تجربه در جابجایی نفت توسط دی اکسید کربن در خارج از کشور. جابجایی روغن با تزریق هیدروکربن و گازهای مایع

1

در ارتباط با کاهش ذخایر نفتی که به راحتی قابل بازیافت هستند، تلاش های فزاینده ای برای ایجاد فناوری ها و روش های توسعه ای انجام می شود که امکان تولید هیدروکربن ها را در شرایط دشوار فراهم می کند. هنگام استفاده از دی اکسید کربن به عنوان یک عامل جابجایی، افزایش قابل توجهی در ضریب بازیافت روغن حاصل می شود. بیشترین تأثیر در جابجایی روغن توسط دی اکسید کربن با جابجایی قابل امتزاج حاصل می شود که در فشار مخزن بالاتر از فشار امتزاج پذیری امکان پذیر است. جابجایی نفت توسط دی اکسید کربن یک فرآیند نسبتا پیچیده است که در آن اثرات انتقال جرم، مویرگی و اثرات گرانشی آشکار می شود. تجربه استفاده از دی اکسید کربن برای افزایش بازیافت نفت در میادین روسیه، مجارستان و ایالات متحده در نظر گرفته شده است. استفاده از دی اکسید کربن روشی امیدوارکننده برای افزایش بازیافت نفت در صورت وجود منبع قابل اعتماد است. بدست آوردن دی اکسید کربن با سوزاندن گاز هیدروکربن امکان پذیر است.

دی اکسید کربن

روش بهبود یافته بازیافت نفت

مخزن نفت

رشته

جابجایی قابل امتزاج

1. Alvarado V., Manrik E. روش‌های افزایش بازیافت نفت. برنامه ریزی و استراتژی های کاربردی. - M .: Premium Engineering LLC، 2011. - 244 p.

2. بابلیان غ.الف. استفاده از آب کربنیزه برای افزایش بازیافت نفت - M.: Nedra, 1976 - 144 p.

3. Balint V., Ban A., Doleshan Sh. کاربرد دی اکسید کربن در تولید نفت - M.: Nedra, 1977 - 240 p.

4. بایکوف ن.م. تجربه افزایش بازیافت نفت در میادین ایالات متحده با تزریق CO2 // Neftyanoe khozyaystvo. - 2012. - شماره 11. - ص 141–143.

5. Glazova V.M., Ryzhik V.M. استفاده از دی اکسید کربن برای افزایش بازیابی نفت در خارج از کشور. - M .: JSC "VNIIOENG"، 1986 - 45 p.

6. Zhdanov S.A. کارایی استفاده از دی اکسید کربن در مراحل مختلف توسعه مخزن / S.A. ژدانوف، E.A. زیسکین، جی.یو. میخائیلووا // صنعت نفت. - 1989. - شماره 12. - ص 34-38.

7. Zabrodin P.I., Khalimov G.E. تأثیر فناوری تزریق بر مکانیسم جابجایی توسط دی اکسید کربن. - M .: JSC "VNIIOENG"، 1985 - 48 p.

8. Zimina S.V., Pulkina N.E. مبانی زمین شناسی توسعه میادین نفت و گاز: آموزش- Tomsk: TPU Publishing House, 2004. - 176 p.

9. ابراهیموف G.Z. Fazlutdinov K.S.، Khisamutdinov N.I. استفاده از معرف های شیمیایی برای تشدید تولید نفت: کتاب مرجع - M.: Nedra, 1991 - 384 p.

10. Surguchev M.L. روش های ثانویه و ثالث برای افزایش بازیافت نفت. - م.: ندرا، 1985 - 308 ص.

11. Khisamutdinov N.I., Ibragimov G.Z., Telin A.G. تجربه افزایش بازیافت نفت از مخازن با تزریق متناوب دی اکسید کربن و آب. m موضوع. 6. - M.: VNIIOENG، 1986 - 64 p.

12. Koottungal L. Survey: CO2 امتزاج پذیر همچنان بخار را در تولید EOR ایالات متحده تحت الشعاع قرار می دهد. // مجله نفت و گاز. - 2014. - جلد. 112. مسأله 4. - س 78-91.

13. Kuuskraa V.، Wallace M. CO2-EOR برای رشد با ظهور منابع جدید CO2 تنظیم شده است. // مجله نفت و گاز. - 2014. - جلد. 112. مسأله 4. - س 66-77.

در ارتباط با کاهش ذخایر نفتی که به راحتی قابل بازیافت هستند، تلاش های فزاینده ای برای ایجاد فناوری ها و روش های توسعه ای انجام می شود که امکان تولید هیدروکربن ها را در شرایط دشوار فراهم می کند. یکی از این روش ها جابجایی روغن با تزریق دی اکسید کربن (CO2) به مخزن است. تزریق دی اکسید کربن برای افزایش بازیابی نفت از اواسط دهه پنجاه استفاده شده است. در طول این مدت، مکانیسم های تعامل فیزیکی و شیمیایی دی اکسید کربن با آب، نفت و سنگ مورد مطالعه قرار گرفت. ویژگی های جابجایی روغن هنگام استفاده از دی اکسید کربن تعیین می شود. مزایا و معایب در مقایسه با سایر روش های افزایش بازیافت نفت در نظر گرفته شده است. بر خلاف سایر گازها، زمانی که CO2 به عنوان یک عامل جابجایی استفاده می شود، افزایش قابل توجهی در ضریب بازیافت نفت حاصل می شود. در شرایط آزمایشگاهی، با اختلاط نامحدود، راندمان جابجایی روغن می تواند به 100٪ برسد.

از بسیاری جهات، اثر تولیدی استفاده از فناوری تزریق دی اکسید کربن به این دلیل است که CO2 در مقایسه با سایر گازها قادر به حل شدن در نفت و آب سازند به میزان بیشتری است. هنگامی که دی اکسید کربن در روغن حل می شود، باعث افزایش حجم روغن می شود که به نوبه خود به جابجایی روغن بی حرکت باقیمانده کمک می کند. بر اساس آزمایش های آزمایشگاهی انجام شده بر روی نمونه های نفت از میدان Radaevsky، مشخص شد که با محتوای جرمی CO2 در نفت 22.2٪، ضریب حجمی آن از 1.07 به 1.33 افزایش می یابد. تزریق دی اکسید کربن به کاهش کشش سطحی در سطح مشترک نفت و آب کمک می کند. هنگامی که CO2 در روغن و آب حل می شود، ترشوندگی سنگ با آب را بهبود می بخشد که منجر به شستشوی لایه روغن از سطح سنگ و انتقال آن از حالت فیلم به حالت قطره ای می شود و در نتیجه راندمان جابجایی افزایش می یابد. توانایی دی اکسید کربن برای حل شدن در آب باعث می شود تا بخشی از CO2 که در مایعات هیدروکربنی حلالیت بهتری نسبت به آب دارد، به روغن منتقل شود. هنگام حل دی اکسید کربن در آب، ویسکوزیته آب اندکی افزایش می یابد و اسید کربنیک حاصل (H2CO3) برخی از انواع سیمان ها را حل می کند و سنگ ها را تشکیل می دهد و نفوذپذیری را افزایش می دهد. بر اساس نتایج مطالعات آزمایشگاهی شرکت BashNIPIneft، نفوذپذیری ماسه سنگ ها می تواند 5-15 درصد و دولومیت ها 6-75 درصد افزایش یابد. هرچه دی اکسید کربن در آب بیشتر باشد، جابجایی روغن کارآمدتر می شود. میزان حلالیت دی اکسید کربن در آب تحت تأثیر کانی شدن آب است، با افزایش درجه معدنی شدن، حلالیت CO2 در آب کاهش می یابد.

یکی دیگر از مزایای تزریق دی اکسید کربن، توانایی افزایش تحرک روغن است. مطابق با قوانین ترمودینامیک، در درجه بالایی از انبساط روغن، بخشی از لایه جذب روغن در منافذ آزاد می شود، ویسکوزیته تحت تأثیر گاز محلول کاهش می یابد و روغن متحرک می شود. تا حد زیادی، این اثر هنگام تعامل با روغن های با ویسکوزیته بالا (بیش از 25 مگاپاسکال) آشکار می شود. طبق مطالعات آزمایشگاهی، هر چه مقدار اولیه ویسکوزیته بیشتر باشد، کاهش آن بیشتر می شود (جدول).

با این حال، در عمل، ویسکوزیته میدان هایی که در آنها تزریق CO2 استفاده می شود به چنین مقادیر بالایی نمی رسد. با توجه به تجزیه و تحلیل پروژه های تزریق دی اکسید کربن اجرا شده در جهان، ویسکوزیته روغن در محدوده 0.4-3.0 MPa∙s است.

در شرایط مخزن، بسته به دما و فشار، دی اکسید کربن می تواند در حالت گاز، مایع و همچنین فوق بحرانی باشد. نقطه بحرانی با دمای 31.2 درجه سانتی گراد و فشار 7.2 مگاپاسکال مشخص می شود. در دمای کمتر از 31.2 درجه سانتیگراد، دی اکسید کربن می تواند در فاز مایع باشد. در صورت وجود هیدروکربن در ترکیب، مقدار دمایی که در آن دی اکسید کربن در حالت مایع قرار می گیرد، می تواند تا 40 درجه سانتیگراد افزایش یابد. در دمای بالای 31.2 درجه سانتیگراد، CO2 در هر فشاری در حالت گازی خواهد بود. در حالت فوق بحرانی، چگالی دی اکسید کربن با چگالی مایع و ویسکوزیته و کشش سطحی مربوط به گاز است. در این حالت، CO2 با کاهش پوشش مخازن ناهمگن، که برای یک عامل با ویسکوزیته پایین معمول است، روغن را جابجا می کند.

به طور تجربی مشخص شد که پمپ دی اکسید کربن در حالت مایع کارآمدتر است و دمای بهینه مخزن باید نزدیک به مقدار بحرانی باشد. بیشترین تأثیر در جابجایی روغن توسط دی اکسید کربن با جابجایی قابل امتزاج حاصل می شود که در فشار مخزن بالاتر از فشار امتزاج پذیری امکان پذیر است.

فشار امتزاج پذیری به ترکیب روغن و فشار اشباع بستگی دارد. با افزایش فشار اشباع و همچنین حضور متان یا نیتروژن در ترکیب روغن، فشار امتزاج پذیری افزایش می یابد. گازهای هیدروکربنی با وزن مولکولی بالا، از جمله اتان، به کاهش فشار امتزاج کمک می کند. فشار امتزاج پذیری CO2 به طور قابل توجهی کمتر از فشار امتزاج پذیری گازهای هیدروکربنی است. اگر برای جابجایی روغن سبک توسط دی اکسید کربن، فشار امتزاج پذیری در محدوده 9-10 مگاپاسکال باشد، برای جابجایی قابل امتزاج توسط گاز هیدروکربن، از 27 تا 30 مگاپاسکال لازم است. در صورتی که فشار در مخزن به فشار امتزاج پذیری نرسد، برهمکنش دی اکسید کربن و روغن CO2 حاوی فاز سبک نفت و روغن بدون کسرهای سبک تولید می کند.

جابجایی نفت توسط دی اکسید کربن یک فرآیند نسبتاً پیچیده است که در آن اثرات انتقال جرم، مویرگی و گرانشی آشکار می شود. با اختلاط جزئی یا کامل دی اکسید کربن با روغن، خواص رئولوژیکی آن تغییر می کند، که به دخالت در توسعه روغن های استفاده نشده قبلی کمک می کند. فرآیند جابجایی روغن توسط دی اکسید کربن تحت تأثیر شرایط اشباع و جابجایی قبلی است.

در طول دوره مطالعه فناوری تزریق دی اکسید کربن به مخزن به منظور افزایش ضریب بازیافت نفت، رویکردهای مختلفی برای کاربرد آن شناسایی شد:

● تزریق آب کربنیزه.

● تزریق مداوم CO2.

● تزریق گاز CO2 به دنبال تزریق آب.

● جابجایی روغن با تزریق متناوب CO2 و آب.

● جابجایی روغن با تزریق ترکیبی از مواد شیمیایی و CO2.

مزیت اصلی تزریق آب گازدار مصرف نسبتا کم دی اکسید کربن هنگام تزریق به مخزن در مقایسه با سایر تغییرات استفاده از آن است. غلظت بهینه دی اکسید کربن در آب 4-5٪ است. آزمایش‌های آزمایشگاهی برای تعیین کارایی استفاده از آب کربنیزه، که توسط UfNII انجام شد، نشان داد که جابجایی روغن توسط آب گازدار با غلظت CO2 5.3٪ امکان افزایش بازیافت نفت را تا 14٪ در مقایسه با جابجایی آب لوله‌کشی فراهم می‌کند.

مزیت تزریق مداوم دی اکسید کربن دستیابی به راندمان جابجایی بالاتر در مقایسه با سایر کاربردهای فناوری است. این به دلیل این واقعیت است که در مقابل حجم پیشروی CO2 یک شفت روغن تشکیل می شود که مشخصه فرآیندهایی است که در حین جابجایی قابل امتزاج اتفاق می افتد. از معایب تزریق مداوم دی اکسید کربن می توان به ناپایداری چسبناک اشاره کرد که در برخی موارد می تواند به طور قابل توجهی راندمان جابجایی را کاهش دهد و منجر به پیشرفت زودهنگام دی اکسید کربن شود.

در مقایسه با جابجایی مداوم دی اکسید کربن، گزینه CO2/water interleaved با کاهش حجم و در نتیجه هزینه دی اکسید کربن مقرون به صرفه تر است. همچنین از مزایای تزریق متناوب می توان به این واقعیت اشاره کرد که تزریق متناوب دی اکسید کربن و آب می تواند برای مخازن ناهمگن بسته به نسبت CO2 و H2O موثر باشد. ادبیات نتایج آزمایش‌های آزمایشگاهی را ارائه می‌کند، اما همچنین تأکید می‌کند که اثربخشی هر پروژه خاص باید بر اساس تجربه تجربی باشد، که در آن شرایط تا حد امکان به شرایط واقعی نزدیک است. نظرات متخصصان در مورد این گزینه تزریق دی اکسید کربن متفاوت است. نتایج آزمایش‌های آزمایشگاهی منتشر شد، در نتیجه نتیجه‌گیری شد که برای یک مخزن همگن با قابلیت امتزاج محدود بهترین گزینهدر مقایسه با تزریق درون لایه ای، یک نوع با تزریق مداوم راب وجود خواهد داشت. همچنین تاکید می شود که تزریق متناوب دی اکسید کربن و آب باعث کاهش راندمان جابجایی نهایی روغن نسبت به تزریق مداوم می شود. بر اساس نتایج سایر آزمایشات مشخص شد که برای یک مخزن همگن تزریق متناوب موثر است و حجم بهینه رینگ از 9 تا 12 درصد حجم منافذ است. به گفته نویسندگان این مقاله، پس از تجزیه و تحلیل آزمایشات آزمایشگاهی و صنعتی، از جمله در میدان Radaevskoye، و همچنین مطالعه مقالات علمی در مورد این موضوع، اثربخشی فناوری تزریق در هم به اثبات رسیده است. و استفاده از این گزینه برای مخازن ناهمگن موثر خواهد بود، اگرچه درجه کارایی ممکن است متفاوت باشد.

با تمام مزایای آشکار استفاده از فناوری برای افزایش بازیابی نفت با تزریق دی اکسید کربن، معایبی نیز دارد. در مقایسه با سیل، تزریق CO2 راندمان جارو را کاهش می دهد. برای کاهش تظاهرات این اثر، می توان از تزریق متناوب آب و دی اکسید کربن و همچنین جداسازی انتخابی فواصل معین استفاده کرد. به نوبه خود، استفاده از آب به طور متناوب با CO2 می تواند منجر به مهم ترین عارضه ای شود که در هنگام تزریق دی اکسید کربن ممکن است - خوردگی تجهیزات برای تزریق و چاه های تولیدی. یکی دیگر از معایب این فناوری این است که در صورت اختلاط ناقص با روغن، CO2 هیدروکربن های سبک را از آن استخراج می کند و کسری های سنگین در روغن باقی می ماند که در نتیجه روغن غیر فعال می شود و استخراج آن بسیار دشوارتر می شود. آن را در آینده

عیب بعدی این فناوری این است که دی اکسید کربن به گازهایی اطلاق می شود که وقتی با بخار آب اشباع می شوند، می توانند هیدرات های کریستالی ایجاد کنند.

در فرآیند حل شدن CO2 در آب و روغن، کاهش دما مشاهده خواهد شد. درجه کاهش دما با افزایش غلظت دی اکسید کربن افزایش می یابد. چنین اثر دمایی در طول انحلال دی اکسید کربن می تواند بر تشکیل رسوبات آسفالتین-رزین-پارافین تأثیر بگذارد.

با توجه به برخی ارزیابی‌ها از فناوری مورد مطالعه، خاطرنشان می‌شود که در صورت عدم امکان اطمینان از انتقال دی اکسید کربن از طریق قیمت قابل قبولدر زمان لازم، احتمال از دست دادن فرصت برای افزایش بازیافت نهایی نفت وجود دارد. حصول اطمینان از عرضه در تاریخ بعدی، زمانی که میدان قبلاً در مرحله بعدی است و افت وجود دارد فشار مخزنفقط جابجایی غیرقابل اختلاط در دسترس است که تأثیر آن چندین برابر کمتر از حالت جابجایی امتزاج پذیر است، برای برخی از زمینه ها چنین ارزیابی کاملاً موجه است. فقدان منبع در دسترس محدودیت قابل توجهی برای استفاده از فناوری تزریق دی اکسید کربن است. برای بسیاری از زمینه ها، تولید و انتقال CO2 به سایت ممکن است از نظر اقتصادی مقرون به صرفه نباشد.

