มีประสบการณ์ในการเปลี่ยนถ่ายน้ำมันด้วยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในต่างประเทศ การแทนที่น้ำมันโดยการฉีดไฮโดรคาร์บอนและก๊าซเหลว

1

เนื่องจากปริมาณน้ำมันสำรองที่หมดไปได้ง่ายทั้งหมด ความพยายามที่ดีมีวัตถุประสงค์เพื่อสร้างเทคโนโลยีและวิธีการพัฒนาที่ทำให้สามารถผลิตไฮโดรคาร์บอนในสภาวะที่ยากลำบากได้ การใช้คาร์บอนไดออกไซด์เป็นตัวแทนที่ จะทำให้สามารถนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ได้เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ ผลลัพธ์ที่ยิ่งใหญ่ที่สุดเมื่อแทนที่น้ำมันด้วยคาร์บอนไดออกไซด์นั้นเกิดขึ้นได้ด้วยการแทนที่แบบผสมกัน ซึ่งเป็นไปได้ที่แรงดันอ่างเก็บน้ำที่สูงกว่าแรงดันที่ผสมกันได้ การแทนที่น้ำมันด้วยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นกระบวนการที่ค่อนข้างซับซ้อนซึ่งมีผลกระทบต่อการถ่ายโอนมวล เส้นเลือดฝอย และแรงโน้มถ่วง ถือเป็นประสบการณ์การใช้ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เพื่อปรับปรุงการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ในพื้นที่ของรัสเซีย ฮังการี และสหรัฐอเมริกา การใช้ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นวิธีการที่มีแนวโน้มว่าจะช่วยเพิ่มการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ได้หากมีแหล่งที่เชื่อถือได้ เป็นไปได้ที่จะผลิตก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์โดยการเผาไหม้ก๊าซไฮโดรคาร์บอน

คาร์บอนไดออกไซด์

วิธีการกู้คืนน้ำมันขั้นสูง

อ่างเก็บน้ำน้ำมัน

สนาม

การปราบปรามแบบผสม

1. Alvarado V., Manrik E. วิธีการเพิ่มการกู้คืนน้ำมัน กลยุทธ์การวางแผนและการประยุกต์ใช้ – อ.: Premium Engineering LLC, 2011. – 244 หน้า

2. บาบายัน จี.เอ. การใช้น้ำอัดลมเพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมา - M.: Nedra, 1976 - 144 p.

3. Balint V., Ban A., Doleshan Sh. การใช้คาร์บอนไดออกไซด์ในการผลิตน้ำมัน - M.: Nedra, 1977 - 240 p.

4. เบย์คอฟ เอ็น.เอ็ม. ประสบการณ์การเพิ่มประสิทธิภาพการกู้คืนน้ำมันในเขตข้อมูลของสหรัฐอเมริกาโดยการฉีด CO2 // อุตสาหกรรมน้ำมัน – 2012. – ฉบับที่ 11. – หน้า 141–143.

5. กลาโซวา วี.เอ็ม., ไรซิค วี.เอ็ม. การใช้ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เพื่อเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมันในต่างประเทศ – อ.: JSC “VNIIOENG”, 1986 – 45 น.

6. ซดานอฟ เอส.เอ. ประสิทธิภาพการใช้คาร์บอนไดออกไซด์ในระยะต่างๆ ของการพัฒนาแหล่งกักเก็บ / เอส.เอ. Zhdanov, E.A. ซิสกิน, ก.ยู. มิคาอิโลวา // อุตสาหกรรมน้ำมัน. – 1989 – ฉบับที่ 12. – หน้า 34–38.

7. Zabrodin P.I. , Khalimov G.E. อิทธิพลของเทคโนโลยีการฉีดต่อกลไกการแทนที่ด้วยคาร์บอนไดออกไซด์ – อ.: JSC “VNIIOENG”, 1985 – 48 น.

8. ซิมินา เอส.วี., พูลคินา เอ็น.อี. พื้นฐานทางธรณีวิทยาสำหรับการพัฒนาแหล่งน้ำมันและก๊าซ: บทช่วยสอน– ตอมสค์: สำนักพิมพ์ TPU, 2004. – 176 หน้า

9. อิบรากิมอฟ จี.ซี. Fazlutdinov K.S. , Khisamutdinov N.I. การใช้สารเคมีเพื่อเร่งการผลิตน้ำมัน: หนังสืออ้างอิง - M.: Nedra, 1991 - 384 p.

10. ซูร์กูเชฟ ม.ล. วิธีการรองและตติยภูมิเพื่อเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมัน – อ.: Nedra, 1985 – 308 น.

11. คิซามุตดินอฟ เอ็น.ไอ., อิบรากิมอฟ จี.ซี., เทลิน เอ.จี. ประสบการณ์ในการเพิ่มประสิทธิภาพการฟื้นตัวของน้ำมันโดยการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์และน้ำสลับกัน ม. ประเด็น. 6. – ม.: VNIIOENG, 1986 – 64 น.

12. การสำรวจ Koottungal L.: CO2 ที่ผสมกันได้ยังคงทำให้เกิดคราสไอน้ำในการผลิต EOR ของสหรัฐอเมริกา // วารสารน้ำมันและก๊าซ. – 2014. – ฉบับ. 112. ฉบับที่ 4 – หน้า 78–91.

13. Kuuskraa V., Wallace M. CO2-EOR เตรียมพร้อมสำหรับการเติบโตเมื่อมีปริมาณ CO2 ใหม่เกิดขึ้น // วารสารน้ำมันและก๊าซ. – 2014. – ฉบับ. 112. ฉบับที่ 4 – หน้า 66–77.

เนื่องจากการสิ้นเปลืองน้ำมันสำรองที่สามารถนำกลับมาใช้ใหม่ได้ง่าย จึงมีความพยายามเพิ่มขึ้นในการสร้างเทคโนโลยีและวิธีการพัฒนาที่ทำให้สามารถผลิตไฮโดรคาร์บอนในสภาวะที่ยากลำบากได้ วิธีหนึ่งคือการแทนที่น้ำมันโดยการฉีดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) เข้าไปในอ่างเก็บน้ำ การฉีดคาร์บอนไดออกไซด์เพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมาเริ่มใช้ในช่วงกลางทศวรรษที่ห้าสิบ ในช่วงเวลานี้ ได้มีการศึกษากลไกของปฏิกิริยาทางกายภาพและเคมีของคาร์บอนไดออกไซด์กับน้ำ น้ำมัน และหิน พิจารณาคุณสมบัติของการแทนที่น้ำมันโดยใช้คาร์บอนไดออกไซด์ พิจารณาข้อดีและข้อเสียเมื่อเปรียบเทียบกับวิธีอื่นในการกู้คืนน้ำมันแบบเสริม ซึ่งแตกต่างจากก๊าซอื่นๆ เมื่อใช้ CO2 เป็นตัวแทนที่ จะทำให้ได้รับปัจจัยการนำน้ำมันกลับคืนมาเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ ภายใต้สภาวะของห้องปฏิบัติการ โดยมีความสามารถในการผสมกันได้ไม่จำกัด ค่าสัมประสิทธิ์การเคลื่อนที่ของน้ำมันจะสูงถึง 100%

ในหลายแง่ ผลเชิงประสิทธิผลของการใช้เทคโนโลยีการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์นั้นเนื่องมาจากการที่ CO2 สามารถละลายในน้ำมันและน้ำที่ก่อตัวได้ในระดับที่สูงกว่าเมื่อเทียบกับก๊าซอื่นๆ เมื่อละลายในน้ำมัน คาร์บอนไดออกไซด์จะช่วยเพิ่มปริมาตรน้ำมัน ซึ่งจะช่วยแทนที่น้ำมันที่ไม่เคลื่อนที่ที่ตกค้าง จากการทดลองในห้องปฏิบัติการกับตัวอย่างน้ำมันจากแหล่ง Radaevskoye พบว่าเมื่อมีปริมาณ CO2 ในน้ำมันอยู่ที่ 22.2% ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาตรจะเพิ่มขึ้นจาก 1.07 เป็น 1.33 การฉีดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์จะช่วยลดแรงตึงของผิวหน้าที่ส่วนต่อประสานระหว่างน้ำมันและน้ำ เมื่อ CO2 ละลายในน้ำมันและน้ำ ความสามารถในการเปียกของหินด้วยน้ำจะดีขึ้น ซึ่งนำไปสู่การชะล้างฟิล์มน้ำมันออกจากพื้นผิวของหิน และถ่ายโอนจากสถานะฟิล์มไปยังสถานะหยด ซึ่งจะเป็นการเพิ่มค่าสัมประสิทธิ์การกระจัด . ความสามารถของคาร์บอนไดออกไซด์ในการละลายในน้ำทำให้ส่วนหนึ่งของ CO2 ซึ่งมีความสามารถในการละลายในของเหลวไฮโดรคาร์บอนได้ดีกว่าในน้ำสามารถผ่านเข้าไปในน้ำมันได้ เมื่อคาร์บอนไดออกไซด์ละลายในน้ำ ความหนืดของน้ำจะเพิ่มขึ้นเล็กน้อย และกรดคาร์บอนิก (H2CO3) ที่เกิดขึ้นจะละลายซีเมนต์และหินก่อตัวบางประเภท ส่งผลให้ความสามารถในการซึมผ่านเพิ่มขึ้น จากผลการศึกษาในห้องปฏิบัติการที่ BashNIPIneft การซึมผ่านของหินทรายสามารถเพิ่มขึ้น 5-15% และโดโลไมต์ได้ 6-75% ยิ่งมีก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์อยู่ในน้ำมากเท่าใด การแทนที่น้ำมันก็จะมีประสิทธิภาพมากขึ้นเท่านั้น ระดับความสามารถในการละลายของคาร์บอนไดออกไซด์ในน้ำได้รับอิทธิพลจากการทำให้เป็นแร่ของน้ำ เมื่อระดับของการทำให้เป็นแร่เพิ่มขึ้น ความสามารถในการละลายของ CO2 ในน้ำจะลดลง

