Experienta in inlocuirea uleiului cu dioxid de carbon in strainatate. Deplasarea uleiului prin injectare de hidrocarburi si gaze lichefiate
Din cauza epuizării rezervelor de petrol ușor recuperabile, toate efort deosebit au ca scop crearea de tehnologii și metode de dezvoltare care să permită producerea de hidrocarburi în condiții dificile. Prin utilizarea dioxidului de carbon ca agent de înlocuire, se poate obține o creștere semnificativă a recuperării uleiului. Cel mai mare efect la deplasarea uleiului cu dioxid de carbon este obținut cu deplasarea miscibilă, care este posibilă la presiunea rezervorului peste presiunea de miscibilitate. Deplasarea petrolului de către dioxid de carbon este un proces destul de complex în care apar efecte de transfer de masă, capilare și gravitaționale. Este luată în considerare experiența utilizării dioxidului de carbon pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului în câmpurile din Rusia, Ungaria și SUA. Utilizarea dioxidului de carbon este o metodă promițătoare pentru creșterea recuperării petrolului dacă este disponibilă o sursă de încredere. Este posibil să se producă dioxid de carbon prin arderea hidrocarburilor gazoase.
dioxid de carbon
metoda îmbunătățită de recuperare a uleiului
rezervor de ulei
camp
amestecând represiunea
1. Alvarado V., Manrik E. Metode pentru creșterea recuperării petrolului. Strategii de planificare și aplicare. – M.: Premium Engineering LLC, 2011. – 244 p.
2. Babalyan G.A. Utilizarea apei carbogazoase pentru a crește recuperarea petrolului - M.: Nedra, 1976 - 144 p.
3. Balint V., Ban A., Doleshan Sh. Aplicarea dioxidului de carbon în producția de petrol - M.: Nedra, 1977 - 240 p.
4. Baykov N.M. Experiență de îmbunătățire a recuperării petrolului în câmpurile din SUA prin injectarea de CO2 // Industria petrolului. – 2012. – Nr. 11. – P. 141–143.
5. Glazova V.M., Ryzhik V.M. Utilizarea dioxidului de carbon pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului în străinătate. – M.: SA „VNIIOENG”, 1986 – 45 p.
6. Zhdanov S.A. Eficiența utilizării dioxidului de carbon în diferite stadii de dezvoltare a rezervorului / S.A. Jdanov, E.A. Ziskin, G.Yu. Mikhailova // Industria petrolului. – 1989. – Nr. 12. – P. 34–38.
7. Zabrodin P.I., Khalimov G.E. Influența tehnologiei de injecție asupra mecanismului deplasării prin dioxid de carbon. – M.: SA „VNIIOENG”, 1985 – 48 p.
8. Zimina S.V., Pulkina N.E. Baze geologice pentru dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze: Tutorial– Tomsk: Editura TPU, 2004. – 176 p.
9. Ibragimov G.Z. Fazlutdinov K.S., Khisamutdinov N.I. Utilizarea reactivilor chimici pentru intensificarea producției de ulei: o carte de referință - M.: Nedra, 1991 - 384 p.
10. Surguchev M.L. Metode secundare și terțiare pentru îmbunătățirea recuperării petrolului. – M.: Nedra, 1985 – 308 p.
11. Khisamutdinov N.I., Ibragimov G.Z., Telin A.G. Experiență în îmbunătățirea recuperării uleiului prin injectarea alternativă de dioxid de carbon și apă. m Problemă. 6. – M.: VNIIOENG, 1986 – 64 p.
12. Koottungal L. Sondaj: CO2 miscibil continuă să eclipseze aburul în producția EOR din SUA. // Jurnalul de petrol și gaze. – 2014. – Vol. 112. Numărul 4. – p. 78–91.
13. Kuuskraa V., Wallace M. CO2-EOR se pregătește pentru creștere pe măsură ce apar noi provizii de CO2. // Jurnalul de petrol și gaze. – 2014. – Vol. 112. Numărul 4. – p. 66–77.
Din cauza epuizării rezervelor de petrol ușor recuperabile, eforturile crescânde sunt îndreptate spre crearea de tehnologii și metode de dezvoltare care să permită producerea de hidrocarburi în condiții dificile. O astfel de metodă este de a înlocui uleiul prin injectarea de dioxid de carbon (CO2) în rezervor. Injectarea de dioxid de carbon pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului a început să fie utilizată la mijlocul anilor cincizeci. În acest timp au fost studiate mecanismele de interacțiune fizică și chimică a dioxidului de carbon cu apa, petrolul și roca; sunt determinate caracteristicile deplasării uleiului folosind dioxid de carbon; sunt luate în considerare avantajele și dezavantajele în comparație cu alte metode de recuperare îmbunătățită a uleiului. Spre deosebire de alte gaze, atunci când se folosește CO2 ca agent de deplasare, se poate obține o creștere semnificativă a factorului de recuperare a uleiului. În condiții de laborator, cu miscibilitate nelimitată, coeficientul de deplasare a uleiului poate ajunge la 100%.
În multe privințe, efectul productiv al utilizării tehnologiei de injectare a dioxidului de carbon se datorează faptului că CO2 este capabil să se dizolve în ulei și în apa de formare într-o măsură mai mare în comparație cu alte gaze. Când este dizolvat în ulei, dioxidul de carbon ajută la creșterea volumului uleiului, care la rândul său ajută la înlocuirea uleiului imobil rezidual. Pe baza experimentelor de laborator efectuate pe probe de petrol din câmpul Radaevskoye, s-a constatat că, cu un conținut de masă de CO2 în petrol de 22,2%, coeficientul său volumetric crește de la 1,07 la 1,33. Injectarea de dioxid de carbon ajută la reducerea tensiunii interfațiale la interfața ulei-apă. Când CO2 este dizolvat în ulei și apă, umectarea rocii cu apă se îmbunătățește, ceea ce duce la spălarea peliculei de ulei de pe suprafața rocii, transferându-l din starea film în starea de picătură, crescând astfel coeficientul de deplasare. . Capacitatea dioxidului de carbon de a se dizolva în apă permite unei părți din CO2, care are o solubilitate mai bună în lichide de hidrocarburi decât în apă, să treacă în ulei. Când dioxidul de carbon este dizolvat în apă, vâscozitatea apei crește ușor, iar acidul carbonic rezultat (H2CO3) dizolvă unele tipuri de cimenturi și roci de formare, crescând permeabilitatea. Conform rezultatelor studiilor de laborator la BashNIPIneft, permeabilitatea gresiilor poate crește cu 5-15%, iar a dolomitelor cu 6-75%. Cu cât este mai mult dioxid de carbon în apă, cu atât deplasarea uleiului devine mai eficientă. Gradul de solubilitate a dioxidului de carbon în apă este influențat de mineralizarea apei; odată cu creșterea gradului de mineralizare, solubilitatea CO2 în apă scade.
Un alt avantaj al injecției de dioxid de carbon este capacitatea de a crește mobilitatea uleiului. În conformitate cu legile termodinamicii, la un grad ridicat de expansiune a uleiului, se eliberează o parte din stratul de adsorbție de ulei din pori, vâscozitatea scade sub influența gazului dizolvat, iar uleiul devine mobil. Acest efect se manifestă într-o măsură mai mare atunci când interacționează cu uleiuri cu vâscozitate ridicată (mai mult de 25 MPa∙s). Conform studiilor de laborator, cu cât valoarea inițială a vâscozității este mai mare, cu atât scăderea acesteia este mai mare (tabel).
Cu toate acestea, în practică, vâscozitatea câmpurilor în care se utilizează injecția de CO2 nu atinge valori atât de mari. Conform analizei proiectelor de injecție de dioxid de carbon implementate în lume, vâscozitatea petrolului este în intervalul 0,4-3,0 MPa∙s.
În condiții de rezervor, în funcție de temperatură și presiune, dioxidul de carbon poate fi în stare gazoasă, lichidă sau supercritică. Punctul critic este caracterizat de o temperatură de 31,2 °C și o presiune de 7,2 MPa. La temperaturi sub 31,2 °C, dioxidul de carbon poate fi în fază lichidă. Temperatura la care dioxidul de carbon va fi în stare lichidă poate crește până la 40 ° C dacă în compoziție sunt prezente hidrocarburi. La temperaturi peste 31,2 °C, CO2 va fi în stare gazoasă la orice presiune. În starea supercritică, densitatea dioxidului de carbon corespunde cu densitatea unui lichid, iar vâscozitatea și tensiunea superficială corespund cu cea a unui gaz. În această stare, CO2 va înlocui uleiul cu o scădere a acoperirii formațiunilor eterogene, ceea ce este tipic pentru un agent cu vâscozitate scăzută.
S-a determinat experimental că este mai eficient să se injecteze dioxid de carbon în stare lichidă, iar temperatura optimă a rezervorului ar trebui să fie apropiată de valoarea critică. Cel mai mare efect la deplasarea uleiului cu dioxid de carbon este obținut cu deplasarea miscibilă, care este posibilă la presiunea rezervorului peste presiunea de miscibilitate.
Presiunea de miscibilitate depinde de compoziția uleiului și de presiunea de saturație. Odată cu creșterea presiunii de saturație, precum și în prezența metanului sau azotului în ulei, presiunea de miscibilitate crește. Gazele de hidrocarburi cu greutate moleculară mare, inclusiv etanul, ajută la reducerea presiunii de miscibilitate. Presiunea de miscibilitate a CO2 este semnificativ mai mică decât presiunea de miscibilitate a gazelor de hidrocarburi. Dacă pentru deplasarea uleiului ușor cu dioxid de carbon presiunea de miscibilitate va fi în intervalul 9-10 MPa, atunci pentru deplasarea miscibilă cu hidrocarbură gazoasă este necesară de la 27 la 30 MPa. În cazul în care presiunea din formațiune nu atinge presiunea de miscibilitate, interacțiunea dioxid de carbon și ulei produce CO2 care conține faza ușoară de ulei și ulei fără fracțiuni ușoare.
Deplasarea petrolului de către dioxid de carbon este un proces destul de complex în care apar efecte de transfer de masă, capilare și gravitaționale. Atunci când dioxidul de carbon este parțial sau complet miscibil cu uleiul, proprietățile sale reologice se modifică, ceea ce contribuie la implicarea uleiurilor neutilizate anterior în dezvoltare. Procesul de deplasare a uleiului prin dioxid de carbon este influențat de condițiile de saturație și de deplasarea anterioară.
În perioada studierii tehnologiei de injectare a dioxidului de carbon în rezervor pentru a crește factorul de recuperare a petrolului, au fost identificate diferite abordări ale utilizării acestuia:
● injectarea apei carbogazoase;
● injectarea continuă de CO2;
● injectarea de melc de CO2 urmată de injectarea de apă;
● deplasarea uleiului prin injectare alternanta de CO2 si apa;
● deplasarea uleiului prin injectarea de melci combinați de reactivi chimici și CO2.
Principalul avantaj al injectării cu apă carbogazoasă este consumul relativ scăzut de dioxid de carbon atunci când este injectat în rezervor în comparație cu alte variații ale utilizării acestuia. Concentrația optimă de dioxid de carbon în apă este de 4-5%. Experimentele de laborator pentru determinarea eficienței utilizării apei carbogazoase, efectuate de UfNII, au constatat că deplasarea uleiului cu apă carbogazoasă cu o concentrație de CO2 de 5,3% permite o creștere a recuperării petrolului cu 14% față de deplasarea cu apă de la robinet.
Avantajul injecției continue de dioxid de carbon este realizarea unei eficiențe de deplasare mai mari în comparație cu alte aplicații tehnologice. Acest lucru se întâmplă din cauza faptului că un arbore de ulei se formează în fața volumului în avans de CO2, caracteristic proceselor care au loc în timpul deplasării amestecării. Dezavantajele injectării continue de dioxid de carbon includ instabilitatea vâscoasă, care, în unele cazuri, poate reduce semnificativ factorul de măturare și poate duce la depășirea timpurie a dioxidului de carbon.
În comparație cu deplasarea continuă cu dioxid de carbon, opțiunea injectării alternative de CO2 și apă este mai economică datorită reducerii volumului și, prin urmare, a costului dioxidului de carbon. De asemenea, avantajele injectării alternative includ faptul că injecția alternativă de dioxid de carbon și apă poate fi eficientă pentru formațiuni eterogene, în funcție de raportul dintre CO2 și H2O. Literatura de specialitate oferă rezultatele experimentelor de laborator, dar subliniază și faptul că eficacitatea fiecărui proiect specific ar trebui să se bazeze pe experiența experimentală în care condițiile să fie cât mai apropiate de condițiile reale. Experții au opinii diferite cu privire la această opțiune de injecție de dioxid de carbon. Au fost publicate rezultatele experimentelor de laborator, în urma cărora s-a ajuns la concluzia că pentru o formațiune omogenă cu miscibilitate limitată cea mai bună opțiuneÎn comparație cu injecția alternativă, va exista o opțiune cu injectarea unui melc continuu. De asemenea, se subliniază că injecția alternativă de dioxid de carbon și apă reduce eficiența finală a deplasării uleiului în comparație cu injecția continuă. Pe baza rezultatelor altor experimente, s-a determinat că, pentru o formare omogenă, injecția alternativă este eficientă, iar volumul optim al jantei este de la 9 la 12% din volumul porilor. Potrivit autorilor acestui articol, după analizarea experimentelor de laborator și industriale, inclusiv în câmpul Radaevskoye, precum și a studiului lucrări științifice dedicat acestei probleme, eficiența tehnologiei de injecție alternativă a fost dovedită. Și utilizarea acestei opțiuni va fi eficientă pentru formațiuni eterogene, deși gradul de eficacitate poate varia.
In fata tuturor avantaje evidente Utilizarea tehnologiei pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului prin injectarea de dioxid de carbon are, de asemenea, dezavantaje. În comparație cu inundarea cu apă, injecția de CO2 reduce factorul de măturare. Pentru a reduce acest efect, este posibil să se utilizeze injecția alternativă de apă și dioxid de carbon, precum și izolarea selectivă a anumitor intervale. La rândul său, folosirea apei alternativ cu CO2 poate duce la cea mai semnificativă complicație posibilă la injectarea dioxidului de carbon - coroziunea echipamentelor din puțurile de injecție și producție. Un alt dezavantaj al acestei tehnologii este că, cu o miscibilitate incompletă cu uleiul, CO2 extrage hidrocarburi ușoare din acesta, iar fracțiile grele rămân în ulei, drept urmare uleiul devine inactiv și va fi mult mai dificil de extras în ulei. viitor.
Următorul dezavantaj al acestei tehnologii este că dioxidul de carbon este un gaz care, atunci când este saturat cu vapori de apă, poate forma hidrați cristalini.
Pe măsură ce CO2 se dizolvă în apă și ulei, se va observa o scădere a temperaturii. Gradul de reducere a temperaturii crește odată cu creșterea concentrației de dioxid de carbon. Un astfel de efect de temperatură la dizolvarea dioxidului de carbon poate afecta formarea depozitelor de asfaltenă-rășină-parafină.
Conform unor estimări ale tehnologiei studiate, se observă că dacă nu este posibil să se asigure livrarea de dioxid de carbon prin preț accesibilîn intervalul de timp necesar, există o mare probabilitate de a rata oportunitatea de a îmbunătăți recuperarea finală a petrolului. Asigurarea aprovizionării într-o etapă ulterioară, când câmpul este deja într-o etapă ulterioară și există o scădere a presiunii rezervorului, este disponibilă doar deplasarea nemiscibilă, al cărei efect este de câteva ori mai mic decât în cazul modului de deplasare miscibil; pentru unele câmpuri precum o evaluare este destul de justificată. Lipsa unei surse accesibile este o limitare semnificativă pentru aplicarea tehnologiei de injectare a dioxidului de carbon. Pentru multe domenii, producția și transportul de CO2 la amplasament poate să nu fie viabilă din punct de vedere economic.
