potensial for forbedret oljeutvinning.
Så i Russland er gjenvinningsfaktoren for termiske metoder 15-30%, gassmetoder-5-15%, kjemiske metoder-25-35%, fysiske metoder-9-12%, hydrodynamiske metoder-7-15%(fig. 11).
|
| 4. Effektivitet av EOR -søknad |
I henhold til de generelle dataene når du søker moderne metoderøkning i oljeutvinningen, er oljeutvinningsfaktoren 30-70%, mens med primære utviklingsmetoder (ved bruk av potensialet til reservoarenergi)-i gjennomsnitt ikke mer enn 20-25%, og med sekundære metoder (vannføring og gassinjeksjon for å opprettholde reservoarenergi) - 25–35%. EOR tillater å øke verdens utvinnbare oljereserver med 1,4 ganger, det vil si opptil 65 milliarder tonn. Takket være dem vil gjennomsnittsverdien av dette forholdet øke fra 35% til 50% innen 2020 med utsikt til ytterligere vekst. Hvis oljeproduksjonen på bekostning av EOR i 1986 var omtrent 77 millioner tonn i verden, har den nå økt til 110 millioner tonn. Totalt, ifølge Oil and Gas Journal, innen 2006 i verden, unntatt CIS -landene, ble 301 EOR -implementeringsprosjekter implementert. Vi bemerker også at bruk av moderne metoder for forbedret oljeutvinning fører til en betydelig økning i oljeutvinningsfaktoren, ifølge eksperter. Og en økning i oljeutvinningsfaktoren, for eksempel bare med 1% i Russland som helhet, vil gjøre det mulig å produsere ytterligere 30 millioner tonn per år.
Dermed viser verdenserfaringen at etterspørselen etter moderne EOR vokser, potensialet for å øke utvinnbare reserver er imponerende. Dette lettes også av det faktum at kostnadene ved oljeproduksjon ved bruk av moderne EOR -metoder, etter hvert som de utvikles og forbedres, kontinuerlig reduseres og blir ganske sammenlignbare med kostnadene ved oljeproduksjon ved bruk av tradisjonelle industrielt utviklede metoder.
| 5. Erfaring med EOR -applikasjon i verden |
Verdens oljeforbruk øker stadig: de siste 20 årene har gjennomsnittlig vekst vært 1,45% per år. Til tross for at det var år da oljeproduksjonen falt, fortsetter den generelle trenden med å øke produksjonen.
| Oljeproduksjon i verden i februar 2010 | ||||||||||||||||||||||
| Tabell 1 | ||||||||||||||||||||||
|
| Oljeproduksjon på bekostning av EOR i 2008 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| tabell 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Bibliografi
|
Anmeldelse utarbeidet av NIK Petros © 2010
Erfaring viser at med en økning i konsentrasjonen av polymeren i løsningen, reduseres fasegjennomtrengeligheten til det porøse mediet for fuktingsfasen, og permeabiliteten for hydrokarbonvæsken ved samme metning øker (ved polymerkonsentrasjoner opptil 0,05%) . Ifølge laboratorieforsøk kan oljeutvinningen øke når oljen fortrenges av polymerløsninger med 15-20% (data innhentet på lineære modeller med homogene porøse medier.
I praksis, for å spare polymer, er det tilrådelig å injisere en slug med fortykket vann i formasjonen og deretter flytte den langs formasjonen med rent vann. For at kanten ikke skal vaskes helt ut før du nærmer deg produksjonsbrønnene, må volumet velges under hensyntagen til reservoarets heterogenitet, forholdet Jeg 0 viskositeter av olje og polymerløsning.
4.3. Påføring av karbondioksid
Karbondioksid oppløst i vann eller innført i formasjonen i flytende form har en gunstig effekt på de fysisk -kjemiske egenskapene til olje og vann og bidrar til en økning i oljeutvinningen. Samtidig er filtreringsegenskapene til reservoarsystemet også forbedret.
CO 2 er en fargeløs gass som er tyngre enn luft (relativ tetthet 1.529). Den kritiske temperaturen er 31,05 ° C; kritisk trykk - 7,38 MPa, kritisk tetthet - 468 kg / m 3. Ved en temperatur på 20 ° C under et trykk på 5,85 MPa blir den til en fargeløs væske med en tetthet på 770 kg / m 3. Ved sterk avkjøling størkner CO 2 til en hvit snølignende masse med en tetthet på 1,65 g / cm3, som sublimerer ved en temperatur på 78,5 ° C (ved atmosfærisk trykk).