ข้อดีอีกประการหนึ่งของการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์คือความสามารถในการเคลื่อนที่ของน้ำมันมากขึ้น ตามกฎของอุณหพลศาสตร์ ที่การขยายตัวของน้ำมันในระดับสูง ชั้นดูดซับของน้ำมันในรูขุมขนจะถูกปล่อยออกมา ความหนืดจะลดลงภายใต้อิทธิพลของก๊าซละลาย และน้ำมันจะเคลื่อนที่ได้ ผลกระทบนี้จะแสดงออกมาในระดับที่มากขึ้นเมื่อทำปฏิกิริยากับน้ำมันที่มีความหนืดสูง (มากกว่า 25 MPa∙s) จากการศึกษาในห้องปฏิบัติการยิ่งค่าความหนืดเริ่มต้นสูงเท่าไรก็ยิ่งลดลงเท่านั้น (ตาราง)

อย่างไรก็ตาม ในทางปฏิบัติ ความหนืดของบริเวณที่ใช้การฉีด CO2 ไม่ถึงค่าที่สูงเช่นนี้ จากการวิเคราะห์โครงการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ที่ดำเนินการทั่วโลก ความหนืดของน้ำมันอยู่ในช่วง 0.4-3.0 MPa∙s

ในสภาวะของแหล่งกักเก็บ ขึ้นอยู่กับอุณหภูมิและความดัน คาร์บอนไดออกไซด์อาจอยู่ในสถานะก๊าซ ของเหลว หรือวิกฤตยิ่งยวด จุดวิกฤตนั้นมีอุณหภูมิ 31.2 °C และความดัน 7.2 MPa ที่อุณหภูมิต่ำกว่า 31.2 °C คาร์บอนไดออกไซด์สามารถอยู่ในสถานะของเหลวได้ อุณหภูมิที่คาร์บอนไดออกไซด์จะอยู่ในสถานะของเหลวสามารถเพิ่มได้ถึง 40 ° C หากมีไฮโดรคาร์บอนอยู่ในองค์ประกอบ ที่อุณหภูมิสูงกว่า 31.2 °C CO2 จะอยู่ในสถานะก๊าซที่ความดันใดก็ตาม ในสถานะวิกฤตยิ่งยวด ความหนาแน่นของคาร์บอนไดออกไซด์สอดคล้องกับความหนาแน่นของของเหลว และความหนืดและแรงตึงผิวสอดคล้องกับความหนาแน่นของก๊าซ ในสถานะนี้ CO2 จะแทนที่น้ำมันโดยความครอบคลุมของการก่อตัวต่างกันลดลง ซึ่งเป็นเรื่องปกติสำหรับสารที่มีความหนืดต่ำ

มีการพิจารณาทดลองว่าการฉีดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในสถานะของเหลวมีประสิทธิภาพมากกว่า และอุณหภูมิของอ่างเก็บน้ำที่เหมาะสมควรใกล้เคียงกับค่าวิกฤต ผลลัพธ์ที่ยิ่งใหญ่ที่สุดเมื่อแทนที่น้ำมันด้วยคาร์บอนไดออกไซด์นั้นเกิดขึ้นได้ด้วยการแทนที่แบบผสมกัน ซึ่งเป็นไปได้ที่แรงดันอ่างเก็บน้ำที่สูงกว่าแรงดันที่ผสมกันได้

ความดันที่เข้ากันได้ขึ้นอยู่กับองค์ประกอบของน้ำมันและความดันอิ่มตัว เมื่อความดันอิ่มตัวเพิ่มขึ้น เช่นเดียวกับการมีมีเธนหรือไนโตรเจนในน้ำมัน ความดันในการเข้ากันจึงเพิ่มขึ้น ก๊าซไฮโดรคาร์บอนที่มีน้ำหนักโมเลกุลสูง รวมถึงอีเทน ช่วยลดแรงดันในการเข้ากัน ความดันที่เข้ากันได้ของ CO2 นั้นต่ำกว่าความดันที่เข้ากันได้ของก๊าซไฮโดรคาร์บอนอย่างมาก หากการแทนที่น้ำมันเบาด้วยคาร์บอนไดออกไซด์ ความดันการผสมจะอยู่ในช่วง 9-10 MPa ดังนั้นสำหรับการแทนที่ก๊าซไฮโดรคาร์บอนแบบผสมได้นั้นจำเป็นตั้งแต่ 27 ถึง 30 MPa ในกรณีที่ความดันในชั้นหินไม่ถึงความดันที่เข้ากันไม่ได้ ปฏิกิริยาของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์กับน้ำมันจะทำให้เกิดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ซึ่งมีเฟสแสงของน้ำมันและน้ำมันโดยไม่มีเศษส่วนแสง

การแทนที่น้ำมันด้วยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นกระบวนการที่ค่อนข้างซับซ้อนซึ่งมีผลกระทบต่อการถ่ายโอนมวล เส้นเลือดฝอย และแรงโน้มถ่วง เมื่อก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ผสมกับน้ำมันได้บางส่วนหรือทั้งหมด คุณสมบัติทางรีโอโลยีของมันจะเปลี่ยนไป ซึ่งส่งผลให้น้ำมันที่ไม่ได้ใช้ก่อนหน้านี้เข้ามามีส่วนร่วมในการพัฒนา กระบวนการแทนที่น้ำมันด้วยคาร์บอนไดออกไซด์ได้รับอิทธิพลจากสภาวะความอิ่มตัวและการแทนที่ครั้งก่อน

ในระหว่างการศึกษาเทคโนโลยีการฉีดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ลงในอ่างเก็บน้ำเพื่อเพิ่มปัจจัยการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ได้ระบุแนวทางการใช้งานต่างๆ:

● การฉีดน้ำอัดลม

● การฉีด CO2 อย่างต่อเนื่อง

● ฉีดกระสุน CO2 ตามด้วยการฉีดน้ำ

● การแทนที่น้ำมันโดยการฉีด CO2 และน้ำสลับกัน

● การแทนที่น้ำมันโดยการฉีดสารรีเอเจนต์เคมีและคาร์บอนไดออกไซด์รวมกัน

ข้อได้เปรียบหลักของการฉีดน้ำอัดลมคือการใช้คาร์บอนไดออกไซด์ค่อนข้างต่ำเมื่อฉีดเข้าไปในอ่างเก็บน้ำ เมื่อเทียบกับการใช้งานรูปแบบอื่นๆ ความเข้มข้นที่เหมาะสมของคาร์บอนไดออกไซด์ในน้ำคือ 4-5% การทดลองในห้องปฏิบัติการเพื่อตรวจสอบประสิทธิภาพของการใช้น้ำอัดลมที่ดำเนินการโดย UfNII พบว่าการแทนที่น้ำมันด้วยน้ำอัดลมที่มีความเข้มข้น CO2 5.3% ช่วยให้สามารถดึงน้ำมันกลับคืนมาได้มากขึ้น 14% เมื่อเทียบกับการแทนที่ด้วยน้ำประปา

ข้อดีของการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์อย่างต่อเนื่องคือประสิทธิภาพในการกำจัดที่สูงกว่าเมื่อเปรียบเทียบกับการใช้งานเทคโนโลยีอื่นๆ สิ่งนี้เกิดขึ้นเนื่องจากข้อเท็จจริงที่ว่าเพลาน้ำมันถูกสร้างขึ้นที่ด้านหน้าของปริมาตร CO2 ที่ก้าวหน้าซึ่งเป็นลักษณะของกระบวนการที่เกิดขึ้นระหว่างการเคลื่อนที่ของส่วนผสม ข้อเสียของการฉีดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์อย่างต่อเนื่อง ได้แก่ ความไม่เสถียรของความหนืด ซึ่งในบางกรณีสามารถลดปัจจัยการกวาดได้อย่างมาก และนำไปสู่การทะลุผ่านของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ตั้งแต่เนิ่นๆ

เมื่อเปรียบเทียบกับการแทนที่อย่างต่อเนื่องด้วยคาร์บอนไดออกไซด์ ตัวเลือกในการฉีด CO2 และน้ำสลับกันจะประหยัดกว่าเนื่องจากปริมาณที่ลดลง และทำให้ต้นทุนของคาร์บอนไดออกไซด์ลดลง นอกจากนี้ ข้อดีของการฉีดแบบสลับยังรวมถึงข้อเท็จจริงที่ว่าการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์และน้ำแบบสลับกันสามารถมีประสิทธิผลในการก่อตัวที่แตกต่างกัน ขึ้นอยู่กับอัตราส่วนของ CO2 และ H2O วรรณกรรมให้ผลลัพธ์ของการทดลองในห้องปฏิบัติการ แต่ยังเน้นย้ำว่าประสิทธิผลของแต่ละโครงการเฉพาะควรอยู่บนพื้นฐานของประสบการณ์การทดลองซึ่งมีเงื่อนไขใกล้เคียงกับเงื่อนไขจริงมากที่สุด ผู้เชี่ยวชาญมีความคิดเห็นที่แตกต่างกันเกี่ยวกับตัวเลือกการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์นี้ ผลการทดลองในห้องปฏิบัติการได้รับการเผยแพร่โดยสรุปได้ว่าสำหรับรูปแบบที่เป็นเนื้อเดียวกันและมีความสามารถในการผสมกันได้จำกัด ตัวเลือกที่ดีที่สุดเมื่อเทียบกับการฉีดแบบสลับจะมีตัวเลือกในการฉีดทากแบบต่อเนื่อง นอกจากนี้ ยังเน้นย้ำว่าการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์และน้ำสลับกันจะลดประสิทธิภาพในการกำจัดน้ำมันขั้นสุดท้ายเมื่อเปรียบเทียบกับการฉีดต่อเนื่อง จากผลการทดลองอื่นๆ พบว่าการฉีดสลับมีประสิทธิภาพสำหรับการสร้างเนื้อเดียวกัน และปริมาตรขอบที่เหมาะสมที่สุดคือ 9 ถึง 12% ของปริมาตรรูพรุน ตามที่ผู้เขียนบทความนี้หลังจากวิเคราะห์การทดลองในห้องปฏิบัติการและทางอุตสาหกรรมรวมถึงที่สาขา Radaevskoye รวมถึงการศึกษา งานทางวิทยาศาสตร์ในส่วนของปัญหานี้ ประสิทธิภาพของเทคโนโลยีการฉีดแบบสลับได้รับการพิสูจน์แล้ว และการใช้ตัวเลือกนี้จะมีผลกับการก่อตัวที่ต่างกันแม้ว่าระดับประสิทธิผลอาจแตกต่างกันไป