În Uniunea Sovietică, primele experimente de laborator privind utilizarea dioxidului de carbon au fost efectuate de VNII și BashNIPIneft. În 1967, injecția de CO2 sub formă de apă carbogazoasă a fost implementată în zona Aleksandrovskaya a câmpului Tuymazinsky. Volumul total de apă carbogazoasă injectată a fost de două volume de pori cu o concentrație de dioxid de carbon de 1,7%. Acoperirea rezervorului prin inundarea apei din punct de vedere al puterii a fost crescută cu 30%, injectivitatea puțurilor de injecție a crescut cu 10-40%. Efectul specific al cantității de dioxid de carbon injectat pe tonă de ulei produs a fost de 0,17 t/t.
Injectarea de dioxid de carbon în câmpul Radaevskoye a început în 1984. Ca urmare a implementării proiectului de injecție de CO2 la câmpul Radaevskoye, au fost injectate 787,2 mii de tone de CO2, ceea ce este de 2,6 ori mai mic decât volumul proiectat pentru această perioadă. Datorită injectării de CO2, până în iulie 1989, producția suplimentară de petrol se ridica la 218 mii tone. Efectul specific al cantității de CO2 injectat este de 0,28 t/t. Au apărut dificultăți la furnizarea dioxidului, care au fost asociate cu întreruperi în conducta de dioxid de carbon. Aprovizionarea cu dioxid de carbon a fost inegală. După numeroase descoperiri, funcționarea sa a devenit imposibilă. Acesta a fost principalul motiv pentru terminarea experimentului în 1988.
Ca urmare a injectării a 110 mii de tone de CO2 lichid în câmpul Kozlovskoye, efectul specific este egal cu 0,125 t/t. Proiecte similare pentru injectarea de dioxid de carbon în rezervor au fost implementate în câmpul Sergeevskoye în 1984, unde efectul specific al injectării până în iulie 1989 a fost de 0,23 t/t. Volumul injectat a fost de 73,8 mii tone. La câmpul Elabuga, injecția de CO2 a început în 1987. Volumul total de injecție a fost de 58,3 mii tone, a fost dezvoltat un proiect pentru câmpul Olkhovskoye. La utilizarea acestei tehnologii, s-a observat o creștere a recuperării uleiului în toate cazurile. Totuși, investițiile de capital semnificative și o perioadă lungă înainte de începerea rambursării proiectelor, precum și lipsa echipamentelor care ar putea asigura funcționarea neîntreruptă la injectarea CO2, nu au permis dezvoltarea ulterioară a tehnologiei în această perioadă.
Există o experiență vastă în utilizarea acestei tehnologii în străinătate. Injectarea de dioxid de carbon în rezervoare este utilizată în mod activ de SUA, Canada, Ungaria, Turcia, Marea Britanie și alte țări. Deja în august 1981, în întreaga lume, cu excepția țărilor URSS, 27 Proiecte in derulare pentru injectarea de CO2, nouă au fost finalizate și 63 sunt planificate.
În SUA, metoda de injectare a dioxidului de carbon a fost testată în 1978 în Texas în Scurry și a început să fie implementată cu succes în Bazinul Permian din West Texas și estul New Mexico. Ulterior, injectarea de dioxid de carbon a început în alte regiuni, inclusiv în câmpurile din Munții Stâncoși, Midcontinent și coasta mexicană. Cea mai mare parte a producției de petrol prin injectarea de dioxid de carbon se realizează în regiunea Golfului Permian și se ridică la aproximativ 62%. Restul de 38% provin din regiunile Munților Stâncoși, Midcontinent și Coastei Mexicane. Într-o măsură mai mare, astfel de indicatori se bazează pe faptul că principalele zăcăminte de CO2 natural sunt situate în Bazinul Permian; în consecință, dioxidul de carbon poate fi transportat cu ușurință prin conducte de gaz până la cel mai apropiat epuizat. campuri petroliere. Având în vedere că costurile de exploatare sunt această regiune mai mic decât celelalte, devine cel mai solicitat pentru companiile implicate în injecția de CO2.
Începând cu 2014, în lume sunt implementate 136 de proiecte de injecție de dioxid de carbon, realizate de 30 de companii operaționale. Dintre acestea, 88 sunt considerate de succes, 18 sunt clasificate ca proiecte promițătoare, restul de 20 au început recent. Zece proiecte nu au putut fi implementate eficient. Majoritatea, și anume 128 din 136, sunt vândute în Statele Unite. Cele mai tinere proiecte de injectare de dioxid de carbon includ cele începute în 2014 la câmpul Slaughter (Smith Igoe), care este situat în Texas, SUA și este deservit de un mare american. companie petroliera Occidental. În ciuda Pe termen scurt, proiectul este deja considerat reușit, iar creșterea debitului este de 2,65 mc/zi/pudă. Proiectele de injecție de CO2 la câmpurile Charlton 19 și Chester 16, situate în Michigan, SUA, dezvoltate de Core Energy, au început și ele în 2014.
Câmpurile Sacroc și Devonian Unit (North Cross) sunt printre cele mai mature proiecte de injecție de CO2, care au început în 1972 și nu au fost încă finalizate. Depozitul Sacroc este situat în Texas, SUA. Dezvoltarea este realizată de Kinder Morgan. Creșterea debitului -10,81 m3/zi/pudă. Unitatea Devoniană (North Cross), situată și în Texas, SUA. Compania operator este Occidental. Creșterea debitului - 7,84 m3/zi/pudă. . Experiența utilizării deplasării miscibile în alte țări ne permite să concluzionam că, dacă există o sursă accesibilă de CO2, utilizarea tehnologiei poate crește semnificativ factorul final de recuperare a petrolului din zăcămintele rusești.
Link bibliografic
Trukhina O.S., Sintsov I.A. EXPERIENȚA DE UTILIZARE A DIOXIDULUI DE CARBON PENTRU A MĂSORIRE RECUPERAREA ȚEIEI // Progrese în știința naturală modernă. – 2016. – Nr. 3. – P. 205-209;URL: http://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=35849 (data accesului: 27/04/2019). Vă aducem în atenție reviste apărute la editura „Academia de Științe ale Naturii”
La dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze, se utilizează energia presiunilor inițiale (statice) și artificiale (suplimentare) ale rezervorului, sub influența căreia petrolul și gazele sunt deplasate din spațiul porilor rezervorului în puț.
Presiunea inițială a rezervorului câmpurilor petroliere este determinată de forțele naturale ale zăcămintelor: presiunea apei de contur sub influența masei sale, presiunea apei de contur ca urmare a expansiunii elastice a rocii și a apei, presiunea a capacului de gaz de pe partea care poartă uleiul a zăcămintei, elasticitatea gazului eliberat din uleiul dizolvat anterior în acesta, gravitația uleiului .
Cu toate acestea, firesc vederi interne Energia zăcămintelor de hidrocarburi, în special a petrolului, nu asigură o recuperare mare a petrolului din zăcăminte. Pentru a crește recuperarea petrolului, se folosesc surse de energie artificiale, suplimentare, prin injectarea de apă, gaz și alți reactivi în formațiunile productive. În prezent, principalul tip de impact artificial asupra formațiunilor purtătoare de petrol este inundațiile de margine, margine și intra-laterală.
Deplasarea petrolului prin apă este în prezent principala metodă de recuperare a petrolului, atât cu cât și fără impact asupra rezervorului.
Mișcarea fluidului într-o formațiune purtătoare de ulei are loc printr-un sistem extrem de complex de canale de pori ramificați de diferite configurații și dimensiuni.
Principalele forțe care împiedică mișcarea în comun a fluidelor nemiscibile în spațiul porilor și determină amploarea recuperării uleiului sunt forțele de suprafață (capilare), forțele de rezistență vâscoasă (hidrodinamică) și gravitația (gravitațională), care acționează împreună.
Locația și cantitatea de ulei rezidual din rezervoare depind de faptul dacă roca este umezită de preferință cu apă sau ulei. Faza reziduală mai puțin umedă sub formă de picături individuale este reținută în zone largi ale porilor. Faza deplasată mai umedă, dimpotrivă, rămâne în părțile înguste ale porilor și în porii mici individuali. Fiecare fază (apă sau ulei) se deplasează prin propriul sistem de canale poroase, menținând continuitatea. O particulă de lichid se poate deplasa într-un canal ocupat de o altă fază doar sub foarte valori mari gradientul de presiune extern, iar acesta este determinat în principal de forțele de suprafață.
Când petrolul este deplasat de apa din formațiuni eterogene, recuperarea petrolului este puternic influențată de forțele hidrodinamice (gradient de presiune). Gradientul de presiune final crește pe măsură ce permeabilitatea scade. Prin urmare, odată cu creșterea gradientului de presiune în formațiune, numărul de straturi intermediare implicate în filtrare crește, adică. coeficientul de acoperire a rezervorului prin inundare crește.
Într-o formațiune omogenă, apa care deplasează umple în primul rând porii mici, în timp ce într-o formațiune eterogenă ocupă zone mai permeabile unde predomină porii mari. Motivul acestei diferențe este că pe scara porilor unei formațiuni omogene, distribuția fazelor este determinată de forțele de suprafață, iar atunci când straturi de permeabilitate diferită sunt interstratificate, de forțe de rezistență vâscoasă și gravitație. Cu toate acestea, după ce a umplut zonele foarte permeabile, apa începe să fie absorbită în zonele slab permeabile, înlocuind uleiul de acolo. Cu cât curgerea apei deplasate este mai lent, cu atât sunt mai mari dimensiunile zonelor în care se stabilește echilibrul capilar datorită absorbției apei, iar recuperarea uleiului tinde spre o anumită limită.
Orez. 6. Schema modificărilor de saturație cu ulei și apă a productivului
formarea în timpul inundației sale la graniță.
Natura saturației spațiului penelor: 1 – apă, 2 – ulei;
Cu toate acestea, la viteze de mișcare a apei injectate care sunt mai mici decât viteza minimă de impregnare capilară a zonelor cu permeabilitate scăzută, recuperarea uleiului scade din nou din cauza deteriorării condițiilor de deplasare în zonele cu permeabilitate ridicată.
O situație specială apare atunci când uleiul plastic vâscos este deplasat din rezervor. În acest caz, recuperarea uleiului din zonele foarte permeabile crește foarte brusc odată cu creșterea vitezei de mișcare a apei. Maximul curbei de recuperare a uleiului în funcție de viteza apei este în regiunea ratelor reale de filtrare, ceea ce face posibilă reglarea recuperării uleiului prin modificarea ratei de deplasare.
Astfel, are loc un proces complex de deplasare și redistribuire simultană a fazelor în spațiul poros al rezervorului, care în cele din urmă nu duce la deplasarea completă a petrolului prin înlocuirea apei. În acest caz, saturația cu apă a formațiunii productive crește de la saturația cu apă reziduală (K VO = 1 – K Н) la saturația inițială de ulei K Н în zona neafectată de dezvoltarea acesteia până la valoarea maximă a saturației curente a apei ( K VT = 1 – K HO), corespunzătoare saturației reziduale de ulei K HO la liniile inițiale de injectare a apei. Pe baza ideilor moderne despre deplasarea petrolului de către apă într-o formațiune productivă plină cu apă în timpul inundațiilor la graniță, se disting patru zone (Fig. 6).
Prima zonă este partea acviferă a formațiunii sub nivelul de contact ulei-apă (OWC), în care spațiul porilor este complet umplut cu apă. În a doua zonă, saturația apei se modifică de la maxim la valoarea de pe frontul de deplasare a uleiului. Secțiunea IIa este situată pe linia inițială de injectare a apei și este caracterizată de saturația reziduală a uleiului. Secțiunea IIb este reprezentată de o zonă de amestec ulei-apă, în care uleiul este spălat treptat. A treia zonă, a cărei dimensiune poate ajunge la câțiva metri, este zona de tranziție de la apă la petrol. În general este considerat stabilizat. A patra zonă este partea nedezvoltată a formațiunii.
În timpul inundațiilor intra-circuite a formațiunii productive, există zone II, III și IV. Secțiunea IIa este situată direct în jur bine injectat.
1. Ce se întâmplă cu uleiul din rezervor atunci când este deplasat de apă?
2. Este posibil să înlocuiți uleiul dintr-un rezervor cu gaz sau alți reactivi?
Document original?
PRELEZA 13
CREȘTEREA RECUPERĂRII DE ȚEI
1. Metode de creștere a rezervelor recuperabile
Recuperarea îmbunătățită a petrolului este o problemă complexă, a cărei soluție folosește experiența acumulată în toate domeniile afacerii câmpurilor petroliere. În primul rând, desigur, este amplasarea corectă a puțurilor pe depozite, ținând cont de structura geologică a formațiunilor și implementarea reglementării procesului de inundare a apei pe baza studiilor hidrodinamice regulate ale puțurilor. Eficiența funcționării rezervorului este îmbunătățită ca urmare a influenței zonelor de fund ale găurii ale formațiunii pentru a crește debitele și a nivela profilul fluxului de petrol și gaze, precum și injectivitatea puțurilor de injecție, dacă există, pentru a artificial. menține presiunea rezervorului. Eficiența inundării cu apă poate fi crescută semnificativ dacă la apa injectată se adaugă reactivi chimici pentru a facilita deplasarea mai completă a uleiului din subsol. Toate metodele secundare și terțiare pentru creșterea recuperării petrolului se bazează pe utilizarea anumitor legi fizice discutate în prelegerile anterioare.
În funcție de condițiile de apariție a uleiurilor, proprietățile și compoziția acestora. și, de asemenea, pe baza fezabilității economice, folosesc diverse tehnologii pentru extracția hidrocarburilor. Cel mai mult tehnologii cunoscute poate fi numită injecție de lichid de răcire în rezervor pentru a reduce vâscozitatea uleiului. Același scop este urmărit prin injectarea în formațiuni gaze lichefiate, care sunt solvenți de ulei. Fenomenul de evaporare inversă și condensare a hidrocarburilor grele într-un mediu gazos este utilizat pentru dezvoltarea tehnologiei de injectare a gazelor de înaltă presiune în rezervor, care ajută la transferul unei părți din fracțiile petroliere în faza de vapori.
Pentru a egaliza mobilitatea apei și a uleiului deplasat, în formațiuni se injectează apă stinsă. Pentru a îmbunătăți recuperarea uleiului, se folosesc spume stabilizate de agenți tensioactivi și surse mobile de ardere. Sunt studiate metode cu ultrasunete, vibrații și electrice de influențare a zonelor din apropierea puțurilor din formațiune.
2. Detergenți și deplasarea uleiului proprietățile apei
Inundațiezăcămintele reprezintă principala modalitate de creștere a eficienței câmpurilor petroliere. Dar chiar și cu toată eficacitatea sa, mai mult de jumătate din rezervele de petrol rămân în pământ. Una dintre modalitățile de a crește eficiența inundării apei poate fi injectarea apei cu proprietăți mari de deplasare în rezervor. În conformitate cu conceptele moderne, mecanismul acțiunii de curățare a substanțelor în legătură cu spălarea hidrocarburilor din minerale este determinat de capacitatea acestora de a îmbunătăți proprietățile de umectare ale apei și de a reduce tensiunea lor superficială la interfața cu uleiul și alte suprafețe. Trebuie să fie perturbatori de suspensii și emulsii etc.