در اتحاد جماهیر شوروی، اولین آزمایشات آزمایشگاهی در مورد استفاده از دی اکسید کربن توسط VNII و BashNIPIneft انجام شد. در سال 1967، تزریق CO2 به شکل آب کربنیزه در منطقه الکساندروسکایا در میدان تویمازینسکویه انجام شد. حجم کل تزریق آب گازدار دو حجم منفذی با غلظت دی اکسید کربن 1.7 درصد بود. پوشش مخازن توسط سیلاب از نظر قدرت 30 درصد، تزریق چاه های تزریقی 10-40 درصد افزایش یافته است. اثر ویژه میزان دی اکسید کربن تزریقی به ازای هر تن روغن تولیدی 17/0 تن در تن بود.

تزریق دی اکسید کربن در میدان Radaevskoye در سال 1984 آغاز شد. در نتیجه اجرای پروژه تزریق CO2، 787.2 هزار تن CO2 در میدان Radaevskoye تزریق شد که 2.6 برابر کمتر از حجم طراحی برای این دوره است. با توجه به تزریق دی‌اکسید کربن تا تیرماه 1368، تولید نفت اضافی به 218 هزار تن رسید که اثر ویژه مقدار CO2 تزریقی 0.28 تن در تن است. هنگام تامین دی اکسید، مشکلاتی وجود داشت که با پیشرفت در خط لوله دی اکسید کربن همراه بود. عرضه دی اکسید کربن نابرابر بوده است. پس از پیشرفت های متعدد، عملیات آن غیرممکن شد. این دلیل اصلی خاتمه آزمایش در سال 1988 بود.

در نتیجه تزریق 110 هزار تن CO2 مایع در میدان کوزلوفسکویه، اثر ویژه 0.125 تن در تن است. پروژه های مشابهی برای تزریق دی اکسید کربن به مخزن در سال 1984 در میدان Sergeevskoye اجرا شد، جایی که اثر خاص تزریق تا ژوئیه 1989 0.23 تن در تن بود. حجم تزریق شده 73.8 هزار تن بوده است. در میدان Yelabuga، تزریق CO2 در سال 1987 آغاز شد. حجم کل تزریق 58.3 هزار تن بود. پروژه ای برای میدان Olkhovskoye توسعه یافت. هنگام استفاده از این فناوری، در همه موارد، افزایش بازیافت نفت مشاهده شد. با این حال، سرمایه گذاری های قابل توجه و یک دوره طولانی قبل از شروع بازپرداخت پروژه ها، و همچنین کمبود تجهیزاتی که بتواند عملکرد بدون وقفه را در هنگام تزریق CO2 تضمین کند، اجازه توسعه بیشتر فناوری را در این دوره نداد.

تجربه گسترده ای از استفاده از این فناوری در خارج از کشور وجود دارد. تزریق دی اکسید کربن به مخزن به طور فعال توسط ایالات متحده آمریکا، کانادا، مجارستان، ترکیه، بریتانیا و سایر کشورها استفاده می شود. قبلاً در اوت 1981 در سراسر جهان، به استثنای کشورهای اتحاد جماهیر شوروی، 27 پروژه های در حال انجامبرای تزریق CO2، 9 مورد تکمیل شده و 63 مورد برنامه ریزی شده است.

در ایالات متحده، روش تزریق دی اکسید کربن در سال 1978 در تگزاس در اسکوری آزمایش شد و با موفقیت در حوضه پرمین در غرب تگزاس و شرق نیومکزیکو معرفی شد. پس از آن، تزریق دی اکسید کربن در مناطق دیگر، از جمله مزارع در کوه های راکی، قاره میانی و سواحل مکزیک آغاز شد. بخش عمده تولید نفت با تزریق دی اکسید کربن در منطقه خلیج پرمین و حدود 62 درصد است. 38 درصد باقی مانده در کوه های راکی، قاره میانی و سواحل مکزیک هستند. تا حد زیادی، چنین شاخص هایی مبتنی بر این واقعیت است که ذخایر اصلی CO2 طبیعی در حوضه پرمین قرار دارند، به ترتیب، دی اکسید کربن می تواند آزادانه از طریق خطوط لوله گاز به نزدیکترین میادین نفتی تخلیه شده منتقل شود. با توجه به اینکه هزینه های عملیاتی در این منطقه کمتر از بقیه است، بیشترین تقاضا را برای شرکت های فعال در زمینه تزریق CO2 دارد.

تا سال 2014، 136 پروژه تزریق دی اکسید کربن در جهان در حال اجراست که توسط 30 شرکت عامل انجام می شود. از این تعداد، 88 مورد موفق، 18 مورد به عنوان طبقه بندی می شوند پروژه های امیدوار کننده، 20 باقی مانده اخیرا شروع شده است. ده پروژه نتوانست به طور موثر اجرا شود. بیشتر، یعنی 128 از 136، در ایالات متحده به فروش می رسد. جوانترین پروژه های تزریق دی اکسید کربن شامل پروژه هایی است که در سال 2014 در میدان Slaughter (Smith Igoe) که در تگزاس، ایالات متحده واقع شده است و توسط یک آمریکایی بزرگ خدمات رسانی می شود، آغاز شد. شرکت نفتغربی علی رغم کوتاه مدت، پروژه در حال حاضر موفق تلقی می شود و افزایش تولید 2.65 متر مکعب در روز / چاه است. پروژه های تزریق CO2 در میدان های Charlton 19 و Chester 16 واقع در ایالت میشیگان ایالات متحده آمریکا که توسط Core Energy توسعه یافته است نیز در سال 2014 آغاز شده است.

میادین Sacroc و Devonian Unit (North Cross) یکی از بالغ‌ترین پروژه‌های تزریق دی اکسید کربن هستند که در سال 1972 آغاز شد و هنوز تکمیل نشده است. کانسار ساکروک در تگزاس، ایالات متحده آمریکا واقع شده است. توسعه یافته توسط Kinder Morgan. افزایش نرخ -10.81 مترمکعب در روز / چاه واحد دوون (نورث صلیب)، همچنین در تگزاس، ایالات متحده آمریکا واقع شده است. شرکت اپراتور - Occidental. افزایش نرخ تولید - 7.84 متر مکعب در روز / چاه. . تجربه استفاده از جابجایی امتزاج پذیر در سایر کشورها به ما این امکان را می دهد که به این نتیجه برسیم که در صورت وجود منبع موجود CO2، استفاده از فناوری می تواند ضریب بازیافت نهایی نفت میادین روسیه را به میزان قابل توجهی افزایش دهد.

پیوند کتابشناختی

Trukhina O.S., Sintsov I.A. تجربه استفاده از دی اکسید کربن برای افزایش بازیابی نفت تشکیلات // موفقیت های علوم طبیعی مدرن. - 2016. - شماره 3. - ص 205-209;
URL: http://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=35849 (تاریخ دسترسی: 2019/04/27). مجلات منتشر شده توسط انتشارات "آکادمی تاریخ طبیعی" را مورد توجه شما قرار می دهیم.

هنگام توسعه میادین نفت و گاز، از انرژی فشار اولیه (استاتیک) و مصنوعی (اضافی) مخزن استفاده می شود که تحت تأثیر آن نفت و گاز از فضای منافذ مخزن به چاه منتقل می شود.

فشار مخزن اولیه میادین نفتی توسط نیروهای طبیعی ذخایر تعیین می شود: فشار آب کانتور تحت عمل جرم آن، فشار آب کانتور در نتیجه انبساط الاستیک سنگ و آب، فشار گاز. درپوش روی قسمت نفت‌بر کانسار، خاصیت ارتجاعی گاز آزاد شده از روغنی که قبلاً در آن حل شده است، نیروی گرانش نفت.

با این حال، طبیعی است دیدگاه های داخلیانرژی ذخایر هیدروکربنی، به ویژه نفت، بازیابی نفتی بالایی از ذخایر را فراهم نمی کند. به منظور افزایش بازیافت نفت، از منابع انرژی مصنوعی و اضافی با پمپاژ آب، گاز و سایر معرف ها به سازندهای تولیدی استفاده می شود. در حال حاضر، نوع اصلی ضربه مصنوعی بر سازندهای نفتی، سیلابی حاشیه ای، حاشیه ای و درون کانتوری آنهاست.

جابجایی نفت توسط آب در حال حاضر راه اصلی برای بازیابی نفت است، چه با تحریک و چه بدون تحریک.

حرکت سیال در مخزن نفت از طریق یک سیستم بسیار پیچیده از کانال های منافذ منشعب با پیکربندی ها و اندازه های مختلف انجام می شود.

نیروهای اصلی که از حرکت مشترک سیالات غیر قابل امتزاج در فضای منافذ جلوگیری می کند و میزان بازیافت روغن را تعیین می کند، نیروهای سطحی (مویرگی)، نیروهای مقاومت چسبناک (هیدرودینامیک) و گرانش (گرانشی) هستند که با هم عمل می کنند.

محل و مقدار روغن باقیمانده در مخازن به ترشوندگی غالب سنگ توسط آب یا نفت بستگی دارد. فاز باقیمانده کمتر مرطوب به شکل قطرات مجزا در قسمت های وسیع منافذ حفظ می شود. برعکس، فاز جابجا شده مرطوب تر، در قسمت های باریک منافذ و در منافذ کوچک منفرد باقی می ماند. هر یک از فازها (آب یا روغن) در امتداد سیستم کانال های منفذی خود حرکت می کند و تداوم را حفظ می کند. یک ذره مایع فقط در ارتفاع بسیار زیاد می تواند به کانالی که توسط فاز دیگری اشغال شده است حرکت کند مقادیر بزرگگرادیان فشار خارجی، و این عمدتاً توسط نیروهای سطحی تعیین می شود.

هنگامی که نفت توسط آب از مخازن ناهمگن جابجا می شود، بازیافت نفت به شدت تحت تأثیر نیروهای هیدرودینامیکی (شیب فشار) قرار می گیرد. با کاهش نفوذپذیری، گرادیان فشار نهایی افزایش می یابد. بنابراین، با افزایش گرادیان فشار در مخزن، تعداد لایه های میانی درگیر در فیلتراسیون افزایش می یابد، به عنوان مثال. نسبت پوشش سیلاب افزایش می یابد.

در یک مخزن همگن، آب جابجا شده عمدتاً منافذ کوچک را پر می کند، در حالی که در یک مخزن ناهمگن، مناطق نفوذپذیرتری را اشغال می کند که در آن منافذ بزرگ غالب است. دلیل این تفاوت این است که، در مقیاس منافذ یک مخزن همگن، توزیع فازها توسط نیروهای سطحی و زمانی که لایه‌هایی با نفوذپذیری مختلف در هم قرار می‌گیرند، توسط نیروهای مقاومت چسبناک و گرانش تعیین می‌شود. با این حال، با پر کردن مناطق با نفوذپذیری بالا، آب شروع به خیساندن به مناطق با نفوذپذیری کم می کند و روغن را از آنجا جابجا می کند. هرچه جریان آب جابجا شده کندتر باشد، اندازه مناطقی که تعادل مویرگی در آنها به دلیل جذب آب برقرار می شود، بزرگتر می شود و بازیافت روغن به حد معینی تمایل پیدا می کند.

برنج. 6. طرح تغییر روغن و اشباع آب تولیدی

مخزن در طول سیلابی کانتور آن.

ویژگی اشباع فضای اول: 1 – آب، 2 – روغن.

با این حال، در نرخ های حرکت آب تزریق شده که کمتر از حداقل میزان اشباع مویرگی مناطق کم نفوذ است، بازیابی نفت دوباره به دلیل بدتر شدن شرایط جابجایی در مناطق با نفوذپذیری بالا کاهش می یابد.

هنگامی که روغن پلاستیک چسبناک از مخزن جابجا می شود، وضعیت خاصی ایجاد می شود. در این حالت، بازیابی نفت مناطق بسیار نفوذپذیر با افزایش سرعت حرکت آب به شدت افزایش می یابد. حداکثر منحنی وابستگی بازیافت روغن به سرعت آب در ناحیه نرخ های فیلتراسیون واقعی است که امکان کنترل بازیافت روغن با تغییر نرخ جابجایی را فراهم می کند.

بنابراین فرآیند پیچیده ای از جابجایی و توزیع مجدد فازها به طور همزمان در فضای منافذ مخزن وجود دارد که در نهایت منجر به جابجایی کامل نفت با جایگزینی آب نمی شود. در همان زمان، اشباع آب سازند مولد از اشباع آب باقیمانده (K VO = 1 - KH) در اشباع اولیه روغن KH در منطقه بدون تأثیر توسعه آن به حداکثر مقدار اشباع آب فعلی (K W) افزایش می یابد. = 1 - K HO)، مربوط به اشباع روغن باقیمانده K HO در خطوط اولیه تزریق آب. بر اساس ایده های مدرن در مورد جابجایی نفت توسط آب در یک مخزن آبی در طول سیلاب لبه، چهار منطقه متمایز می شود (شکل 6).

منطقه اول قسمت حامل آب سازند در زیر تماس روغن و آب (OWC) است که در آن فضای منافذ کاملاً با آب پر می شود. در ناحیه دوم، اشباع آب از حداکثر به مقدار در جلوی جابجایی روغن تغییر می کند. بخش IIa در خط اولیه تزریق آب قرار دارد و با اشباع روغن باقیمانده مشخص می شود. بخش IIb با ناحیه ای از مخلوط آب و روغن نشان داده می شود که در آن روغن به تدریج شسته می شود. منطقه سوم که اندازه آن به چندین متر می رسد، منطقه انتقالی از آب به نفت است. پایدار در نظر گرفته می شود. منطقه چهارم قسمت توسعه نیافته سازند است.

در صورت غرقابی درون حلقه ای سازند مولد، مناطق II، III و IV وجود دارد. قطعه IIa دقیقاً در اطراف واقع شده است خوب تزریق.

سوالات تستی

1. وقتی روغن موجود در مخزن توسط آب جابجا شود چه اتفاقی می افتد؟

2. آیا می توان روغن را از مخزن با گاز یا معرف های دیگر جابجا کرد؟

سند اصلی?

سخنرانی 13

افزایش بازیابی نفت

1. روش های افزایش ذخایر قابل بازیافت

بازیافت پیشرفته نفت یک مشکل پیچیده است که برای حل آن از تجربه انباشته شده در تمام زمینه های تجارت میدان نفتی استفاده می شود. البته در وهله اول، قرارگیری صحیح چاه ها در نهشته ها با در نظر گرفتن ساختار زمین شناسی مخازن و اجرای تنظیم فرآیند سیلابی بر اساس مطالعات هیدرودینامیکی منظم چاه ها است. راندمان عملیات مخزن در نتیجه تاثیر بر مناطق تشکیل چاله به منظور افزایش نرخ تولید و یکسان سازی مشخصات جریان ورودی نفت و گاز و همچنین تزریق چاه های تزریق در صورت وجود برای حفظ مصنوعی مخزن بهبود می یابد. فشار. با افزودن مواد شیمیایی به آب تزریق شده، که به جابجایی کاملتر روغن از روده ها کمک می کند، کارایی سیل را می توان به طور قابل توجهی افزایش داد. تمام روش‌های ثانویه و ثالثی برای افزایش بازیابی نفت مبتنی بر استفاده از قوانین فیزیکی خاصی است که در سخنرانی‌های قبلی مورد بحث قرار گرفت.

بسته به شرایط وقوع روغن ها، خواص و ترکیب آنها. و همچنین بر اساس امکان سنجی اقتصادی از فناوری های مختلفی برای استخراج مواد اولیه هیدروکربنی استفاده می شود. از بیشترین فن آوری های شناخته شدهرا می توان تزریق مایع خنک کننده به مخزن برای کاهش ویسکوزیته روغن نامید. همین هدف با پمپاژ به لایه ها دنبال می شود گازهای مایع، که حلال های روغنی هستند. پدیده تبخیر معکوس و تراکم هیدروکربن‌های سنگین در یک محیط گازی برای توسعه فناوری تزریق گازهای پرفشار به مخزن استفاده می‌شود که به انتقال بخشی از بخش‌های نفتی به فاز بخار کمک می‌کند.

برای یکسان کردن تحرک آب و روغن جابجا شده، آب خاموش شده به مخازن تزریق می شود. برای افزایش بازیافت روغن، از فوم های تثبیت شده توسط سورفکتانت ها و مراکز احتراق متحرک استفاده می شود. روش های التراسونیک، ارتعاشی، الکتریکی برای تأثیرگذاری بر مناطق تشکیل نزدیک چاه در حال بررسی است.

2. مواد شوینده و جابجایی روغنخواص آب

جاری شدن سیلکانسارها اصلی ترین راه برای افزایش کارایی بهره برداری از میدان نفتی است. اما حتی با تمام اثربخشی آن، بیش از نیمی از ذخایر نفت در روده ها باقی می ماند. یکی از راه های افزایش راندمان سیل، تزریق آب های با خاصیت جابجایی بالا به مخزن می باشد. مطابق با مفاهیم مدرن، مکانیسم عمل شستشوی مواد در رابطه با شستشوی هیدروکربن ها از مواد معدنی با توانایی آنها در بهبود خواص مرطوب کنندگی آب، کاهش کشش سطحی آنها در مرز با روغن و سایر سطوح تعیین می شود. آنها باید شکن سوسپانسیون و امولسیون و غیره باشند.