ต่อหน้าทุกคน. ข้อดีที่ชัดเจนการใช้เทคโนโลยีเพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมาโดยการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ก็มีข้อเสียเช่นกัน เมื่อเปรียบเทียบกับน้ำท่วม การฉีด CO2 จะช่วยลดปัจจัยกวาด เพื่อลดผลกระทบนี้ คุณสามารถใช้การฉีดน้ำและก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์แบบอื่นได้ เช่นเดียวกับการเลือกแยกบางช่วงเวลา ในทางกลับกัน การใช้น้ำสลับกับ CO2 อาจทำให้เกิดภาวะแทรกซ้อนที่สำคัญที่สุดที่อาจเกิดขึ้นได้เมื่อฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ นั่นก็คือการกัดกร่อนของอุปกรณ์ในหลุมฉีดและหลุมผลิต ข้อเสียอีกประการหนึ่งของเทคโนโลยีนี้คือเมื่อผสมกับน้ำมันได้ไม่สมบูรณ์ CO2 จะแยกไฮโดรคาร์บอนเบาออกมาและเศษส่วนหนักยังคงอยู่ในน้ำมันซึ่งเป็นผลมาจากการที่น้ำมันไม่ทำงานและมันจะยากกว่ามากในการสกัดใน อนาคต.

ข้อเสียประการถัดไปของเทคโนโลยีนี้คือก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นก๊าซที่เมื่ออิ่มตัวด้วยไอน้ำจะสามารถสร้างผลึกไฮเดรตได้

เมื่อ CO2 ละลายในน้ำและน้ำมัน อุณหภูมิจะลดลง ระดับการลดอุณหภูมิจะเพิ่มขึ้นตามความเข้มข้นของคาร์บอนไดออกไซด์ที่เพิ่มขึ้น ผลกระทบของอุณหภูมิดังกล่าวเมื่อละลายคาร์บอนไดออกไซด์อาจส่งผลต่อการก่อตัวของคราบแอสฟัลต์ทีน-เรซิน-พาราฟิน

จากการประมาณการของเทคโนโลยีที่อยู่ระหว่างการศึกษาพบว่าหากไม่สามารถรับประกันการส่งก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ผ่านทาง ราคาไม่แพงในกรอบเวลาที่กำหนด มีความเป็นไปได้สูงที่จะพลาดโอกาสในการปรับปรุงการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ขั้นสุดท้าย เพื่อให้แน่ใจว่ามีการจ่ายไฟในระยะต่อมา เมื่อสนามอยู่ในระยะต่อมาแล้วและมีแรงดันในอ่างเก็บน้ำลดลง จะมีเพียงการกระจัดที่ไม่สามารถผสมกันได้เท่านั้น ซึ่งมีผลต่ำกว่าโหมดการกระจัดแบบผสมได้หลายเท่า สำหรับบางสนามเช่น การประเมินค่อนข้างสมเหตุสมผล การไม่มีแหล่งที่มาที่เข้าถึงได้ถือเป็นข้อจำกัดที่สำคัญสำหรับการใช้เทคโนโลยีการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ สำหรับหลายๆ สาขา การผลิตและการขนส่ง CO2 ไปยังไซต์งานอาจไม่สามารถทำได้ในเชิงเศรษฐกิจ

ในสหภาพโซเวียต การทดลองในห้องปฏิบัติการครั้งแรกเกี่ยวกับการใช้คาร์บอนไดออกไซด์ดำเนินการโดย VNII และ BashNIPIneft ในปี 1967 การฉีด CO2 ในรูปของน้ำอัดลมได้ดำเนินการในพื้นที่ Aleksandrovskaya ของเขต Tuymazinsky ปริมาตรรวมของการฉีดน้ำอัดลมคือปริมาตรรูพรุน 2 ปริมาตร โดยมีความเข้มข้นของคาร์บอนไดออกไซด์ 1.7% ความครอบคลุมของอ่างเก็บน้ำจากน้ำท่วมในแง่ของพลังงานเพิ่มขึ้น 30% ปริมาณการฉีดของหลุมฉีดเพิ่มขึ้น 10-40% ผลกระทบจำเพาะของปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ที่ฉีดต่อตันน้ำมันที่ผลิตได้คือ 0.17 ตัน/ตัน

การฉีดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ที่สนาม Radaevskoye เริ่มขึ้นในปี 1984 จากการดำเนินโครงการฉีด CO2 ที่สนาม Radaevskoye ทำให้มีการฉีด CO2 จำนวน 787.2 พันตัน ซึ่งน้อยกว่าปริมาณที่ออกแบบไว้ 2.6 เท่าในช่วงเวลานี้ เนื่องจากการฉีด CO2 ภายในเดือนกรกฎาคม 1989 การผลิตน้ำมันเพิ่มเติมจึงมีจำนวน 218,000 ตัน ผลกระทบเฉพาะของปริมาณ CO2 ที่ฉีดคือ 0.28 t/t ความยากลำบากเกิดขึ้นเมื่อจ่ายไดออกไซด์ซึ่งสัมพันธ์กับการแตกในท่อก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ไม่สม่ำเสมอ หลังจากความก้าวหน้ามากมาย การดำเนินงานก็เป็นไปไม่ได้ นี่คือเหตุผลหลักที่ทำให้การทดลองสิ้นสุดลงในปี 1988

จากการฉีด CO2 ของเหลวจำนวน 110,000 ตันที่สนาม Kozlovskoye ผลจำเพาะจะเท่ากับ 0.125 ตัน/ตัน โครงการที่คล้ายกันสำหรับการฉีดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ลงอ่างเก็บน้ำได้ดำเนินการที่ทุ่ง Sergeevskoye ในปี 1984 โดยที่ผลเฉพาะของการฉีดภายในเดือนกรกฎาคมปี 1989 อยู่ที่ 0.23 ตัน/ตัน ปริมาณการฉีดมีจำนวน 73.8 พันตัน ที่ทุ่ง Elabuga การฉีด CO2 เริ่มขึ้นในปี 1987 ปริมาณการฉีดทั้งหมดอยู่ที่ 58.3 พันตัน โครงการได้รับการพัฒนาสำหรับทุ่ง Olkhovskoye เมื่อใช้เทคโนโลยีนี้ พบว่ามีการฟื้นตัวของน้ำมันเพิ่มขึ้นในทุกกรณี อย่างไรก็ตาม การลงทุนจำนวนมากและระยะเวลานานก่อนที่จะเริ่มการคืนทุนของโครงการ รวมถึงการขาดแคลนอุปกรณ์ที่สามารถรับประกันการทำงานที่ไม่หยุดชะงักเมื่อฉีด CO2 ไม่อนุญาตให้มีการพัฒนาเทคโนโลยีต่อไปในช่วงเวลานี้

มีประสบการณ์มากมายในการใช้เทคโนโลยีนี้ในต่างประเทศ การฉีดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ลงอ่างเก็บน้ำมีการใช้งานอย่างแข็งขันในสหรัฐอเมริกา แคนาดา ฮังการี ตุรกี สหราชอาณาจักร และประเทศอื่นๆ เมื่อเดือนสิงหาคม พ.ศ. 2524 ทั่วโลกยกเว้นประเทศในสหภาพโซเวียต 27 โครงการที่กำลังดำเนินอยู่สำหรับการฉีด CO2 นั้นเสร็จสิ้นแล้ว 9 แห่งและมีการวางแผน 63 แห่ง

ในสหรัฐอเมริกา วิธีการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ได้รับการทดสอบในปี 1978 ในเมืองเท็กซัสในเมืองสเคอรี และเริ่มนำไปใช้ได้สำเร็จในลุ่มน้ำเพอร์เมียนของเท็กซัสตะวันตกและนิวเม็กซิโกตะวันออก ต่อมา การฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ก็เริ่มขึ้นในภูมิภาคอื่นๆ รวมถึงพื้นที่เทือกเขาร็อกกี ทวีปตอนกลาง และชายฝั่งเม็กซิโก การผลิตน้ำมันจำนวนมากโดยการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ดำเนินการในภูมิภาคอ่าวเปอร์เมียนและมีจำนวนประมาณ 62% ส่วนที่เหลืออีก 38% มาจากเทือกเขาร็อกกี้ ทวีปตอนกลาง และภูมิภาคชายฝั่งเม็กซิโก ในระดับที่มากขึ้น ตัวชี้วัดดังกล่าวขึ้นอยู่กับความจริงที่ว่าเงินฝากหลักของ CO2 ตามธรรมชาตินั้นตั้งอยู่ในลุ่มน้ำ Permian ดังนั้นก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์จึงสามารถขนส่งได้อย่างง่ายดายผ่านท่อส่งก๊าซไปยังจุดที่ใกล้ที่สุดที่หมดลง ทุ่งน้ำมัน. โดยคำนึงถึงต้นทุนการดำเนินงานอยู่ ภูมิภาคนี้ต่ำกว่าบริษัทอื่นๆ จึงกลายเป็นที่นิยมมากที่สุดสำหรับบริษัทที่เกี่ยวข้องกับการฉีด CO2