În funcție de structura și proprietățile rocilor de formare, precum și de starea fluidelor din mediul poros, parametrii fluidului deplasant afectează deplasarea uleiului proprietățile pot să nu fie aceleași. Dacă, de exemplu, uleiul dintr-un rezervor este într-o stare dispersată, atunci apa se caracterizează prin valori scăzute tensiune superficiala la interfata cu uleiul si umezirea bine a rocii.
Când inundați rezervoarele fracturate, este recomandabil să folosiți apă cu valori mari ale tensiunii de umectare (s× CosQ), capabile să fie absorbite intens de forțele capilare în blocuri de rocă sparte de fisuri.
Cu toate acestea, procesele de absorbție a apei în saturate cu ulei rasele sunt însoțite de formare apă-ulei amestecuri care afectează negativ recuperarea uleiului din cauza întreruperii continuității fazei uleioase. Astfel de amestecuri se formează mai puțin intens atunci când ape cu valori scăzute (s× CosQ). Dacă este așa, atunci în condiții de umectare neutră (intermediară), când unghiul de contact este aproape de 90° , A sare valori minime, factorul de recuperare a uleiului ar trebui să crească. Asemenea ape au rele proprietăți de curățare, dar capacitatea lor de deplasare este cea mai mare. În acest sens, ar trebui să se acorde preferință apelor de formațiuni produse împreună cu ulei, iar acestea ar trebui să fie injectate înapoi în formațiuni după un tratament adecvat. Apa proaspătă folosită pentru a menține presiunea rezervorului udă mai bine suprafața rocii și formează emulsii mai stabile în contact cu uleiul. În plus, ele contribuie la umflarea cimentului de argilă, care face parte din rezervoarele terigene, și la scăderea volumului spațiului porilor. Adevărat, unii oameni de știință cred că în acest caz uleiul este stors din canalul de filtrare care se micșorează, dar judecând după rezultatele experimentelor de laborator date în lucrările lor, nu este așa. Este mult mai ușor de explicat efectul rezultat prin simpla redistribuire a fluxurilor de filtrare prin modificarea structurii canalelor de filtrare.
În rezervoarele terigene ale câmpurilor Udmurtia, unde conținutul de materie argilosă este nesemnificativ (0-5%), o scădere a permeabilității în timpul filtrării apei proaspete și salmastre este asociată cu o creștere a grosimii stratului de apă slab legată la nivelul suprafața canalelor de filtrare. Când permeabilitatea la gaz a rocilor se modifică de la 0,2 la 0,9 μm 2, scăderea relativă a permeabilității pentru apa dulce față de apa mineralizată este în medie de 55%, variind de la 34 la 75%.
Cifre similare pentru modificările permeabilității apei dulce în raport cu apa de formare (în medie 46% cu o gamă de modificări de la 29 la 67%) au fost obținute în timpul experimentelor pe zăcăminte de gresie din Bashkiria, caracterizate prin permeabilitatea la gaz de la 0,3 la 0,9 μm 2 .
Studiile efectuate indică o scădere a permeabilității gresiilor mâloase cuarțoase care conțin o cantitate mică de ciment argilos din cauza modificărilor compoziției chimice a apei injectate, care afectează grosimea stratului difuz de apă legată (legată) la suprafață. a canalelor de filtrare. Pe măsură ce apa filtrată într-un mediu poros este desalinizată, grosimea acestui strat crește în conformitate cu (1), ceea ce duce la scăderea permeabilității. Odată cu creșterea mineralizării apei injectate, permeabilitatea rocii crește din nou. Măsurători de control Măsurătorile de permeabilitate la gaze efectuate după studii au arătat că nu au avut loc modificări structurale în structura spațiului poros al rocilor, iar permeabilitatea lor absolută nu s-a schimbat. Mai exact, abaterea medie a fost± 7,5%, care se încadrează în eroarea de evaluare a permeabilității în condiții de laborator.
,(1)
Unde Dh- modificarea grosimii stratului de apa legata;
A - gradul de disociere a electroliților;
n - numărul de ioni în care se descompune molecula de electrolit;
m - vascozitatea fluidului;
r- raza ionilor;
K este constanta lui Boltzmann;
T - temperatura absolută;
m- masa de ioni;
CU 1 și C 2 - concentrații molare de săruri în formare și apă de injectare.
Mecanismul procesului care provoacă o modificare a permeabilității apei a unui mediu poros este asociat cu schimbul de cationi pe suprafața particulelor de argilă care alcătuiesc cimentul rocii. În acest caz, sunt posibile două tipuri de interacțiune a soluției cu minerale. În primul caz, când sunt filtrate soluții care conțin aceiași cationi ca și complexul absorbit de substanța argilosă, schimbul de cationi este practic absent. Compoziția complexului absorbit de minerale nu se modifică, iar modificarea grosimii stratului difuz este determinată în primul rând de diferența de concentrații de sare din apa injectată și de formare (legată).
În al doilea caz, modificarea permeabilității va fi determinată de tipul de cationi care intră sau se scurg din complexul absorbit și de diferența dintre concentrațiile de apă de formare și fluidul injectat. Cele mai mari modificări ale permeabilității se observă în cazul predominării cationilor de sodiu în complexul absorbit.
| Proba nr. | Permeabilitate, µm2 | Reducerea relativă a permeabilității, |
|
| Pentru soluție de NaCl | pentru apa dulce | ||
| 1878 | 0,230 | 0,096 | |
| 1879 | 0,136 | 0,034 | |
| 1881 | 0,018/ 0,012 | 0,013 / 0,0073 | |
| 1883 | 0,131 | 0,046 | |
| 1883a | 0,014 | 0,006 | |
| 3806 | 0,045 / 0,058 | 0,023 / 0,038 | |
| In medie | |||
Notă: numitorul indică valorile de permeabilitate ale celui de-al doilea ciclu de injecție de apă mineralizată și dulce.
În acest sens, pentru a restabili injectivitatea puțurilor de injecție care dezvoltă depozite în rezervoare terigene, pentru a menține presiunea din rezervor, se recomandă utilizarea apei care are mineralizare și o compoziție chimică apropiată de compoziția apei de rezervor.
Mai mult, pentru a îmbunătăți caracteristicile de filtrare ale rezervoarelor pentru apa injectată, puteți adăuga componente care conțin săruri clorurate ale metalelor polivalente (de exemplu, AlCl 2, FeCl 3) sau sulfat (de exemplu, Na 2 SO 4, K 2 SO 4), sau nitrați (de exemplu, NaNO 3, KNO 3) aditivi care ajută la reducerea grosimii stratului de apă slab legată și la creșterea permeabilității rocilor.
3. Tratarea apei cu surfactanți
Modificările necesare ale suprafeței și proprietăților de umectare ale lichidelor și ale caracteristicilor interfețelor de fază într-un mediu poros pot fi realizate prin adăugarea de agenți tensioactivi în apă.
Majoritatea moleculelor de surfactant constau din lanțuri hidrocarburi hidrofobe lungi cu afinitate reziduală scăzută la un capăt și grupări polare hidrofile cu afinitate mare la celălalt. Pe baza caracteristicilor lor chimice, toți agenții tensioactivi sunt împărțiți în cei activi anionici, cationicși substanțe neionice. Dacă partea de hidrocarbură a moleculei unui surfactant ionic este parte a unui anion format într-o soluție apoasă, compusul aparține substanțelor active anionice. cationic substanțele se formează în solutii apoase cationi care conțin lanțuri lungi de radicali hidrocarburi. Nu conține substanțe neionice neionizant grupări terminale hidrofile. Activitatea de suprafață a acestor substanțe se datorează structurii particulare a moleculelor lor, care au o structură asimetrică (difilică), constând din grupări polare și nepolare. Partea nepolară și insolubilă în apă a moleculei este radicalul hidrofob alchil, arii sau alchilaril, iar cel polar. solubil în apă reprezintă grupul polietilen glicol sau propilen glicol rest.
Un surfactant neionic comun este OP-10, în care s-au pus mari speranțe în urmă cu cincisprezece până la douăzeci de ani. Exemplu cationic Surfactantul este carbozolina O, care este folosită pentru hidrofobirea gresiilor. Cele anionice includ: sulfonol NP-1, NP-3, sulfonați etc.
Efectul diverșilor aditivi chimici asupra recuperării uleiului a fost testat în condiții de laborator. În prezent, aproape toată lumea a devenit clar că nu există mijloace universale pentru creșterea recuperării petrolului. Același reactiv se comportă diferit în condiții diferite. Tabelul prezintă rezultatele studiilor de laborator ale diverșilor reactivi utilizați pentru a îmbunătăți recuperarea uleiului în condiții de câmp Regiunea Ural-Volga. Aceste studii au fost efectuate în PermNIPIneft, BashNIPIneft, UdmurtNIPIneft, Giprovostok.
| Tehnologie (borduri de soluții de reactivi chimici fără modificări detaliate) | Creștere relativă a coeficientului deplasarea uleiului |
|
| Gama de schimbare | In medie |
|
| Surfactanți neionici (tip OP-10) de la începutul procesului de inundare a apei la post-spălare a uleiului rezidual | 0 - 0,11 0 - 0,12 | 0,055 0,019 |
| Surfactanți anionici (în carbonați) | 0 - 0,34 | 0,156 |
| La fel (în roci terigene) | 0 - 0,13 | 0,044 |
| Alcaline și compoziții pe baza acestora | 0 - 0,38 | 0,155 |
| Polimeri | 0 - 0,28 | 0,113 |
| Dioxid de carbon | 0,05 - 0,28 | 0,122 |
Tabelul arată că orice tehnologie se poate dovedi a fi complet ineficientă în anumite condiții, în timp ce alta poate avea un efect pozitiv. Un exemplu izbitor sunt surfactanți anionici, care sunt practic ineficienți în rezervoarele terigene, în timp ce în carbonați dau creșteri foarte vizibile ale coeficientului deplasarea uleiului.
Surfactanții sunt adsorbiți în diferite grade de suprafața rocii. Relația cantitativă dintre adsorbția specifică a G în stratul de suprafață, modificarea tensiunii superficiale cu concentrația substanței dizolvate și concentrația Cu instalat Ecuația lui Gibbs
Unde R- constanta universală a gazului
T- temperatura absolută.
Valoarea care caracterizează capacitatea unei substanțe dizolvate de a reduce tensiunea superficială a unei soluții se numește de obicei activitate de suprafață
Cantitatea de activitate de suprafață poate fi determinată din izoterma de adsorbție Г=f (C) și dependența tensiunii superficiale de concentrația substanței dizolvates=f(C).
Inițial, tensiunea superficială scade rapid și, pe măsură ce stratul de suprafață este umplut cu molecule adsorbite, schimbarea s odata cu cresterea concentratiei de surfactant scade si cand adsorbtia atinge o valoare constanta corespunzatoare saturarii complete a stratului cu molecule de surfactant, se opreste. Prin urmare, activitatea de suprafață a unui surfactant este evaluată prin valoare
acestea. valoarea inițială a lui G 0 cu concentrația de surfactant tinde spre zero. Unitățile SI ale activității de suprafață sunt H× m 2/kmol.
1 mN × m 2 /kmol=1Gibbs=1Dyn/cm/(mol/dm 3)
Cei mai potriviti pentru tratarea apei injectate sunt surfactanții care reduc semnificativ tensiunea superficială la interfața cu uleiul la concentrații scăzute, îmbunătățesc umecbilitatea suprafeței rocii, slab absorbant pe ea și emulsii distructive apă-ulei. În plus, acestea trebuie să fie ieftine, complet solubile în apă dulce și de formare și rezistente la sărurile apei de formare. Amestecurile de diferiți agenți tensioactivi au de obicei cele mai bune performanțe. În acest sens, sarcina principală a cercetării de laborator devine selecția celor mai bune compoziții pentru condiții specifice de ulei. O cantitate imensă de cercetare necesită mult timp și bani și, prin urmare, este rareori implementată în întregime.
Utilizarea surfactanților în volume industriale pentru creșterea recuperării uleiului întâmpină dificultăți semnificative datorită adsorbției lor de către suprafața imensă a canalelor de filtrare. Cu toate acestea, trebuie luat în considerare faptul că, ca urmare a filtrării apei care urmează marginea soluției chimice, are loc desorbția parțială a substanței și transferul acesteia în alte părți ale formațiunii.
Pe de altă parte, dacă adsorbția nu a avut loc, atunci mecanismul de acțiune al surfactantului nu ar putea fi pe deplin realizat. Sunt cunoscute rezultatele studiilor privind eficacitatea inundării polimerilor folosind substanțe care reduc adsorbția reactivului activ pe suprafața rocii, indicând absența unui efect tehnologic.
4. Inundații alcaline
Soluțiile alcaline sunt injectate în formațiuni sub formă de melci, propulsate de apă dulce. Mecanismul de acțiune al jantelor alcaline este asociat cu formarea de agenți tensioactivi ca urmare a interacțiunii alcaline cu uleiul, ducând la scăderea tensiunii superficiale la limita soluției cu ulei, hidrofilizarea suprafeței rocilor (terigenă până la într-o măsură mai mare).Datorită emulsionării uleiului se creează rezistenţă hidrodinamică suplimentară, contribuind la creşterea micro şi macro-măturare a formaţiunii prin inundarea cu apă. În prezent, se efectuează teste de teren ale inundațiilor alcaline și modificărilor acesteia, exprimate în crearea de amestecuri de alcalii cu tipuri variate Agenți tensioactivi, inundații termo-alcaline etc. Eficacitatea inundațiilor alcaline este strâns legată de activitatea uleiurilor, care depinde de conținutul de componente acide din acestea care reacţionează cu alcalii. Cu cât uleiurile sunt mai active, cu atât scade tensiunea superficială la interfața lor cu soluția alcalină.
5. Inundarea polimerilor
Îngroşareapă prin adăugarea acesteia solubil în apă polimerii au ca scop nivelarea frontului de deplasare prin eliminarea sau reducerea instabilității vâscoase și prevenirea pătrunderii premature a apei injectate în puțurile de producție. În acest caz, principala proprietate a soluțiilor de polimeri de a rezista forței aplicate acestora este realizată.
Cu cât rata de filtrare a soluției de polimer este mai mare, toate celelalte lucruri fiind egale, cu atât factorul de rezistență este mai mare. Mărimea factorului de rezistență este determinată de raportul dintre mobilitatea soluției de polimer și mobilitatea apei. Un alt indicator important al eficacității probabile a metodei este factorul de rezistență reziduală, care este determinat după spălarea mediului poros cu apă și desorbția sau distrugerea polimerului injectat anterior. Datorită faptului că, în condiții reale, inundarea polimerului este ineficientă din cauza unei scăderi accentuate a ratelor de filtrare pe măsură ce melcul se îndepărtează de puțul de injecție, tehnologia nu este utilizată nicăieri în forma sa pură. Se folosește în combinație cu injectarea de compoziții chimice cu vâscozitate autoreglabilă. Astfel de reactivi își reduc vâscozitatea la contactul cu uleiul și o măresc la contactul cu apa, ceea ce face posibilă deplasarea cel mai eficientă a uleiului în condiții reale de apariție a hidrocarburilor, când structura geologică și proprietățile rezervorului rocilor se schimbă brusc în interiorul depozitului.
6. Utilizarea dioxidului de carbon pentru a crește recuperarea petrolului din rezervoare
Dioxidul de carbon, dizolvat în apă sau introdus în formațiune sub formă lichidă, are un efect benefic asupra proprietăților fizice și chimice ale petrolului, apei și rezervorului, ceea ce ajută la creșterea recuperării petrolului din formațiuni.