Tabell 2 Egenskaper for karbondioksid på duggpunkter
| Temperatur ° С | Trykk p, MPa | Tetthet p, kg. "M 3 | Flyktighetskoeffisient V | |
| væsker | gass | |||
| 20 | 5,73 | 778 | 193 | 0,178 |
| 21 | 5,86 | 767 | 202 | 0,174 |
| 22 | 6,0 | 755 | 211 | 0,170 |
| 23 | 6,14 | 742 | 221 | 0,167 |
| 24 | 6,29 | 729 | 231 | 0,163 |
| 25 | 6,44 | 714 | 242 | 0,160 |
| 26 | 6,58 | 697 | 256 | 0,156 |
| 27 | 6,74 | 679 | 272 | 0,152 |
| 28 | 6,89 | 657 | 291 | 0,148 |
| 29 | 7,05 | 630 | 312 | 0,145 |
| 30 | 7,21 | 593 | 340 | 0,142 |
| 31,0 | 7,38 | 468 | 358 | 0,139 |
| 31,05 | Kritisk temperatur | |||
Bord 2 viser dataene som kjennetegner egenskapene til karbondioksid ved duggpunktet (begynnelsen av kondens).
Løseligheten av CO 2 i vann øker med trykk. Massefraksjonen overstiger ikke 6%. Med en økning i temperatur til 80 ° C og vannsalt, reduseres løseligheten av CO 2. Når konsentrasjonen av karbondioksid øker, øker vannets viskositet. Løseligheten av karbondioksid i oljer er en funksjon av trykk, temperatur, molekylvekt og sammensetning av oljen. Med en reduksjon i molekylvekten til hydrokarboner, øker løseligheten til COe i dem. Med veldig lette oljer blandes CO2 fullstendig ved trykk på 5,6 - 7 MPa. Tunge oljer oppløses ikke fullstendig i flytende karbondioksid - den uløselige resten består av tunge hydrokarboner (harpikser, faste parafiner, etc.). Med en økning i forholdet mellom volumet av flytende karbondioksid og oljevolumet i blandingen, øker oljens løselighet.
En empirisk parameter som først ble introdusert av Watson kalt den karakteristiske faktoren, brukes ofte for å karakterisere oljens sammensetning og egenskaper. Det avhenger av innholdet av hydrokarboner fra forskjellige grupper i oljen. Den karakteristiske faktoren for parafiniske oljer avtar med en økning i nafteniske hydrokarboner i dem. Verdien er enda mindre for olje som inneholder betydelige mengder aromatiske hydrokarboner.
For å øke utvinningen av olje, injiseres karbondioksid som en sneglefortrengende olje i flytende form i et porøst medium og skyves deretter med kullsyreholdig vann. ) Ifølge resultatene av laboratoriestudier, med et flytende karbondioksidkantvolum lik 4-5% av porevolumet i det behandlede området, øker oljeutvinningen med mer enn 50% sammenlignet med oljeutvinning under konvensjonell vannføring. Karbondioksid er et effektivt middel for å øke oljeutvinningen av både karbonatreservoarer og sandsteiner, der trykket i reservoaret er 5,6 MPa eller mer, og temperaturen varierer innen 24-71 ° C.
Betydelige mengder av nødvendig karbondioksid kan oppnås ved å fange det fra røykrør og andre gasser. Karbondioksid er et biprodukt fra en rekke kjemiske næringer. Det er også forekomster av karbondioksid med urenheter fra andre gasser i naturen.
V Konklusjon Det bør bemerkes at karbondioksid i oljefeltet også brukes til å avkjøle bunnen av brønner (CO 2 brukes i fast form) for å øke effektiviteten av syrebehandlinger. Kald saltsyre er i stand til å trenge inn i karbonatdannelsen i områder fjernt fra bunnen av brønnene, samtidig som den opprettholder aktiviteten. I tillegg forbedrer selve tilsetningen av CO 2 til saltsyre også resultatene av brønnbehandlinger på grunn av redusert reaksjonshastighet.