ในปี 2014 มีโครงการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ 136 โครงการทั่วโลกที่ดำเนินการโดยบริษัทที่ดำเนินงาน 30 แห่ง ในจำนวนนี้ 88 รายการถือว่าประสบความสำเร็จ 18 รายการจัดอยู่ในประเภท โครงการที่มีแนวโน้มที่เหลืออีก 20 คนเพิ่งเริ่มต้นไม่นานนี้ โครงการสิบโครงการไม่สามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ ส่วนใหญ่คือ 128 จาก 136 จำหน่ายในสหรัฐอเมริกา โครงการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ที่อายุน้อยที่สุด ได้แก่ โครงการที่เริ่มต้นในปี 2014 ที่สนาม Slaughter (Smith Igoe) ซึ่งตั้งอยู่ในรัฐเท็กซัส สหรัฐอเมริกา และให้บริการโดยชาวอเมริกันจำนวนมาก บริษัท น้ำมันตะวันตก ถึงอย่างไรก็ตาม ช่วงเวลาสั้น ๆถือว่าโครงการประสบความสำเร็จแล้วและมีอัตราการไหลเพิ่มขึ้น 2.65 ลบ.ม./วัน/หลุม โครงการฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ที่ทุ่ง Charlton 19 และ Chester 16 ซึ่งตั้งอยู่ในมิชิแกน สหรัฐอเมริกา ซึ่งพัฒนาโดย Core Energy ก็เริ่มขึ้นในปี 2014 เช่นกัน

พื้นที่ Sacroc และ Devonian Unit (North Cross) เป็นหนึ่งในโครงการฉีดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ที่เติบโตเต็มที่ โดยเริ่มดำเนินการในปี 1972 และยังไม่แล้วเสร็จ เงินฝาก Sacroc ตั้งอยู่ในเท็กซัส สหรัฐอเมริกา การพัฒนาดำเนินการโดย Kinder Morgan อัตราการไหลเพิ่มขึ้น -10.81 ลบ.ม./วัน/หลุม หน่วยดีโวเนียน (นอร์ธครอส) ตั้งอยู่ในเท็กซัส สหรัฐอเมริกาเช่นกัน บริษัทผู้ดำเนินการคือภาคตะวันตก อัตราการไหลเพิ่มขึ้น - 7.84 ลบ.ม./วัน/หลุม . ประสบการณ์ในการใช้การแทนที่แบบผสมในประเทศอื่นช่วยให้เราสรุปได้ว่าหากมีแหล่งที่มาของ CO2 ที่เข้าถึงได้ การใช้เทคโนโลยีจะสามารถเพิ่มปัจจัยการนำน้ำมันขั้นสุดท้ายของแหล่งรัสเซียกลับมาใช้ใหม่ได้อย่างมาก

ลิงค์บรรณานุกรม

Trukhina O.S., Sintsov I.A. ประสบการณ์การใช้คาร์บอนไดออกไซด์เพื่อเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมัน // ความก้าวหน้าทางวิทยาศาสตร์ธรรมชาติสมัยใหม่ – 2559 – ฉบับที่ 3 – หน้า 205-209;
URL: http://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=35849 (วันที่เข้าถึง: 04/27/2019) เรานำเสนอนิตยสารที่คุณจัดพิมพ์โดยสำนักพิมพ์ "Academy of Natural Sciences"

เมื่อพัฒนาแหล่งน้ำมันและก๊าซจะใช้พลังงานของแรงดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้น (คงที่) และประดิษฐ์ (เพิ่มเติม) ภายใต้อิทธิพลของน้ำมันและก๊าซที่ถูกแทนที่จากพื้นที่รูพรุนของอ่างเก็บน้ำลงในบ่อ

แรงดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้นของแหล่งน้ำมันถูกกำหนดโดยแรงตามธรรมชาติของคราบ: ความดันของน้ำรูปร่างภายใต้อิทธิพลของมวลของมัน ความดันของน้ำรูปร่างอันเป็นผลมาจากการขยายตัวยืดหยุ่นของหินและน้ำ ความดัน ของฝาแก๊สบนส่วนที่มีน้ำมันของคราบสะสม ความยืดหยุ่นของก๊าซที่ปล่อยออกมาจากน้ำมันที่ละลายไปก่อนหน้านี้ แรงโน้มถ่วงของน้ำมัน

อย่างไรก็ตามโดยธรรมชาติ มุมมองภายในพลังงานของคราบไฮโดรคาร์บอน โดยเฉพาะน้ำมัน ไม่ได้ช่วยให้สามารถดึงน้ำมันออกจากคราบสะสมได้สูง เพื่อที่จะเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมา จึงมีการใช้แหล่งพลังงานเพิ่มเติมเทียมโดยการฉีดน้ำ ก๊าซ และสารรีเอเจนต์อื่นๆ เข้าไปในชั้นหินที่มีประสิทธิผล ปัจจุบันผลกระทบเทียมประเภทหลักต่อการก่อตัวของแบริ่งน้ำมันคือน้ำท่วมที่ขอบขอบและด้านใน

ปัจจุบันการแทนที่น้ำมันด้วยน้ำเป็นวิธีหลักในการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ ทั้งที่มีและไม่มีผลกระทบต่อชั้นหิน

การเคลื่อนที่ของของไหลในรูปแบบที่รองรับน้ำมันเกิดขึ้นผ่านระบบที่ซับซ้อนอย่างยิ่งของช่องรูพรุนที่แตกแขนงซึ่งมีรูปแบบและขนาดต่างๆ

แรงหลักที่ป้องกันการเคลื่อนที่ของข้อต่อของของเหลวที่ผสมไม่ได้ในพื้นที่รูพรุนและกำหนดขนาดของการนำน้ำมันกลับคืนมา ได้แก่ แรงที่พื้นผิว (เส้นเลือดฝอย) แรงต้านทานที่มีความหนืด (อุทกพลศาสตร์) และแรงโน้มถ่วง (แรงโน้มถ่วง) ซึ่งทำหน้าที่ร่วมกัน

ตำแหน่งและปริมาณน้ำมันที่ตกค้างในอ่างเก็บน้ำขึ้นอยู่กับว่าหินเปียกด้วยน้ำหรือน้ำมันมากกว่ากัน เฟสตกค้างที่เปียกน้อยกว่าในรูปแบบของหยดแต่ละหยดจะยังคงอยู่ในบริเวณกว้างของรูขุมขน ในทางกลับกัน ระยะการเคลื่อนตัวที่เปียกมากขึ้นจะยังคงอยู่ในส่วนที่แคบของรูขุมขนและในรูขุมขนเล็กแต่ละอัน แต่ละเฟส (น้ำหรือน้ำมัน) เคลื่อนที่ผ่านระบบช่องรูพรุนของตัวเอง เพื่อรักษาความต่อเนื่อง อนุภาคของของเหลวสามารถเคลื่อนที่เข้าไปในช่องที่ถูกครอบครองโดยเฟสอื่นได้ภายใต้ค่ามากเท่านั้น ค่าขนาดใหญ่การไล่ระดับความดันภายนอก และสิ่งนี้ถูกกำหนดโดยแรงพื้นผิวเป็นหลัก

เมื่อน้ำมันถูกแทนที่ด้วยน้ำจากการก่อตัวที่แตกต่างกัน การดึงน้ำมันกลับคืนจะได้รับอิทธิพลอย่างมากจากแรงทางอุทกไดนามิก (การไล่ระดับความดัน) การไล่ระดับความดันขั้นสูงสุดจะเพิ่มขึ้นเมื่อความสามารถในการซึมผ่านลดลง ดังนั้น ด้วยการเพิ่มขึ้นของการไล่ระดับความดันในชั้นหิน จำนวนของชั้นระหว่างชั้นที่เกี่ยวข้องกับการกรองจึงเพิ่มขึ้น กล่าวคือ ค่าสัมประสิทธิ์การครอบคลุมอ่างเก็บน้ำจากน้ำท่วมเพิ่มขึ้น

ในรูปแบบที่เป็นเนื้อเดียวกัน น้ำที่แทนที่จะเข้าไปเติมเต็มรูพรุนขนาดเล็กเป็นหลัก ในขณะที่รูปแบบที่ต่างกันจะครอบครองพื้นที่ที่สามารถซึมผ่านได้มากกว่าซึ่งมีรูพรุนขนาดใหญ่ครอบงำ สาเหตุของความแตกต่างนี้คือ ในระดับรูพรุนของชั้นหินที่เป็นเนื้อเดียวกัน การกระจายเฟสจะถูกกำหนดโดยแรงพื้นผิว และเมื่อชั้นของการซึมผ่านที่แตกต่างกันถูกซ้อนกันด้วยแรงต้านทานที่มีความหนืดและแรงโน้มถ่วง อย่างไรก็ตาม เมื่อเติมโซนที่มีการซึมผ่านได้สูง น้ำก็เริ่มถูกดูดซึมเข้าสู่บริเวณที่มีการซึมผ่านได้ต่ำ และแทนที่น้ำมันจากที่นั่น ยิ่งการไหลของน้ำแทนที่ช้าลง พื้นที่ที่มีการสร้างสมดุลของเส้นเลือดฝอยก็จะมีขนาดใหญ่ขึ้นเนื่องจากการดูดซับน้ำ และการนำน้ำมันกลับคืนมามีแนวโน้มถึงขีดจำกัดที่แน่นอน

ข้าว. 6. โครงการเปลี่ยนแปลงความอิ่มตัวของน้ำมันและน้ำของผลผลิต

การก่อตัวในช่วงน้ำท่วมเขตแดน

ธรรมชาติของความอิ่มตัวของพื้นที่ขนนก: 1 – น้ำ 2 – น้ำมัน;

อย่างไรก็ตาม ที่ความเร็วของการเคลื่อนที่ของน้ำที่ฉีดเข้าไปซึ่งต่ำกว่าความเร็วต่ำสุดของการทำให้เส้นเลือดฝอยของโซนที่มีการซึมผ่านต่ำ การนำน้ำมันกลับคืนมาจะลดลงอีกครั้งเนื่องจากการเสื่อมสภาพของสภาวะการเคลื่อนที่ในพื้นที่ที่มีการซึมผ่านสูง