CO 2 este un gaz incolor mai greu decât aerul, cu o densitate relativă de 1,529. Temperatura critică 31.1° CU; presiune critică - 7,29 MPa; densitatea critică este de 468 kg/m3. La o temperatură de 20° CUla o presiune de 5,85 MPa se transformă într-un lichid incolor cu o densitate de 770 kg/m 3. Cu o răcire puternică, CO 2 se solidifică într-o masă albă asemănătoare zăpezii cu o densitate de 1650 kg/m 3 , care se sublimează la o temperatură de -78,5° CUși presiunea atmosferică. Tensiunea superficială a dioxidului de carbon lichid scade odată cu creșterea temperaturii.
| Temperatura, ° CU | ||||
| Tensiune superficială, mJ/m2 | 16,54 | 4,62 | 1,37 | 0,59 |
Solubilitatea dioxidului de carbon în apă crește rapid odată cu creșterea presiunii. O creștere a temperaturii și a salinității apei este însoțită de o scădere a solubilității CO 2 . Pe măsură ce crește concentrația de dioxid de carbon, crește vâscozitatea apei. De exemplu, la o temperatură de 20° CUși o presiune de 11,7 MPa, vâscozitatea apei carbogazoase este de 1,21 MPa× Cu. Solubilitatea dioxidului de carbon în uleiuri este o funcție de presiune, temperatură, greutate moleculară și compoziția uleiului. Pe măsură ce greutatea moleculară a hidrocarburilor scade, solubilitatea CO 2 în acestea crește. Cu uleiuri foarte ușoare, CO 2 se amestecă complet la presiuni de 5,6-7 MPa. Uleiurile grele nu se dizolvă complet în dioxid de carbon lichid. Reziduul insolubil constă din rășini, parafine și alte hidrocarburi grele. Odată cu creșterea raportului dintre volumul de dioxid de carbon lichid și volumul de ulei din amestec, solubilitatea uleiului crește.
Pentru a crește recuperarea petrolului, dioxidul de carbon lichefiat este injectat sub formă de melc și împins prin apă carbogazoasă. În acest caz, are loc dizolvarea reciprocă a dioxidului de carbon în ulei și a hidrocarburilor în dioxid de carbon lichid, cu modificări corespunzătoare ale proprietăților acestora. Vâscozitatea uleiului scade, iar volumul acestuia crește, iar tensiunea superficială la limita ulei-apă scade. De exemplu, creșterea volumului uleiului Arlan la o concentrație de CO 2 egală cu 25% în greutate atinge 30% la o temperatură de 24%.° CUiar presiunea 12 MPa, iar vâscozitatea acestuia scade de la 13,7 MPa× de la până la 2,3 mPa × c. Extracția semnificativă a hidrocarburilor ușoare din petrol se observă la temperaturi și presiuni peste critice pentru CO 2 și de aceea procesul este similar cu procesul de evaporare retrogradă a fracțiilor ușoare de petrol într-o fază îmbogățită cu dioxid de carbon.
Conform rezultatelor studiilor de laborator, atunci când volumul lichidului de dioxid de carbon este de 4-5% din volumul porilor, recuperarea uleiului crește cu mai mult de 50% în comparație cu inundațiile convenționale. Injectarea apei carbogazoase permite, in conditii favorabile, cresterea coeficientului deplasarea uleiului comparativ cu inundațiile convenționale cu aproape 30%. Dioxidul de carbon este un mijloc eficient de creștere a recuperării petrolului din carbonat și formațiuni terigene în care presiunea rezervorului este de 5,6 MPa sau mai mult și temperatura variază în intervalul 24 -71° C. Efectul pozitiv al dioxidului de carbon asupra recuperării petrolului este, de asemenea, o consecință a interacțiunii sale chimice active cu roca. Ca rezultat al acestei interacțiuni, permeabilitatea rocii poate crește. Sub influența dioxidului de carbon, aciditatea mineralelor argiloase crește, ceea ce favorizează compresia acestora și previne umflarea. Experimentele industriale privind injectarea de CO 2 în formațiuni productive au dat rezultate încurajatoare.
7. Metode termice pentru creșterea recuperării uleiului
Pentru prima dată, experimentele privind efectele termice asupra rezervoarelor din Rusia au început în anii 30. Când este injectat în rezervor apa fierbinte O creștere a temperaturii determină o scădere a vâscozității uleiului, o modificare a forțelor moleculare de suprafață, expansiunea petrolului și a rocilor și o îmbunătățire a proprietăților de umectare ale apei. La începutul procesului, apa fierbinte injectată în formațiune eliberează rapid căldură în rocă, se răcește la temperatura de formare și, prin urmare, se formează o zonă de apă răcită între uleiul deplasat și porțiunile ulterioare ale lichidului de răcire.
În consecință, uleiul este practic deplasat de apă la temperatura rezervorului. Influența lichidului de răcire asupra eficienței deplasării uleiului începe să afecteze perioada ulterioară a apei de dezvoltare a rezervorului.
Mișcarea apei fierbinți în formațiune este însoțită de o scădere a rezistenței la filtrare în zona încălzită. Se îmbunătățește umectarea suprafeței, crește intensitatea și rolul redistribuirii capilare a lichidelor.
Dacă o scădere a vâscozității uleiului ajută la creșterea recuperării uleiului, atunci intensificarea proceselor capilare pe frontul de deplasare poate avea un impact negativ semnificativ asupra recuperării uleiului. Aceste fenomene pot apărea la temperaturi scăzute ale lichidului de răcire din formațiune (până la 80-85° CU).
Dacă vaporii de apă supraîncălziți sunt injectați în formațiune, formațiunea este mai întâi încălzită din cauza căldurii de supraîncălzire. În acest caz, temperatura scade la temperatura aburului saturat, adică. până la punctul de fierbere al apei în condiții de rezervor. În continuare, căldura latentă de vaporizare este consumată pentru a încălzi formația și apoi aburul se condensează. În această zonă, temperatura amestecului de abur-apă și formarea va fi egală cu temperatura aburului saturat până când toată căldura latentă a formării aburului este consumată. Formația va fi apoi încălzită de temperatura apei fierbinți până când temperatura acesteia scade la temperatura de formare inițială.
O altă metodă efecte termice este implementarea procesului de ardere in situ. Uleiul este înlocuit de produșii gazoși fierbinți de ardere a unei părți din ulei, încălziți cu apă și abur. Rezultatul total al impactului unei surse de ardere în mișcare într-o formațiune constă în numeroase efecte care contribuie la recuperarea crescută a petrolului.
În primul rând, se eliberează hidrocarburi ușoare, condensându-se în zona neîncălzită a formațiunii dinaintea frontului de ardere și reducând vâscozitatea uleiului. Umiditatea de condensare formează apoi o zonă de creștere saturația cu apă; are loc dilatarea termică a lichidelor și rocilor, creșterea permeabilității și porozității datorită dizolvării materialelor cimentare; dioxidul de carbon format în timpul arderii se dizolvă în apă și ulei, crescând mobilitatea acestora; Reziduurile grele de petrol suferă piroliză și cracare, ceea ce crește randamentul hidrocarburilor din rezervor.
Implementarea cu succes a procesului este facilitată de distribuția uniformă a uleiului în formațiune, permeabilitatea ridicată și porozitatea rocilor. Surse de ardere mai stabile apar în formațiunile care conțin uleiuri grele cu un conținut ridicat de reziduuri de cocs. A crescut saturația cu apă formarea complică procesul. Valul de căldură generat în timpul arderii se caracterizează printr-o curbă de temperatură care are două aripi căzătoare cu un maxim între ele, corespunzător temperaturii sursei de ardere. Conform datelor de laborator, valoarea sa ajunge la 550-600 ° C. Apare aripa frontală a curbei de temperaturăîn timpul arderii cocsului și parțial uleiului datorită împrăștierii căldurii prin transfer convectiv prin produșii de ardere și condensării vaporilor de hidrocarburi și a apei datorită conductibilității termice. După sursa de ardere în mișcare, rămâne roca încălzită, care este răcită treptat de oxidatorul care se deplasează aici. Conform experimentelor de laborator, lungimea de undă termică atinge câteva zeci de centimetri. Viteza undei depinde de densitatea de flux a oxidantului și de concentrația de oxigen din acesta și poate varia de la unități la zeci de metri pe zi. Se crede că la implementarea tehnologiei descrise, recuperarea uleiului poate ajunge la 70-85%.
8. Deplasarea uleiului din rezervor cu solvenți
Baza mecanismului de deplasare a uleiului cu solvenți este absența tensiunii superficiale la interfața cu uleiul, care, în esență, nu există. Un solvent precum propanul este împins printr-un agent mai ieftin. Pe măsură ce melcul de solvent se mișcă, acesta este erodat de pe o margine de ulei și de pe cealaltă de un agent de deplasare. Gradul de amestecare a unui lichid este caracterizat de coeficientul de dispersie D, care se numește coeficient de difuzie convectivă sau coeficient de amestecare. Acest coeficient depinde de viteza de mișcare și poate depăși coeficientul de difuzie moleculară cu câteva ordine de mărime. Procesul este foarte influențat de diferența dintre densitățile uleiului și solventului datorită curburii suprafeței de contact și formării de limbi gravitaționale. Dimensiunea optima a franjului, necesara pentru a-si mentine continuitatea pana cand frontul de deplasare se apropie de sondele de productie, pentru diverse conditii ar trebui determinata prin studii speciale care sa tina cont de specificul depozitului. În practică, dimensiunile jantelor cu solvent variază de la 4 la 12% din volumul porilor.
Eficiența procesului este foarte influențată de compoziția uleiului și de saturația spațiului porilor cu diferite faze. Dacă există gaz liber în partea petrolieră a formațiunii, procesul încetinește din cauza amestecării propanului cu gaz și a deteriorării calităților acestuia ca solvent. O scădere semnificativă a eficienței procesului se observă atunci când există o cantitate mare de apă într-un mediu poros.
Apa blochează o parte din ulei, care apoi pierde contactul cu propanul lichid. În astfel de condiții, puteți utiliza solvenți care sunt miscibili atât cu apă, cât și cu ulei, de exemplu, alcooli. În urma melcului, este cel mai rațional să se injecteze gaz în formațiune care este foarte solubil în solvent.
Dacă melcul este propulsat prin formare prin gaz, atunci lichidele lichefiate sunt de obicei folosite ca solvent. propan-butan amestecuri și alte hidrocarburi mai grele.
Compoziția solventului trebuie aleasă astfel încât să se observe solubilitatea reciprocă nelimitată a melcului în petrol și gaz. În această condiție, limitele de fază nu apar în mediul poros și uleiul este deplasat mai eficient. Pentru a efectua deplasarea mixtă a uleiului de către un melc, este necesar să se selecteze o compoziție de hidrocarburi solvenți în care acestea sunt în stare lichidă în condiții de rezervor.
9. Deplasarea uleiului prin gaz de înaltă presiune
Conform datelor experimentale, la unele presiuni foarte mari, aproape toate componentele petrolului se dizolvă în gaz, cu excepția gudronului și a altor componente grele. Prin extragerea acestui gaz, care conține vapori de ulei sau componente ale acestuia, se poate obține la suprafață condens, care precipită atunci când presiunea scade. Astfel, esența metodei constă în transformarea artificială a depozitului în condensat de gaz. În practică, această tehnologie este greu de implementat, deoarece pentru a dizolva tot uleiul sunt necesare presiuni foarte mari (70-100 MPa) si volume uriase de gaz (pana la 3000 m 3 in conditii normale pentru a dizolva 1 m 3 de ulei).
Presiunile de evaporare inversă sunt reduse semnificativ dacă gazul injectat conține gaze grele de hidrocarburi - etan, propan sau dioxid de carbon. Dar volumul de gaz necesar rămâne mare. Procesul poate fi simplificat semnificativ și mai ieftin dacă sunt extrase cele mai volatile fracții de petrol. Pentru a face acest lucru, volume mai mici de gaz uscat trebuie injectate la presiuni mai mici în comparație cu presiunea necesară pentru a dizolva complet uleiul.
Experimentele au stabilit că, în procesul de injectare a gazelor de înaltă presiune într-un model al unei formațiuni care conține uleiuri ușoare, recuperarea uleiului este mai mare decât ar trebui să fie numai cu evaporarea inversă a fracțiilor de petrol.
Gazul care se deplasează prin rezervor este îmbogățit treptat cu etan și hidrocarburi mai grele, iar metanul, întâmpinând porțiuni proaspete de ulei cu o presiune de saturație mai mică decât presiunea gazului injectat, se dizolvă în ulei. Gazul care conține o cantitate semnificativă de hidrocarburi grele este complet miscibil cu uleiul chiar și la presiuni și temperaturi relativ scăzute. În același timp, recuperarea uleiului este mare, deoarece procesul devine apropiat de cel observat atunci când uleiul este înlocuit de un solvent lichid.
Alcoolii și dioxidul de carbon lichid se pot amesteca cu uleiul și apa. Cu toate acestea, unii alcooli sunt slab solubili în apă (butil și propil), în timp ce alții, dimpotrivă, sunt slab solubili în ulei (etil și metil). Dioxidul de carbon se dizolvă în apă și ulei de diferite compoziții și densități. Cercetările privind CO 2 au început la începutul anilor '50.
Mecanismul fenomenelor. Dioxidul de carbon sau dioxidul de carbon formează o fază lichidă la temperaturi sub 31,2 °C. Cu toate acestea, atunci când conține hidrocarburi, temperatura la care poate exista dioxid de carbon lichid crește până la 40 °C. La temperaturi peste 31 °C, dioxidul de carbon este în stare gazoasă la orice presiune. O presiune de 7,2 MPa este, de asemenea, critică. La presiune mai mică, CO 2 trece de la starea lichidă la starea de vapori (se evaporă).
Densitatea și vâscozitatea dioxidului de carbon lichid variază de la 0,5 la 0,9 t/m 3 și de la 0,05 la 0,1 mPa s, iar gazos - de la 0,08 la 0,1 kg/m 3 și de la 0,02 la 0,08 mPa s la presiuni de 8-25 MPa si temperaturi de 20-100 °C.
La presiuni mari (mai mult de 15 MPa) și temperaturi scăzute de formare (sub 40°C), densitatea dioxidului de carbon lichid și gazos devine aproape aceeași (0,6-0,8 t/m3).
Dioxidul de carbon se dizolvă în apă mult mai bine decât gazele de hidrocarburi. Solubilitatea dioxidului de carbon în apă crește odată cu creșterea presiunii și scade odată cu creșterea temperaturii. În condiții de rezervor în apă, solubilitatea dioxidului de carbon variază de la 30 la 60 m 3 /m 3 (3-5 °/o). Pe măsură ce mineralizarea apei crește, solubilitatea dioxidului de carbon din aceasta scade.
Când dioxidul de carbon este dizolvat în apă, vâscozitatea acestuia crește ușor. Cu toate acestea, această creștere este nesemnificativă. Cu un conținut de masă de 3-5% dioxid de carbon în apă, vâscozitatea acestuia crește doar cu 20-30%. Acidul carbonic H 2 CO 3 format atunci când CO 2 este dizolvat în apă dizolvă unele tipuri de ciment și rocă de formare și crește permeabilitatea. Conform datelor de laborator ale BashNIPIneft, permeabilitatea gresiilor crește cu 5-15%, iar a dolomitelor cu 6-75%. În prezența dioxidului de carbon, umflarea particulelor de argilă scade. Dioxidul de carbon este de 4-10 ori mai solubil în ulei decât în apă, deci poate trece dintr-o soluție apoasă în ulei. În timpul tranziției, tensiunea interfacială dintre ele devine foarte scăzută, iar deplasarea se apropie de miscibilitate.