4.4 Micellare løsninger
Det er kjent at (under normale forhold blandes ikke olje og vann i reservoarer. Grensesnittene som dannes ved kontaktene mellom olje og vann i porøse medier fører til mange kapillære effekter som påvirker filtreringsprosessen av olje og vann negativt. For eksempel, som vist i de foregående avsnittene, fører filtrering i porøse medier av flerfasesystemer (blandinger av olje, vann og gass) til økt motstand.Prosessen med oljeforskyvning med vann kan være nær filtreringsforholdene til homogene systemer uten merkbar effekt på væskebevegelsen til mange grensesnitt, hvis en micellær kant plasseres mellom olje og vann. løsning (en blanding av hydrokarbonvæsker, vann og overflateaktive stoffer, løselig i hydrokarboner og stabilisatorer.) Alkoholer (isopropyl, butyl, etc.) brukes vanligvis som stabilisatorer J Hydrokarbondelen av micellaroppløsningen kan være lett olje av C5 + -fraksjonen.
Oljeoppløselige overflateaktive stoffer (overflateaktive stoffer) er petroleumsulfonater, alkylarylsulfonater, alkylfenoler. Når konsentrasjonen av overflateaktive stoffer i systemet er høyere enn den kritiske konsentrasjonen av miceldannelse, er det overflateaktive stoffet i løsning i form av blodpropper (miceller), som er i stand til å absorbere væskene som utgjør deres indre fase. Ved en betydelig konsentrasjon av overflateaktive stoffer danner sistnevnte i blandingsprosessen sammen med olje og vann olje -vann -aggregater - miceller, hvis struktur avhenger av den kvantitative sammensetningen av komponentene og deres egenskaper. I fig. diagrammene over strukturen til miceller med vann og oljebase er gitt. I en micelle med vannbase er den ytre fasen olje. Overflateaktive molekyler med den polare delen (sirklene i fig. 8 ansiktsvann og hydrokarbonkjedene vender mot olje. Til tross for innholdet av opptil 95% vann i en slik micellær løsning, blandes det godt med olje, fordi den ytre fasen, selv med en høy konsentrasjon av vann i systemet, er olje).
Micellare løsninger er i stand til å oppløse væsker som utgjør deres indre base (kjerne). I dette tilfellet øker størrelsen på miceller, og på et tidspunkt skjer faseomvendelse - i stedet for den eksterne fasen vises vann og omvendt.
Eksternt er micellære løsninger homogene transparente eller gjennomskinnelige væsker (micellestørrelser 10 5 -10 6 mm). Det antas at når det gjelder reologiske egenskaper, tilhører de Newtonske væsker.
Viskositeten til micellære løsninger med en ekstern oljefase øker i utgangspunktet med en økning i vanninnholdet i systemet og kan nå 100 mPa-s med et vanninnhold på opptil 40-45%. En ytterligere økning i vannkonsentrasjonen (hvis den ledsages av inversjon av typen løsning) fører til en reduksjon i viskositeten.
Avhengig av sammensetningen og egenskapene til komponentene i micellære løsninger kan mønstrene for endring i viskositet fra vanninnhold være forskjellige. Salter i vann reduserer løsningenes viskositet. Denne egenskapen brukes til å kontrollere viskositeten. Sammensetningen av saltene påvirker stabiliteten til micellære løsninger, som bør tas i betraktning når du velger overflateaktive stoffer og deres andre komponenter. Micellare løsninger er bare stabile ved visse saltkonsentrasjoner.
De nevnte egenskapene til micellære løsninger bidrar, når de injiseres i formasjonen, til en betydelig økning i effektiviteten til oljeforskyvning fra reservoaret. I praksis beveger snegler av micellære løsninger seg langs formasjonen med vann fortykket med polymerer og vann. Minste volum av felger for homogene porøse medier er 4-5% av porevolumet i det behandlede området.
Ifølge laboratoriedata er micellære løsninger i stand til å forskyve opptil 50-60% av oljen som er igjen i reservoaret etter den vanlige vannføringen. Gunstige resultater ble oppnådd selv når vannmetningen i steinene før bruk av micellære løsninger, nådde 70% av porevolumet. Ulempen med disse løsningene er at de er ekstremt dyre på grunn av det høye forbruket av overflateaktive stoffer og andre komponenter. For å oppnå de nødvendige egenskapene til micellære løsninger, bør andelen overflateaktive stoffer i systemet være minst 9-15%, alkohol 4-5%.