สถานการณ์พิเศษเกิดขึ้นเมื่อน้ำมันพลาสติกที่มีความหนืดถูกแทนที่จากอ่างเก็บน้ำ ในกรณีนี้ การนำน้ำมันกลับคืนจากโซนที่มีการซึมผ่านสูงจะเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วมากตามความเร็วในการเคลื่อนที่ของน้ำที่เพิ่มขึ้น เส้นกราฟสูงสุดของการนำน้ำมันกลับคืนมาเทียบกับความเร็วของน้ำอยู่ในขอบเขตของอัตราการกรองจริง ซึ่งทำให้สามารถควบคุมการนำน้ำมันกลับคืนมาได้โดยการเปลี่ยนอัตราการกระจัด

ดังนั้นกระบวนการที่ซับซ้อนของการกระจัดและการกระจายเฟสพร้อมกันในพื้นที่รูพรุนของอ่างเก็บน้ำจึงเกิดขึ้นซึ่งท้ายที่สุดแล้วจะไม่นำไปสู่การแทนที่น้ำมันโดยสมบูรณ์ด้วยน้ำแทนที่ ในกรณีนี้ความอิ่มตัวของน้ำของการก่อตัวของผลผลิตจะเพิ่มขึ้นจากความอิ่มตัวของน้ำที่เหลือ (K VO = 1 – K Н) ที่ความอิ่มตัวของน้ำมันเริ่มต้น K Н ในเขตที่ไม่ได้รับผลกระทบจากการพัฒนาเป็นค่าสูงสุดของความอิ่มตัวของน้ำในปัจจุบัน ( K VT = 1 – K H O) ซึ่งสอดคล้องกับความอิ่มตัวของน้ำมันตกค้าง K H O ที่ท่อฉีดน้ำเริ่มต้น จากแนวคิดสมัยใหม่เกี่ยวกับการแทนที่น้ำมันด้วยน้ำในรูปแบบการผลิตที่เต็มไปด้วยน้ำในช่วงน้ำท่วมเขตแดน แบ่งออกเป็นสี่โซน (รูปที่ 6)

โซนแรกคือส่วนที่เป็นน้ำของชั้นหินที่อยู่ต่ำกว่าระดับการสัมผัสระหว่างน้ำมันกับน้ำ (OWC) ซึ่งพื้นที่รูพรุนจะเต็มไปด้วยน้ำอย่างสมบูรณ์ ในโซนที่สอง ความอิ่มตัวของน้ำจะเปลี่ยนจากสูงสุดเป็นค่าที่ด้านหน้าการแทนที่น้ำมัน ส่วนที่ IIa ตั้งอยู่บนท่อฉีดน้ำเริ่มต้น และมีลักษณะเฉพาะคือความอิ่มตัวของน้ำมันที่ตกค้าง ส่วนที่ IIb แสดงด้วยโซนของส่วนผสมระหว่างน้ำมันและน้ำ ซึ่งน้ำมันจะค่อยๆ ถูกชะล้างออกไป โซนที่สามซึ่งมีขนาดสามารถเข้าถึงได้หลายเมตรคือโซนเปลี่ยนจากน้ำเป็นน้ำมัน โดยทั่วไปถือว่ามีความเสถียร โซนที่สี่เป็นส่วนที่ยังไม่ได้รับการพัฒนาของรูปแบบ

ในระหว่างน้ำท่วมภายในวงจรของการก่อตัวที่มีประสิทธิผลจะมีโซน II, III และ IV ส่วนที่ IIa ตั้งอยู่รอบๆ ฉีดได้ดี.

คำถามควบคุม

1. จะเกิดอะไรขึ้นกับน้ำมันในอ่างเก็บน้ำเมื่อถูกน้ำแทนที่?

2. เป็นไปได้หรือไม่ที่จะแทนที่น้ำมันจากอ่างเก็บน้ำด้วยก๊าซหรือรีเอเจนต์อื่น?

เอกสารต้นฉบับ?

บรรยายครั้งที่ 13

เพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมัน

1. วิธีการเพิ่มปริมาณสำรองที่สามารถเรียกคืนได้

การนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่เป็นปัญหาที่ซับซ้อน วิธีแก้ปัญหานี้ใช้ประสบการณ์ที่สั่งสมมาในทุกด้านของธุรกิจบ่อน้ำมัน ประการแรกคือการวางตำแหน่งที่ถูกต้องของบ่อน้ำบนเงินฝากโดยคำนึงถึงโครงสร้างทางธรณีวิทยาของการก่อตัวและการดำเนินการตามกฎระเบียบของกระบวนการน้ำท่วมโดยอาศัยการศึกษาอุทกพลศาสตร์ของบ่อน้ำเป็นประจำ ประสิทธิภาพของการทำงานของอ่างเก็บน้ำได้รับการปรับปรุงให้ดีขึ้นอันเป็นผลมาจากอิทธิพลของโซนก้นหลุมของการก่อตัวเพื่อเพิ่มอัตราการไหลและปรับระดับโปรไฟล์การไหลของน้ำมันและก๊าซ เช่นเดียวกับการฉีดของหลุมฉีด (ถ้ามี) ไปจนถึงการปลอมแปลง รักษาแรงดันอ่างเก็บน้ำ ประสิทธิภาพของน้ำท่วมสามารถเพิ่มขึ้นได้อย่างมากหากเติมสารเคมีลงในน้ำที่ฉีดเข้าไป เพื่อช่วยให้การถ่ายเทน้ำมันออกจากใต้ผิวดินสมบูรณ์ยิ่งขึ้น วิธีการทุติยภูมิและตติยภูมิในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมานั้นขึ้นอยู่กับการใช้กฎทางกายภาพบางประการที่กล่าวถึงในการบรรยายครั้งก่อน

คุณสมบัติและองค์ประกอบของน้ำมันขึ้นอยู่กับสภาวะการเกิดน้ำมัน และขึ้นอยู่กับความเป็นไปได้ทางเศรษฐกิจ พวกเขาใช้เทคโนโลยีต่างๆ ในการสกัดไฮโดรคาร์บอน มากที่สุด เทคโนโลยีที่รู้จักเรียกได้ว่าเป็นการฉีดสารหล่อเย็นลงถังเพื่อลดความหนืดของน้ำมัน เป้าหมายเดียวกันนี้ดำเนินการโดยการฉีดเข้าไปในรูปแบบ ก๊าซเหลวซึ่งเป็นตัวทำละลายน้ำมัน ปรากฏการณ์การระเหยแบบย้อนกลับและการควบแน่นของไฮโดรคาร์บอนหนักในสภาพแวดล้อมที่เป็นก๊าซถูกนำมาใช้เพื่อพัฒนาเทคโนโลยีสำหรับการฉีดก๊าซแรงดันสูงลงในแหล่งกักเก็บ ซึ่งจะช่วยถ่ายโอนส่วนหนึ่งของเศษส่วนของน้ำมันไปสู่สถานะไอ

เพื่อให้การเคลื่อนตัวของน้ำและน้ำมันที่ถูกแทนที่เท่ากัน น้ำที่ดับแล้วจะถูกฉีดเข้าไปในชั้นหิน เพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมา มีการใช้โฟมที่ทำให้เสถียรโดยสารลดแรงตึงผิวและแหล่งการเผาไหม้ที่สามารถเคลื่อนย้ายได้ กำลังศึกษาวิธีการอัลตราโซนิก การสั่นสะเทือน และไฟฟ้าที่มีอิทธิพลต่อโซนใกล้หลุมของชั้นหิน

2. ผงซักฟอก และ การแทนที่น้ำมันคุณสมบัติของน้ำ

น้ำท่วมเงินฝากเป็นวิธีหลักในการเพิ่มประสิทธิภาพของแหล่งน้ำมัน แต่ถึงแม้จะมีประสิทธิภาพทั้งหมด น้ำมันสำรองมากกว่าครึ่งหนึ่งยังคงอยู่ในพื้นดิน วิธีหนึ่งในการเพิ่มประสิทธิภาพน้ำท่วมขังอาจเป็นการอัดน้ำที่มีคุณสมบัติการกระจัดสูงเข้าไปในอ่างเก็บน้ำ ตามแนวคิดสมัยใหม่ กลไกของการทำความสะอาดสารที่เกี่ยวข้องกับการล้างไฮโดรคาร์บอนจากแร่ธาตุนั้นถูกกำหนดโดยความสามารถในการปรับปรุงคุณสมบัติการทำให้เปียกของน้ำและลดแรงตึงผิวที่ส่วนต่อประสานกับน้ำมันและพื้นผิวอื่น ๆ จะต้องเป็นตัวขัดขวางสารแขวนลอยและอิมัลชัน ฯลฯ

ขึ้นอยู่กับโครงสร้างและคุณสมบัติของหินก่อตัวตลอดจนสถานะของของไหลในตัวกลางที่มีรูพรุน พารามิเตอร์ของของเหลวที่แทนที่ซึ่งส่งผลต่อ การแทนที่น้ำมันคุณสมบัติอาจจะไม่เหมือนกัน ตัวอย่างเช่น หากน้ำมันในอ่างเก็บน้ำอยู่ในสถานะกระจายตัว น้ำจะมีลักษณะเฉพาะด้วย ค่าต่ำแรงตึงผิวบริเวณรอยต่อกับน้ำมันและทำให้หินเปียกได้ดี

เมื่อน้ำท่วมอ่างเก็บน้ำที่ร้าว ขอแนะนำให้ใช้น้ำที่มีค่าแรงตึงเปียกสูง (ส× คอสถาม) ซึ่งสามารถถูกดูดซับอย่างเข้มข้นโดยแรงของเส้นเลือดฝอยจนกลายเป็นก้อนหินที่แตกออกจากรอยแตก