Dioxidul de carbon din apă favorizează ruperea și spălarea peliculei de ulei care acoperă boabele de rocă și reduce posibilitatea de rupere a peliculei de apă. Ca urmare, picăturile de ulei cu tensiune interfacială scăzută se mișcă liber în canalele porilor și crește permeabilitatea de fază a uleiului.
Dioxidul de carbon este mult mai solubil în ulei decât metanul. Solubilitatea CO 2 în ulei crește odată cu creșterea presiunii și scăderea temperaturii și a greutății moleculare a uleiului. Conținutul de metan sau azot reduce solubilitatea CO 2 în ulei și crește presiunea de miscibilitate. Uleiurile cu un continut ridicat de hidrocarburi parafinice dizolva CO 2 mai bine decat uleiurile cu continut mare de hidrocarburi naftenice si, mai ales, aromatice.
La presiuni peste presiunea de miscibilitate completă, CO2 și ulei vor forma un amestec monofazat, indiferent de conținutul de CO2 din acesta, adică va exista o miscibilitate nelimitată.
Presiunea de miscibilitate completă pentru diferite uleiuri este foarte diferită și poate varia de la 8 la 30 MPa sau mai mult. Pentru uleiurile ușoare, cu vâscozitate scăzută, presiunea de miscibilitate este mai mică, pentru uleiurile grele, cu vâscozitate mare este mai mare.
În același timp, presiunea de miscibilitate a CO 2 și uleiului depinde de presiunea de saturație a petrolului cu gaz. Cu o creștere a presiunii de saturație de la 5 la 9 MPa, presiunea de miscibilitate crește de la 8 la 12 MPa. Conținutul de metan și azot în CO 2 crește presiunea de miscibilitate. De exemplu, conținutul de 10-15% metan sau azot în CO2 crește presiunea de miscibilitate cu mai mult de 50%. În schimb, adăugarea de etan sau alte gaze de hidrocarburi cu greutate moleculară mare la dioxid de carbon reduce presiunea de miscibilitate.
O creștere a temperaturii de la 50 la 100 °C crește presiunea de miscibilitate cu 5-6 MPa.
Datorită influenței acestor factori asupra presiunii de miscibilitate, CO 2 este doar parțial miscibil cu multe uleiuri la presiuni reale din rezervor. Totuși, în formațiuni, CO 2, în contact cu uleiul, se dizolvă parțial în acesta și, în același timp, extrage carbohidrați, îmbogățindu-se în ele. Aceasta crește miscibilitatea CO 2 și pe măsură ce frontul avansează, deplasarea devine miscibilă. Ca rezultat, presiunea necesară pentru deplasarea miscibilă a petrolului cu dioxidul de carbon este semnificativ mai mică decât cea a hidrocarburilor gazoase singure. Astfel, pentru deplasarea miscibilă a petrolului ușor cu hidrocarbură gazoasă este necesară o presiune de 27-30 MPa, în timp ce pentru deplasarea CO2 9-10 MPa este suficientă.
Când CO 2 este dizolvat în ulei, vâscozitatea uleiului scade, densitatea crește, iar volumul crește semnificativ: uleiul pare să se umfle.
La presiune și temperatură ridicată, mecanismul de miscibilitate a CO 2 și a uleiului se caracterizează prin procesul de evaporare a hidrocarburilor din petrol în CO 2, iar la temperaturi scăzute mecanismul este mai consistent cu condensarea, adsorbția CO 2 în ulei.
La presiuni sub presiunea de miscibilitate, amestecul de CO 2 și ulei este împărțit în faze componente: CO 2 gaz care conține fracțiuni ușoare de ulei și ulei fără fracțiuni ușoare. Asfaltenele și parafinele pot precipita din petrol sub formă de sediment solid.
Creșterea densității uleiului atunci când CO 2 este dizolvat în acesta nu depășește 10-15%, de obicei nu depășește 2-3%, ceea ce este asociat cu o expansiune semnificativă a volumului de ulei.
O creștere a volumului de petrol de 1,5-1,7 ori atunci când CO 2 este dizolvat în acesta are o contribuție deosebit de mare la creșterea recuperării petrolului atunci când se dezvoltă câmpuri care conțin uleiuri cu vâscozitate scăzută. La deplasarea uleiurilor cu vâscozitate mare, principalul factor care crește coeficientul de deplasare este o scădere a vâscozității uleiului atunci când CO 2 este dizolvat în acesta. Vâscozitatea uleiului scade cu cât mai puternic, cu atât valoarea sa inițială este mai mare.
Vâscozitatea inițială a uleiului, vâscozitatea uleiului la saturație completă cu CO2,
mPa s mPa s
1000-9000 15-160
După cum puteți vedea, vâscozitatea uleiului scade foarte puternic sub influența dizolvării CO 2 în el (nu mai puțin decât sub influența căldurii).
I. I. Dunyushkin a propus o formulă empirică pentru calcularea vâscozității uleiului saturat cu CO 2 cu concentrația sa în ulei C n:
Aici Ași - coeficienți empilici - vâscozitatea inițială a uleiului, mPa s.
Când presiunea scade și amestecul ulei-CO 2 se separă în fazele sale componente, componentele ușoare ale uleiului se transformă în dioxid de carbon. În acest caz, uleiul rămas devine mai greu, volumul său și solubilitatea CO 2 în el scad, iar densitatea și vâscozitatea acestuia cresc. Ca urmare, mobilitatea uleiului rămas în spatele frontului de deplasare a CO2 scade.
Mecanismul procesului de deplasare a uleiului . La presiunea rezervorului peste presiunea de miscibilitate completă a uleiului din rezervor cu CO2, dioxidul de carbon va înlocui uleiul ca solvent comun (deplasare miscibilă). Apoi se formează trei zone în rezervor - zona uleiului din rezervor original, zona de tranziție (de la proprietățile uleiului original la proprietățile agentului injectat) și zona de CO 2 pur. Dacă CO 2 este injectat într-un rezervor inundat, atunci se formează un puț de ulei în fața zonei CO 2 , înlocuind apa de formare.
În condiții de laborator, când unele modele de ulei au fost deplasate de dioxidul de carbon din medii poroase omogene, în mai multe cazuri a fost atins un coeficient de deplasare de 1.
Cu toate acestea, în experimentele cu uleiuri reale, coeficientul de deplasare nu depășește 0,94-0,95%, ceea ce se explică aparent prin precipitarea componentelor uleiului cu moleculară mare într-un sediment solid.
Când presiunea din rezervor este mai mică decât presiunea de miscibilitate, CO 2 se dizolvă parțial în faza uleioasă, îmbunătățindu-și caracteristicile de filtrare, iar fracțiile ușoare de ulei, dimpotrivă, se transformă în CO 2.
Are loc separarea componentelor uleiului. Dioxidul de carbon, saturat cu fracțiuni ușoare de petrol, înlocuiește uleiul parțial saturat cu CO2. În zona spălată cu CO2, uleiul rezidual capătă proprietățile unui reziduu de ulei greu.
Experimentele de laborator au stabilit că CO 2 în formă lichidă înlocuiește uleiul mai bine decât în formă gazoasă la o temperatură apropiată de critică (31°C) și presiune aproape de critică (7 MPa).
La o temperatură în formație peste nivelul critic, CO2 la orice presiune va fi în stare gazoasă și va înlocui uleiul cu toate dezavantajele inerente unui agent cu vâscozitate scăzută, adică cu acoperire scăzută a formațiunilor eterogene de către proces. Prin urmare, este întotdeauna recomandabil să injectați dioxid de carbon sub formă lichidă în formațiuni și să selectați obiecte pentru utilizarea sa cu o temperatură ușor diferită de cea critică (25-40 ° C).
Influența efectelor volumetrice asupra deplasării petrolului de către dioxidul de carbon . O creștere a volumului de ulei sub influența CO 2 care se dizolvă în acesta, împreună cu o modificare a vâscozității lichidelor (o scădere a vâscozității uleiului și o creștere a vâscozității apei) este unul dintre principalii factori care determină eficacitatea utilizării acestuia în procesele de producere a petrolului și extragerea lui din formațiuni inundate.
Expansiunea volumetrică a uleiurilor depinde de presiune, temperatură și cantitatea de gaz dizolvat. Expansiunea volumetrică a uleiului sub influența CO 2 este afectată și de conținutul de hidrocarburi ușoare (C 3 -C 7) din acesta. Cu cât conținutul de hidrocarburi ușoare în ulei este mai mare, cu atât expansiunea sa volumetrică este mai mare. Expansiunea volumetrică a uleiului în rezervor sau „umflarea” uleiului determină o creștere artificială a volumului saturat de ulei al spațiului porilor rezervorului. Ca urmare, presiunea în pori crește, drept urmare o parte din uleiul imobil rezidual este deplasat suplimentar în puțurile de producție. Expansiunea volumetrică a petrolului, chiar și cu saturație parțială cu CO 2, crește coeficientul său de deplasare cu 6-10% datorită creșterii permeabilității de fază pentru petrol și, în consecință, recuperarea finală a petrolului a formațiunilor.
Tehnologie și sisteme de dezvoltare . Datorită faptului că presiunea determină miscibilitatea, starea amestecului ulei-CO 2 și eficiența deplasării uleiului, principalele elemente controlate ale tehnologiei de proces sunt presiunea de injectare a CO 2 și menținerea presiunii din rezervor.
Presiunea optimă la care CO 2 înlocuiește cel mai eficient uleiul ar trebui determinată în fiecare caz specific experimental în condiții apropiate de condițiile de rezervor, adică determinarea presiunii de miscibilitate pentru uleiurile de rezervor cu CO 2 se realizează în mediul poros al unui rezervor real. .
O altă condiție importantă pentru tehnologia de înlocuire a uleiului cu CO 2 este puritatea acestuia, de care depinde miscibilitatea cu uleiul. CO 2 pur (99,8-99,9%) are o presiune minimă de miscibilitate, se amestecă mai bine cu uleiul și îl deplasează, iar în timpul lichefierii poate fi pompat în formațiuni fără complicații și fără a necesita eliminarea gazelor. Dacă amestecul cu CO2 conține o cantitate mare de hidrocarburi ușoare și gaze inerte, injectarea amestecului este posibilă numai în stare gazoasă.
Dacă CO 2 este injectat în formațiune într-un amestec cu metan (gaz natural) sau azot (gaze de ardere), atunci presiunea de miscibilitate va fi foarte mare, iar eficiența deplasării uleiului CO 2 va fi redusă. Acest lucru se explică prin faptul că metanul sau azotul previne miscibilitatea uleiului și a CO 2 .
Pentru a înlocui uleiul numai cu CO 2, este necesar un consum ridicat al acestuia pentru o creștere vizibilă a recuperării uleiului. Datorită diferenței mari de vâscozități și densități ale CO 2 și petrolului, sunt posibile străpungeri rapide ale CO 2 în puțurile de producție prin straturi foarte permeabile, separarea gravitațională a acestora și o scădere semnificativă a coeficientului de măturare în comparație cu inundarea cu apă. Ca rezultat, efectul creșterii deplasării uleiului de către CO 2 poate fi mai mic decât pierderile în recuperarea petrolului din cauza scăderii acoperirii deplasării. Pentru a economisi CO 2 , pentru a preveni pătrunderea acestuia în puțurile de producție, pentru a reduce efectele gravitaționale și pentru a crește factorul de măturare, este recomandabil să combinați utilizarea CO 2 cu inundarea cu apă. Sunt utilizate diverse modificări ale acestei metode.
Inundații cu apă carbogazoasă . Cel mai simplu mod de a injecta CO 2 în formațiune este injectarea apei care este complet sau parțial saturată (3-5%) cu CO 2 . În rezervor, CO 2 trece din apă în uleiul rămas în spatele frontului, modificându-și volumul și proprietățile de filtrare, vâscozitatea și permeabilitatea fazei. În acest caz, frontul concentrației de CO 2 în apă rămâne semnificativ în urma frontului de deplasare. Întârzierea depinde de coeficientul de deplasare a uleiului de apă, de coeficientul de distribuție a CO 2 între petrol și apă, de concentrația de CO 2 în apă, presiune și temperatură și variază de la 2 la 8 ori, adică traseul parcurs de frontul de deplasare a uleiului de către apă este de 2-8 ori distanța parcursă de frontul concentrației inițiale de CO 2 în apă.
Această împrejurare crește semnificativ timpul necesar pentru obținerea efectului, durata dezvoltării câmpului petrolier și consumul de apă injectată. Experimentele de laborator și calculele numerice efectuate la BashNIPIneft arată că coeficientul de deplasare a uleiului de către apa carbogazoasă crește cu doar 10-15% atunci când se injectează cinci până la șase volume de pori în formațiuni. Coeficientul de măturare a rezervorului în cazul utilizării apei carbogazoase este puțin mai mare decât în cazul inundațiilor convenționale cu apă. Acest lucru se explică printr-o scădere a forțelor capilare la limitele de fază și o scădere a unghiului de contact al rocilor umezite cu apa. Forțele gravitaționale, densitatea modelului puțului și sistemul de dezvoltare au același efect asupra procesului de deplasare a petrolului prin apă carbogazoasă ca și în cazul inundațiilor convenționale.
Deplasarea melcului de dioxid de carbon . Întârzierea frontului de CO 2 față de frontul deplasării uleiului de către apă poate fi evitată (sau redusă semnificativ) prin injectarea de CO 2 pur în formațiune sub formă de melc într-un volum de 10-30% din volumul porilor, care este apoi propulsat de apă. Când uleiul este deplasat dintr-o formațiune udată de o margine de CO 2, vor exista următoarele zone caracteristice de saturație (deplasare nemiscibilă).
Zona I - flux monofazat de ulei în prezența apei îngropate.
Zona II - mișcarea comună a CO 2 , uleiului și apei, însoțită de transfer activ de masă între aceste faze.
Zona III - mișcarea puțului de ulei în prezența apei îngropate și a gazului prins. Aici, schimbul de masă de dioxid de carbon are loc între faze, dar într-o măsură mai mică decât în zona II.
Zona IV este mișcarea apei carbogazoase în prezența uleiului lipsit de fracțiuni ușoare și, prin urmare, ulei inactiv și CO 2 prins. Transferul de masă este extrem de limitat, deoarece un puț de apă îngropată se deplasează în fața apei injectate fără CO 2 , care este saturată în partea frontală a deplasării de CO 2 a uleiului.
Zona V - mișcarea apei injectate în prezența uleiului rezidual. CO 2 continut in ulei trece in apa injectata, iar concentratia lui scade in aceste zone de la o valoare maxima la zero in sensul opus miscarii curgerii.
Zona VI - circulația apei în prezența uleiului rezidual și în absența CO2.
Dacă dimensiunea jantei CO 2 este mică, atunci în zonele orare II și III dispar. Apa depășește CO 2, iar uleiul este înlocuit de apa carbogazoasă. Între zonele I și IV apar două zone noi: zona VII, în care petrolul este deplasat de apă lipsită de CO 2, și zona VIII, în care petrolul este deplasat de apă carbogazoasă. Saturația apei cu CO2 are loc în zona IV, adică la distanță de linia de injecție. Ca rezultat, întârzierea frontului de CO2 față de frontul de deplasare (dimensiunea zonei VII) la injectarea unui melc de CO2 este întotdeauna mai mică decât la injectarea apei carbogazoase. Ulterior, apa injectată este saturată cu CO 2 în zona gazului prins.
În cele din urmă, gazul captat dispare și în formațiune rămân doar zonele VI și V. În zona VI, volumul de petrol care nu conține CO 2 este semnificativ mai mic decât în zona V. Important este că apa transportă CO 2 din zonele în care petrolul este practic staționar (zonele IV și V), în zonele neafectate de CO 2. Ca rezultat, spre deosebire de utilizarea altor solvenți sau gaze de hidrocarburi, chiar și micile melci de CO 2 asigură o creștere vizibilă a recuperării petrolului.