4.5 Metoder for gjenvinning av termisk olje
100 RUR første ordre bonus
Velg arbeidstype Diplomarbeid Termarbeid Abstrakt Masteroppgave Praksisrapport Artikkel Rapport Gjennomgang Eksamenarbeid Monografi Problemløsning Forretningsplan Svar på spørsmål Kreativt arbeid Essays Tegning Essays Oversettelse Presentasjoner Typing Annet Økende unikhet i teksten PhD-avhandling Laboratoriearbeid Hjelp på nett
Finn ut prisen
KILDER FOR FORMASJONSENERGI
Tilstrømningen av væske og gass fra reservoaret til brønnene skjer under påvirkning av krefter, hvis art og størrelse påvirkes av typer og reserver av reservoarenergi. Avhengig av den geologiske strukturen i området og reservoaret, bestemmes strømmen av olje, vann og gass til brønnene av:
1) trykket i kantvannet;
2) trykket av gass komprimert i en gasskappe;
3) gassens energi oppløst i olje og vann og frigjort fra dem med en reduksjon i trykket;
4) elastisiteten til komprimerte bergarter;
5) gravitasjonsenergi.
Avhengig av typen hovedsakelig manifestert energi, blir konseptene for reservoarets driftsmodus introdusert: vanntrykk, gasstappemodus (gasstrykk), oppløst gass, elastisk eller elastisk vanntrykk, tyngdekraft og blandet.
Vanntrykkregimet til gassfelt, så vel som til oljeforekomster, oppstår i nærvær av aktivt kantvann eller under kunstig flom av formasjonen. Gassregimet til reservoaret (eller regimet for ekspanderende gass) oppstår under betingelse når den eneste kilden er energien til komprimert gass, dvs. når formasjonsvannet er inaktivt.
Reserver av reservoarenergi brukes på å overvinne kreftene i viskøs friksjon når væsker og gasser flyttes til bunnen av brønnene, på å overvinne kapillær- og klebekreftene.
KREFTER PÅ INNSKUDDET
De hydrauliske motstandene under bevegelse av en væske i et porøst medium er proporsjonale med væskens strømningshastighet og viskositet. Disse motstandene ligner friksjonsmotstanden til væskestrømmen i rør. Men i motsetning til væskens bevegelse i rør, har dens strømning i et mikroinhomogent porøst medium sine egne egenskaper. Basert på resultatene av observasjoner av bevegelsen av vann og olje i et porøst medium, ble det funnet at i området med vann-oljekontakt, i stedet for en separat frontal bevegelse av faser, beveger en blanding av vann og olje seg. Væskene i kapillarkanalene brytes i kolonner og kuler, som midlertidig tetter porene i formasjonen på grunn av manifestasjon av kapillarkrefter. En lignende dannelse av en blanding ble observert i enkeltkapillærer.
For å representere mekanismen for manifestasjon av kapillarkrefter under bevegelsen av vann-olje-blandingen som er igjen bak vann-oljekontakten, la oss vurdere betingelsene for bevegelse av oljesøylen i en sylindrisk kapillær fylt og fuktet med vann (Fig. 6.1).
Ris. 6.1. Ordningen med deformasjon av oljedråper under skiftet i en kapillær.
Under virkningen av kapillarkrefter vil oljesøylen ha en tendens til å ta en sfærisk form, mens den utøver trykk P på vannfilmen mellom veggene i kapillæren og oljekolonnen:
(6.1)
hvor er overflatespenningen ved olje-vann-grensesnittet;
R er radiusen til den sfæriske overflaten på oljesøylen;
r er radiusen til den sylindriske overflaten.
Under virkningen av trykket utviklet av meniskene, er det en utstrømning av væske fra laget som skiller oljesøylen fra veggene i kapillæret, og fortsetter til filmen når en likevektstilstand. Disse filmene har anomale egenskaper, særlig høy viskositet, og derfor er de immobile. Følgelig, med begynnelsen på bevegelsen av oljesøylen i kapillæren, vil det oppstå en friksjonskraft på grunn av oljetrykket på kapillærens vegger. I tillegg, før oljesøylen beveger seg fra stedet, vil meniskene ved fasegrensene deformeres og ta posisjonen vist med de stiplede linjene.
Trykkforskjellen skapt av meniskene vil skape en kraft som motsetter seg den eksterne trykkforskjellen:
(6.2) L
Det beskrevne fenomenet, ledsaget av virkningen av ytterligere motstander under bevegelse av gassbobler og ikke -blandbare væsker i kapillarkanaler, ble først undersøkt av Zhamen og oppkalt etter ham. Mange Zhamen-effekter oppstår også når gass-oljeblandinger beveger seg i et porøst medium. Ytterligere motstand og kapillærtrykk for enkeltstolper kan være liten. Men i et porøst medium dannes søylene i store mengder, og en betydelig del av formasjonsenergien brukes til å overvinne kapillarkreftene. Kapillarkrefter reduserer fasenes permeabilitet.