อย่างไรก็ตามกระบวนการดูดซึมน้ำเข้าสู่ น้ำมันอิ่มตัวสายพันธุ์จะมาพร้อมกับการก่อตัว น้ำ-น้ำมันสารผสมที่ส่งผลเสียต่อการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่เนื่องจากการหยุดชะงักของความต่อเนื่องของเฟสน้ำมัน สารผสมดังกล่าวจะเกิดขึ้นอย่างเข้มข้นน้อยลงเมื่อน้ำที่มีค่าต่ำ (ส× คอสถาม). หากเป็นเช่นนั้น ให้อยู่ภายใต้สภาวะความสามารถในการเปียกที่เป็นกลาง (ปานกลาง) เมื่อมุมสัมผัสอยู่ใกล้ 90° , ก สมีค่าน้อยที่สุด ปัจจัยการคืนสภาพน้ำมันควรเพิ่มขึ้น น้ำดังกล่าวมีผลเสีย คุณสมบัติการทำความสะอาดแต่ความสามารถในการแทนที่นั้นสูงที่สุด ในเรื่องนี้ ควรให้ความสำคัญกับน้ำในชั้นหินที่ผลิตพร้อมกับน้ำมัน และควรฉีดกลับเข้าไปในชั้นหินหลังการบำบัดที่เหมาะสม น้ำจืดที่ใช้รักษาแรงดันในอ่างเก็บน้ำจะทำให้พื้นผิวหินเปียกได้ดีกว่า และก่อตัวเป็นอิมัลชันที่เสถียรกว่าเมื่อสัมผัสกับน้ำมัน นอกจากนี้ ยังทำให้เกิดการบวมของซีเมนต์ดินเหนียวซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของแหล่งกักเก็บที่น่ากลัว และลดปริมาตรของช่องว่างรูพรุน จริงอยู่ที่นักวิทยาศาสตร์บางคนเชื่อว่าในกรณีนี้น้ำมันถูกบีบออกจากช่องกรองที่หดตัว แต่เมื่อพิจารณาจากผลการทดลองในห้องปฏิบัติการในงานของพวกเขาแล้ว กลับไม่เป็นเช่นนั้น ง่ายกว่ามากในการอธิบายผลที่เกิดขึ้นโดยการกระจายกระแสการกรองโดยการเปลี่ยนโครงสร้างของช่องการกรอง

ในอ่างเก็บน้ำอันอุดมสมบูรณ์ของทุ่งนาใน Udmurtia ซึ่งเนื้อหาของสสารดินเหนียวไม่มีนัยสำคัญ (0-5%) ความสามารถในการซึมผ่านที่ลดลงในระหว่างการกรองน้ำจืดและน้ำแร่เล็กน้อยมีความสัมพันธ์กับการเพิ่มขึ้นของความหนาของชั้นของน้ำที่ถูกผูกไว้อย่างหลวม ๆ ที่พื้นผิวของช่องกรอง เมื่อความสามารถในการซึมผ่านของก๊าซของหินเปลี่ยนจาก 0.2 เป็น 0.9 μm 2 ความสามารถในการซึมผ่านของน้ำจืดที่ลดลงเมื่อเทียบกับน้ำแร่จะมีค่าเฉลี่ย 55% ซึ่งแปรผันจาก 34 ถึง 75%

ตัวเลขที่คล้ายกันสำหรับการเปลี่ยนแปลงความสามารถในการซึมผ่านของน้ำจืดที่เกี่ยวข้องกับน้ำในชั้นหิน (โดยเฉลี่ย 46% โดยมีช่วงการเปลี่ยนแปลงจาก 29 ถึง 67%) ได้รับในระหว่างการทดลองกับคราบหินทรายใน Bashkiria โดยมีลักษณะการซึมผ่านของก๊าซตั้งแต่ 0.3 ถึง 0.9 μm 2 .

การศึกษาที่ดำเนินการบ่งชี้การลดลงของการซึมผ่านของหินทรายควอตซ์ที่มีดินเหนียวจำนวนเล็กน้อยเนื่องจากการเปลี่ยนแปลงองค์ประกอบทางเคมีของน้ำที่ฉีดซึ่งส่งผลต่อความหนาของชั้นกระจายของน้ำที่ถูกผูกไว้ (ผูกอย่างหลวม ๆ ) บนพื้นผิว ของช่องกรอง เมื่อน้ำที่กรองในตัวกลางที่มีรูพรุนถูกแยกเกลือออก ความหนาของชั้นนี้จะเพิ่มขึ้นตาม (1) ซึ่งส่งผลให้ความสามารถในการซึมผ่านลดลง เมื่อน้ำที่ฉีดเข้าไปมีแร่ธาตุเพิ่มมากขึ้น การซึมผ่านของหินก็จะเพิ่มขึ้นอีกครั้ง ควบคุมการวัดการวัดการซึมผ่านของก๊าซที่ทำหลังจากการศึกษาพบว่าไม่มีการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างในโครงสร้างของพื้นที่รูพรุนของหินเกิดขึ้น และความสามารถในการซึมผ่านสัมบูรณ์ของหินไม่เปลี่ยนแปลง แม่นยำยิ่งขึ้น ค่าเบี่ยงเบนเฉลี่ยคือ± 7.5% ซึ่งอยู่ภายในข้อผิดพลาดของการประเมินการซึมผ่านในสภาพห้องปฏิบัติการ

,(1)

ที่ไหน ดีชม.- การเปลี่ยนแปลงความหนาของชั้นน้ำที่ถูกผูกไว้

ก - ระดับการแยกตัวของอิเล็กโทรไลต์

n - จำนวนไอออนที่โมเลกุลอิเล็กโทรไลต์แตกตัว

ม - ความหนืดของของไหล

ร- รัศมีของไอออน

K คือค่าคงที่ของ Boltzmann

T - อุณหภูมิสัมบูรณ์;

ม- มวลของไอออน

กับ 1 และ C 2 - ความเข้มข้นของเกลือในระดับโมลในการก่อตัวและน้ำฉีด

กลไกของกระบวนการที่ทำให้เกิดการเปลี่ยนแปลงความสามารถในการซึมผ่านของน้ำในตัวกลางที่มีรูพรุนนั้นสัมพันธ์กับการแลกเปลี่ยนไอออนบวกบนพื้นผิวของอนุภาคดินเหนียวที่ประกอบเป็นซีเมนต์ของหิน ในกรณีนี้สามารถโต้ตอบระหว่างสารละลายกับแร่ธาตุได้สองประเภท ในกรณีแรก เมื่อกรองสารละลายที่มีแคตไอออนเดียวกันกับสารเชิงซ้อนที่ดูดซับโดยสารดินเหนียว การแลกเปลี่ยนแคตไอออนจะหายไปในทางปฏิบัติ องค์ประกอบของสารเชิงซ้อนที่ถูกดูดซับโดยแร่ธาตุจะไม่เปลี่ยนแปลง และการเปลี่ยนแปลงในความหนาของชั้นกระจายนั้นถูกกำหนดโดยความแตกต่างของความเข้มข้นของเกลือในน้ำที่ฉีดเข้าไปและก่อตัว (ถูกผูกไว้)

ในกรณีที่สอง การเปลี่ยนแปลงความสามารถในการซึมผ่านจะถูกกำหนดโดยประเภทของแคตไอออนที่เข้าหรือการชะล้างจากสารเชิงซ้อนที่ถูกดูดซับ และความแตกต่างในความเข้มข้นของน้ำในชั้นหินและของเหลวที่ฉีด การเปลี่ยนแปลงความสามารถในการซึมผ่านได้มากที่สุดจะสังเกตได้ในกรณีที่มีโซเดียมไอออนบวกมากกว่าในสารเชิงซ้อนที่ถูกดูดซับ

หมายเลขตัวอย่าง	การซึมผ่าน, µm 2		การลดลงสัมพัทธ์ในการซึมผ่าน
	สำหรับ สารละลาย NaCl	สำหรับน้ำจืด
1878	0,230	0,096
1879	0,136	0,034
1881	0,018/ 0,012	0,013 / 0,0073
1883	0,131	0,046
พ.ศ. 2426ก	0,014	0,006
3806	0,045 / 0,058	0,023 / 0,038
เฉลี่ย

หมายเหตุ: ตัวหารระบุค่าการซึมผ่านของรอบการฉีดที่สองของน้ำแร่และน้ำจืด

ในเรื่องนี้ เพื่อคืนค่าการฉีดของหลุมฉีดที่พัฒนาคราบในแหล่งกักเก็บ terrigenous เพื่อรักษาความดันของอ่างเก็บน้ำ ขอแนะนำให้ใช้น้ำที่มีแร่และองค์ประกอบทางเคมีใกล้เคียงกับองค์ประกอบของน้ำในอ่างเก็บน้ำ

นอกจากนี้ เพื่อปรับปรุงคุณลักษณะการกรองของอ่างเก็บน้ำสำหรับน้ำที่ฉีด คุณสามารถเพิ่มส่วนประกอบที่มีเกลือคลอไรด์ของโลหะโพลีวาเลนต์ (เช่น AlCl 2, FeCl 3) หรือซัลเฟต (เช่น Na 2 SO 4, K 2 SO 4) หรือไนเตรต (เช่น NaNO 3, KNO 3) สารเติมแต่งที่ช่วยลดความหนาของชั้นน้ำที่เกาะตัวหลวมๆ และเพิ่มการซึมผ่านของหิน

3. การบำบัดน้ำด้วยสารลดแรงตึงผิว

การเปลี่ยนแปลงที่จำเป็นในคุณสมบัติพื้นผิวและการทำให้เปียกของของเหลวและคุณลักษณะของส่วนต่อประสานเฟสในตัวกลางที่มีรูพรุนสามารถทำได้โดยการเติมสารลดแรงตึงผิวลงในน้ำ