بسته به ساختار و خواص سنگ های سازند، و همچنین وضعیت سیالات در یک محیط متخلخل، پارامترهای سیال جابجایی که بر جابجایی روغنممکن است خواص یکسان نباشد. به عنوان مثال، اگر روغن موجود در مخزن در حالت پراکنده باشد، بهترین خواص جابجایی در این مورد، آب خواهد بود. مقادیر پایینکشش سطحی در مرز با روغن و سنگ به خوبی خیس شده است.

هنگام سیلاب گیری مخازن شکسته، توصیه می شود از آب هایی با مقادیر کشش مرطوب کننده بالا استفاده شود.س× Cosس) می تواند به شدت در بلوک های سنگی که توسط ترک ها تحت تأثیر نیروهای مویرگی شکسته شده اند جذب شود.

با این حال، فرآیندهای جذب آب در اشباع شده از روغننژادها با تشکیل همراه هستند آب-روغنمخلوط هایی که به دلیل عدم تداوم فاز روغن بر بازیافت روغن تأثیر منفی می گذارند. چنین مخلوط هایی با شدت کمتری در آب هایی با مقادیر کم (س× Cosس). اگر چنین است، در شرایط خنثی پذیری خنثی (متوسط)، زمانی که زاویه تماس نزدیک به 90 است.° ، آ سدارای حداقل مقدار است، ضریب بازیافت نفت باید افزایش یابد. چنین آبهایی بد است خواص شوینده، اما توانایی جابجایی آنها بالاترین است. در این راستا، آب سازند تولید شده همراه با نفت باید ترجیح داده شود و پس از تصفیه مناسب دوباره به سازندها پمپ شود. آب شیرینی که برای حفظ فشار مخزن استفاده می شود، سطح سنگ را بهتر خیس می کند و در تماس با روغن امولسیون های پایدارتری تشکیل می دهد. علاوه بر این، آنها به تورم سیمان رسی که بخشی از مخازن خاک زایی است و به کاهش حجم فضای منافذ کمک می کنند. درست است، برخی از دانشمندان معتقدند که در این مورد روغن از کانال فیلتراسیون انقباض فشرده می شود، اما با قضاوت بر اساس نتایج آزمایشات آزمایشگاهی ارائه شده در آثار آنها، اینطور نیست. توضیح اثر حاصل از توزیع مجدد ساده جریان های فیلتراسیون به دلیل تغییر در ساختار کانال های فیلتراسیون بسیار ساده تر است.

در مخازن خاک زایی مزارع اودمورتیا، جایی که محتوای خاک رس ناچیز است (0-5٪)، کاهش نفوذپذیری در طی فیلتراسیون آب های شیرین و کم معدنی با افزایش ضخامت لایه آزاد مرتبط است. آب در نزدیکی سطح کانال های فیلتراسیون. هنگامی که نفوذپذیری گاز سنگها از 0.2 تا 0.9 میکرومتر مربع تغییر می کند، کاهش نسبی در نفوذپذیری برای آب شیرین در مقایسه با آب معدنی به طور متوسط ​​55٪ است که از 34 تا 75٪ متغیر است.

ارقام نزدیک برای تغییر در نفوذپذیری برای آب شیرین در رابطه با آب سازند (به طور متوسط ​​46٪ در محدوده تغییر از 29 تا 67٪) در طول آزمایشات بر روی ماسه سنگ های میدان باشکریا به دست آمد که با نفوذپذیری گاز از 0.3 مشخص می شود. تا 0.9 میکرومتر مربع.

مطالعات انجام شده حاکی از کاهش نفوذپذیری ماسه سنگ های کوارتز سیلتی حاوی مقدار ناچیزی سیمان رسی به دلیل تغییر در ترکیب شیمیایی آب تزریقی است که بر ضخامت لایه پخش شده آب متصل شده (به صورت سست) تأثیر می گذارد. سطح کانال های فیلتراسیون با نمک زدایی فیلتر آب در یک محیط متخلخل، ضخامت این لایه مطابق با (1) افزایش می یابد که منجر به کاهش نفوذپذیری می شود. با افزایش شوری آب تزریق شده، نفوذپذیری سنگ دوباره افزایش می یابد. اندازه گیری های کنترلنفوذپذیری گاز که پس از تحقیق انجام شد، نشان داد که هیچ تغییر ساختاری در ساختار فضای منافذ سنگ‌ها رخ نداده و نفوذپذیری مطلق آنها تغییری نکرده است. به طور دقیق تر، میانگین انحراف± 5/7 درصد که در شرایط آزمایشگاهی در محدوده خطای تخمین نفوذپذیری قرار دارد.

,(1)

جایی که دیساعت- تغییر در ضخامت لایه آب محدود؛

آ - درجه تفکیک الکترولیت؛

n - تعداد یونهایی که مولکول الکترولیت در آنها تجزیه می شود.

متر - ویسکوزیته مایع؛

r- شعاع یون؛

K - ثابت بولتزمن.

T دمای مطلق است.

متر- جرم یون؛

با 1 و C 2 - غلظت مولی املاح در تشکیل و آب تزریقی.

مکانیسم فرآیندی که باعث تغییر در نفوذپذیری آب یک محیط متخلخل می شود، با تبادل کاتیونی روی سطح ذرات رس که بخشی از سیمان سنگی هستند، مرتبط است. در این حالت دو نوع برهمکنش محلول و کانی ها امکان پذیر است. در حالت اول، هنگامی که محلول های حاوی کاتیون های مشابه کمپلکس جذب شده توسط ماده رسی فیلتر می شوند، عملا تبادل کاتیونی وجود ندارد. ترکیب کمپلکس جذب شده توسط مواد معدنی تغییر نمی کند و تغییر در ضخامت لایه منتشر عمدتاً با تفاوت غلظت نمک در آب تزریق شده و تشکیل (محصول) تعیین می شود.

در حالت دوم، تغییر نفوذپذیری با توجه به نوع کاتیون های ورودی یا شسته شده از کمپلکس جذب شده و تفاوت در غلظت آب سازند و سیال تزریقی تعیین خواهد شد. بیشترین تغییرات در نفوذپذیری در مورد غلبه کاتیون های سدیم در کمپلکس جذب شده مشاهده می شود.

شماره نمونه	نفوذپذیری، میکرومتر 2		کاهش نسبی در نفوذپذیری،
	برای محلول NaCl	برای آب شیرین
1878	0,230	0,096
1879	0,136	0,034
1881	0,018/ 0,012	0,013 / 0,0073
1883	0,131	0,046
1883 a	0,014	0,006
3806	0,045 / 0,058	0,023 / 0,038
میانگین

توجه: مخرج مقادیر نفوذپذیری را در چرخه دوم تزریق آب شور و شیرین نشان می دهد.

در این راستا، برای بازگرداندن قابلیت تزریق چاه های تزریقی در حال توسعه رسوبات در مخازن خاک زایی، توصیه می شود از آب با شوری و ترکیب شیمیایی نزدیک به ترکیب آب سازند برای حفظ فشار مخزن استفاده شود.

علاوه بر این، برای بهبود ویژگی های فیلتراسیون مخازن برای آب تزریقی، اجزای حاوی نمک های کلرید فلزات چند ظرفیتی (به عنوان مثال، AlCl 2، FeCl 3) یا سولفات (به عنوان مثال، Na 2 SO 4 , K 2 SO 4 ) یا نیترات ( به عنوان مثال، NaNO 3 , KNO 3) افزودنی هایی که به کاهش ضخامت لایه آب محدود شده و افزایش نفوذپذیری سنگ ها کمک می کنند.

3. تصفیه آب با سورفکتانت ها

با افزودن سورفکتانت ها به آب می توان تغییرات لازم در سطح و خواص مرطوب کنندگی مایعات و ویژگی های رابط ها در یک محیط متخلخل را به دست آورد.

بیشتر مولکول‌های سورفکتانت از زنجیره‌های هیدروکربنی آبگریز طولانی با میل ترکیبی کم باقیمانده در یک انتها و گروه‌های قطبی آبدوست با میل ترکیبی بالا در سمت دیگر تشکیل شده‌اند. از نظر شیمیایی، تمام سورفکتانت ها به آنیونی تقسیم می شوند. کاتیونیو مواد غیر یونی اگر قسمت هیدروکربنی یک مولکول سورفکتانت یونی بخشی از آنیون تشکیل شده در یک محلول آبی باشد، این ترکیب متعلق به مواد فعال آنیونی است. کاتیونیمواد تشکیل می شوند محلول آبیکاتیون های حاوی زنجیره های طولانی از رادیکال های هیدروکربنی. مواد غیر یونی شامل نمی شود غیر یونیزه کنندهگروه های انتهایی آبدوست فعالیت سطحی این مواد به دلیل ساختار خاص مولکول های آنها است که دارای ساختار نامتقارن (دیفیلیک) هستند که از گروه های قطبی و غیر قطبی تشکیل شده است. بخش غیر قطبی و نامحلول در آب مولکول یک رادیکال آلکیل، آریل یا آلکیلاریل آبگریز است و قطبی محلول در آبگروه نشان می دهد پلی اتیلن گلیکولیا پروپیلن گلیکولباقی مانده

یک سورفکتانت غیر یونی رایج OP-10 است که پانزده یا بیست سال پیش امیدهای زیادی روی آن بود. یک مثال کاتیونیسورفکتانت کربوزولین O است که برای آبگریز کردن ماسه سنگ ها استفاده می شود. مواد فعال آنیونی عبارتند از: سولفونول NP-1، NP-3، سولفونات ها و غیره.

در شرایط آزمایشگاهی، تأثیر مواد افزودنی شیمیایی مختلف بر بازیافت روغن مورد آزمایش قرار گرفت. در حال حاضر، تقریباً برای همه روشن شده است که هیچ وسیله جهانی برای افزایش بازیافت نفت وجود ندارد. یک معرف در شرایط مختلف رفتار متفاوتی دارد. جدول نتایج مطالعات آزمایشگاهی معرف های مختلف مورد استفاده برای افزایش بازیافت نفت در شرایط مزرعه را نشان می دهد منطقه اورال-ولگا. این مطالعات در PermNIPIneft، BashNIPIneft، UdmurtNIPIneftگیپروستوک.

فناوری (رینگ محلول‌های معرف‌های شیمیایی بدون جزئیات با تغییرات)	افزایش نسبی ضریب جابجایی روغن
	محدوده را تغییر دهید	میانگین
سورفکتانت های غیر یونی (نوع OP-10) از ابتدای فرآیند سیل در پس از شستشوی روغن باقیمانده	0 - 0,11 0 - 0,12	0,055 0,019
سورفکتانت های آنیونی (در کربنات ها)	0 - 0,34	0,156
همینطور (در سنگهای خاک زا)	0 - 0,13	0,044
قلیاها و ترکیبات مبتنی بر آنها	0 - 0,38	0,155
پلیمرها	0 - 0,28	0,113
دی اکسید کربن	0,05 - 0,28	0,122

از جدول می توان دریافت که هر فناوری ممکن است در شرایط خاص به طور کلی بی اثر باشد، در حالی که دیگری ممکن است تأثیر مثبت داشته باشد. یک نمونه بارزسورفکتانت‌های فعال آنیونی هستند که عملاً در مخازن خاک‌زا بی‌اثر هستند، در حالی که در کربنات‌ها افزایش بسیار ملموسی در ضریب ایجاد می‌کنند. جابجایی روغن

سورفکتانت ها به درجات مختلف توسط سطح سنگ جذب می شوند. رابطه کمی بین جذب ویژه G در لایه سطحی، تغییر کشش سطحی با غلظت ماده محلول و غلظت با نصب شدهمعادله گیبس

جایی که آر- ثابت گاز جهانی

تیدمای مطلق است

مقدار مشخص کننده توانایی یک املاح در کاهش کشش سطحی محلول معمولاً فعالیت سطحی نامیده می شود

مقدار فعالیت سطحی را می توان از ایزوترم جذب ج=f (C) و وابستگی کشش سطحی به غلظت املاح تعیین کرد.س=f (C).

در ابتدا، کشش سطحی به سرعت کاهش می یابد، و با پر شدن لایه سطحی با مولکول های جذب شده، تغییر می کند.س با افزایش غلظت سورفکتانت کاهش می یابد و هنگامی که جذب به مقدار ثابتی مطابق با اشباع کامل لایه با مولکول های سورفکتانت می رسد، متوقف می شود. بنابراین، فعالیت سطحی سورفکتانت ها با مقدار تخمین زده می شود

آن ها مقدار اولیه G 0 در غلظت سورفکتانت که تمایل به صفر دارد. در سیستم SI، واحدهای فعالیت سطحی H هستند× متر 2/kmol.

1 mN × متر 2 / kmol \u003d 1 Gibbs \u003d 1 Dyne / cm / (mol / dm 3)

مناسب‌ترین سورفکتانت‌ها برای تصفیه آب‌های تزریقی آن‌هایی هستند که کشش سطحی مرزی با نفت را در غلظت‌های پایین به میزان قابل توجهی کاهش داده و ترشوندگی سطح سنگ را بهبود می‌بخشند. جذب ضعیفروی آن و از بین بردن امولسیون های آب و روغن. علاوه بر این، باید ارزان، کاملاً محلول در آب شیرین و سازند و مقاوم در برابر املاح آب سازند باشند. معمولاً مخلوط سورفکتانت های مختلف بهترین عملکرد را دارند. در این راستا، وظیفه اصلی تحقیقات آزمایشگاهی، انتخاب بهترین ترکیبات برای شرایط خاص وقوع روغن است. حجم عظیمی از تحقیقات به زمان و هزینه زیادی نیاز دارد و بنابراین مکان های کمی به طور کامل اجرا می شوند.

استفاده از سورفکتانت ها در حجم های صنعتی برای افزایش بازیافت روغن به دلیل جذب سطح عظیم کانال های فیلتراسیون با مشکلات قابل توجهی مواجه می شود. البته باید در نظر داشت که در اثر فیلتراسیون آب، پس از حلزون محلول شیمیایی، ماده تا حدی دفع شده و به قسمت های دیگر سازند منتقل می شود.

از طرف دیگر، اگر جذب صورت نمی گرفت، مکانیسم عمل سورفکتانت نمی تواند به طور کامل تحقق یابد. نتایج مطالعات در مورد اثربخشی غرقابی پلیمری با استفاده از موادی که جذب معرف فعال را در سطح سنگ کاهش می دهد شناخته شده است، که نشان دهنده عدم وجود یک اثر تکنولوژیکی است.

4. سیلاب قلیایی

محلول های قلیایی به شکل لبه هایی که توسط آب شیرین به حرکت در می آیند به سازندها تزریق می شوند. مکانیسم عمل لبه های قلیایی با تشکیل سورفکتانت ها در نتیجه برهم کنش قلیایی با روغن همراه است، که منجر به کاهش کشش سطحی در مرز محلول با روغن، هیدروفیل شدن سطح سنگ (خاک زا تا با توجه به امولسیون شدن نفت، مقاومت های هیدرودینامیکی اضافی ایجاد می شود که به افزایش پوشش میکرو و ماکرو سازند توسط سیلاب کمک می کند. در حال حاضر، آزمایشات میدانی سیلاب قلیایی و اصلاحات آن در حال انجام است که در ایجاد مخلوطی از قلیاها با انواع مختلفسورفکتانت ها، سیلابی قلیایی حرارتی و غیره اثربخشی سیلاب قلیایی ارتباط نزدیکی با فعالیت روغن ها دارد که به محتوای اجزای اسیدی موجود در آنها بستگی دارد که با قلیاها واکنش می دهند.هر چه روغن ها فعال تر باشند، کشش سطحی در مرز آنها با محلول قلیایی کاهش می یابد.

5. سیل پلیمری

غلیظ شدنآب با افزودن محلول در آبپلیمرها با حذف یا کاهش ناپایداری چسبناک و جلوگیری از نفوذ زودهنگام آب تزریق شده به چاه های تولیدی، با هدف یکسان سازی جبهه جابجایی می باشند. در این حالت، خاصیت اصلی محلول های پلیمری برای مقاومت در برابر نیرویی که به آنها وارد می شود تحقق می یابد.

هر چه میزان فیلتراسیون محلول پلیمری بیشتر باشد، سایر موارد برابر باشند، ضریب مقاومت بالاتر است. مقدار ضریب مقاومت با نسبت تحرک محلول پلیمری به تحرک آب تعیین می شود. یکی دیگر از شاخص های مهم اثربخشی احتمالی روش، ضریب مقاومت باقی مانده است که پس از شستشوی محیط متخلخل با آب و دفع یا تخریب پلیمری که قبلا تزریق شده است، تعیین می شود. با توجه به این واقعیت که در شرایط واقعی سیل پلیمری به دلیل کاهش شدید نرخ فیلتراسیون با دور شدن لبه از چاه تزریق بی اثر است، این فناوری در هیچ کجا به شکل خالص خود استفاده نمی شود. همراه با تزریق فرمولاسیون های شیمیایی ویسکوزیته خود تنظیم شونده استفاده می شود. چنین معرف‌هایی در اثر تماس با نفت، ویسکوزیته خود را کاهش می‌دهند و در تماس با آب آن را افزایش می‌دهند، که این امکان را می‌دهد تا روغن را در شرایط وقوع هیدروکربن واقعی، زمانی که ساختار زمین‌شناسی و ویژگی‌های مخزن سنگ‌ها به‌طور چشمگیری در داخل کانسار تغییر می‌کند، جابه‌جا شود.