I et porøst medium beveger olje-vann-blandingen seg i kapillærer med variabelt tverrsnitt, og deformasjonen av dråpene oppstår. Når kuler og kuler av olje, vann eller gass passerer fra den brede delen av kanalen til den innsnevrede, oppstår ytterligere mottrykk på grunn av ulikheten i krumningsradiene til meniskene.
OVERFLATEFENOMENE FILTRERING AV FORMASJONSVÆSKER OG ÅRSAKER TIL Krenkelse av DARCYS LOV
Regularitetene for filtrering av væsker og gasser i et porøst medium påvirkes ikke bare av grensesnittene mellom olje, gass og vann, men også av overflatefenomener som oppstår ved fast-væske-grensene. En reduksjon i filtreringshastigheten kan skyldes den kjemiske fikseringen av adsorpsjonslagene til overflateaktive komponenter i olje, for eksempel av syretypen, på de aktive stedene på overflaten av mineralkorn.
I slike tilfeller kan en kontinuerlig nedgang i filtrering observeres over tid til fullstendig blokkering av åpningskanalene på grunn av en økning i tykkelsen på de kolloidale filmene.
Det ble funnet at effekten av oljefiltreringsdemping forsvinner med en økning i trykkfall og en temperaturøkning opp til 60-5 ° C. Med en økning i depresjonen til en viss grense, oppstår en nedbrytning (erosjon) av de tidligere dannede adsorpsjonsløsnings-lagene. Dette er en av årsakene til brudd på Darcys lov (ikke -lineær avhengighet av strømningshastighet på depresjon) ved endring av filtreringsmodus for hydrokarbonvæsker i et porøst medium.
Strømningshastigheten til brønner på grunn av dannelse av harpiks-parafinforekomster i formasjonen reduseres i noen tilfeller, og for å bekjempe dette blir bunnshullssonen oppvarmet eller bunnhullet behandlet på noen måte.
En annen årsak til brudd på Darcys lov kan være de unormale egenskapene til væsker forbundet med avvik fra Newtons friksjonslov.
GENERELT FORSKIFTSORDNING FRA FORMASJONSOLJEEN VED VANN OG GASS
Under naturlige forhold er de mest utbredte forekomstene de som er utviklet under trykkmoduser (eller disse driftsmåtene reproduseres og vedlikeholdes kunstig ved å injisere vann eller gass i forekomsten). Olje fra slike forekomster fortrenges av eksterne midler - kant eller injisert vann, fri gass fra en gasskappe eller gass som injiseres i reservoaret fra overflaten. Til tross for betydelige forskjeller i individuelle detaljer om prosessen, har den generelle kvalitative ordningen for fortrengning av olje med vann og gass mye til felles.
Olje og dets fortrengningsmiddel beveger seg samtidig i et porøst medium.
Fullstendig fortrengning av olje med midler som erstatter den skjer imidlertid aldri, siden verken gass eller vann virker på olje som "stempler". På grunn av heterogeniteten til porestørrelsene under forskyvningsprosessen, overgår den fortrengende væsken eller gassen med lavere viskositet uunngåelig olje. I dette tilfellet endres metningen av fjellet med forskjellige faser, og følgelig den effektive permeabiliteten for olje og fortrengningsmidler kontinuerlig. Med en økning i vannmetning, for eksempel opptil 50-60%, øker vannmengden i strømmen på grunn av en økning i den effektive permeabiliteten til fjellet for vann. I dette tilfellet blir oljen ikke lenger forskjøvet fra porene, men blir heller ført bort av vannstrømmen. Langs reservoarets lengde dannes det således flere soner med forskjellig metning av vannolje. Et typisk bilde av endringen i vannmetning langs reservoarets lengde på et av tidspunktene hvor olje forskyves av vann er vist på fig. 6.2. Denne ordningen for prosessen presenteres av alle forskere som det totale resultatet av manifestasjonen av kapillære og hydrodynamiske krefter.
Vannmetningen i reservoaret avtar fra maksimalverdien av Smax,
tilsvarer den endelige oljeutvinningen ved den første vanninjeksjonslinjen, opp til verdien av metningen av det nedgravde vannet Sn. I dette tilfellet kan tre soner noteres i formasjonen. I den første av dem, der vannmetningen varierer fra Smax til Sph, på betinget forskyvningskontur, reduseres den gradvis mot den oljemettede delen av formasjonen. Dette området karakteriserer sonen med vann-olje-blanding, der olje gradvis vaskes ut.