Odată cu creșterea volumului de CO 2 injectat în formațiune, recuperarea uleiului din formațiune va crește în mod natural.
Pe măsură ce dimensiunea melcului crește, coeficientul de deplasare a uleiului crește neuniform; pe măsură ce melcul crește, creșterea scade. Ca urmare, la jantele mici, consumul de CO 2 pe tona de ulei produs suplimentar este mai mic decât la cele mari. Pe de altă parte, odată cu creșterea melcului, perioada de dezvoltare scade și se reduce consumul de apă injectată. O dependență similară a recuperării petrolului de dimensiunea melcului se obține într-o formațiune eterogenă. În majoritatea cazurilor (cu eterogenitate scăzută a formațiunilor), volumul optim al melcului de CO 2 este în intervalul de la 20 la 30% din volumul porilor.
Când uleiul este înlocuit de un melc de CO 2 , recuperarea petrolului depinde foarte mult de condițiile de separare gravitațională. Cu o permeabilitate verticală ridicată a formațiunii, recuperarea uleiului poate fi de 2-2,5 ori mai mică decât cu permeabilitate zero de-a lungul grosimii formațiunii.
Deplasarea dioxidului de carbon și a apei prin alternarea melcilor . Cercetările, experimentale și analitice, arată că mai mult Eficiență ridicată Această metodă poate fi obținută prin injectarea volumului necesar de CO 2 în porții mici alternativ cu apă sau injectând simultan CO 2 și apă. Eficiența acestui proces depinde în mare măsură de raportul dintre dimensiunile porțiunilor de CO2 și apă, adică raportul gaz-apă în timpul injecției alternative.
Odată cu o scădere a acestui raport, instabilitatea vâscoasă a avansării CO 2 scade (este distribuită mai uniform în întreaga formațiune), probabilitatea pătrunderii premature a CO 2 prin straturi foarte permeabile în puțurile de injecție scade și, ca urmare, măturarea factorul crește. La unele rapoarte apă/CO2, factorul de măturare poate fi mai mare decât în cazul inundațiilor convenționale sau injectării cu apă carbogazoasă. În același timp, cu un raport scăzut între volumele de gaz și apă, eficiența procesului se apropie de injectarea apei carbogazoase.
Odată cu creșterea raportului gaz-apă, este posibilă o manifestare nefavorabilă a instabilității gravitaționale din cauza diferitelor densități de apă și CO 2 . Apa va tinde în jos, iar CO 2 va tinde spre vârful formațiunii. Sau, cu o eterogenitate stratificată ascuțită, CO 2 se va sparge în puțurile de producție de-a lungul straturilor foarte permeabile, iar apoi apa se va precipita acolo, asigurând o acoperire scăzută a procesului de deplasare. Prin urmare, există un raport optim între volumele de CO 2 și apă în timpul injectării alternative pentru a obține cel mai mare efect, care ar trebui justificat prin studii și calcule speciale bazate pe condițiile reale de eterogenitate a formațiunilor, solubilitatea CO 2 în apă și ulei, etc.
Factorul decisiv în alegerea raportului dintre volumele de injectare de CO 2 și apă este prevenirea pătrunderii CO 2 în puțurile de producție. De obicei, acest raport poate varia de la 0,25 la 1.
Dimensiunile jantelor (porțiunilor) de CO 2 și apă pot fi destul de mari - până la 10-20% din volumul porilor cu miscibilitate completă a CO 2 și uleiului, saturație mare de ulei și uniformitate suficientă a formației. În cazul miscibilității slabe a CO 2 și uleiului (uleiuri grele, presiune scăzută), porțiunile de CO 2 și apă trebuie să fie mici în timpul injectării alternative.
Odată cu creșterea eterogenității formațiunilor și a vâscozității uleiului, dimensiunile CO2 și porțiunile de apă ar trebui să scadă. Pentru uleiurile cu vâscozitate scăzută și eterogenitatea slabă a formațiunilor, se recomandă utilizarea CO 2 de la începutul dezvoltării.
În formațiuni eterogene și cu ulei cu vâscozitate mare, se poate obține o recuperare finală mai mare a uleiului prin utilizarea CO 2 într-un stadiu târziu de dezvoltare, adică într-o formațiune inundată. Acest efect neașteptat se explică prin solubilitatea diferită a CO 2 în ulei și apă.
Alte tehnologii posibile care măresc acoperirea rezervorului prin deplasare . Pe lângă înlocuirea uleiului cu apă carbogazoasă și diverse melci de CO 2 , în unele proiecte, pentru a crește eficiența utilizării CO 2 s-a propus, după injectarea alternativă de CO 2 și apă, să se injecteze alternativ apă și altele, mai mult gaze accesibile (naturale, de ardere etc.). În acest caz, are loc deplasarea miscibilă a CO 2 nedizolvat cu un gaz mai ieftin, saturația reziduală a formațiunii de CO 2 scade și, ca urmare, consumul acestuia scade.
Pentru a reduce mobilitatea CO2 liber în formarea cu miscibilitate incompletă și pentru a crește acoperirea, este posibil să se utilizeze surfactanți solubili în apă și soluții apoase de silicat de sodiu pentru a forma spume și geluri în straturi foarte permeabile. Principalele probleme în acest caz sunt stabilizarea spumei, adsorbția agenților tensioactivi și conservarea gelului într-un mediu mineralizat. Experimentele de laborator confirmă fezabilitatea implementării acestor măsuri, care măresc acoperirea deplasării formațiunilor eterogene.
În proiectul de dezvoltare suplimentară a formațiunii inundate B 2 a câmpului petrolier Radaevsky (vâscozitatea petrolului 20-22 mPa s) folosind CO 2, Institutul de Cercetare a Petrolului și Gazelor All-Union a propus injectarea alternativă cu o soluție apoasă de polimer pentru îmbunătățirea gradului de acoperire și distribuție a CO 2 în volumul rezervorului. Conform calculelor, utilizarea polimerilor cu CO 2 la câmpul Radaevskoye poate crește recuperarea petrolului de la 10 la 13%.
Specialiștii maghiari au implementat următoarea, după părerea lor, cea mai eficientă tehnologie pentru înlocuirea petrolului CO 2 din formațiunile epuizate.
Dioxidul de carbon este injectat în formațiunea epuizată la presiune joasă (2 MPa), înlocuiește gazele de hidrocarburi libere din formațiune.
Presiunea din rezervor datorită injectării de CO 2 crește de la 2 MPa la cea inițială (10-13 MPa).
Dacă în mediul poros există CO 2 liber, uleiul este înlocuit de apă carbogazoasă suprasaturată (28-30 m 3 CO 2 la 1 m 3 de apă).
Cu această tehnologie, a fost posibil să se obțină un coeficient de deplasare a uleiului în partea acoperită a formațiunii de peste 90% la un debit ridicat de CO 2 (aproximativ 0,8 din volumul porilor) și un debit scăzut de apă (0,53-0,7 din volumul porilor). Aproximativ 70% din CO 2 injectat este extras din rezervor și, după regenerare, poate fi reutilizat cu echipamente adecvate. Dar este recomandabil să folosiți o astfel de tehnologie numai în cazurile în care o sursă mare și ieftină de CO 2 este situată în apropierea unui câmp petrolier, de exemplu, un câmp de CO 2 natural cu o concentrație mare (mai mult de 70-80%).
Sisteme de dezvoltare . Utilizarea CO 2 pentru a spori recuperarea petrolului nu impune cerințe speciale asupra sistemului de dezvoltare, dar trebuie să fie în linie, cu cinci rânduri, trei rânduri sau un singur rând sau trebuie utilizate diverse modificări ale zonei de inundare. Ar trebui să se acorde preferință sistemelor active, adică sistemelor de dezvoltare pe rânduri mici.
Utilizarea sistemelor cu mai multe rânduri este nedorită din cauza posibilei selecții a unor volume mari de CO 2 de către primele rânduri de puțuri de producție. Dacă este necesar să se utilizeze astfel de sisteme, raportul gaz-apă trebuie redus.
Amplasarea puțurilor pentru aplicarea metodei este posibilă la orice densitate a grilei - până la 40-50 ha/pudă sau mai mult, deoarece CO 2 nu înrăutățește condițiile de drenaj ale formațiunilor. Ca și în cazul inundațiilor convenționale, densitatea modelului puțului trebuie luată în funcție de eterogenitatea formațiunilor în ceea ce privește permeabilitate și discontinuitate, pe baza stării unei acoperiri mai complete a drenajului. Atunci când se dezvoltă formațiuni în care este posibilă o segregare gravitațională semnificativă a apei și a CO 2 (formațiuni cu grosime mare și permeabilitate verticală), densitatea modelului puțului trebuie crescută. Atunci când decideți cu privire la densitatea rețelei de puțuri, trebuie să luați în considerare starea, etanșeitatea, condițiile și durata posibilă de funcționare a puțurilor de injecție, necesitatea forării puțurilor de rezervă și luarea măsurilor maxime pentru a proteja metalul conductelor de tub coroziune.
Proiecte curente . Primul experiment pe teren privind injectarea de CO 2 într-un rezervor de petrol din țara noastră a fost efectuat în zona Aleksandrovskaya a câmpului Tuymazinskoye. Zona experimentală a cuprins o sondă de injecție și două de producție și a avut următoarele caracteristici geologice și de câmp: suprafață de-a lungul liniei sondei 14,2 hectare, volumul porilor 258.800 m 3 , grosimea formațiunii saturate de petrol 6,1 m, porozitate 22%, permeabilitate 0,6 µm 2, vâscozitatea petrolului în rezervor este de 15 mPa s, distanța dintre puțurile de injecție și de producție este de 338, respectiv 263 m.
Înainte de începerea experimentului, în puțul de injecție au fost pompați 80.000 m3 de apă. În decembrie 1967, au început să injecteze CO 2 în formațiune sub formă de apă carbogazoasă. Concomitent cu injectarea de CO 2 în conductele de pompare și compresor, apa de proces a fost pompată în spațiul interconducte cu un debit de 150-220 m 3 /zi. La fundul puţului a avut loc amestecarea CO 2 injectată cu apă cu o concentraţie medie de 1,4%. În total, au fost injectate două volume de pori de apă carbogazoasă, inclusiv 4780 de tone de CO 2, ceea ce a reprezentat aproximativ 2% din volumul porilor.
Rezultatele studiilor privind profilul de injectivitate al puțului de injecție indică o creștere a acoperirii de inundare a grosimii formațiunii cu 30%. Injectivitatea puțului de injecție a crescut cu 30-40%. În general, datorită injectării de apă carbogazoasă, conform BashNIPIneft, în zonă au fost produse în plus 27,3 mii tone de petrol, ceea ce corespunde unei creșteri a valorificării petrolului cu 15,6% din rezervele sale inițiale față de injecția de apă. În plus, au fost produse 5,8 tone de petrol pe tonă de CO 2 injectat. Acest efect este evident supraestimat.
În Ungaria există o serie de zăcăminte care conțin volume semnificative de CO 2 . Așa se explică interesul mare manifestat în această țară pentru utilizarea CO 2 pentru creșterea producției de petrol, în cercetările teoretice și experimentale în această direcție. Pentru a efectua un experiment de teren, a fost selectată lentila de mijloc a secțiunii Verkhnee Lishpe a câmpului Budafa. Situl are următoarele caracteristici geologice și de câmp: volumul porilor 1.250.000 m 3 , rezerve geologice inițiale de petrol 713.500 tone, grosimea formațiunii 4-10 m, porozitate 21-22%, permeabilitate 0,03-0,13 μm 2, saturația apei asociate 30% temperatura 68 °C, presiune 10,5 MPa, vâscozitate ulei 1,12 mPa s, conținut de gaz 70 m 3 /m 3.
Până la momentul injectării CO 2 în straturi, au fost extrași 280.675 m3 de ulei, ceea ce corespundea unei recuperări de petrol de 39,3%, inclusiv 230.576 m3 datorită injectării cu apă. Din iulie 1969, au început să injecteze CO 2 pentru a restabili presiunea rezervorului după epuizare la 12 MPa, apoi apă. Din septembrie 1970, s-a efectuat injecția alternativă de apă și CO 2 în raport de 1:1, iar din iulie 1973 s-a injectat numai apă. Injectarea a fost efectuată inițial în trei godeuri, iar din martie 1972 - în cinci godeuri. Până la sfârșitul anului 1972, au fost injectați 45.375.100 m3 de gaz cu conținut de 81-83% CO2, ceea ce reprezintă aproximativ 6% din volumul porilor, și 221.679 m3 de apă. Au fost extrași 38.359 m3 de petrol, adică aproximativ 5% din rezervele de bilanţ ale întregii zone, 67.607 m3 de apă și 22.822.685 m3 de gaz, inclusiv 14.017.964 m3 de dioxid de carbon, sau 31% din ceea ce a fost pompat în straturi.
Folosind metoda bilanțului material, s-a determinat că recuperarea uleiului din formațiunea expusă la CO 2 a crescut cu 10%. S-a remarcat o creștere a coeficientului de acoperire a drenajului în funcție de grosime, care la începutul anului 1970, mijlocul anului 1971 și, respectiv, mijlocul anului 1972 era de 0,58; 0,65; 0,78. După cum se poate observa, creșterea acoperirii formațiunilor prin drenaj este foarte mare. Dezvoltarea câmpului continuă și sunt așteptate creșteri suplimentare ale recuperării petrolului.
Acest experiment privind deplasarea nemiscibilă a uleiului de către CO 2 poate fi considerat destul de reușit.
La sfârşitul anului 1975 a început injecţia de CO 2 la câmpul Lovasi. Aici se așteaptă o creștere a recuperării petrolului cu 10-15%.
Cea mai răspândită utilizare a CO 2 pentru producția de petrol este studiată în câmpurile petroliere din SUA. În anii 50 și începutul anilor 60, au fost efectuate câteva experimente mici pe teren folosind apă carbogazoasă. S-a înregistrat o creștere a injectivității puțurilor de injecție și a debitului puțurilor de producție. Pe baza analizei rezultatelor acestor experimente, precum și a studiilor de laborator și teoretice, s-a ajuns la concluzia că deplasarea petrolului de către melci de CO 2 este mai mare.
În anii 60-70, în SUA au început experimente comerciale de diferite scări cu jante cu CO 2. În prezent, se desfășoară 59 de experimente cu cu suprafata totala parcele de peste 40 de mii de hectare și producție de petrol de peste 1,5 milioane tone/an.
În mai multe experimente, CO 2 a fost injectat periodic în formațiuni care conțineau ulei foarte vâscos, similar stimulării ciclice cu abur, când după ce un anumit volum de CO 2 a fost injectat în formațiune, puțul de injecție a început să funcționeze ca puț de producție. În același timp, uleiul situat în zona acestor puțuri dizolvă CO 2 injectat, drept urmare vâscozitatea acestuia scade și mobilitatea acestuia crește.
Eficienta tehnologica si economica . Efectul utilizării CO 2 pentru creșterea recuperării uleiului este exprimat printr-o creștere a coeficientului de deplasare datorită expansiunii volumetrice a uleiului, solubilității și miscibilității acestuia cu ulei (eliminarea forțelor capilare) și scăderii vâscozității uleiului. În zona de formare prin care a trecut CO2, saturația medie reziduală a uleiului scade de 1,5-2 ori, iar coeficientul de deplasare a uleiului poate atinge o medie de 85-90%, adică cu 15-25% mai mare decât în timpul inundațiilor cu apă.