6. استفاده از دی اکسید کربن برای افزایش بازیافت نفت

دی اکسید کربن حل شده در آب یا وارد شده به مخزن به صورت مایع، تأثیر مثبتی بر خواص فیزیکی و شیمیایی نفت، آب و مخزن دارد که به افزایش بازیافت نفت کمک می کند.

CO 2 گازی بی رنگ سنگین تر از هوا با چگالی نسبی 1.529 است. دمای بحرانی 31.1° با; فشار بحرانی - 7.29 مگاپاسکال؛ چگالی بحرانی-468 کیلوگرم بر متر مکعب. در دمای 20° باتحت فشار 5.85 مگاپاسکال به مایعی بی رنگ با چگالی 770 کیلوگرم بر متر مکعب تبدیل می شود. با خنک کننده قوی، CO 2 به یک توده برف مانند سفید با چگالی 1650 کیلوگرم بر متر مکعب جامد می شود که در دمای 78.5- تصعید می شود.° باو فشار اتمسفر کشش سطحی دی اکسید کربن مایع با افزایش دما کاهش می یابد.

درجه حرارت، ° با
کشش سطحی، mJ/m2	16,54	4,62	1,37	0,59

حلالیت دی اکسید کربن در آب با افزایش فشار به سرعت افزایش می یابد. افزایش دما و شوری آب با کاهش حلالیت CO 2 همراه است. با افزایش غلظت دی اکسید کربن، ویسکوزیته آب افزایش می یابد. مثلا در دمای 20 درجه° باو فشار 11.7 مگاپاسکال، ویسکوزیته آب کربنیزه 1.21 مگاپاسکال است.× با. حلالیت دی اکسید کربن در روغن ها تابعی از فشار، دما، وزن مولکولی و ترکیب روغن است. با کاهش وزن مولکولی هیدروکربن ها، حلالیت CO 2 در آنها افزایش می یابد. با روغن های بسیار سبک، CO 2 به طور کامل در فشار 5.6-7 مگاپاسکال مخلوط می شود. روغن های سنگین به طور کامل در دی اکسید کربن مایع حل نمی شوند. باقی مانده نامحلول از رزین ها، پارافین ها و سایر هیدروکربن های سنگین تشکیل شده است. با افزایش نسبت حجم دی اکسید کربن مایع به حجم روغن موجود در مخلوط، حلالیت روغن افزایش می یابد.

برای افزایش بازیافت نفت، دی اکسید کربن مایع شده به شکل حلزونی تزریق می شود و با آب کربنیزه شده رانده می شود. در این حالت، انحلال متقابل دی اکسید کربن در روغن و هیدروکربن ها در دی اکسید کربن مایع با تغییرات مربوطه در خواص آنها رخ می دهد. ویسکوزیته روغن کاهش می یابد و حجم آن افزایش می یابد، کشش سطحی در مرز طاق روغن کاهش می یابد. به عنوان مثال، افزایش حجم روغن آرلان در غلظت CO 2 معادل 25٪ وزنی در دمای 24 به 30٪ می رسد.° باو فشار 12 مگاپاسکال و ویسکوزیته آن از 13.7 مگاپاسکال کاهش می یابد× از 2.3 مگاپاسکال × ج) استخراج قابل توجهی از هیدروکربن های سبک از نفت در دماها و فشارهای بالاتر از حد بحرانی برای CO 2 مشاهده می شود و بنابراین، فرآیند مشابه فرآیند تبخیر رتروگراد بخش های نفت سبک به فاز غنی شده با دی اکسید کربن است.

بر اساس نتایج مطالعات آزمایشگاهی، زمانی که حجم حلزون دی اکسید کربن مایع 5-4 درصد از حجم منافذ باشد، بازیافت نفت در مقایسه با سیلابی معمولی بیش از 50 درصد افزایش می یابد. تزریق آب کربنیزه در شرایط مساعد امکان افزایش ضریب را فراهم می کند جابجایی روغنتقریباً 30 درصد نسبت به سیل معمولی. دی اکسید کربن وسیله ای موثر برای افزایش بازیافت نفت مخازن کربناته و خاک زایی است که در آنها فشار مخزن 5.6 مگاپاسکال یا بیشتر است و دما در محدوده 71-24 تغییر می کند.° ج- تأثیر مثبت دی اکسید کربن بر بازیافت نفت نیز از پیامدهای برهمکنش شیمیایی فعال آن با سنگ است. در نتیجه این فعل و انفعال، نفوذپذیری سنگ ممکن است افزایش یابد. تحت تأثیر دی اکسید کربن، اسیدیته مواد معدنی رسی افزایش می یابد که به فشرده شدن آنها کمک می کند و از تورم جلوگیری می کند. آزمایشات صنعتی در مورد تزریق CO 2 به سازندهای مولد نتایج دلگرم کننده ای به همراه داشته است.

7. روش های حرارتی برای افزایش بازیافت نفت

برای اولین بار، آزمایشات بر روی اثرات حرارتی روی سازند در روسیه در دهه 30 آغاز شد. هنگامی که آب گرم به مخزن تزریق می شود، افزایش دما باعث کاهش ویسکوزیته روغن، تغییر در نیروهای سطحی مولکولی، انبساط نفت و سنگ ها و بهبود خواص مرطوب کنندگی آب می شود. در ابتدای فرآیند، آب داغ تزریق شده به سازند به سرعت گرما را به سنگ می دهد، تا دمای سازند خنک می شود و بنابراین، منطقه ای از آب خنک بین روغن جابجا شده و قسمت های بعدی خنک کننده تشکیل می شود.

در نتیجه، روغن عملاً توسط آب در دمای مخزن جابجا می شود. تأثیر مایع خنک کننده بر راندمان جابجایی روغن شروع به تأثیرگذاری بر دوره آب بعدی توسعه مخزن می کند.

حرکت آب گرم در سازند با کاهش مقاومت فیلتراسیون در ناحیه گرم شده همراه است. ترشوندگی سطح بهبود می یابد، شدت و نقش توزیع مجدد مویرگی مایعات افزایش می یابد.

اگر کاهش ویسکوزیته روغن باعث افزایش بازیافت نفت شود، تشدید فرآیندهای مویرگی در جلوی جابجایی می تواند تأثیر منفی قابل توجهی بر بازیافت نفت داشته باشد. این پدیده ها می توانند در دمای پایین مایع خنک کننده در مخزن (تا 80-85) رخ دهند.° با).

اگر بخار آب فوق گرم به سازند تزریق شود، ابتدا گرمایش سازند به دلیل گرمای سوپرهیت رخ می دهد. در این مورد، دما به دمای بخار اشباع کاهش می یابد، یعنی. تا نقطه جوش آب در شرایط مخزن. علاوه بر این، گرمای نهان تبخیر برای گرم کردن سازند صرف می شود و سپس بخار متراکم می شود. در این ناحیه دمای مخلوط آب و بخار و تشکیل برابر با دمای بخار اشباع خواهد بود تا زمانی که تمام گرمای نهان تبخیر تمام شود. سازند سپس با دمای آب گرم گرم می شود تا زمانی که دمای آن به دمای تشکیل اولیه برسد.

روش دیگر اثرات حرارتیاجرای فرآیند احتراق درجا است. روغن توسط محصولات احتراق گازی داغ بخشی از روغن که توسط آب و بخار گرم می شود جابجا می شود. نتیجه کلی ضربه یک مرکز احتراق متحرک در مخزن شامل اثرات متعددی است که به افزایش بازیافت نفت کمک می کند.

اول از همه، هیدروکربن های سبک آزاد می شوند، در ناحیه گرم نشده مخزن، جلوتر از قسمت احتراق متراکم می شوند و ویسکوزیته روغن را کاهش می دهند. سپس رطوبت متراکم شده یک ناحیه افزایش یافته را تشکیل می دهد اشباع آب; انبساط حرارتی مایعات و سنگ ها رخ می دهد، نفوذپذیری و تخلخل به دلیل انحلال مواد سیمانی افزایش می یابد. دی اکسید کربن تشکیل شده در حین احتراق در آب و روغن حل می شود و تحرک آنها را افزایش می دهد. بقایای نفت سنگین تحت پیرولیز و ترک خوردگی قرار می گیرند که باعث افزایش بازده هیدروکربن ها از مخزن می شود.

اجرای موفقیت آمیز فرآیند با توزیع یکنواخت نفت در مخزن، نفوذپذیری بالا و تخلخل سنگ ها تسهیل می شود. مراکز احتراق پایدارتر در سازندهای حاوی روغن های سنگین با محتوای بالای باقی مانده کک رخ می دهد. افزایش یافت اشباع آبشکل گیری روند را مختل می کند. موج حرارتی تشکیل شده در حین احتراق با یک منحنی دما دارای دو بال در حال سقوط با حداکثر بین آنها، مطابق با دمای منبع احتراق مشخص می شود. با توجه به داده های آزمایشگاهی، ارزش آن است به 550-600 می رسد ° ج- بال جلویی منحنی دما بوجود می آیددر فرآیند سوزاندن کک و تا حدی نفت به دلیل پخش گرما از طریق انتقال همرفتی آن توسط محصولات احتراق و تراکم بخارات هیدروکربنی و آب به دلیل هدایت حرارتی. پس از مرکز احتراق متحرک، سنگ گرم شده باقی می ماند و به تدریج توسط اکسید کننده در حال حرکت در اینجا خنک می شود. طبق آزمایشات آزمایشگاهی، طول موج حرارتی به چند ده سانتی متر می رسد. سرعت حرکت موج به چگالی شار اکسید کننده و غلظت اکسیژن در آن بستگی دارد و می تواند از واحد تا ده ها متر در روز متغیر باشد. اعتقاد بر این است که هنگام اجرای فناوری توصیف شده، بازیابی نفت می تواند به 70-85٪ برسد.

8. جابجایی روغن از مخزن توسط حلال ها

اساس مکانیسم جابجایی روغن توسط حلال ها عدم وجود کشش سطحی در سطح مشترک با روغن است که در واقع وجود ندارد. حلال، مانند پروپان، توسط یک عامل ارزان‌تر رانده می‌شود. هنگامی که حلال حرکت می کند، از یک طرف توسط روغن و از طرف دیگر توسط یک عامل جابجایی شسته می شود. درجه اختلاط مایع با ضریب پراکندگی D مشخص می شود که به آن ضریب انتشار همرفتی یا ضریب اختلاط می گویند. این ضریب به سرعت حرکت بستگی دارد و می تواند چندین مرتبه از ضریب انتشار مولکولی فراتر رود. این فرآیند به شدت تحت تأثیر تفاوت چگالی روغن و حلال به دلیل انحنای سطح تماس و تشکیل زبانه های گرانشی است. اندازه بهینه رینگ که برای حفظ تداوم آن تا نزدیک شدن جبهه جابجایی به چاه‌های تولید ضروری است، برای شرایط مختلف باید با مطالعات خاصی که ویژگی‌های کانسار را در نظر می‌گیرد، تعیین شود. در عمل، اندازه رینگ های حلال از 4 تا 12 درصد حجم منافذ متغیر است.

ترکیب روغن و اشباع فضای منافذ با فازهای مختلف تأثیر زیادی بر کارایی فرآیند دارد. در صورت وجود گاز آزاد در بخش نفتی سازند، به دلیل اختلاط پروپان با گاز و بدتر شدن کیفیت آن به عنوان حلال، فرآیند کند می شود. کاهش قابل توجهی در راندمان فرآیند با مقدار زیادی آب در یک محیط متخلخل مشاهده می شود.

آب مقداری از روغن را مسدود می کند و سپس تماس آن با پروپان مایع را از دست می دهد. در چنین شرایطی می توان از حلال هایی که هم با آب و هم با روغن قابل اختلاط هستند مانند الکل ها استفاده کرد. به دنبال حلزون، منطقی‌تر است که گازی به سازند تزریق شود که به خوبی در حلال حل شود.

اگر راب در امتداد سازند توسط گاز رانده شود، معمولاً از مایعات مایع به عنوان حلال استفاده می شود. پروپان بوتانمخلوط ها و سایر هیدروکربن های سنگین تر.

ترکیب حلال باید به گونه ای انتخاب شود که حلالیت نامحدود متقابل حلال در نفت و گاز مشاهده شود. تحت این شرایط، مرزهای فاز در یک محیط متخلخل ظاهر نمی شوند و روغن به طور موثرتری جابجا می شود. برای اجرای جابجایی قابل اختلاط روغن توسط حلزون، لازم است چنین ترکیبی از هیدروکربن های حلال انتخاب شود که در آن در شرایط مخزن در حالت مایع هستند.

9. جابجایی روغن توسط گاز فشار قوی

بر اساس داده های تجربی، در برخی از فشارهای بسیار بالا، تقریباً تمام اجزای نفت به استثنای رزین و سایر اجزای سنگین در گاز حل می شوند. سپس با استخراج این گاز که حاوی بخارات نفت یا اجزای آن است، میعانات روی سطح به دست می آید که با کاهش فشار رسوب می کند. بنابراین، ماهیت روش در تبدیل مصنوعی سپرده به میعانات گازی. در عمل، اجرای این فناوری دشوار است، زیرا. فشارهای بسیار بالا (70-100 مگاپاسکال) و حجم عظیم گاز (تا 3000 متر مکعب در شرایط عادی برای حل کردن 1 متر مکعب روغن) برای حل کردن تمام روغن مورد نیاز است.

اگر گاز تزریق شده حاوی گازهای هیدروکربنی سنگین مانند اتان، پروپان یا دی اکسید کربن باشد، فشار برگشتی به طور قابل توجهی کاهش می یابد. اما حجم گاز مورد نیاز همچنان بالاست. در صورتی که فرارترین فراکسیون های نفتی استخراج شوند، این فرآیند می تواند به طور قابل توجهی ساده و ارزان تر شود. برای انجام این کار، حجم کمتری از گاز خشک باید در فشار کمتری نسبت به فشار مورد نیاز برای حل شدن کامل روغن تزریق شود.

آزمایش‌ها نشان داده‌اند که در فرآیند تزریق گازهای پرفشار به مدل مخزن حاوی روغن‌های سبک، بازیافت نفت تنها با تبخیر معکوس بخش‌های نفتی بیشتر از آن چیزی است که باید باشد.

گازی که در سازند حرکت می‌کند به تدریج با اتان و هیدروکربن‌های سنگین‌تر غنی می‌شود و متان که با بخش‌های تازه نفت که فشار اشباع کمتر از فشار گاز تزریق شده دارد، در نفت حل می‌شود. گاز حاوی مقدار قابل توجهی هیدروکربن های سنگین حتی در فشارها و دماهای نسبتاً پایین به طور کامل با نفت مخلوط می شود. در عین حال، بازیافت نفت زیاد است، زیرا زمانی که روغن توسط یک حلال مایع جابجا می شود، فرآیند به آنچه مشاهده می شود نزدیک می شود.

الکل ها و دی اکسید کربن مایع را می توان با روغن و آب مخلوط کرد. با این حال، برخی از الکل ها در آب (بوتیل و پروپیل) کم محلول هستند، در حالی که برخی دیگر، برعکس، در روغن (اتیل و متیل) محلول کمی هستند. دی اکسید کربن در آب و روغن با ترکیبات و چگالی های مختلف محلول است. تحقیقات روی CO 2 در اوایل دهه 1950 آغاز شد.

مکانیسم پدیده ها.دی اکسید کربن یا دی اکسید کربن یک فاز مایع در دمای زیر 31.2 درجه سانتیگراد تشکیل می دهد. با این حال، زمانی که حاوی هیدروکربن باشد، دمایی که در آن وجود دی اکسید کربن مایع ممکن است تا 40 درجه سانتیگراد افزایش می یابد. در دمای بالاتر از 31 درجه سانتیگراد، دی اکسید کربن در هر فشاری در حالت گاز است. فشار 7.2 مگاپاسکال نیز حیاتی است. در فشار کمتر، CO 2 از حالت مایع به حالت بخار تغییر می کند (تبخیر می شود).

چگالی و ویسکوزیته دی اکسید کربن مایع از 0.5 تا 0.9 تن بر متر مکعب و از 0.05 تا 0.1 میلی پاسکال بر ثانیه و گازی - از 0.08 تا 0.1 کیلوگرم بر متر مکعب و از 0.02 تا 0.08 میلی پاسکال در فشارهای 8-2 مگاپاسکال متغیر است. و دمای 20-100 درجه سانتیگراد.

در فشارهای بالا (بیش از 15 مگاپاسکال) و دمای تشکیل پایین (کمتر از 40 درجه سانتیگراد)، چگالی دی اکسید کربن مایع و گاز تقریباً یکسان می شود (0.6-0.8 t/m3).

دی اکسید کربن در آب بسیار بهتر از گازهای هیدروکربنی حل می شود. حلالیت دی اکسید کربن در آب با افزایش فشار افزایش می یابد و با افزایش دما کاهش می یابد. در شرایط مخزن، حلالیت دی اکسید کربن در آب در محدوده 30 تا 60 m 3 / m 3 (3-5 ° / o) است. با افزایش کانی سازی آب، حلالیت دی اکسید کربن در آن کاهش می یابد.