Ris. 6.2. Endring i olje og vannmetning langs reservoarets lengde når olje fortrenges av vann.
Den andre seksjonen (sone II) med en stor kurvehelling er en overgangssone fra oljeutvasking (sone I) til sone III med ren oljebevegelse. Denne sonen kalles vanligvis stabilisert. Lengden under naturlige forhold kan nå flere meter.
En lignende fordeling av gass og olje i reservoaret dannes når olje forskyves av gass. Forskjellen er hovedsakelig kvantitativ på grunn av de forskjellige viskositetene til vann og gass.
I tillegg til fri gass fra gasslokket, kan olje fra formasjonen også forskyves av gass som frigjøres fra løsningen. Oppløst gass er noen ganger den eneste energikilden i et reservoar. Energien til gass oppløst i olje vises når trykket i reservoaret faller under metningstrykket til olje med gass.
Med et trykkfall, frigjøres først fri gass på den faste overflaten, siden arbeidet som kreves for dannelse av en boble ved veggen (bortsett fra ved fullstendig fukting av overflaten til et fast stoff med en væske) er mindre enn som kreves for dannelsen i det frie rommet til en væske. Etter bobledannelse øker gassmetningen i strukturen.
I utgangspunktet er gassboblene langt fra hverandre, men gradvis ekspanderer de gassmettede områdene koblet til hverandre. Etter dannelsen av gassbobler fortrenger de olje fra formasjonen i volumet de opptar i porerommet. Denne effektive fortrengningsprosessen fortsetter så lenge gassbærende områder er ispedd olje (dvs. til kontinuerlige gassbærende områder dannes). Fra dette øyeblikket reduseres effektiviteten til oljeforskyvning med gass når gassmetningen i formasjonsporene øker, siden gassens lave viskositet gjør at den kan bevege seg raskere enn olje til brønnene, til sonene med redusert trykk (til bunnen ), langs de gassmettede områdene.
GJENNOMFØRING AV OLJE AV FORMASJONER UNDER FORSKJELLIGE DRENERINGSBETINGELSER FOR INNSKUDDET
Koeffisienten for oljeutvinning kalles vanligvis differansen mellom den opprinnelige og gjenværende (siste) oljemettingen, referert til den første.
På det nåværende utviklingsnivået for teknologi og teknologi for oljeproduksjon er den fysisk mulige oljeutvinningsfaktoren mye mindre enn én. Selv om brønnrutenettet er tett og vannfaktorer er betydelige, når oljeutvinningen sjelden 70-80%
Oljeutvinning avhenger av hvilken type energi som brukes. Den største verdien er notert under betingelser for oljeforskyvning av vann, som vanligvis er forbundet med store energireserver i kantvann, som til og med kan være ubegrenset sammenlignet med energireservene til fri gass komprimert i en gasskappe og oppløst i olje. Dette forklares også med den høye effektiviteten ved å skylle porene med vann, siden forholdet mellom viskositeten til olje og vann er gunstigere når olje forskyves av vann enn av gass. Til slutt kan en økning i oljeutvinningen når olje fortrenges av vann favoriseres av det fysisk -kjemiske samspillet mellom vann og stein og olje. Vann har en bedre vaske- og forskyvningsevne enn gass.
Effektiviteten til oljeforskyvning med gass som frigjøres fra løsningen er lavere enn effektiviteten med andre kilder til reservoarenergi. Dette skyldes det begrensede gassvolumet som er tilgjengelig i reservoaret og det lave viskositetsforholdet mellom gass og olje, noe som bidrar til et raskt gjennombrudd av gass til brønner på grunn av dets høye mobilitet. I tillegg er gassen en fase som ikke våter formasjonsbergartene, noe som bidrar til en økning i mengden gjenværende olje.
Energien til gassen fra gasslokket manifesterer seg mye mer effektivt. I gassekspansjonsprosessen beveger olje seg til bunnen, og i utgangspunktet er det en effektiv fortrengning av olje fra formasjonen med en relativt lav gassmetning. En ytterligere nedgang i effektiviteten ved ekspansjon av gasskappen skyldes hovedsakelig at den faste fasen ikke er fuktbar med gass og dens lave viskositet, noe som fører til gassgjennombrudd til brønnene gjennom store kanaler og mer gjennomtrengelige formasjoner.