โมเลกุลของสารลดแรงตึงผิวส่วนใหญ่ประกอบด้วยโซ่ไฮโดรโฟบิกที่ไม่ชอบน้ำยาวซึ่งมีสัมพรรคภาพตกค้างต่ำที่ปลายด้านหนึ่ง และกลุ่มขั้วโลกที่ชอบน้ำซึ่งมีความสัมพันธ์สูงที่อีกด้านหนึ่ง ขึ้นอยู่กับลักษณะทางเคมี สารลดแรงตึงผิวทั้งหมดจะถูกแบ่งออกเป็นสารออกฤทธิ์ที่มีประจุลบ ประจุบวกและสารที่ไม่ใช่ไอออนิก หากส่วนไฮโดรคาร์บอนของโมเลกุลของสารลดแรงตึงผิวไอออนิกเป็นส่วนหนึ่งของไอออนที่เกิดขึ้นในสารละลายที่เป็นน้ำสารประกอบนั้นจะอยู่ในสารออกฤทธิ์ประจุลบ ดังนั้น ประจุบวกสารก่อตัวขึ้นใน สารละลายที่เป็นน้ำแคตไอออนที่มีสายโซ่ยาวของอนุมูลไฮโดรคาร์บอน ไม่มีสารที่ไม่ใช่ไอออนิก ไม่แตกตัวเป็นไอออนกลุ่มปลายที่ชอบน้ำ กิจกรรมพื้นผิวของสารเหล่านี้เกิดจากโครงสร้างที่แปลกประหลาดของโมเลกุลซึ่งมีโครงสร้างไม่สมมาตร (ไดฟิลิก) ซึ่งประกอบด้วยกลุ่มขั้วและกลุ่มไม่มีขั้ว ส่วนที่ไม่มีขั้วและไม่ละลายน้ำของโมเลกุลคืออัลคิลที่ไม่ชอบน้ำ, อะริลหรืออัลคิลลาริลเรดิคัล และขั้ว ละลายน้ำได้เป็นตัวแทนของกลุ่ม โพลีเอทิลีนไกลคอลหรือ โพรพิลีนไกลคอลส่วนที่เหลือ

สารลดแรงตึงผิวแบบไม่มีประจุทั่วไปคือ OP-10 ซึ่งมีความหวังอันยิ่งใหญ่ติดอยู่เมื่อสิบห้าถึงยี่สิบปีที่แล้ว ตัวอย่าง ประจุบวกสารลดแรงตึงผิวคือคาร์โบโซลีน O ซึ่งใช้ในการยับยั้งหินทราย ประจุลบ ได้แก่: ซัลโฟนอล NP-1, NP-3, ซัลโฟเนต ฯลฯ

ผลของสารเคมีหลายชนิดต่อการนำน้ำมันกลับคืนมาได้รับการทดสอบภายใต้สภาวะของห้องปฏิบัติการ ในปัจจุบันเป็นที่ชัดเจนสำหรับเกือบทุกคนว่าไม่มีวิธีการสากลในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ รีเอเจนต์ชนิดเดียวกันมีพฤติกรรมแตกต่างกันภายใต้สภาวะที่ต่างกัน ตารางแสดงผลการศึกษาในห้องปฏิบัติการเกี่ยวกับรีเอเจนต์ต่างๆ ที่ใช้ในการเพิ่มประสิทธิภาพการนำน้ำมันกลับคืนมาในสภาพภาคสนาม ภูมิภาคอูราล-โวลก้า. การศึกษาเหล่านี้ดำเนินการใน PermNIPIneft, BashNIPIneft, อุดมูร์ตNIPINeft, ยิโพรวอสตอค.

เทคโนโลยี (ขอบของสารละลายของรีเอเจนต์เคมีโดยไม่มีการดัดแปลงโดยละเอียด)	การเพิ่มขึ้นสัมพัทธ์ของสัมประสิทธิ์ การกำจัดน้ำมัน
	ช่วงของการเปลี่ยนแปลง	เฉลี่ย
สารลดแรงตึงผิวแบบไม่มีประจุ (ประเภท OP-10) ตั้งแต่เริ่มกระบวนการน้ำท่วม ที่ หลังการล้างน้ำมันที่เหลือ	0 - 0,11 0 - 0,12	0,055 0,019
สารลดแรงตึงผิวประจุลบ (ในคาร์บอเนต)	0 - 0,34	0,156
เหมือนกัน (ในหินผา)	0 - 0,13	0,044
อัลคาลิสและองค์ประกอบตามพวกมัน	0 - 0,38	0,155
โพลีเมอร์	0 - 0,28	0,113
คาร์บอนไดออกไซด์	0,05 - 0,28	0,122

ตารางแสดงให้เห็นว่าเทคโนโลยีใดก็ตามอาจไม่มีประสิทธิภาพอย่างสมบูรณ์ภายใต้เงื่อนไขบางประการ ในขณะที่เทคโนโลยีอื่นอาจให้ผลเชิงบวก ตัวอย่างที่โดดเด่นเป็นสารลดแรงตึงผิวประจุลบซึ่งในทางปฏิบัติไม่ได้ผลในแหล่งกักเก็บ terrigenous ในขณะที่คาร์บอเนตพวกมันให้ค่าสัมประสิทธิ์เพิ่มขึ้นอย่างเห็นได้ชัด การกำจัดน้ำมัน

สารลดแรงตึงผิวจะถูกดูดซับตามองศาที่แตกต่างกันโดยพื้นผิวหิน ความสัมพันธ์เชิงปริมาณระหว่างการดูดซับจำเพาะของ G ในชั้นผิว การเปลี่ยนแปลงแรงตึงผิวกับความเข้มข้นของสารที่ละลายและความเข้มข้น พร้อมติดตั้งสมการกิ๊บส์

ที่ไหน ร- ค่าคงที่ก๊าซสากล

ต- อุณหภูมิสัมบูรณ์

ค่าที่แสดงลักษณะของตัวถูกละลายในการลดแรงตึงผิวของสารละลายมักเรียกว่ากิจกรรมพื้นผิว

ปริมาณของกิจกรรมพื้นผิวสามารถกำหนดได้จากไอโซเทอร์มการดูดซับ Г=f (C) และการขึ้นอยู่กับแรงตึงผิวกับความเข้มข้นของสารที่ละลายส=ฉ(ค)

ในตอนแรก แรงตึงผิวจะลดลงอย่างรวดเร็ว และเมื่อชั้นผิวเต็มไปด้วยโมเลกุลที่ถูกดูดซับ การเปลี่ยนแปลงก็จะเปลี่ยนไปส เมื่อความเข้มข้นของสารลดแรงตึงผิวเพิ่มขึ้นจะลดลง และเมื่อการดูดซับถึงค่าคงที่ซึ่งสอดคล้องกับความอิ่มตัวของชั้นที่สมบูรณ์ด้วยโมเลกุลของสารลดแรงตึงผิว ก็จะหยุดลง ดังนั้นกิจกรรมพื้นผิวของสารลดแรงตึงผิวจึงได้รับการประเมินตามค่านี้

เหล่านั้น. ค่าเริ่มต้นของ G 0 โดยมีความเข้มข้นของสารลดแรงตึงผิวมีแนวโน้มเป็นศูนย์ กิจกรรมพื้นผิวมีหน่วย SI คือ H× ม 2/กม.

1 นาที × ม 2 /kmol=1Gibbs=1Dyn/cm/(โมล/dm 3)

ที่เหมาะสมที่สุดสำหรับการบำบัดน้ำที่ฉีดเข้าไปคือสารลดแรงตึงผิวที่ช่วยลดแรงตึงผิวที่ส่วนต่อประสานกับน้ำมันที่ความเข้มข้นต่ำอย่างมีนัยสำคัญ ปรับปรุงความสามารถในการเปียกของพื้นผิวหิน ดูดซับต่ำบนนั้นและอิมัลชันน้ำมันและน้ำทำลายล้าง นอกจากนี้ พวกมันจะต้องมีราคาถูก ละลายได้อย่างสมบูรณ์ในน้ำจืดและน้ำในชั้นหิน และทนทานต่อเกลือของน้ำในชั้นหิน ส่วนผสมของสารลดแรงตึงผิวหลายชนิดมักจะมีประสิทธิภาพดีที่สุด ในเรื่องนี้ ภารกิจหลักของการวิจัยในห้องปฏิบัติการคือการเลือกองค์ประกอบที่ดีที่สุดสำหรับสภาพน้ำมันที่เฉพาะเจาะจง การวิจัยจำนวนมากต้องใช้เวลาและเงินเป็นจำนวนมาก ดังนั้นจึงไม่ค่อยได้ดำเนินการอย่างเต็มรูปแบบ

การใช้สารลดแรงตึงผิวในปริมาณทางอุตสาหกรรมเพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมาต้องเผชิญกับปัญหาที่สำคัญเนื่องจากการดูดซับโดยพื้นผิวขนาดใหญ่ของช่องกรอง อย่างไรก็ตาม ควรคำนึงว่าผลจากการกรองน้ำตามขอบของสารละลายเคมี จะเกิดการสลายตัวของสารบางส่วนและถ่ายโอนไปยังส่วนอื่น ๆ ของชั้นหิน

ในทางกลับกัน ถ้าไม่เกิดการดูดซับ กลไกการออกฤทธิ์ของสารลดแรงตึงผิวจะไม่สามารถเกิดขึ้นได้เต็มที่ ผลการศึกษาประสิทธิภาพของพอลิเมอร์ท่วมโดยใช้สารที่ลดการดูดซับของสารออกฤทธิ์บนพื้นผิวหินเป็นที่ทราบกันว่าบ่งชี้ว่าไม่มีผลกระทบทางเทคโนโลยี