هنگامی که دی اکسید کربن در آب حل می شود، ویسکوزیته آن کمی افزایش می یابد. با این حال، این افزایش ناچیز است. با محتوای جرمی 3-5٪ دی اکسید کربن در آب، ویسکوزیته آن تنها 20-30٪ افزایش می یابد. اسید کربنیک H 2 CO 3 که از حل کردن CO 2 در آب تشکیل می شود، برخی از انواع سیمان را حل می کند و سنگ های تشکیل می دهد و نفوذپذیری را افزایش می دهد. بر اساس داده های آزمایشگاهی BashNIPIneft، نفوذپذیری ماسه سنگ ها 5-15 درصد و دولومیت ها 6-75 درصد افزایش می یابد. در حضور دی اکسید کربن، تورم ذرات رس کاهش می یابد. دی اکسید کربن 4 تا 10 برابر بیشتر از آب محلول در روغن است، بنابراین می تواند از محلول آبی به روغن منتقل شود. در طول انتقال، کشش سطحی بین آنها بسیار کم می شود و جابجایی به امتزاج نزدیک می شود.

دی اکسید کربن موجود در آب به پارگی و شستشوی لایه روغنی پوشاننده دانه های سنگ کمک می کند و احتمال پارگی لایه آب را کاهش می دهد. در نتیجه، قطرات روغن با کشش سطحی کم، آزادانه در کانال های منافذ حرکت می کنند و نفوذپذیری فاز روغن افزایش می یابد.

دی اکسید کربن در نفت بسیار بیشتر از متان حل می شود. حلالیت CO 2 در روغن با افزایش فشار و کاهش دما و وزن مولکولی روغن افزایش می یابد. محتوای متان یا نیتروژن حلالیت CO 2 در روغن را کاهش می دهد و فشار امتزاج پذیری را افزایش می دهد. روغن‌هایی با محتوای بالای هیدروکربن‌های پارافینی، CO 2 را بهتر از روغن‌هایی با محتوای بالای هیدروکربن‌های نفتنیک و بویژه آروماتیک حل می‌کنند.

در فشارهای بالاتر از فشار امتزاج پذیری کامل، CO 2 و روغن در هر محتوای CO 2 در آن یک مخلوط تک فاز تشکیل می دهند، یعنی اختلاط نامحدودی وجود خواهد داشت.

فشار امتزاج پذیری کامل برای روغن های مختلف بسیار متفاوت است و می تواند از 8 تا 30 مگاپاسکال یا بیشتر متغیر باشد. برای روغن های سبک و کم ویسکوزیته، فشار امتزاج پذیری کمتر و برای روغن های سنگین و با ویسکوزیته بالا بیشتر است.

در عین حال، فشار امتزاج پذیری CO 2 و روغن به فشار اشباع نفت با گاز بستگی دارد. با افزایش فشار اشباع از 5 به 9 مگاپاسکال، فشار امتزاج پذیری از 8 به 12 مگاپاسکال افزایش می یابد. محتوای متان CO 2 و نیتروژن باعث افزایش فشار امتزاج پذیری می شود. به عنوان مثال، محتوای CO 2 10-15٪ متان یا نیتروژن فشار امتزاج پذیری را بیش از 50٪ افزایش می دهد. برعکس، افزودن اتان یا سایر گازهای هیدروکربنی با وزن مولکولی بالا به دی اکسید کربن، فشار امتزاج پذیری را کاهش می دهد.

افزایش دما از 50 به 100 درجه سانتی گراد فشار اختلاط را 5-6 مگاپاسکال افزایش می دهد.

با توجه به تأثیر این عوامل بر فشار امتزاج پذیری، CO 2 تنها تا حدی با بسیاری از روغن ها در فشار مخزن واقعی قابل اختلاط است. با این حال، CO 2 در مخازن، در تماس با نفت، تا حدی در آن حل می شود و به طور همزمان کربوهیدرات ها را استخراج می کند و در آنها غنی می شود. این امتزاج پذیری CO 2 را افزایش می دهد و با پیشروی قسمت جلویی، جابجایی قابل امتزاج می شود. در نتیجه، فشار مورد نیاز برای جابجایی مخلوط روغن با دی اکسید کربن به طور قابل توجهی کمتر از گاز هیدروکربن به تنهایی است. بنابراین، برای جابجایی قابل اختلاط نفت سبک توسط گاز هیدروکربن، فشار 27-30 MPa مورد نیاز است، در حالی که 9-10 MPa برای جابجایی CO 2 کافی است.

هنگامی که CO 2 در روغن حل می شود، ویسکوزیته روغن کاهش می یابد، چگالی افزایش می یابد، و حجم به طور قابل توجهی افزایش می یابد: روغن، همانطور که بود، متورم می شود.

در فشار و دمای بالا، مکانیسم امتزاج پذیری CO 2 و روغن با فرآیند تبخیر هیدروکربن ها از نفت به CO 2 مشخص می شود و در دمای پایین، مکانیسم با تراکم، جذب CO 2 به روغن سازگارتر است.

در فشارهای کمتر از فشار امتزاج پذیری، مخلوط CO 2 و روغن به فازهای جزء تقسیم می شود: گاز CO 2 حاوی بخش های نفت سبک و روغن بدون کسر سبک. آسفالتین ها و پارافین ها می توانند از نفت به شکل رسوب جامد رسوب کنند.

افزایش چگالی روغن هنگامی که CO 2 در آن حل می شود از 10-15٪ تجاوز نمی کند، به عنوان یک قاعده، بیش از 2-3٪ نیست که با افزایش قابل توجه حجم روغن همراه است.

افزایش حجم نفت به میزان 1.5-1.7 برابر زمانی که CO 2 در آن حل می شود سهم بزرگی در افزایش بازیافت نفت در توسعه میادین حاوی روغن های کم ویسکوزیته دارد. هنگام جابجایی روغن های با ویسکوزیته بالا، عامل اصلی که باعث افزایش راندمان جابجایی می شود، کاهش ویسکوزیته روغن در هنگام حل شدن CO2 در آن است. ویسکوزیته روغن هر چه بیشتر کاهش یابد، مقدار اولیه آن بیشتر می شود.

ویسکوزیته اولیه روغن، ویسکوزیته روغن در اشباع کامل با CO2،

mPa s mPa s

1000-9000 15-160

همانطور که مشاهده می شود، ویسکوزیته روغن تحت تأثیر انحلال CO 2 در آن بسیار شدید کاهش می یابد (نه کمتر از اثر گرما).

I. I. Dunyushkin یک فرمول تجربی برای محاسبه ویسکوزیته روغن اشباع شده با CO 2 با غلظت آن در روغن C n پیشنهاد کرد:

اینجا ولیو - ضرایب تجربی؛ - ویسکوزیته اولیه روغن، mPa·s.

هنگامی که فشار کاهش می یابد و مخلوط روغن-CO 2 به فازهای جزء جدا می شود، اجزای سبک روغن به دی اکسید کربن منتقل می شوند. در همان زمان، روغن باقی مانده سنگین تر می شود، حجم و حلالیت CO 2 در آن کاهش می یابد و چگالی و ویسکوزیته افزایش می یابد. در نتیجه، تحرک روغن باقی مانده در پشت جبهه جابجایی CO 2 کاهش می یابد.

مکانیسم فرآیند جابجایی روغن . در فشار تشکیل بالاتر از فشار امتزاج پذیری کامل روغن سازند با CO 2، دی اکسید کربن روغن را به عنوان یک حلال معمولی جابجا می کند (جابجایی قابل امتزاج). سپس سه منطقه در مخزن تشکیل می شود - منطقه روغن مخزن اصلی، منطقه انتقال (از خواص روغن اصلی به خواص عامل تزریق شده) و منطقه CO2 خالص. اگر CO 2 به مخزن پر آب تزریق شود، موجی از نفت در جلوی منطقه CO 2 تشکیل می شود و آب سازند را جابجا می کند.

در شرایط آزمایشگاهی، زمانی که برخی از مدل‌های روغن توسط دی اکسید کربن از محیط متخلخل همگن جابجا شدند، ضریب جابجایی 1 در چندین مورد به دست آمد.

با این حال، در آزمایش با روغن های واقعی، ضریب جابجایی از 0.94-0.95٪ تجاوز نمی کند که ظاهراً به دلیل رسوب اجزای روغن با مولکولی بالا به یک رسوب جامد است.

هنگامی که فشار مخزن کمتر از فشار امتزاج پذیری باشد، CO 2 تا حدی در فاز روغن حل می شود و ویژگی های فیلتراسیون آن را بهبود می بخشد و برعکس، بخش های روغن سبک به CO 2 تبدیل می شوند.

جداسازی جزء روغن وجود دارد. دی اکسید کربن اشباع شده با کسرهای سبک روغن، روغن تا حدی اشباع شده با CO2 را جایگزین می کند. در منطقه شسته شده CO 2، روغن باقیمانده خواص یک باقیمانده روغن سنگین را به دست می آورد.

آزمایش‌های آزمایشگاهی نشان داده‌اند که CO2 در شکل مایع، روغن را بهتر از حالت گازی در دمای نزدیک به بحرانی (31 درجه سانتیگراد) و فشار نزدیک به بحرانی (7 مگاپاسکال) جابجا می‌کند.

در دمای مخزن بالاتر از دمای بحرانی، CO 2 در هر فشاری در حالت گازی خواهد بود و روغن را با تمام معایب ذاتی یک عامل با ویسکوزیته کم، یعنی با پوشش کمی از مخازن ناهمگن توسط فرآیند، جایگزین می کند. بنابراین، همیشه مطلوب است که دی اکسید کربن به شکل مایع به مخازن تزریق شود و اجسامی برای استفاده از آن با دمای کمی متفاوت از دمای بحرانی (25-40 درجه سانتیگراد) انتخاب شود.

تأثیر اثرات حجمی بر جابجایی روغن توسط دی اکسید کربن . افزایش حجم روغن تحت تأثیر CO 2 حل شده در آن به همراه تغییر ویسکوزیته مایعات (کاهش ویسکوزیته روغن و افزایش ویسکوزیته آب) یکی از عوامل اصلی است. تعیین اثربخشی استفاده از آن در فرآیندهای تولید نفت و استخراج آن از سازندهای سیل زده.

انبساط حجمی روغن ها به فشار، دما و مقدار گاز محلول بستگی دارد. انبساط حجمی نفت تحت تأثیر CO 2 نیز تحت تأثیر محتوای هیدروکربن های سبک (C 3 - C 7) در آن است. هر چه مقدار هیدروکربن های سبک در روغن بیشتر باشد، انبساط حجمی آن بیشتر است. انبساط حجمی نفت در مخزن یا "تورم" نفت باعث افزایش مصنوعی حجم اشباع شده از روغن فضای منافذ مخزن می شود. در نتیجه فشار در منافذ افزایش می یابد و در نتیجه بخشی از روغن ثابت باقیمانده به چاه های تولیدی منتقل می شود. انبساط حجمی نفت حتی در اشباع جزئی با CO 2 به دلیل افزایش نفوذپذیری فاز برای نفت و در نتیجه بازیافت نهایی نفت مخازن، راندمان جابجایی آن را 6-10 درصد افزایش می دهد.

فناوری و سیستم های توسعه . از آنجایی که فشار امتزاج پذیری، وضعیت مخلوط روغن-CO 2 و کارایی جابجایی روغن را تعیین می کند، عناصر اصلی قابل کنترل فناوری فرآیند عبارتند از فشار تزریق CO 2 و نگهداری فشار مخزن.

فشار بهینه ای که در آن CO2 به طور موثر روغن را جابجا می کند باید در هر مورد خاص تحت شرایط نزدیک به شرایط مخزن به طور تجربی تعیین شود، به عنوان مثال، تعیین فشار امتزاج پذیری برای روغن های مخزن با CO2 در یک محیط متخلخل از یک واقعی انجام می شود. مخزن

یکی دیگر از شرایط مهم برای فناوری جابجایی روغن CO 2، خلوص آن است که اختلاط با روغن به آن بستگی دارد. CO 2 خالص (99.8-99.9 درصد) دارای حداقل فشار امتزاج پذیری است، بهتر با روغن مخلوط شده و آن را جابجا می کند و در صورت مایع شدن می تواند بدون عارضه و نیاز به حذف گازها توسط پمپ ها به مخازن پمپ شود. هنگامی که مخلوط با CO 2 حاوی مقدار زیادی هیدروکربن سبک و گازهای بی اثر باشد، تزریق مخلوط فقط در حالت گاز امکان پذیر است.

اگر CO 2 مخلوط با متان (گاز طبیعی) یا نیتروژن (گازهای دودکش) به مخزن تزریق شود، فشار امتزاج پذیری بسیار بالا خواهد بود و راندمان جابجایی روغن CO 2 کاهش می یابد. این به این دلیل است که متان یا نیتروژن از اختلاط روغن و CO 2 جلوگیری می کند.

برای جابجایی نفت توسط CO2 به تنهایی، مصرف زیاد آن برای افزایش قابل توجه در بازیافت نفت مورد نیاز است. با توجه به تفاوت زیاد در ویسکوزیته و چگالی CO 2 و نفت، پیشرفت سریع CO 2 به چاه های تولیدی از طریق لایه های با نفوذپذیری بالا، جداسازی گرانشی آنها و کاهش قابل توجهی در راندمان جارو در مقایسه با سیل امکان پذیر است. در نتیجه، اثر افزایش جابجایی روغن CO 2 ممکن است کمتر از تلفات در بازیافت روغن با کاهش پوشش جابجایی باشد. به منظور صرفه جویی در CO 2، جلوگیری از پیشرفت آن به چاه های تولید، کاهش اثرات گرانش و افزایش راندمان جارو، توصیه می شود که استفاده از CO 2 را با سیلابی ترکیب کنید. اصلاحات مختلفی در این روش وجود دارد.

سیل با آب گازدار . ساده ترین راه برای تامین CO 2 به سازند، تزریق آب به طور کامل یا جزئی اشباع شده (3-5٪) با CO2 است. در مخزن، CO 2 از آب به روغن باقی مانده در پشت جلو می رود و حجم و خواص فیلتراسیون، ویسکوزیته و نفوذپذیری فاز آن را تغییر می دهد. در این مورد، جبهه غلظت CO 2 در آب به طور قابل توجهی از جلوی جابجایی عقب است. تاخیر بستگی به ضریب جابجایی روغن توسط آب، ضریب توزیع CO 2 بین روغن و آب، غلظت CO 2 در آب، فشار و دما دارد و از 2 تا 8 برابر متغیر است، یعنی مسیر طی شده توسط جلوی جابجایی روغن توسط آب 2-8 برابر مسافت طی شده توسط غلظت اولیه CO 2 در آب است.

این شرایط به طور قابل توجهی زمان برای به دست آوردن اثر، مدت زمان توسعه میادین نفتی و مصرف آب تزریقی را افزایش می دهد. آزمایش‌های آزمایشگاهی و محاسبات عددی انجام‌شده در BashNIPIneft نشان می‌دهد که راندمان جابجایی روغن آب گازدار تنها 10 تا 15 درصد با تزریق پنج یا شش حجم منافذ به مخازن افزایش می‌یابد. راندمان جارو در مورد آب گازدار کمی بیشتر از سیل معمولی است. این به دلیل کاهش نیروهای مویرگی در مرزهای فاز و کاهش زاویه تماس خیس شدن آب از سنگ است. نیروهای گرانشی، فواصل چاه ها و سیستم توسعه همان تأثیری بر فرآیند جابجایی نفت با آب گازدار دارند که در سیلابی معمولی.

جابجایی حلزون دی اکسید کربن . تاخیر جبهه CO 2 از جلوی جابجایی روغن توسط آب را می توان با تزریق CO2 خالص به سازند به شکل لبه به مقدار 10-30٪ از حجم منافذ اجتناب کرد (یا به طور قابل توجهی کاهش داد). که سپس توسط آب ترویج می شود. هنگامی که نفت از یک سازند غرق شده توسط یک حلزون CO 2 جابجا می شود، مناطق اشباع مشخصه زیر وجود خواهد داشت (جابجایی غیرقابل اختلاط).

منطقه I - جریان روغن تک فاز در حضور آب مدفون.

منطقه II - حرکت مشترک CO 2، روغن و آب، همراه با انتقال جرم فعال بین این فازها.

منطقه III - حرکت بانک نفت در حضور آب مدفون و گاز محبوس شده. در اینجا تبادل جرمی دی اکسید کربن بین فازها وجود دارد، اما به میزان کمتری نسبت به منطقه II.

منطقه IV - حرکت آب کربنیزه در حضور عاری از کسرهای سبک و در نتیجه روغن غیر فعال و CO 2 به دام افتاده. انتقال جرم بسیار محدود است، زیرا شفتی از آب مدفون در مقابل آب تزریق شده بدون CO 2 حرکت می کند که در قسمت جلوی جابجایی روغن با CO 2 اشباع شده است.

منطقه V - حرکت آب تزریق شده در حضور روغن باقیمانده. CO 2 موجود در روغن به داخل آب تزریق می شود و غلظت آن در این مناطق از حداکثر مقدار به صفر در جهت مخالف جریان کاهش می یابد.

منطقه VI - حرکت آب در حضور روغن باقیمانده و در غیاب CO 2 .