Hellingsvinkelen til reservoarene har en betydelig effekt på oljeutvinningen av avleiringer med en gasskappe. Ved bratte dukkervinkler forbedres betingelsene for gravitasjonell separasjon av gass fra olje, og effektiviteten til oljeforskyvning med gass øker.
Den lave oljeutvinningen av naturlige reservoarer forklares av mikro- og makro-heterogen karakter av strukturen. Den mikroheterogene og komplekse naturen til strukturen i det første rommet er årsaken til gjennombruddet av vann og gass gjennom individuelle kanaler og dannelse av vann-olje og gassblandinger i et porøst medium. Den felles bevegelsen av forskjellige ikke -blandbare faser i reservoaret er en kompleks prosess der kapillarkrefter manifesteres mange ganger større enn ved "stempel" forskyvning av olje med vann.
Det er kjent at forskyvningen av gjensidig oppløselige væsker er preget av høy oljeutvinning, nær 95-100%.
Den høye viskositeten til olje i forhold til viskositeten til vann bidrar til en reduksjon i oljeutvinningen. I følge forskningsresultatene, med en økning i oljeviskositeten, manifesteres forskjellige lokale heterogeniteter av bergens fysiske egenskaper mer betydelig, noe som fører til fremveksten av små, men mange områder, forbigått av vannfronten og dårlig spylt av den.
Oljeutvinning av reservoarer er i stor grad påvirket av bergartenes spesifikke overflate. Olje hydrofobiserer overflaten av den faste fasen, og en del av oljen i filmtilstand kan bare fjernes fra formasjonen ved hjelp av spesielle virkningsmetoder.
Makro-heterogen reservoarstruktur er den viktigste årsaken til ufullstendig oljeutvinning av reservoaret. Heterogeniteten til strukturen, egenskapene og sammensetningen av bergarter forklarer utseendet til soner som ikke skylles med vann og er dårlig drenert av gass. Det viste seg også at oljeutvinning er avhengig av egenskapene til det porøse mediet og betingelsene for forflytning av olje med vann og gass (mengde og sammensetning av bundet vann, sammensetning og fysisk -kjemiske egenskaper til olje og bergarter, fortrengningshastighet, etc.) .
Basert på årsakene som forårsaker ufullstendig oljeutvinning av reservoaret, kan følgende reservoarformer for gjenværende oljeeksistens noteres:
1) kapillær beholdt olje;
2) olje i filmtilstand, som dekker overflaten av den faste fasen;
3) olje som forblir i områder med lav permeabilitet, omgås og vaskes dårlig med vann;
4) olje i linser atskilt fra formasjonen med ugjennomtrengelige broer og ikke penetreres av brønner;
5) olje fanget på lokale ugjennomtrengelige skjermer (feil og andre ugjennomtrengelige broer).
Filmolje dekker overflaten av formasjonens faste fase med en tynn fuktingsfilm. Mengden av denne oljen bestemmes av virkningsradiusen til molekylkreftene i de faste og flytende fasene, strukturen på overflaten til mineralet og størrelsen på den spesifikke overflaten av bergartene.
Målinger av tynne lag med væske, samt studier av fordelingen av gjenværende vann i et porøst medium, viser at volumet av gjenværende olje i filmtilstand er mange ganger mindre enn kapillær beholdt under reelle forhold.
I tillegg til film- og kapillærolje, kan betydelige mengder forbli i forbigående og dårlig vasket område, så vel som i isolerte linser, blindveier og lokale ugjennomtrengelige skjermer og broer.
Små verdier av oljeutvinningsfaktorer for naturlige reservoarer indikerer en betydelig mengde olje som er igjen i formasjonen i form av små og store søyler på grunn av heterogeniteten i strukturen til bergarter og lag.
Som allerede nevnt er det vanndrevne regimet det mest effektive, og derfor bør man, for å forbedre oljeutvinningen i utviklingen av oljeforekomster, strebe etter å opprettholde det naturlige eller reprodusere et kunstig regime for oljeforskyvning av vann. Vannstrømningsteknologi kan forbedres ved å velge prosessparametere som gir beste forhold forskyvning av olje med vann. Når vannet strømmer av, kan du endre modus (hastighet) for vanninjeksjon i reservoaret, overflatespenningen ved grensen med olje og fuktingsegenskaper (vannbehandling med spesielle stoffer), viskositet og temperatur.
ROLL AV KAPILLÆRPROSESSER I FORSKYTNING AV OLJE VED VANN FRA PORØSE MEDIER
Poreplassen til oljeholdige bergarter er en enorm opphopning av kapillarkanaler der ublandbare væsker beveger seg, og danner menisk ved faseseparasjonene. Derfor påvirker kapillarkrefter oljeforskyvningsprosesser.