Totuși, efectul în creșterea recuperării petrolului din rezervoare nu este la fel de mare ca în creșterea coeficientului de deplasare a uleiului, datorită unei scăderi a acoperirii rezervorului de către agentul de lucru.
O scădere a vâscozității uleiului și o ușoară creștere a vâscozității apei atunci când CO 2 este dizolvat în ele (cu 15-20%) nu pot compensa întotdeauna efectul negativ al forțelor gravitaționale și mobilitatea ridicată a CO 2 în formație. dacă nu se amestecă cu ulei. Prin urmare, acoperirea formațiunilor eterogene prin procesul de deplasare a CO 2 cu miscibilitate incompletă cu apa poate fi cu 5-15% mai mică decât în timpul inundațiilor, cu excepția cazului în care se iau măsuri speciale pentru creșterea acoperirii.
Ca urmare, creșterea factorului final de recuperare a uleiului din utilizarea CO 2 poate fi de numai 7-12%. De exemplu, la câmpul Kelly Snyder, după injectarea a 8% CO 2 din volumul porilor rezervorului în secțiunea I, aproximativ 80% din CO 2 și apă au intrat în straturile rezervorului, constituind doar 20% din volumul rezervorului, și alte straturi, ocupând 50% din volumul rezervorului, acceptat mai puțin de 20% din volumul de injectare de CO 2 .
Sarcina principală atunci când se utilizează CO 2 pentru a crește recuperarea petrolului este de a folosi toate mijloacele și metodele posibile pentru a crește acoperirea straturilor cu agentul de lucru, adică pentru a reduce influența negativă a forțelor gravitaționale și a mobilității CO 2. Acest lucru se poate realiza folosind tehnologia adecvată pentru injectarea de CO 2 și apă, deschiderea formațiunilor în puțuri, izolarea intervalelor de formare, echipamentele de foraj și amplasarea puțurilor în funcție de caracteristicile geologice și fizice ale zăcămintelor specifice.
Un indicator important al eficienței utilizării CO 2 este raportul dintre volumul de CO 2 injectat în rezervor și volumul uleiului produs suplimentar. Acest raport, în mod natural, depinde de mulți factori - proprietățile uleiului, saturația și eterogenitatea formațiunii și, de asemenea, în mare măsură de tehnologie - dimensiunea melcilor. Dimensiunea jantei poate fi de 10-30% din volumul porilor. Pe măsură ce dimensiunea melcului de CO 2 crește, efectul crește, exprimat prin recuperarea crescută a petrolului din rezervor. Dar, în același timp, crește și consumul de CO 2 pe tonă de ulei produs suplimentar.
Pe baza studiilor experimentale, a calculelor analitice pe modele matematice ale rezervoarelor și a experimentelor pe teren în curs de desfășurare, se poate presupune că, în condiții optime de utilizare a CO 2 , consumul acestuia pe tonă de ulei suplimentar va varia între 800 și 2000 m 3 , iar cu utilizarea și reinjectarea CO 2 - de la 500 la 1300 m 3, sau 1-2,5 t/t.
Eficiența procesului de înlocuire a uleiului de către CO 2 este influențată în mare măsură de saturația inițială a uleiului. Cu cât este mai mare saturația cu ulei a formațiunii la începutul aplicării CO 2 , cu atât efectul este mai mare, deoarece cea mai mare parte a CO 2 este cheltuită pentru saturația utilă, expansiunea și deplasarea uleiului.
Raportul dintre volumele de apă și gaz afectează semnificativ acoperirea formațiunilor prin procesul de deplasare și eficiența aplicării CO 2 . Prin urmare, atunci când se utilizează CO 2 pentru a crește recuperarea petrolului, este extrem de important să se determine dimensiunile optime ale melcilor și raportul dintre apă și gaz în timpul injectării lor alternative în condiții geologice și fizice specifice câmpurilor. Acest lucru este posibil numai pe baza unor informații matematice (adecvate procesului model) de încredere despre structura și starea de saturație a formării și criterii economice corecte.
Eficiența economică a utilizării CO 2 pentru a crește recuperarea petrolului este determinată pe baza costurilor sale per unitate de volum de petrol la gura unui puț de injecție, adică producția suplimentară specifică de petrol și prețul petrolului.
Costurile cu CO 2 pot varia foarte mult în funcție de sursa de producere a acestuia.
CO 2 natural din zăcămintele situate în apropierea câmpurilor petroliere va fi, evident, cel mai ieftin. Acumulări naturale de CO 2 au fost descoperite până acum în câmpul Semividovskoye ( Vestul Siberiei) și Astrahan. Conține până la 20-30% componente inactive - metan, azot etc.
Cele mai mari resurse de CO 2 artificial sunt furnizate de centralele electrice, fabricile de producere a gazelor artificiale din cărbune, șist și alte uzine chimice. Din gazele de ardere ale unei centrale termice de 250 MW se pot obține 2,5 milioane de tone de CO 2 pe an.
Instalațiile care produc hidrocarburi gazoase artificiale din cărbune emit de 3-4 ori mai mult CO 2 ca produs secundar decât produsul țintă. Acest gaz trebuie purificat, comprimat și transportat la câmpurile petroliere. Potrivit unor proiecte, cu o distanță de transport de până la 800 km, costul a 1000 m 3 CO 2 va fi de 35-40 de dolari. La acest cost de CO 2 şi cel indicat consum specific pentru producția de petrol, 1 tonă de ulei suplimentar va costa aproximativ 30-80 de dolari. Chiar și cu astfel de costuri unitare, metoda este de interes industrial la prețul actual al petrolului.
Dezavantaje ale metodei, limitări, probleme . Principalul dezavantaj al metodei de extragere a uleiului rezidual folosind CO 2 este reducerea deplasării formațiunilor prin deplasare față de inundarea convențională a apei, mai ales atunci când este incomplet miscibilă cu petrolul. Dacă s-ar putea asigura că acoperirea formațiunilor prin deplasarea CO 2 a fost aceeași ca în timpul inundațiilor cu apă, atunci s-ar putea obține o creștere semnificativă a valorificării petrolului, deoarece în zona în care CO 2 se amestecă cu petrol, foarte puțin rezidual rămâne ulei - 3-5% . După cum s-a menționat, reducerea acoperirii formațiunilor prin deplasare poate fi redusă în diferite moduri - prin îmbunătățirea condițiilor de miscibilitate cu buze alternante de apă și gaz, modificarea dimensiunii acestora, izolarea selectivă a anumitor intervale de formațiuni pentru a nivela avansarea CO 2, impactul ciclic asupra formațiunilor, amplasarea adecvată a puțurilor și deschiderea formațiunilor din acestea etc.
Un alt dezavantaj al metodei, aparent, ar trebui considerat că CO 2, în condiții de miscibilitate incompletă cu uleiul, extrage hidrocarburile ușoare din acesta, le transportă, iar fracțiunile de petrol grele rămân în formație. Va fi mai dificil să le îndepărtați în viitor, deoarece devin mai puțin mobile și, eventual, cad pe suprafața porilor, schimbând umecbilitatea mediului.
O limitare a utilizării CO 2 în scopul creșterii valorificării petrolului, pe lângă criteriile geologice și fizice, va fi, evident, disponibilitatea resurselor de CO 2 în zona zăcămintelor petroliere sau disponibile pentru transport către zăcămintele favorabile. indicatori economici. Putem presupune că distanța sursei de CO 2 de la câmp este mai mare de 400-600 km, costul acesteia (la gura puțurilor de injecție) este mai mare de 40-50 de ruble. iar prețul scăzut de vânzare al petrolului va constitui obstacole serioase în calea utilizării CO 2 la scară industrială.
Cele mai dificile probleme care apar la utilizarea CO 2 pentru a crește recuperarea petrolului includ posibilitatea coroziunii puțurilor de injecție și producție și a echipamentelor petroliere, necesitatea reciclării CO 2 - îndepărtarea gazelor de hidrocarburi produse la suprafață și reinjectarea în rezervoarele de petrol. CO 2 pur (fără umiditate) nu este periculos din punct de vedere al coroziunii. Dar când se alternează cu apa într-un puț de injecție sau după amestecarea cu aceasta în formațiune și când apare în puțurile de producție și la suprafață, devine coroziv.
O problemă tehnică complexă este transportul lichidului și distribuția acestuia între puțuri, necesitând conducte speciale, calitatea sudării etc.
Atunci când apa care este incompatibilă cu apa de formare este utilizată împreună cu CO 2, se creează condiții mai favorabile pentru precipitarea sării în formațiuni, zone de fund ale puțurilor, coloane, echipamente de suprafață etc.
Un dezavantaj semnificativ care limitează implementarea metodei este absorbția relativ mare de CO2 prin formare - pierderile ajung la 60-75% din volumul total de injectare. Acestea sunt cauzate de reținerea de CO 2 în porii de fund și zonele stagnante. Toate acestea conduc la un consum specific mare de CO 2 pe tona de ulei produsă suplimentar.
Viitorul metodei . Dintre toate metodele cunoscute pentru creșterea recuperării petrolului, utilizarea CO 2 este poate cea mai universală și promițătoare. Conform mecanismului de interacțiune a CO 2 cu petrolul, apa și roca, metoda are avantaje incontestabile față de altele. Un avantaj deosebit de important al metodei este posibilitatea de aplicare a acesteia în formațiuni inundate și relativa ușurință de implementare. Pe baza unei combinații de factori, această metodă poate fi considerată metoda cu cea mai mare prioritate pentru creșterea recuperării petrolului, aplicabilă în majoritatea câmpurilor petroliere cu o creștere durabilă a recuperării petrolului de la 5 la 12%. Cu toate acestea, utilizarea metodei în viitor va fi determinată în principal de resursele de CO 2 natural, deoarece nevoia de acesta (aproximativ 1000-2000 m 3 pe tonă de producție de petrol) va fi greu de satisfăcut din deșeurile de producție chimică, deşi această sursă de CO 2 este profitabilă din punct de vedere economic.
Capacitățile potențiale ale metodei de creștere a recuperării petrolului folosind CO 2, conform previziunilor Biroului de Evaluare Tehnologică al Congresului și Consiliului Național al Petrolului din SUA, pot atinge 40-50% din toate rezervele de petrol extrase suplimentar prin metode noi (1.1- 5,8 miliarde de tone) în funcție de mulți factori - prețul petrolului, rata minimă de rentabilitate, costul CO 2 natural, eficiența tehnologiei etc. Rezervele suplimentare de petrol recuperabile din Statele Unite datorită utilizării CO 2 sunt estimate la 0,5-3. miliarde de tone. Nivelul producției suplimentare de petrol până în 2000 poate varia între 30 și 150 de milioane de tone/an.
Valorile maxime ale rezervelor suplimentare recuperabile ale nivelului de producție de petrol sunt determinate în condiții extrem de favorabile - prețul petrolului atinge costul unor tipuri alternative de combustibil lichid (ulei artificial din cărbune sau șist), tehnologia procesului este foarte eficientă, rata profitului este de 10%, costul CO 2 nu depășește 35 de dolari. la 1000 m 3 etc.
Perspectivele utilizării CO 2 pentru creșterea recuperării petrolului în țara noastră sunt, de asemenea, foarte largi. Au fost întocmite proiecte și se desfășoară lucrările pregătitoare necesare pentru injectarea de CO 2 în formațiunile purtătoare de petrol din multe câmpuri (Kozlovskoye, Radaevskoye, zona Abdrakhmanovskaya a câmpului Romashkinskoye, Sergeevskoye, Olkhovskoye etc.). În viitor, metoda de creștere a recuperării petrolului folosind SSb, în mod natural, va fi folosită în toate la scară crescândă.
- Cercetare de baza. – 2015. – Nr. 11 (partea 4) – P. 678-682
- Științe tehnice (02/05/00, 13/05/00, 17/05/00, 23/05/00)
- UDC 622.276
-
Pagini
678-682
EXPERIENȚA ȘI PERSPECTIVE PENTRU INJECȚIA DE AZOT ÎN INDUSTRIA ȚEILOR ȘI GAZELOR
1Acest articol discută posibilitatea utilizării azotului pentru injectare în zăcămintele de condensat de petrol și gaz pentru a crește recuperarea petrolului și a condensului pe baza cercetărilor oamenilor de știință străini. Datorită disponibilității sale pe scară largă, costului scăzut și lipsei efectului coroziv, azotul este cel mai preferat agent de injecție dintre gazele non-hidrocarburi. Azotul are o capacitate scăzută de a se amesteca cu uleiul, dar evaporă cu succes lichidul de hidrocarbură în condiții de rezervor și poate fi folosit pentru deplasarea gravitațională. Azotul poate servi ca agent de stoarcere atunci când se injectează metan și dioxid de carbon în depozite. Implementarea injecției de azot în câmpurile din Statele Unite și Orientul Mijlociu a făcut posibilă creșterea recuperării actuale a petrolului. În condițiile macroeconomice actuale, injecția de azot este o alternativă reală la procesul ciclic.
injecție de azot
recuperare îmbunătățită a uleiului
deplasare nemiscibilă
menținerea presiunii din rezervor
1. Abdulwahab H., Belhaj H. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. „Gestionarea descoperirii azotului injectat într-un rezervor de condens de gaz din Abu Dhabi.” Abu Dhabi, Emiratele Arabe Unite, 2010.
2. Arevalo J.A., Samaniego F., Lopez F.F., Urquieta E. International Petroleum Conference & Exhibition of Mexico. „Cu privire la condițiile de exploatare a rezervorului Akai, luând în considerare injecția de azot în capacul de gaz.” Villahermosa, Mexic, 1996.
3. Belhaj H., Abu Khalifesh H., Javid K. North Africa Technical Conference & Exhibition. „Potențial de injectare de azot gazos miscibil în activele de sud-est, Abu Dhabi.” Cairo, Egipt, 2013.
4. Clancy J.P., Philcox J.E., Watt J., Gilchrist R.E. A 36-a reuniune tehnică anuală a Societății Petrolului. „Cazuri și economie pentru o recuperare îmbunătățită a petrolului și gazelor cu ajutorul azotului.” Edmonton, Canada, 1985.
5. Huang W.W., Bellamy R.B., Ohnimus S.W. Întâlnirea Internațională a Inginerilor Petrolieri. „Un studiu al injecției de azot pentru o recuperare sporită dintr-un rezervor bogat de gaz condensat/ulei volatil.” Beijing, China, 1986.
6. Linderman J., Al-Jenaibi F., Ghori S., Putney K., Lawrence J., Gallet M., Hohensee K. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. „Înlocuirea gazului de hidrocarburi cu azotul într-un proiect de ciclizare a gazelor.” Abu Dhabi, Emiratele Arabe Unite, 2008.
7. Mayne C.J., Pendleton R.W. Întâlnirea Internațională a Inginerilor Petrolieri. „Fordoche: un proiect îmbunătățit de recuperare a petrolului care utilizează metan de înaltă presiune și injecție de azot.” Beijing, China, 1986.
8. Sanger P.J., Bjornstad H.K., Hagoort J. SPE a 69-a conferință și expoziție tehnică anuală. „Injectarea de azot în rezervoare stratificate de gaz-condens.” New Orleans, LA, SUA, 1994.
9. Tiwari S., Kumar S. SPE Middle East Oil Show. „Injecție de azot pentru exploatarea simultană a capacului de gaz.” Bahrain, 2001.