اگر اندازه حاشیه CO 2 کوچک باشد، مناطق II و III با گذشت زمان ناپدید می شوند. آب از CO 2 پیشی می گیرد و روغن توسط آب کربنیزه شده جابجا می شود. دو منطقه جدید بین مناطق I و IV ظاهر می شود: منطقه VII، که در آن نفت توسط آب بدون CO2 جابجا می شود، و منطقه VIII، که در آن نفت توسط آب کربنی شده جابجا می شود. اشباع آب با CO 2 در منطقه IV، یعنی در فاصله ای از خط تزریق رخ می دهد. در نتیجه، تاخیر جبهه CO 2 از جلوی جابجایی (اندازه منطقه VII) هنگام تزریق لبه CO 2 همیشه کمتر از زمانی است که آب کربنیزه تزریق می شود. پس از آن، آب تزریق شده با CO 2 در ناحیه گاز به دام افتاده اشباع می شود.

در نهایت گاز محبوس شده ناپدید می شود و تنها مناطق VI و V در مخزن باقی می مانند.در منطقه VI حجم نفت بدون CO 2 بسیار کمتر از منطقه V است. نکته مهم این است که آب CO 2 را از مناطقی که نفت عملاً غیر متحرک است (مناطق IV و V)، در مناطقی که تحت پوشش CO2 قرار ندارند. در نتیجه، بر خلاف استفاده از سایر حلال ها یا گازهای هیدروکربنی، حتی رینگ های کوچک CO 2 افزایش قابل توجهی در بازیافت نفت ایجاد می کنند.

با افزایش حجم CO 2 تزریق شده به سازند، بازیابی روغن سازند به طور طبیعی افزایش می یابد.

با افزایش اندازه رینگ، ضریب جابجایی روغن به طور ناهموار رشد می کند، با افزایش رینگ، افزایش کاهش می یابد. در نتیجه، با رینگ های کوچک، مصرف CO 2 در هر تن روغن اضافی تولید شده کمتر از رینگ های بزرگ است. از طرفی با افزایش رینگ، دوره توسعه کاهش یافته و مصرف آب تزریقی کاهش می یابد. وابستگی مشابه بازیافت روغن به اندازه لبه نیز در یک مخزن ناهمگن به دست می آید. در اغلب موارد (با ناهمگنی مخزن کم)، حجم بهینه حاشیه CO 2 در محدوده 20 تا 30 درصد حجم منفذ است.

هنگامی که نفت توسط یک حلزون CO 2 جابجا می شود، بازیافت نفت بسیار به شرایط جداسازی گرانشی بستگی دارد. با نفوذپذیری عمودی زیاد سازند، بازیافت روغن می تواند 2-2.5 برابر کمتر از نفوذپذیری صفر از طریق ضخامت سازند باشد.

جابجایی با حاشیه های متناوب دی اکسید کربن و آب . تحقیقات تجربی و تحلیلی نشان می دهد که بیشتر راندمان بالا، کارآیی بالااین روش را می توان با تزریق حجم مورد نیاز CO 2 در قسمت های کوچک به طور متناوب با آب و یا با تزریق همزمان CO 2 و آب به دست آورد. کارایی این فرآیند تا حد زیادی به نسبت اندازه‌های CO 2 و بخش‌های آب بستگی دارد، یعنی نسبت گاز به آب با تزریق متناوب.

با کاهش این نسبت، ناپایداری ویسکوزیته پیشروی CO 2 کاهش می یابد (به طور یکنواخت در مخزن توزیع می شود)، احتمال نفوذ زودهنگام CO2 از طریق لایه های با نفوذپذیری بالا به چاه های تزریق کاهش می یابد و در نتیجه، راندمان رفت و برگشت افزایش می یابد. در برخی نسبت‌های آب و CO 2، ضریب جارو می‌تواند بیشتر از سیلابی معمولی یا تزریق آب گازدار باشد. در عین حال، با نسبت کمی از حجم گاز و آب، فرآیند از نظر کارایی به تزریق آب کربنیزه نزدیک می شود.

با افزایش نسبت گاز به آب، تظاهرات نامطلوب ناپایداری گرانشی به دلیل چگالی های مختلف آب و CO 2 امکان پذیر است. آب تمایل به پایین رفتن دارد و CO 2 - به بالای مخزن. یا، با ناهمگونی لایه‌ای شدید، CO2 از طریق لایه‌های با نفوذپذیری بالا به چاه‌های تولیدی نفوذ می‌کند و سپس آب به آنجا سرازیر می‌شود و روند جابجایی کم را ارائه می‌دهد. بنابراین نسبت بهینه CO 2 و حجم آب با تزریق متناوب برای دستیابی به بیشترین اثر وجود دارد که باید با مطالعات و محاسبات ویژه بر اساس شرایط واقعی ناهمگونی مخزن، حلالیت CO 2 در آب و روغن و غیره توجیه شود.

عامل تعیین کننده در انتخاب نسبت CO 2 و حجم تزریق آب، جلوگیری از نفوذ CO 2 به چاه های تولید است. به طور معمول، این نسبت می تواند از 0.25 تا 1 متفاوت باشد.

اندازه رینگ ها (بخش های) CO 2 و آب می تواند بسیار بزرگ باشد - تا 10-20٪ از حجم منافذ با اختلاط کامل CO 2 و روغن، اشباع روغن بالا و یکنواختی مخزن کافی. در صورت اختلاط ضعیف CO 2 و روغن (روغن های سنگین، فشار کم)، قسمت های CO 2 و آب باید با تزریق متناوب کوچک باشد.

با افزایش ناهمگنی مخزن و ویسکوزیته روغن، اندازه CO 2 و بخش های آب باید کاهش یابد. با روغن های کم ویسکوزیته و ناهمگنی ضعیف مخزن، توصیه می شود از ابتدای توسعه از CO 2 استفاده شود.

در مخازن ناهمگن و با روغن ویسکوزیته بالا، با استفاده از CO 2 در مراحل پایانی توسعه، یعنی در یک مخزن پر آب، می توان بازیافت نهایی نفت بالاتری را به دست آورد. این اثر غیرمنتظره با حلالیت متفاوت CO 2 در روغن و آب توضیح داده می شود.

سایر تکنیک های بالقوه برای بهبود جارو کردن . علاوه بر جابجایی روغن توسط آب کربنیزه و رینگ های مختلف CO 2، در برخی از پروژه ها به منظور افزایش راندمان استفاده از CO 2، پیشنهاد شد که به طور متناوب آب و گاز دیگری که در دسترس تر است (طبیعی، دودکش و غیره) تزریق شود. .) پس از تزریق متناوب CO 2 و آب. در این حالت، جابجایی قابل اختلاط CO 2 حل نشده توسط گاز ارزانتر اتفاق می افتد، اشباع باقیمانده تشکیل CO 2 کاهش می یابد و در نتیجه هزینه های آن کاهش می یابد.

برای کاهش تحرک CO 2 آزاد در مخزن با قابلیت امتزاج ناقص و افزایش پوشش، می توان از سورفکتانت های محلول در آب، محلول های آبی سیلیکات سدیم به منظور تشکیل کف و ژل در لایه های بسیار نفوذپذیر استفاده کرد. مشکلات اصلی در این مورد تثبیت فوم ها، جذب سطحی فعال و حفظ ژل در یک محیط معدنی است. آزمایشات آزمایشگاهی امکان اجرای این اقدامات را تایید می کند که پوشش سازندهای ناهمگن را با جابجایی افزایش می دهد.

در پروژه توسعه اضافی مخزن غرقاب B 2 میدان نفتی Radaevskoye (ویسکوزیته نفت 20-22 mPas) با استفاده از CO 2، موسسه تحقیقات نفت و گاز All-Union پیشنهاد کرد که آن را به طور متناوب با محلول پلیمری آبی تزریق کند. برای بهبود پوشش و توزیع CO 2 در سراسر حجم مخزن. بر اساس محاسبات، استفاده از پلیمرهای دارای CO 2 در میدان Radaevsky می تواند افزایش بازیافت نفت را از 10 به 13 درصد افزایش دهد.

متخصصان مجارستانی به نظر خود مؤثرترین فناوری برای جابجایی نفت CO 2 از مخازن تخلیه شده زیر را اجرا کرده اند.

دی اکسید کربن با فشار کم (2 مگاپاسکال) به مخزن تخلیه شده تزریق می شود و جایگزین گازهای هیدروکربن آزاد در مخزن می شود.

فشار مخزن به دلیل تزریق CO 2 از 2 MPa به اصلی (10-13 MPa) افزایش می یابد.

در حضور CO 2 آزاد در یک محیط متخلخل، روغن توسط آب کربنیزه فوق اشباع (28-30 m 3 CO 2 در هر 1 m 3 آب) جابجا می شود.

با استفاده از این فناوری، بازدهی جابجایی روغن در قسمت جارو شده سازند بیش از 90 درصد با مصرف CO 2 بالا (حدود 0.8 حجم منافذ) و مصرف آب کم (0.53-0.7 از حجم منافذ). حدود 70 درصد از CO 2 تزریق شده از مخزن بازیابی می شود و پس از بازسازی می توان با تجهیزات مناسب دوباره از آن استفاده کرد. اما استفاده از این فناوری تنها در مواردی مناسب است که یک منبع بزرگ ارزان CO 2 در نزدیکی میدان نفتی قرار دارد، به عنوان مثال، یک ذخایر طبیعی CO 2 با غلظت بالا (بیش از 70-80٪).

سیستم های توسعه . استفاده از CO 2 برای افزایش بازیافت نفت، الزامات خاصی را بر سیستم توسعه تحمیل نمی کند، اما باید در حلقه، پنج ردیف، سه ردیف یا تک ردیف باشد، یا از تغییرات مختلف سیلابی منطقه استفاده شود. اولویت باید به سیستم های توسعه فعال، یعنی با ردیف پایین داده شود.

استفاده از سیستم های چند ردیفه به دلیل انتخاب احتمالی حجم زیاد CO 2 توسط ردیف های اول چاه های تولیدی نامطلوب است. در صورت لزوم استفاده از چنین سیستم هایی باید نسبت گاز به آب را کاهش داد.

قرار دادن چاه برای استفاده از روش در هر تراکم شبکه امکان پذیر است - تا 40-50 هکتار / چاه و بیشتر، زیرا CO 2 شرایط زهکشی مخزن را بدتر نمی کند. همانند سیل معمولی، چگالی الگوی چاه باید بسته به ناهمگونی مخزن از نظر نفوذپذیری و ناپیوستگی، بر اساس شرایط پوشش کامل زهکشی، در نظر گرفته شود. هنگام ایجاد سازندهایی که در آنها تفکیک گرانشی قابل توجهی از آب و CO 2 امکان پذیر است (سازمان هایی با ضخامت زیاد و نفوذپذیری عمودی)، چگالی الگوی چاه باید افزایش یابد. هنگام تصمیم گیری در مورد چگالی شبکه چاه، باید شرایط، سفتی، شرایط و مدت زمان احتمالی کار چاه های تزریقی، نیاز به حفر چاه های پشتیبان و حداکثر اقدامات برای محافظت از فلز پوشش در برابر خوردگی را در نظر گرفت.

پروژه های جاری . اولین آزمایش میدانی در مورد تزریق دی اکسید کربن به مخزن نفت کشورمان در منطقه الکساندروفسکایا در میدان تویمازینسکویه انجام شد. منطقه آزمایشی شامل یک حلقه چاه تزریقی و دو حلقه چاه تولیدی و دارای مشخصات زمین‌شناسی و صحرایی زیر بود: مساحت خط چاه‌ها 14.2 هکتار، حجم منفذ 258800 متر مکعب، ضخامت خالص پرداخت 6.1 متر، تخلخل 22 درصد بود. 6 میکرومتر مربع، ویسکوزیته نفت در مخزن 15 مگاپاسکال، فاصله بین چاه تزریق و تولید به ترتیب 338 و 263 متر است.

قبل از شروع آزمایش، 80000 متر مکعب آب به داخل چاه تزریق پمپ شد. در دسامبر 1967، CO 2 به شکل آب کربنیزه به مخزن تزریق شد. همزمان با تزریق CO 2 به لوله، آب فرآیند با سرعت 150-220 متر مکعب در روز به فضای حلقوی پمپ می شود. در کف چاه، CO 2 تزریق شده و آب با غلظت متوسط ​​1.4٪ مخلوط شدند. در مجموع دو حجم منفذی آب کربنیزه شامل 4780 تن CO 2 تزریق شد که حدود 2 درصد حجم منافذ بود.

نتایج مطالعات نیمرخ تزریقی چاه تزریقی حاکی از افزایش 30 درصدی پوشش سازند با غرقابی در ضخامت است. تزریق چاه تزریق 30-40٪ افزایش یافته است. به گزارش بشنی‌پینفت، در مجموع 27.3 هزار تن نفت اضافی در این منطقه به دلیل تزریق آب کربنیزه تولید شد که معادل 15.6 درصد افزایش برداشت نفت نسبت به تزریق آب است. به ازای هر تن CO 2 تزریقی، 5.8 تن نفت اضافی تولید شد. این تأثیر به وضوح اغراق شده است.

مجارستان تعدادی ذخایر حاوی مقادیر قابل توجهی CO 2 دارد. این نشان دهنده علاقه زیادی است که در این کشور به استفاده از CO 2 برای افزایش تولید نفت، در تحقیقات نظری و تجربی در این راستا نشان داده شده است. برای انجام یک آزمایش میدانی، عدسی میانی بخش لیشپه بالایی میدان بودافا انتخاب شد. این سایت دارای مشخصات زمین شناسی و تجاری زیر است: حجم حفره 1250000 متر مکعب، ذخایر اولیه نفت زمین شناسی 713500 تن، ضخامت مخزن 4-10 متر، تخلخل آب 30 درصد، دما 68 درجه سانتی گراد، فشار 10.5 مگاپاسکال، ویسکوزیته نفت 1.12 mPa , محتوای گاز 70 m 3 / m 3 .

تا زمان تزریق CO2 به مخازن، 280675 مترمکعب نفت استخراج شده بود که مربوط به بازیافت نفت 39.3٪ بود که 230576 مترمکعب به دلیل تزریق آب بود. از ژوئیه 1969، آنها شروع به پمپاژ CO 2 کردند تا فشار مخزن را پس از تخلیه به 12 مگاپاسکال و سپس آب بازگردانند. از سپتامبر 1970، تزریق متناوب آب و CO 2 به نسبت 1: 1 انجام شد و از ژوئیه 1973، یک آب تزریق شد. تزریق ابتدا در سه چاه و از مارس 1972 - در پنج چاه انجام شد. تا پایان سال 1972، 45،375،100 متر مکعب گاز حاوی 81-83٪ CO 2، که حدود 6٪ از حجم منافذ است، و 221،679 متر مکعب آب تزریق شد. 38359 مترمکعب نفت، یعنی حدود 5 درصد از ذخایر تعادل کل منطقه، 67607 مترمکعب آب و 22822685 مترمکعب گاز، شامل 14017964 مترمکعب دی اکسید کربن یا 31 درصد از تزریق شده به لایه ها.

با استفاده از روش تعادل مواد، مشخص شد که بازیافت روغن سازند در معرض CO2 10٪ افزایش یافته است. افزایش نسبت پوشش زهکشی ضخامت مشاهده شد که در ابتدای سال 1970، اواسط سال 1971 و اواسط سال 1972 به ترتیب به 0.58 رسید. 0.65; 0.78. همانطور که مشاهده می شود افزایش پوشش مخزن توسط زهکشی بسیار زیاد است. توسعه میدان همچنان ادامه دارد و انتظار می رود افزایش بیشتری در بازیافت نفت وجود داشته باشد.

این آزمایش بر روی جابجایی غیرقابل اختلاط روغن CO 2 را می توان کاملاً موفق در نظر گرفت.

در پایان سال 1975 تزریق CO 2 در میدان لواسی آغاز شد. در اینجا افزایش 10 تا 15 درصدی بازیافت نفت پیش بینی می شود.

استفاده از CO 2 برای تولید نفت به طور گسترده در میادین نفتی ایالات متحده کشف شده است. در دهه 1950 و اوایل دهه 1960، چندین آزمایش صحرایی کوچک با استفاده از آب گازدار انجام شد. افزایشی در قابلیت تزریق چاه های تزریقی و سرعت جریان چاه های تولیدی وجود داشت. بر اساس تجزیه و تحلیل نتایج این آزمایش ها و همچنین مطالعات آزمایشگاهی و نظری، به این نتیجه رسیدند که روغن به طور موثرتری توسط رینگ های CO 2 جابجا می شود.

در دهه‌های 1960 و 1970، آزمایش‌های میدانی در مقیاس‌های مختلف با رینگ‌های CO 2 در ایالات متحده آغاز شد. در حال حاضر 59 آزمایش با با مساحت کلقطعاتی به مساحت بیش از 40 هزار هکتار و تولید نفت بیش از 1.5 میلیون تن در سال.

در چندین آزمایش، CO 2 به طور دوره ای مشابه چرخه بخار به مخازن حاوی روغن با ویسکوزیته بالا تزریق شد، زمانی که پس از تزریق حجم معینی از CO2 به مخزن، چاه تزریق به عنوان یک چاه تولید شروع به کار می کند. در عین حال، نفت واقع در منطقه این چاه ها، CO 2 تزریق شده را در خود حل می کند و در نتیجه ویسکوزیته آن کاهش می یابد و تحرک آن افزایش می یابد.

بهره وری فنی و اقتصادی . اثر استفاده از CO 2 برای افزایش بازیافت روغن در افزایش راندمان جابجایی به دلیل انبساط حجمی روغن، حلالیت و امتزاج پذیری آن با روغن (حذف نیروهای مویرگی) و کاهش ویسکوزیته روغن بیان می شود. در ناحیه شکل گیری که CO 2 از آن عبور کرده است، میانگین اشباع روغن باقیمانده 1.5-2 برابر کاهش می یابد، و راندمان جابجایی روغن می تواند به طور متوسط ​​به 85-90٪ برسد، یعنی 15-25٪ بیشتر از زمان جاری شدن سیل.