Bak olje-vann-kontakten skaper menisker mange Jamen-effekter og forhindrer oljeforskyvning. Hvis mediet er hydrofilt, i området med vann-oljekontakt, bidrar trykket som utvikles av meniskene til forekomst av kapillær gjennomtrengning og omfordeling av væsker. Dette skyldes heterogeniteten til porene i størrelse. Kapillartrykket som utvikles i små seksjonskanaler er høyere enn i store porer. Som et resultat skjer prosessene med motstrømskapillærimpregnering ved vann -oljekontakten - vann trenger inn i oljedelen av reservoaret gjennom små porer, og olje forskyves inn i akvifer gjennom store porer. Derfor er det nødvendig å bestemme hvilket vann som skal velges for vannløp av forekomster: absorberes intensivt i oljedelen av reservoaret under påvirkning av kapillarkrefter eller svakt trenger inn i reservoaret. Ved å endre kvaliteten på vannet som injiseres i reservoaret, er det mulig å påvirke overflatespenningen ved grensen til oljen, fuktingsegenskapene, så vel som viskositetsegenskapene.
Det skal bemerkes at spørsmålet om økende eller reduserende kapillarkrefter, som mange andre problemer i fysikken for oljeforskyvning med vann, ikke har en entydig løsning. Under forholdene i granulære heterogene reservoarer kan prosessene for omfordeling av olje og vann under påvirkning av kapillarkrefter bidra til for tidlig forstyrrelse av oljens kontinuitet i oljeforsyningssystemer av kapillærer i sonen for felles bevegelse av olje og vann, og hjelpe for å danne vann-oljeblandinger i porerommet, som ledsages av en betydelig nedgang i oljeutvinningen. I sprukne reservoarer øker oljeutvinningen fra blokker når vann injiseres i reservoaret, som kan absorberes intensivt i fjellet under påvirkning av kapillarkrefter.
AVHENGIGHET AV OLJEGJENNOMFØRING AV OLJEFORSKYTTELSE MED VANN
Analyse av resultatene fra et stort antall studier viet dette problemet lar oss trekke en konklusjon om forholdet mellom kapillæregenskapene til reservoarsystemet og arten av avhengigheten av oljeutvinning av hastigheten på oljeforskyvning av vann. I alle tilfeller, når formasjonen er hydrofob og kapillærkrefter motsetter seg forskyvning av olje fra det porøse mediet med vann, øker oljeutvinningen med en økning i hastigheten på fremgang av olje-vannkontakten (dvs. den øker med en økning i trykkgradienter). Når kapillarkreftene svekkes (på grunn av lave verdier av overflatespenning, berggjennomtrengelighet> 1-2 μm2, etc.), påvirker ikke oljeforskyvningshastigheten med vann oljeutvinningen.
I praksis er det ofte funnet oljeforekomster, ekstremt forskjellige når det gjelder graden av heterogenitet av bergarter og lagets struktur. I dette tilfellet påvirkes avhengigheten av oljeutvinning av trykkfallet (på fortrengningshastigheten), i tillegg til de fysisk -kjemiske egenskapene til reservoarsystemet, av mange andre faktorer. For eksempel er det i en rekke tilfeller kjent at flere lag ble inkludert i arbeidet med en økning i depresjonen, som tidligere (ved lavere trykkfall) ikke deltok i oljeinnstrømningen. Med en økning i depresjonen blir trykket i reservoaret omfordelt med tilsvarende endringer i strømningens geometri, som dekker flere områder av reservoaret som tidligere ga lite olje. Det er andre faktorer som påvirker resultatene av oljeforskyvning av vann fra naturlige formasjoner og avhengigheten av oljeutvinning av uttaksverdien. Derfor er det under reelle forhold forskjellige oljeutvinningskoeffisienter mulige, uavhengig av de fysisk -kjemiske egenskapene til reservoaret.
I følge observasjoner fra mange forskere har en økning i trykkgradienter i reservoaret en gunstig effekt på oljeutvinningen av oljeforekomster begrenset til heterogene reservoarer.
Mitt fremtidige yrke er interiørarkitekt
Essay om emnet "Arbeid fôrer, og latskap ødelegger Ordspråkene menneskelig arbeid mater latskap
Fra hvilke høyder og fly hopper fallskjermjegere med fallskjerm Forhoppstrening i luftbårne styrker