In prezent, hidrocarburile lichide dizolvate in gaz (condens, fractiune propan-butan) sunt cele mai valoroase materii prime pentru industria petrochimicăși sunt deja considerate un produs țintă nu mai puțin important decât gazul natural. În acest sens, creșterea volumelor de producție de condens devine o sarcină din ce în ce mai urgentă. Principalul motiv pentru scăderea factorului de recuperare a condensului (CRE) este precipitarea componentelor de hidrocarburi grele ale gazului în faza lichidă atunci când presiunea din rezervor scade sub presiunea de saturație. Una dintre modalitățile de a crește recuperarea petrolului și a condensului din rezervoare este menținerea presiunii din rezervor prin injectarea gazelor non-hidrocarburi.
Sarcina de a alege un agent de lucru este de a realiza un echilibru de factori pozitivi și negativi care însoțesc injectarea unui anumit gaz într-un rezervor în condițiile specifice câmpului selectat. În ciuda ratelor ridicate de deplasare a uleiului la injectarea dioxidului de carbon, utilizarea CO2 este limitată datorită costului ridicat și gradului ridicat de efect coroziv asupra echipamentelor de sondă. Cea mai bună alternativă la metan printre gazele non-hidrocarburi este azotul. Rezerve uriașe de azot sunt prezente în aerul atmosferic, iar metodele de producere a acestuia sunt destul de simple, ieftine și bine studiate. Azotul are o activitate corozivă scăzută, ceea ce este foarte important pentru buna funcționare a echipamentului de fund. Proprietățile fizico-chimice ale N2 se combină bine cu proprietățile fluidelor de formare. Dezavantajele utilizării azotului includ miscibilitatea slabă cu uleiul, cu toate acestea, utilizarea acestuia cu abordarea corectă a managementului dezvoltării este justificată din punct de vedere tehnologic și economic.
Posibilitatea de a utiliza gaze non-hidrocarburi pentru a crește recuperarea petrolului și a condensului a fost luată în considerare în mod activ de companiile de petrol și gaze străine încă de la începutul anilor 1970. În practica comercială, azotul este utilizat ca:
– agent de împingere la pomparea porțiunilor de dioxid de carbon, gaz naturalși alte componente în timpul deplasării amestecării. CO2 și gazele naturale au rate mari de deplasare a petrolului, dar din cauza costurilor lor în creștere și a posibilei indisponibilitate a volumelor necesare pentru pompare, utilizarea unor volume suplimentare de stoarcere a azotului este considerată o modalitate acceptabilă de a îmbunătăți recuperarea petrolului;
– o alternativă la gazul natural la menținerea presiunii rezervorului prin injectarea unui depozit de ulei în capacul de gaz. Esența acestei metode este înlocuirea gazului de hidrocarburi produs în câmp cu azot mai ieftin. În plus, datorită segregării in situ, azotul devine treptat o barieră între părțile de petrol și gaze ale rezervorului, drept urmare, datorită miscibilității slabe cu petrolul, minimizează riscurile de străpungere la fundul puțurilor de producție. și asigură așa-numita „deplasare gravitațională”;
– deplasarea „stâlpilor” de ulei de înaltă vâscozitate în timpul inundațiilor cu apă. Într-o situație în care petrolul cu mișcare scăzută este prins în ridicările structurale ale rezervorului, forarea puțurilor de producție suplimentare implică riscuri grave pentru economia proiectului. În acest caz, azotul este utilizat pentru a reduce vâscozitatea petrolului și pentru a asigura deplasarea gravitațională atunci când este pompat într-un puț separat;
– deplasarea gazului din capacul de gaz. Dacă există rezerve semnificative de gaz în capacul de gaz și o epuizare semnificativă a părții petroliere a zăcământului, azotul poate fi utilizat pentru a extrage suplimentar volume de gaz natural prin pomparea unor volume suplimentare de azot;
– deplasarea miscibilă a uleiului. Această metodă este aplicabilă în prezența unui rezervor cu ulei cu vâscozitate scăzută care se poate amesteca cu azotul la presiunea și temperatura rezervorului;
– menținerea presiunii rezervorului în rezervorul de condens de gaz.
Gama largă de utilizări ale azotului este asociată cu rezultate pozitive din numeroase studii de laborator. Experimentele privind evaporarea prin contact (CVD) a unei hidrocarburi lichide în timpul injectării de N2 au arătat că atunci când 50% din volumul porilor rezervorului este umplut cu azot, până la 16% din faza lichidă din amestec se evaporă. Analiza experimentelor privind pomparea azotului printr-un miez saturat cu ulei „greu” indică faptul că amestecarea hidrocarburilor cu agentul nu are loc, totuși, la presiune și temperatură echivalentă a rezervorului, azotul este destul de inert, iar proprietățile sale sunt comparabile cu proprietățile fluidul rezervorului, care are un efect pozitiv asupra procesului de filtrare în spațiul porilor.
Procesul de producere a azotului din aer este împărțit în cinci etape:
1) comprimarea aerului la 0,6–0,7 MPa folosind compresoare axiale sau centrifuge;
2) îndepărtarea mecanică a impurităților (vapori de apă, dioxid de carbon etc.) datorită adsorbției lor într-un schimbător de căldură la temperaturi scăzute;
3) răcire într-un schimbător de căldură de tip bloc la o temperatură de –196 °C;
4) separarea azotului și oxigenului prin distilare la temperatură joasă;
5) comprimarea azotului la presiunea de injecție necesară folosind pompe centrifuge sau pompe alternative.
Uzina de producere a azotului include turbina de gaz, compresor, motor de lucru, rezervoare de adsorbtie, schimbator de caldura, site moleculare pentru indepartarea impuritatilor, rezervoare de distilare. Astăzi, există mai multe modificări ale stațiilor pentru producția de azot; cele mai populare sunt stațiile de adsorbție cu membrană. Majoritatea depozitelor Federația Rusă situat în regiunile nordice cu condiții climatice dure, deci nu este nevoie de o cameră frigorifică suplimentară pentru o instalație de azot. În prezent un număr Producătorii ruși oferă instalații de azot de tip bloc, care sunt compacte și simple ca design, dar sunt semnificativ inferioare celor străine în volume de producție - până la 60 mii m3/zi, în timp ce cea mai mare fabrică de azot din SUA poate produce până la 120 mii m3/ zi. Unele companii interne care operează folosesc unități de azot autopropulsate pentru dezvoltarea sondei, cu toate acestea, aceste unități se caracterizează și prin productivitate scăzută (până la 40 mii m3/zi).
În ciuda numărului mare de condiții prealabile pentru utilizarea azotului pentru a crește recuperarea petrolului, nici un singur proiect nu se poate face fără o analiză amănunțită a tehnicilor, tehnologice și indicatori economici. Un exemplu de utilizare a azotului este Fordoche Field, un câmp de condensat de petrol și gaze din Louisiana, SUA. Rezervorul este o gresie cu o permeabilitate medie de 6 mD, o porozitate de 20%, natura saturației este ulei ușor, cu vâscozitate scăzută și un capac de gaz-condens. În etapa de selectare a unui agent de deplasare, au fost excluse apa (impact negativ asupra RPP pentru petrol) și gazele naturale (ca produs de vânzare). Studiile de laborator și datele de modelare 3D au arătat eficiența ridicată a azotului în deplasarea uleiului nemiscibil și s-a decis injectarea unui amestec de 70% azot și 30% metan în partea cupolă a rezervorului (Fig. 1).
Orez. 1. Concentrațiile de azot atunci când sunt injectate în partea cupolă a rezervorului, câmpul Fordoche
Implementarea injectării unui amestec de N2 și CO2 din 1979 timp de doi ani a făcut posibilă creșterea recuperării actuale de petrol a rezervorului cu un ușor grad de epuizare, totuși, datorită unui număr de probleme economice, printre care se remarcă o scădere a costului de producție, proiectul a fost oprit înainte de termen. Se observă că nu au fost înregistrate pătrunderi de azot în puțurile de producție, dar concentrația de azot a crescut cu o medie de 4% pe an.
Injecția de azot a fost efectuată într-un grup de câmpuri din statul Wyoming, SUA. Rezervorul de gaz condensat și ulei de la Rocky Moutains este o formațiune de nisip cu grad înalt eterogenitate stratificată și permeabilitate scăzută (2 mD). Epuizarea depozitului în momentul vânzării a fost de 40% și s-a atins presiunea de saturație. Pomparea unui amestec de 35% azot și 65% metan a făcut posibilă menținerea constantă a producției de condens timp de câțiva ani, dar după pomparea azotului peste 0,6 din volumul porilor rezervorului, ponderea hidrocarburilor lichide a început să scadă brusc. Acest fapt a coincis cu o creștere a concentrației de azot în producția sondei la 90% în faza gazoasă. După aceasta, injecția de azot a fost oprită și presiunea a fost menținută cu gaz natural uscat.
Trebuie remarcat faptul că punerea în aplicare a injecției de azot în zăcămintele de petrol mereu însoțit complex special măsuri de gestionare a injecției și monitorizare atentă a funcționării fondului de producție. Sunt necesare studii frecvente ale compoziției produsului pentru concentrația de azot pentru detectarea în timp util și prevenirea depășirilor agentului injectat, reglarea procesului de injectare și modificările raportului la injectarea unui amestec de gaze. Caracteristicile utilizării azotului pentru a menține presiunea rezervorului pot face, de asemenea, ajustări la plasarea fondului de proiect al câmpului.
În mediul de astăzi al prețurilor scăzute de pe piața petrolului, injectarea de azot în rezervoarele de petrol poate nu numai că nu justifică costul echipamentelor suplimentare, ci și să înrăutățească serios economia proiectului. În același timp, situația actuală nu a afectat prețul condensatului de gaz și, prin urmare, se poate considera că azotul crește CIC la câmpurile mari de condensat de gaz din nordul regiunii Tyumen.
În ciuda cercetărilor în curs în această direcție, principala modalitate de a crește recuperarea condensului din formațiuni este încă considerată a fi reinjectarea gazului în rezervor pentru a menține presiunea din rezervor peste presiunea de saturație. Lucrările autorilor străini oferă o analiză a posibilității utilizării azotului ca agent de injecție. Studiile de laborator au arătat că injectarea de azot în rezervor permite reducerea presiunii de saturație și, astfel, prelungirea producției stabile de condens. Una dintre probleme este gradul ridicat de dispersie dintre moleculele de azot și gazul umed în condiții de rezervor. Acest fapt depinde de structura geologică a rezervorului: un grad ridicat de dispersie este caracteristic rezervoarelor omogene; într-un rezervor eterogen, dispersia depinde de viteza de injectare a agentului de deplasare și este determinată de valoarea numărului Reynolds. La numere Reynolds ridicate, care sunt tipice pentru injectare în condiții de rezervor, interacțiunea de dispersie a azotului și a condensatului nu are practic niciun efect asupra recuperării finale a condensului. S-a stabilit experimental că atunci când azotul injectat interacționează cu moleculele de condensat, lichidul precipitat poate ocupa până la 25% din volum (pentru metan această cifră este de 18-20%). Cu toate acestea, la pomparea azotului la un nivel de 120% din volumul rocii, se observă un efect pozitiv sub forma unei creșteri semnificative a coeficientului de recuperare a condensului - până la 90%. Realizat în lucrarea lui A.Yu. Studiile economice ale lui Iuskov au arătat că procesul de ciclizare care utilizează gaz natural uscat este ineficient din punct de vedere economic și, prin urmare, luarea în considerare a azotului ca agent alternativ este o problemă mai presantă. În Fig. 2. Lista echipamentelor necesare pentru obținerea azotului și separarea ulterioară din producția de sonde este aceeași pentru câmpurile de condensat de petrol și gaze.
Aplicații posibile azotul pentru menținerea presiunii rezervorului a fost luat în considerare în mai multe câmpuri de condens de gaz din Emiratele Arabe Unite. Câmpul din Orientul Mijlociu este un rezervor mare de gaz omogen de condensat, cu o structură anticlinală. Porozitatea medie este de 18%, permeabilitatea laterală este de 10 mD. Câmpul a fost dezvoltat din 1974, iar capacitatea suplimentară de reinjecție a început să fie construită în 2001. În etapa inițială, au fost efectuate o serie de studii PVT, care au relevat o ușoară creștere a presiunii de saturație în timpul interacțiunii azotului cu gazul de rezervor. Construirea și ajustarea unui model hidrodinamic al rezervorului a făcut posibilă evaluarea dinamicii precipitațiilor în fază lichidă în rezervor la pomparea gazelor naturale și amestecul acestuia cu N2 (Fig. 3).
În ciuda stabilizării proceselor de precipitare a condensului, recuperarea finală a condensului la implementarea injectării de azot este cu doar 2% mai mare decât la injectarea gazelor naturale. În același timp, se observă o pătrundere a azotului la cele mai apropiate puțuri de producție în decurs de un an de la începerea injectării. Acest proiect este luat în considerare pe termen lung, ținând cont de curent premisele economice. Presupunând prețuri stabile pentru echipamentul necesarși produse, implementarea proiectului este posibilă în anii 2020.
Orez. 2. Schema injectării azotului în câmpul de gaz condensat
Orez. 3. Condens la pomparea amestecurilor de gaze
De asemenea, au fost efectuate studii de fezabilitate pentru azot pentru câmpul Cantarell și activele din sud-estul Emiratelor Arabe Unite. Au fost determinate presiunile minime de amestecare pentru formațiuni specifice, s-a făcut o comparație cu metanul și dioxidul de carbon, în funcție de rezultatele cărora azotul a fost recunoscut ca agent de injectare adecvat, luând în considerare indicatorii tehnici, tehnologici și economici. Cu toate acestea, este de remarcat faptul că pentru fiecare câmp specific rezultatele pot fi diferite datorită diferențierii în funcție de condițiile termobarice și de compoziția fluidelor din rezervor.
Analiza surselor interne și externe ne permite să formulăm următoarele concluzii:
1) proprietățile fizico-chimice ale azotului și abundența acestuia îl fac unul dintre cei mai accesibili și destul de eficienți agenți pentru creșterea producției de petrol și condens din formațiuni;
2) metode existente obținerea azotului și separarea acestuia din producția puțului se caracterizează printr-un grad ridicat de cunoaștere, simplitate și accesibilitate;
3) experiența practică, cuplată cu o cantitate semnificativă de cercetare teoretică, indică impactul pozitiv al injecției de azot asupra dezvoltării câmpurilor de hidrocarburi;
4) disponibilitate în Federația Rusă depozite mari cu rezerve semnificative de condens sporeşte importanţa căutării metode eficiente creșterea recuperării condensului, dintre care una ar putea fi injecția de azot pentru a menține presiunea în rezervorul/capacul de condens de gaz.
Recenzători:
Grachev S.I., doctor în științe tehnice, profesor, șef al Departamentului „Dezvoltarea și exploatarea câmpurilor de petrol și gaze”, Institutul de Geologie și producție de petrol și gaze, Instituția de învățământ superior bugetar de stat federal „Universitatea de stat de petrol și gaze din Tyumen” , Tyumen;
Sokhoshko S.K., doctor în științe tehnice, profesor, șef al departamentului „Modelarea și controlul proceselor de producție a petrolului și gazelor”, Institutul de Geologie și producție de petrol și gaze, Instituția de învățământ superior bugetară de stat „Tyumen State Oil and Gaz” Universitatea”, Tyumen.
Link bibliografic
Ignatiev N.A., Sintsov I.A. EXPERIENȚĂ ȘI PERSPECTIVE PENTRU INJECȚIA DE AZOT ÎN INDUSTRIA ȚEILOR ȘI GAZELOR // Cercetare fundamentală. – 2015. – Nr. 11-4. – P. 678-682;URL: http://site/ru/article/view?id=39486 (data accesului: 27/04/2019). Vă aducem în atenție reviste apărute la editura „Academia de Științe ale Naturii”