با این حال، به دلیل کاهش پوشش مخزن توسط عامل کار، تأثیر در افزایش بازیافت نفت به اندازه افزایش راندمان جابجایی روغن نیست.

کاهش ویسکوزیته روغن و افزایش ناچیز ویسکوزیته آب هنگام حل شدن CO 2 در آنها (15-20٪) همیشه نمی تواند تأثیر منفی نیروهای گرانشی و تحرک زیاد CO 2 در مخزن را در صورت مخلوط نشدن جبران کند. با روغن بنابراین، پوشش سازندهای ناهمگن توسط فرآیند جابجایی CO 2 با اختلاط ناقص با آب می تواند 5-15٪ کمتر از سیل باشد، مگر اینکه اقدامات خاصی برای افزایش پوشش انجام شود.

در نتیجه، افزایش ضریب بازیافت نهایی روغن از استفاده از CO 2 می تواند تنها 7-12٪ باشد. به عنوان مثال، در میدان کلی اسنایدر، پس از تزریق 8٪ CO 2 از حجم منافذ مخزن در بخش I، حدود 80٪ CO 2 و آب وارد لایه های مخزن که تنها 20٪ از حجم مخزن را تشکیل می دهد، و لایه های دیگر وارد شد. با اشغال 50 درصد از حجم مخزن، کمتر از 20 درصد از حجم تزریق CO 2 را دریافت کرد.

وظیفه اصلی هنگام استفاده از CO 2 برای افزایش بازیافت نفت، استفاده از تمام ابزارها و روش های ممکن برای افزایش پوشش مخازن با عامل کار است، یعنی کاهش اثر منفی نیروهای گرانشی و تحرک CO2. این را می توان با فناوری های مناسب برای CO 2 و تزریق آب، حفاری سازندها در چاه ها، جداسازی فواصل سازند، تجهیزات چاه ها، قرار دادن چاه بسته به ویژگی های زمین شناسی و فیزیکی ذخایر خاص به دست آورد.

یک شاخص مهم از کارایی استفاده از CO 2، نسبت حجم CO 2 تزریق شده به مخزن به حجم روغن اضافی تولید شده است. البته این نسبت به عوامل زیادی بستگی دارد - خواص روغن، اشباع و ناهمگنی مخزن و همچنین تا حد زیادی به فناوری - اندازه رینگ ها. اندازه حاشیه می تواند 10-30 درصد حجم منافذ باشد. با افزایش اندازه راب CO 2، اثر افزایش می یابد، که در افزایش بازیابی نفت بیان می شود. اما در عین حال، مصرف CO 2 به ازای هر تن نفت اضافی تولید شده نیز افزایش می یابد.

بر اساس مطالعات تجربی، محاسبات تحلیلی بر روی مدل‌های ریاضی مخازن و آزمایش‌های میدانی در حال انجام، می‌توان فرض کرد که در شرایط بهینه برای استفاده از CO 2، مصرف آن به ازای هر تن نفت اضافی در محدوده 800 تا 2000 خواهد بود. متر 3 و با استفاده و تزریق مجدد CO 2 - از 500 تا 1300 متر مکعب یا 1-2.5 تن در تن.

راندمان فرآیند جابجایی روغن CO 2 به شدت تحت تأثیر اشباع اولیه روغن است. هر چه میزان اشباع روغن سازند در آغاز استفاده از CO 2 بیشتر باشد، اثر آن بیشتر است، زیرا بیشتر CO 2 صرف اشباع، انبساط و جابجایی مفید روغن می شود.

نسبت حجم آب و گاز به طور قابل توجهی بر پوشش مخازن توسط فرآیند جابجایی و کارایی کاربرد CO 2 تأثیر می گذارد. بنابراین، هنگام استفاده از CO2 برای افزایش بازیافت نفت، تعیین اندازه بهینه رینگ ها و نسبت آب و گاز در طول تزریق متناوب آنها در شرایط خاص زمین شناسی و فیزیکی میادین بسیار مهم است. این امر تنها بر اساس اطلاعات ریاضی (مناسب با فرآیند مدل) قابل اعتماد در مورد ساختار و وضعیت اشباع مخزن و معیارهای اقتصادی صحیح امکان پذیر است.

بازده اقتصادی استفاده از CO 2 برای افزایش بازیافت نفت بر اساس هزینه آن به ازای واحد حجم نفت در دهانه چاه تزریقی، یعنی تولید نفت اضافی خاص و قیمت نفت تعیین می شود.

هزینه CO 2 بسته به منبع تولید آن می تواند بسیار متفاوت باشد.

CO2 طبیعی از ذخایر واقع در نزدیکی میادین نفتی بدیهی است که ارزان ترین خواهد بود. انباشته های طبیعی CO 2 تاکنون در کشور ما در کانسار Semividovskoye (غرب سیبری) و Astrakhanskoye کشف شده است. حاوی 20-30٪ از اجزای غیر فعال - متان، نیتروژن و غیره است.

بیشترین منابع CO2 مصنوعی توسط نیروگاه ها، نیروگاه ها برای تولید گاز مصنوعی از زغال سنگ، شیل و سایر کارخانه های شیمیایی تامین می شود. از گازهای دودکش یک نیروگاه حرارتی با ظرفیت 250 مگاوات می توان سالانه 2.5 میلیون تن CO 2 به دست آورد.

کارخانه های تولید گاز هیدروکربن مصنوعی از زغال سنگ به عنوان یک محصول جانبی 3-4 برابر بیشتر از محصول مورد نظر CO 2 منتشر می کنند. این گاز باید تصفیه، فشرده و به میادین نفتی منتقل شود. طبق برخی پروژه ها، با مسافت حمل و نقل تا 800 کیلومتر، هزینه 1000 متر مکعب CO 2 35-40 دلار خواهد بود. با این هزینه CO 2 و نشان داد مصرف خاصبرای تولید نفت 1 تن نفت اضافی حدود 30 تا 80 دلار هزینه دارد. حتی با وجود چنین هزینه های واحدی، این روش با قیمت فعلی نفت مورد توجه صنعتی است.

معایب روش، محدودیت ها، مشکلات . عیب اصلی روش بازیافت روغن باقیمانده با استفاده از CO 2 کاهش جابجایی مخزن با جابجایی در مقایسه با سیلابی معمولی است، به خصوص اگر کاملاً با روغن اختلاط نباشد. اگر می توان از پوشش مخازن با جابجایی CO 2 مانند هنگام سیل اطمینان حاصل کرد، می توان افزایش قابل توجهی در بازیافت نفت به دست آورد، زیرا در منطقه ای که CO 2 عبور می کند، که با نفت مخلوط می شود، باقیمانده بسیار کمی وجود دارد. روغن باقی می ماند - 3-5٪. همانطور که اشاره شد، کاهش جابجایی مخزن با جابجایی به روش های مختلف امکان پذیر است - با بهبود شرایط اختلاط با متناوب راب های آب و گاز، تغییر اندازه آنها، جداسازی انتخابی فواصل مخزن خاص برای یکسان سازی پیشروی CO 2، تحریک چرخه ای مخازن، جانمایی مناسب چاه ها و بازکردن مخازن در آنها و غیره.

یکی دیگر از اشکالات روش، ظاهراً باید در نظر گرفته شود که CO2، در شرایط اختلاط ناقص با نفت، هیدروکربن های سبک را از آن استخراج می کند، آنها را می برد و بخش های نفت سنگین در مخزن باقی می مانند. متعاقباً استخراج آنها دشوارتر خواهد بود زیرا تحرک کمتری دارند و احتمالاً روی سطح منافذ رسوب می کنند و ترشوندگی محیط را تغییر می دهند.

یک محدودیت برای استفاده از CO2 برای افزایش بازیافت نفت، علاوه بر معیارهای زمین شناسی و فیزیکی، بدیهی است که وجود منابع CO2 در حوزه میادین نفتی یا در دسترس بودن برای حمل و نقل به میادین با شاخص های اقتصادی مطلوب خواهد بود. می توان در نظر گرفت که حذف منبع CO 2 از میدان بیش از 400-600 کیلومتر، هزینه آن (در دهانه چاه های تزریق) بیش از 40-50 روبل است. و قیمت پایین فروش نفت مانعی جدی برای استفاده از CO2 در مقیاس صنعتی خواهد بود.

دشوارترین مشکلاتی که هنگام استفاده از CO 2 برای افزایش بازیافت نفت به وجود می آید شامل احتمال خوردگی چاه های تزریق و تولید و تجهیزات میدان نفتی، نیاز به استفاده از CO2 - حذف گازهای هیدروکربنی تولید شده در سطح و تزریق مجدد به مخازن نفت است. . CO 2 خالص (بدون رطوبت) از نظر خوردگی خطرناک نیست. اما در صورت متناوب شدن با آب در چاه تزریقی یا پس از اختلاط با آن در مخزن و ظاهر شدن آن در چاه های تولیدی و روی سطح، خورنده می شود.

یک مشکل فنی پیچیده، حمل و نقل مایع و توزیع آن از طریق چاه ها، نیاز به لوله های خاص، کیفیت جوش و غیره است.

هنگام استفاده همراه با آب CO 2 که با مخزن ناسازگار است، شرایط مساعدتری برای بارش نمک در مخازن، مناطق کف چاه ها، لوله های بالابر، تجهیزات سطحی و غیره ایجاد می شود.

یک اشکال مهم که اجرای روش را محدود می کند، جذب نسبتاً زیاد CO 2 توسط مخزن است - تلفات به 60-75٪ از حجم کل تزریق می رسد. آنها به دلیل حفظ CO 2 در منافذ بن بست و مناطق راکد هستند. همه اینها منجر به مصرف ویژه بالای CO 2 در هر تن روغن اضافی تولید شده می شود.

آینده روش . از بین تمام روش‌های شناخته شده برای افزایش بازیابی نفت، استفاده از CO 2 شاید همه کاره‌ترین و امیدوارکننده‌ترین باشد. با توجه به مکانیسم تعامل CO 2 با نفت، آب و سنگ، این روش دارای مزایای غیر قابل انکاری نسبت به سایرین است. مزیت مهم این روش در امکان کاربرد آن در سازندهای سیل زده و سهولت نسبی اجرا نهفته است. بر اساس ترکیبی از عوامل، این روش را می‌توان به‌عنوان اولویت‌دارترین روش استخراج نفت تقویت‌شده، قابل اجرا در اکثر میادین نفتی با افزایش پایدار برداشت نفت از 5 تا 12 درصد در نظر گرفت. با این حال، کاربرد این روش در آینده عمدتاً توسط منابع طبیعی CO 2 تعیین خواهد شد، زیرا برآوردن تقاضا برای آن (تقریباً 1000-2000 متر مکعب در هر تن تولید نفت) با هزینه تولید مواد شیمیایی دشوار خواهد بود. زباله، اگرچه این منبع CO2 از نظر اقتصادی مقرون به صرفه است.

با توجه به پیش‌بینی‌های دفتر ارزیابی فناوری کنگره و شورای ملی نفت ایالات متحده، پتانسیل روش افزایش یافته بازیافت نفت با استفاده از CO 2، می‌تواند به 40 تا 50 درصد از کل ذخایر نفتی که علاوه بر آن با روش‌های جدید بازیافت می‌شوند، برسد (1.1). -5.8 میلیارد تن) بسته به عوامل بسیاری - قیمت نفت، حداقل نرخ بازده، هزینه CO 2 طبیعی، کارایی فناوری و غیره. ذخایر نفت قابل بازیافت اضافی در ایالات متحده به دلیل استفاده از CO 2 تخمین زده می شود. 0.5-3 میلیارد تن سطح تولید اضافی نفت تا سال 2000 ممکن است از 30 تا 150 میلیون تن در سال متغیر باشد.

حداکثر مقادیر ذخایر قابل بازیافت اضافی سطح تولید نفت در شرایط بسیار مطلوب تعیین می شود - قیمت نفت به هزینه انواع سوخت مایع (نفت مصنوعی از زغال سنگ یا شیل) می رسد، فناوری فرآیند بسیار کارآمد است. ، نرخ سود 10٪ است، هزینه CO 2 از 35 دلار تجاوز نمی کند. برای 1000 متر مکعب و غیره

چشم انداز استفاده از CO 2 برای افزایش بازیافت نفت در کشور ما نیز بسیار گسترده است. پروژه‌هایی طراحی شده و کارهای مقدماتی لازم برای تزریق CO2 به لایه‌های نفت‌دار در بسیاری از میادین (کوزلوفسکویه، رادایفسکویه، منطقه آبدراخمانوفسکایا میدان رومشکینسکویه، سرگئیفسکویه، اولخوفسکویه و غیره) در حال انجام است. .

• تحقیقات پایه. - 1394. - شماره 11 (قسمت 4) - ص 678-682
• علوم مهندسی (05.02.00، 05.13.00، 05.17.00، 05.23.00)
• UDC 622.276

• صفحات

  678-682

تجربه و چشم انداز تزریق نیتروژن در صنعت نفت و گاز

1

این مقاله به بررسی امکان استفاده از نیتروژن برای تزریق به ذخایر نفت و میعانات گازی برای افزایش بازیافت نفت و میعانات بر اساس تحقیقات دانشمندان خارجی می پردازد. نیتروژن به دلیل توزیع گسترده، هزینه کم و عدم اثر خورندگی، ترجیح داده شده ترین عامل تزریق در بین گازهای غیر هیدروکربنی است. نیتروژن توانایی کمی برای مخلوط شدن با نفت دارد، اما سیال هیدروکربنی را با موفقیت در شرایط مخزن تبخیر می کند و می تواند برای جابجایی گرانش استفاده شود. هنگامی که متان و دی اکسید کربن به رسوبات تزریق می شوند، نیتروژن می تواند به عنوان یک عامل فشرده کننده عمل کند. اجرای تزریق نیتروژن در میادین ایالات متحده آمریکا و کشورهای خاورمیانه امکان افزایش برداشت فعلی نفت را فراهم کرد. تحت شرایط اقتصاد کلان فعلی، تزریق نیتروژن یک جایگزین مناسب برای فرآیند دوچرخه‌سواری است.

تزریق نیتروژن

افزایش بازیابی نفت

جابجایی غیرقابل اختلاط

نگهداری فشار سازند

1. عبدالوهاب ح.، بلحاج ح. نمایشگاه و کنفرانس بین المللی نفت ابوظبی. "مدیریت پیشرفت نیتروژن تزریقی در مخزن میعانات گازی در ابوظبی". ابوظبی، امارات، 2010.

2. Arevalo J.A., Samaniego F., Lopez F.F., Urquieta E. International Petroleum Conference & Exhibition of Mexico. "درباره شرایط بهره برداری از مخزن آکای با در نظر گرفتن تزریق نیتروژن کلاهک گاز". Villahermosa، مکزیک، 1996.

3. Belhaj H.، ابو خلیفش H.، Javid K. شمال آفریقا فنی کنفرانس و نمایشگاه. پتانسیل تزریق گاز امتزاج پذیر نیتروژن در دارایی های جنوب شرق، ابوظبی. قاهره، مصر، 2013.

4. Clancy J.P., Philcox J.E., Watt J., Gilchrist R.E. سی و ششمین اجلاس فنی سالانه جامعه نفت. "موارد و اقتصاد برای بهبود بازیافت نفت و گاز با استفاده از نیتروژن". ادمونتون، کانادا، 1985.

5. هوانگ دبلیو دبلیو، بلامی آر بی، اوهنیموس اس دبلیو. نشست بین المللی مهندسان نفت "مطالعه تزریق نیتروژن برای افزایش بازیابی از یک مخزن غنی گاز میعانات / نفت فرار." پکن، چین، 1986.

6. Linderman J., Al-Jenaibi F., Ghori S., Putney K., Lawrence J., Gallet M., Hohensee K. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. "جایگزینی نیتروژن به جای گاز هیدروکربنی در پروژه چرخه گاز". ابوظبی، امارات، 2008.

7. Mayne C.J., Pendleton R.W. نشست بین المللی مهندسان نفت "فوردوچه: پروژه بهبود یافته بازیافت نفت با استفاده از تزریق متان و نیتروژن با فشار بالا." پکن، چین، 1986.

8. Sanger P.J., Bjornstad H.K., Hagoort J. SPE 69th Annual Technical Conference and Exhibiton. "تزریق نیتروژن به مخازن میعانات گازی طبقه بندی شده". نیواورلئان، لس آنجلس، ایالات متحده آمریکا، 1994.

9. Tiwari S., Kumar S. SPE Middle East Oil Show. "تزریق نیتروژن برای بهره برداری همزمان از کلاهک گاز". بحرین، 2001.

در حال حاضر، هیدروکربن های مایع (معمولا، کسر پروپان-بوتان) محلول در گاز، با ارزش ترین ماده خام برای صنعت پتروشیمی هستند و در حال حاضر به عنوان محصول هدف کمتر از گاز طبیعی در نظر گرفته می شوند. در این راستا، افزایش حجم تولید میعانات گازی در حال تبدیل شدن به یک کار فوری است. دلیل اصلی کاهش ضریب بازیافت میعانات (CFR) رسوب اجزای هیدروکربنی سنگین گاز به فاز مایع زمانی است که فشار در مخزن به زیر فشار اشباع می‌رسد. یکی از راه های افزایش بازیافت نفت و میعانات، حفظ فشار مخزن با تزریق گازهای غیر هیدروکربنی است.

وظیفه انتخاب عامل کار دستیابی به تعادلی از عوامل مثبت و منفی است که با تزریق یک گاز خاص به مخزن در شرایط خاص میدان انتخابی همراه است. علیرغم نرخ بالای جابجایی روغن در طول تزریق دی اکسید کربن، استفاده از CO2 به دلیل هزینه بالا و درجه بالای اثر خورندگی آن بر روی تجهیزات چاله، محدود است. بهترین جایگزین برای متان در بین گازهای غیر هیدروکربنی نیتروژن است. ذخایر عظیم نیتروژن در هوای جو وجود دارد و روش های بدست آوردن آن بسیار ساده، ارزان و به خوبی مطالعه شده است. نیتروژن دارای خورندگی کم است که برای عملکرد روان تجهیزات چاله بسیار مهم است. خواص فیزیکوشیمیایی N2 نیز به خوبی با خواص سیالات سازند مطابقت دارد. از معایب استفاده از نیتروژن می توان به اختلاط ضعیف با روغن اشاره کرد، با این وجود، استفاده از آن با رویکرد صحیح مدیریت توسعه، از نظر فنی و اقتصادی توجیه پذیر است.

امکان استفاده از گازهای غیر هیدروکربنی برای افزایش بازیافت نفت و میعانات گازی از اوایل دهه 1970 به طور فعال توسط شرکت های نفت و گاز خارجی مورد توجه قرار گرفت. در عمل تجاری، نیتروژن به صورت زیر استفاده می شود:

- عامل فشرده کننده هنگام پمپاژ بخش هایی از دی اکسید کربن، گاز طبیعیو سایر اجزاء با جابجایی قابل امتزاج. CO2 و گاز طبیعی راندمان جابجایی نفت بالایی دارند، اما با توجه به افزایش هزینه آنها و کمبود احتمالی حجم مورد نیاز برای پمپاژ، استفاده از حجم های جابجایی اضافی نیتروژن راهی قابل قبول برای افزایش بازیافت نفت در نظر گرفته می شود.

- جایگزینی برای گاز طبیعی در حالی که فشار مخزن را با تزریق یک رسوب نفت به درپوش گاز حفظ می کند. ماهیت این روش جایگزینی گاز هیدروکربنی تولید شده در میدان با نیتروژن ارزان تر است. علاوه بر این، به دلیل تفکیک درجا، نیتروژن به تدریج به سدی بین قطعات نفت و گاز مخزن تبدیل می شود که در نتیجه به دلیل اختلاط ضعیف با نفت، خطرات نفوذ به چاله تولید را به حداقل می رساند. چاه و به اصطلاح "جابجایی گرانشی" را فراهم می کند.

- جابجایی "ستون" روغن با ویسکوزیته بالا در هنگام سیل. در شرایطی که نفت کند حرکت در بالا آمدن ساختاری مخزن به دام افتاده است، حفر چاه های تولیدی اضافی خطرات جدی برای اقتصاد پروژه به همراه دارد. در این مورد، از نیتروژن برای کاهش ویسکوزیته روغن و جابجایی گرانش هنگام تزریق به چاه جداگانه استفاده می شود.

– جابجایی درپوش گاز در صورت وجود ذخایر قابل توجه گاز در درپوش گاز و کاهش قابل توجه بخش نفتی ذخایر، می توان از نیتروژن برای بازیابی حجم گاز طبیعی با پمپاژ حجم های نیتروژن اضافی استفاده کرد.

– جابجایی قابل اختلاط روغن. این روشقابل استفاده در حضور یک مخزن با روغن کم ویسکوزیته، قابلیت اختلاط با نیتروژن در فشار و دمای مخزن.

- حفظ فشار مخزن در مخزن میعانات گازی.

طیف گسترده ای از کاربردهای نیتروژن با نتایج مثبت مطالعات آزمایشگاهی متعدد همراه است. آزمایشات بر روی تبخیر تماسی (CVD) یک مایع هیدروکربنی با تزریق N2 نشان داد که وقتی 50٪ از حجم منافذ مخزن با نیتروژن پر شود، تبخیر تا 16٪ از فاز مایع از مخلوط رخ می دهد. تجزیه و تحلیل آزمایشات بر روی پمپاژ نیتروژن از طریق یک هسته اشباع شده با روغن "سنگین" نشان می دهد که هیچ مخلوطی از هیدروکربن ها با عامل وجود ندارد، با این حال، در فشار و دمای مخزن معادل، نیتروژن کاملا بی اثر است و خواص آن قابل مقایسه با خواص سیال مخزن که تأثیر مثبتی بر فرآیند فیلتراسیون در فضای منافذ دارد.

فرآیند تولید نیتروژن از هوا به پنج مرحله تقسیم می شود:

1) فشرده سازی هوا تا 0.6-0.7 مگاپاسکال با استفاده از کمپرسورهای محوری یا گریز از مرکز.

2) حذف ناخالصی ها (بخار آب، دی اکسید کربن و غیره) به صورت مکانیکی به دلیل جذب آنها در مبدل حرارتی در دماهای پایین.

3) خنک کردن در یک مبدل حرارتی بلوکی تا دمای -196 درجه سانتیگراد.

4) جداسازی نیتروژن و اکسیژن به دلیل تقطیر در دمای پایین.

5) فشرده سازی نیتروژن تا فشار تزریق مورد نیاز با استفاده از پمپ های گریز از مرکز یا رفت و برگشتی.

کارخانه تولید نیتروژن شامل توربین گازی، کمپرسور، موتور کار، مخازن جذب، مبدل حرارتی، غربال مولکولی برای حذف ناخالصی ها، مخازن تقطیر. تا به امروز، چندین تغییر در ایستگاه ها برای تولید نیتروژن وجود دارد که محبوب ترین آنها ایستگاه های جذب غشایی هستند. اکثر سپرده ها فدراسیون روسیهدر مناطق شمالی با شرایط آب و هوایی سخت قرار دارند، بنابراین نیازی به اتاقک تبرید اضافی برای گیاه نیتروژن نیست. در حال حاضر یک عدد تولید کنندگان روسیکارخانه های نیتروژن بلوکی را ارائه می دهد که از نظر طراحی فشرده و ساده هستند، اما در عین حال از نظر تولید به طور قابل توجهی پایین تر از نمونه های خارجی هستند - تا 60 هزار متر مکعب در روز، در حالی که بزرگترین کارخانه نیتروژن در ایالات متحده می تواند تولید کند. به 120 هزار متر مکعب در روز. برخی از شرکت های عامل داخلی از واحدهای نیتروژن خودکششی برای توسعه چاه استفاده می کنند، با این حال، این واحدها با بهره وری پایین (تا 40 هزار متر مکعب در روز) نیز مشخص می شوند.

با وجود تعداد زیادی پیش نیاز برای استفاده از نیتروژن برای افزایش بازیافت نفت، هیچ یک از پروژه ها بدون تجزیه و تحلیل کامل فنی و فناوری و نشانگرهای اقتصادی. یکی از نمونه های استفاده از نیتروژن میدان فوردوچه، میدان میعانات گازی و نفتی در لوئیزیانا، ایالات متحده آمریکا است. مخزن یک ماسه سنگ با نفوذپذیری متوسط ​​6 mD، تخلخل 20٪، ماهیت اشباع روغن سبک با ویسکوزیته کم و درپوش میعانات گازی است. در مرحله انتخاب عامل جابجایی، آب (تاثیر منفی بر RPP برای نفت) و گاز طبیعی (به عنوان یک محصول برای فروش) حذف شد. مطالعات آزمایشگاهی و داده‌های مدل‌سازی سه‌بعدی کارایی بالای نیتروژن با جابجایی روغن غیرقابل اختلاط را نشان داد و تصمیم بر آن شد که تزریق مخلوط 70 درصد نیتروژن و 30 درصد متان به گنبد مخزن انجام شود (شکل 1).

برنج. 1. غلظت نیتروژن در حین تزریق به گنبد مخزن، میدان Fordoche

اجرای تزریق مخلوطی از N2 و CO2 از سال 1979 به مدت دو سال این امکان را به وجود آورده است که بازیافت فعلی نفت مخزن را با میزان کمی تخلیه افزایش دهد، اما به دلیل تعدادی از مشکلات اقتصادیکه در میان آنها کاهش قیمت تمام شده تولید وجود دارد، پروژه زودتر از موعد مقرر متوقف شد. خاطرنشان می شود که پیشرفت های نیتروژن در چاه های تولید ثبت نشده است، با این حال، غلظت نیتروژن به طور متوسط ​​4٪ در سال افزایش یافته است.

تزریق نیتروژن در مجموعه ای از مزارع در ایالت وایومینگ، ایالات متحده آمریکا اجرا شد. مخزن نفت میعانات گازی Rocky Moutains یک سازند شنی با درجه بالاناهمگنی لایه ای و نفوذپذیری کم (2 mD). تخلیه مخزن در زمان اجرا 40 درصد بود در حالی که فشار اشباع رسیده بود. تزریق مخلوطی از 35 درصد نیتروژن و 65 درصد متان، تولید ثابت میعانات را برای چندین سال ممکن کرد، اما پس از تزریق نیتروژن بیش از 0.6 از حجم منافذ مخزن، نسبت هیدروکربن های مایع به شدت شروع به کاهش کرد. . این واقعیت با افزایش غلظت نیتروژن در تولید چاه تا 90٪ در فاز گاز همزمان بود. پس از آن، تزریق نیتروژن متوقف شد و فشار توسط گاز طبیعی خشک حفظ شد.

لازم به ذکر است که اجرای تزریق نیتروژن به ذخایر نفتی همواره همراه است مجتمع ویژهاقدامات برای مدیریت تزریق و نظارت دقیق بر صندوق تولید. مطالعات مکرر ترکیب محصول برای غلظت نیتروژن برای تشخیص به موقع و جلوگیری از پیشرفت های عامل تزریقی، تنظیم فرآیند تزریق و تغییر نسبت در طول تزریق مخلوط گازها ضروری است. ویژگی های استفاده از نیتروژن برای حفظ فشار مخزن نیز می تواند تنظیماتی را در محل قرارگیری صندوق پروژه میدان ایجاد کند.

در شرایط پایین بازار نفت امروز، تزریق نیتروژن به مخازن نفت ممکن است نه تنها هزینه تجهیزات اضافی را توجیه نکند، بلکه به اقتصاد پروژه نیز آسیب جدی وارد کند. در عین حال، وضعیت فعلی تأثیری بر قیمت میعانات گازی نداشته است و بنابراین می توان نیتروژن را برای افزایش CFC در میادین بزرگ میعانات گازی در شمال منطقه تیومن در نظر گرفت.

با وجود تحقیقات مداوم در این راستا، راه اصلی افزایش بازیابی میعانات همچنان تزریق مجدد گاز به مخزن برای حفظ فشار مخزن بالاتر از فشار اشباع در نظر گرفته می شود. در آثار نویسندگان خارجی، تجزیه و تحلیل امکان استفاده از نیتروژن به عنوان یک عامل تزریق داده شده است. مطالعات آزمایشگاهی نشان داده است که تزریق نیتروژن به مخزن می تواند فشار اشباع را کاهش داده و در نتیجه تولید پایدار میعانات را طولانی کند. یکی از مشکلات، پراکندگی زیاد بین مولکول های نیتروژن و گاز مرطوب در شرایط مخزن است. این واقعیت به ساختار زمین شناسی مخزن بستگی دارد: درجه بالایی از پراکندگی مشخصه مخازن همگن است. در یک مخزن ناهمگن، پراکندگی به سرعت تزریق عامل جابجایی بستگی دارد و با مقدار عدد رینولدز تعیین می شود. در مقادیر بالای عدد رینولدز، که برای تزریق در شرایط مخزن معمول است، برهمکنش پراکندگی نیتروژن و میعانات تقریباً هیچ تأثیری بر بازیافت نهایی میعانات ندارد. به طور تجربی ثابت شده است که وقتی نیتروژن تزریق شده با مولکول‌های میعانات واکنش می‌دهد، مایع رسوب‌شده می‌تواند تا ۲۵٪ حجم را اشغال کند (برای متان، این رقم ۱۸ تا ۲۰٪ است). با این وجود، هنگام پمپاژ نیتروژن در سطح 120٪ حجم سنگ، یک اثر مثبت به شکل افزایش قابل توجهی در ضریب بازیابی میعانات - تا 90٪ مشاهده می شود. انجام شده در کار A.Yu. یوشکوف، مطالعات اقتصادی نشان داده است که فرآیند دوچرخه‌سواری با استفاده از گاز طبیعی خشک شده از نظر اقتصادی ناکارآمد است و بنابراین در نظر گرفتن نیتروژن به‌عنوان یک عامل جایگزین مسئله فوری‌تری است. مداراجرای تزریق نیتروژن در میدان میعانات گازی در شکل نشان داده شده است. 2. لیست تجهیزات لازم برای تولید نیتروژن و جداسازی بعدی از تولید چاه برای میادین نفت و میعانات گازی یکسان است.

کاربرد احتمالینیتروژن برای حفظ فشار مخزن در چندین میدان میعانات گازی امارات متحده عربی در نظر گرفته شده است. میدان خاورمیانه یک مخزن بزرگ میعانات گازی همگن با ساختار تاقدیس است. میانگین تخلخل 18 درصد، نفوذپذیری جانبی 10 mD است. توسعه این میدان از سال 1974 انجام شده است؛ تأسیسات اضافی برای اجرای تزریق مجدد در سال 2001 ساخته شد. در مرحله اولیه، تعدادی از مطالعات PVT انجام شد که افزایش جزئی در فشار اشباع را در طول تعامل نیتروژن با گاز سازند نشان داد. ساخت و تنظیم مدل هیدرودینامیکی مخزن امکان ارزیابی دینامیک بارش فاز مایع در مخزن را در حین پمپاژ گاز طبیعی و مخلوط آن با N2 فراهم کرد (شکل 3).

علیرغم تثبیت فرآیندهای بارش میعانات، بازیافت نهایی میعانات در حین اجرای تزریق نیتروژن تنها 2 درصد بیشتر از شاخص های تزریق گاز طبیعی است. در همان زمان، یک سال پس از شروع تزریق، پیشرفت نیتروژن به نزدیکترین چاه های تولیدی مشاهده شده است. این پروژه با در نظر گرفتن شرایط فعلی در بلندمدت در نظر گرفته شده است پیش نیازهای اقتصادی. با فرض ثبات قیمت ها برای تجهیزات لازمو محصولات، اجرای پروژه در دهه 2020 امکان پذیر است.

برنج. 2. طرح تزریق نیتروژن در میدان میعانات گازی

برنج. 3. چگالش هنگام پمپاژ مخلوط گاز

مطالعات امکان سنجی نیتروژن برای میدان Cantarell و دارایی های جنوب شرق امارات متحده عربی نیز انجام شده است. حداقل فشار اختلاط برای مخازن خاص در مقایسه با متان و دی اکسید کربن تعیین شد که بر اساس نتایج آن نیتروژن با در نظر گرفتن شاخص های فنی، تکنولوژیکی و اقتصادی به عنوان عامل تزریق مناسب شناخته شد. البته باید توجه داشت که برای هر میدان خاص ممکن است نتایج به دلیل تمایز از نظر شرایط ترموباریک و ترکیب سیالات مخزن یکسان نباشد.

بررسی منابع داخلی و خارجی به ما امکان می دهد تا نتایج زیر را تدوین کنیم:

1) خواص فیزیکوشیمیایی نیتروژن و شیوع آن، آن را به یکی از در دسترس ترین و به اندازه کافی مؤثرترین عوامل برای افزایش بازیافت روغن و میعانات تبدیل می کند.

2) روش های موجود برای به دست آوردن نیتروژن و جداسازی آن از تولید چاه با درجه بالایی از دانش، سادگی و دسترسی مشخص می شود.

3) تجربه عملی، همراه با مقدار قابل توجهی از تحقیقات نظری، نشان دهنده تأثیر مثبت تزریق نیتروژن بر توسعه ذخایر هیدروکربنی است.

4) حضور در فدراسیون روسیه سپرده های بزرگبا ذخایر قابل توجه میعانات، اهمیت اکتشاف افزایش می یابد روش های موثرافزایش بازیابی میعانات، که یکی از آنها ممکن است تزریق نیتروژن برای حفظ فشار در مخزن/درپوش میعانات گازی باشد.

داوران:

Grachev S.I.، دکترای علوم فنی، استاد، رئیس بخش "توسعه و بهره برداری از میادین نفت و گاز"، موسسه زمین شناسی و تولید نفت و گاز، دانشگاه دولتی نفت و گاز تیومن، تیومن؛

Sokhoshko S.K.، دکترای علوم فنی، استاد، رئیس گروه "مدل سازی و کنترل فرآیندهای تولید نفت و گاز"، موسسه زمین شناسی و تولید نفت و گاز، دانشگاه دولتی نفت و گاز تیومن، تیومن.

پیوند کتابشناختی

ایگناتیف N.A., Sintsov I.A. تجربه و چشم انداز تزریق نیتروژن در صنعت نفت و گاز // تحقیقات بنیادی. - 2015. - شماره 11-4. – ص 678-682;
آدرس اینترنتی: http://site/ru/article/view?id=39486 (تاریخ دسترسی: 2019/04/27). مجلات منتشر شده توسط انتشارات "آکادمی تاریخ طبیعی" را مورد توجه شما قرار می دهیم.