4. น้ำท่วมอัลคาไลน์

สารละลายอัลคาไลจะถูกฉีดเข้าไปในรูปแบบในรูปแบบของทากซึ่งขับเคลื่อนด้วยน้ำจืด กลไกการออกฤทธิ์ของขอบอัลคาไลน์นั้นสัมพันธ์กับการก่อตัวของสารลดแรงตึงผิวซึ่งเป็นผลมาจากปฏิกิริยาของอัลคาไลกับน้ำมัน ส่งผลให้แรงตึงผิวลดลงที่ขอบเขตของสารละลายด้วยน้ำมัน การไฮโดรฟิไลเซชันของพื้นผิวหิน (น่ากลัวถึง ขอบเขตที่มากขึ้น) เนื่องจากอิมัลชันของน้ำมันทำให้เกิดความต้านทานต่ออุทกพลศาสตร์เพิ่มเติมซึ่งมีส่วนช่วยในการเพิ่มการก่อตัวในระดับจุลภาคและมหภาคโดยน้ำท่วม ปัจจุบันมีการทดสอบภาคสนามของน้ำท่วมอัลคาไลน์และการปรับเปลี่ยนโดยแสดงในการสร้างส่วนผสมของอัลคาไลด้วย หลากหลายชนิดสารลดแรงตึงผิว, เทอร์โมอัลคาไลน์ท่วม ฯลฯ ประสิทธิผลของอัลคาไลน์ฟลัดติ้งมีความสัมพันธ์อย่างใกล้ชิดกับกิจกรรมของน้ำมันซึ่งขึ้นอยู่กับเนื้อหาของส่วนประกอบที่เป็นกรดในสารเหล่านั้นที่ทำปฏิกิริยากับด่างยิ่งน้ำมันมีการใช้งานมากเท่าใด แรงตึงผิวบริเวณส่วนต่อประสานกับสารละลายอัลคาไลก็จะลดลงตามไปด้วย

5. น้ำท่วมโพลีเมอร์

หนาขึ้นน้ำโดยการเพิ่มลงไป ละลายน้ำได้โพลีเมอร์มีวัตถุประสงค์เพื่อปรับระดับการกระจัดด้านหน้าโดยกำจัดหรือลดความไม่เสถียรของความหนืด และป้องกันการทะลุผ่านของน้ำที่ฉีดเข้าไปในหลุมการผลิตก่อนเวลาอันควร ในกรณีนี้คุณสมบัติหลักของสารละลายโพลีเมอร์ในการต้านทานแรงที่ใช้กับสารละลายนั้นจะเกิดขึ้นจริง

ยิ่งอัตราการกรองของสารละลายโพลีเมอร์สูง สิ่งอื่นๆ ทั้งหมดจะเท่ากัน ค่าความต้านทานก็จะยิ่งสูงขึ้นตามไปด้วย ขนาดของปัจจัยความต้านทานถูกกำหนดโดยอัตราส่วนของการเคลื่อนที่ของสารละลายโพลีเมอร์ต่อการเคลื่อนที่ของน้ำ ตัวบ่งชี้ที่สำคัญอีกประการหนึ่งของความมีประสิทธิผลของวิธีการนี้คือปัจจัยต้านทานสารตกค้าง ซึ่งถูกกำหนดหลังจากการล้างตัวกลางที่มีรูพรุนด้วยน้ำ และการคายการดูดซึมหรือการทำลายโพลีเมอร์ที่ฉีดไปก่อนหน้านี้ เนื่องจากข้อเท็จจริงที่ว่าการท่วมโพลีเมอร์ในสภาวะจริงไม่ได้ผลเนื่องจากอัตราการกรองลดลงอย่างรวดเร็วเมื่อตัวทากเคลื่อนออกจากหลุมฉีด เทคโนโลยีนี้จึงไม่ได้ถูกนำมาใช้ในรูปแบบบริสุทธิ์แต่อย่างใด ใช้ร่วมกับการฉีดองค์ประกอบทางเคมีที่มีความหนืดควบคุมตัวเอง รีเอเจนต์ดังกล่าวจะลดความหนืดเมื่อสัมผัสกับน้ำมันและเพิ่มขึ้นเมื่อสัมผัสกับน้ำ ซึ่งทำให้สามารถแทนที่น้ำมันได้อย่างมีประสิทธิภาพสูงสุดในสภาวะการเกิดไฮโดรคาร์บอนจริง เมื่อโครงสร้างทางธรณีวิทยาและคุณสมบัติแหล่งกักเก็บของหินเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็วภายในแหล่งสะสม

6. การใช้ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เพื่อเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมันจากอ่างเก็บน้ำ

คาร์บอนไดออกไซด์ที่ละลายในน้ำหรือถูกทำให้กลายเป็นของเหลว มีผลดีต่อคุณสมบัติทางกายภาพและเคมีของน้ำมัน น้ำ และแหล่งกักเก็บ ซึ่งช่วยเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมันจากการก่อตัว

CO 2 เป็นก๊าซไม่มีสีหนักกว่าอากาศโดยมีความหนาแน่นสัมพัทธ์ 1.529 อุณหภูมิวิกฤติ 31.1° กับ; แรงกดดันวิกฤต - 7.29 MPa; ความหนาแน่นวิกฤติคือ 468 กก./ลบ.ม. ที่อุณหภูมิ 20° กับภายใต้ความดัน 5.85 MPa จะกลายเป็นของเหลวไม่มีสี มีความหนาแน่น 770 กิโลกรัม/ลูกบาศก์เมตร ด้วยการทำความเย็นที่รุนแรง CO 2 จะแข็งตัวเป็นมวลคล้ายหิมะสีขาวโดยมีความหนาแน่น 1,650 กิโลกรัม/ลูกบาศก์เมตร ซึ่งระเหยได้ที่อุณหภูมิ -78.5° กับและความดันบรรยากาศ แรงตึงผิวของคาร์บอนไดออกไซด์เหลวจะลดลงตามอุณหภูมิที่เพิ่มขึ้น

อุณหภูมิ, ° กับ
แรงตึงผิว mJ/m2	16,54	4,62	1,37	0,59

ความสามารถในการละลายของคาร์บอนไดออกไซด์ในน้ำจะเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วตามความดันที่เพิ่มขึ้น การเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิของน้ำและความเค็มจะมาพร้อมกับความสามารถในการละลายของ CO 2 ที่ลดลง เมื่อความเข้มข้นของคาร์บอนไดออกไซด์เพิ่มขึ้น ความหนืดของน้ำก็จะเพิ่มขึ้น เช่น ที่อุณหภูมิ 20° กับและความดัน 11.7 MPa ความหนืดของน้ำอัดลมคือ 1.21 MPa× กับ. ความสามารถในการละลายของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในน้ำมันขึ้นอยู่กับความดัน อุณหภูมิ น้ำหนักโมเลกุล และองค์ประกอบของน้ำมัน เมื่อน้ำหนักโมเลกุลของไฮโดรคาร์บอนลดลง ความสามารถในการละลายของ CO 2 ในตัวมันจะเพิ่มขึ้น ด้วยน้ำมันที่เบามาก CO 2 จะผสมกันอย่างสมบูรณ์ที่ความดัน 5.6-7 MPa น้ำมันหนักไม่ละลายในคาร์บอนไดออกไซด์เหลวจนหมด สารตกค้างที่ไม่ละลายน้ำประกอบด้วยเรซิน พาราฟิน และไฮโดรคาร์บอนหนักอื่นๆ เมื่ออัตราส่วนของปริมาตรคาร์บอนไดออกไซด์เหลวเพิ่มขึ้นต่อปริมาตรของน้ำมันในส่วนผสม ความสามารถในการละลายของน้ำมันจะเพิ่มขึ้น

เพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมา คาร์บอนไดออกไซด์เหลวจะถูกฉีดในรูปของทากและผลักผ่านน้ำอัดลม ในกรณีนี้การละลายร่วมกันของคาร์บอนไดออกไซด์ในน้ำมันและไฮโดรคาร์บอนในคาร์บอนไดออกไซด์เหลวเกิดขึ้นพร้อมกับการเปลี่ยนแปลงคุณสมบัติของพวกมัน ความหนืดของน้ำมันลดลง และปริมาตรเพิ่มขึ้น และแรงตึงผิวที่ขอบเขตน้ำกับน้ำมันลดลง ตัวอย่างเช่น การเพิ่มปริมาตรของน้ำมัน Arlan ที่ความเข้มข้น CO 2 เท่ากับ 25% โดยน้ำหนักถึง 30% ที่อุณหภูมิ 24° กับและความดัน 12 MPa และความหนืดลดลงจาก 13.7 MPa× สูงถึง 2.3 mPa × ค. การสกัดไฮโดรคาร์บอนเบาจากน้ำมันอย่างมีนัยสำคัญนั้นสังเกตได้ที่อุณหภูมิและความดันสูงกว่าวิกฤตสำหรับ CO 2 ดังนั้นกระบวนการจึงคล้ายกับกระบวนการระเหยถอยหลังเข้าคลองของเศษส่วนแสงของน้ำมันไปเป็นเฟสที่อุดมด้วยคาร์บอนไดออกไซด์

จากผลการศึกษาในห้องปฏิบัติการ เมื่อปริมาตรของทากคาร์บอนไดออกไซด์เหลวอยู่ที่ 4-5% ของปริมาตรรูพรุน การฟื้นตัวของน้ำมันจะเพิ่มขึ้นมากกว่า 50% เมื่อเทียบกับน้ำท่วมแบบธรรมดา การฉีดน้ำอัดลมจะช่วยเพิ่มค่าสัมประสิทธิ์ภายใต้สภาวะที่เอื้ออำนวย การกำจัดน้ำมันเมื่อเทียบกับน้ำท่วมทั่วไปเกือบ 30% คาร์บอนไดออกไซด์เป็นวิธีที่มีประสิทธิภาพในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนจากคาร์บอเนตและการก่อตัวของหิน โดยมีความดันในแหล่งกักเก็บอยู่ที่ 5.6 MPa หรือมากกว่า และอุณหภูมิจะเปลี่ยนแปลงภายใน 24 -71° C. ผลเชิงบวกของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อการฟื้นตัวของน้ำมันยังเป็นผลมาจากปฏิกิริยาทางเคมีที่ออกฤทธิ์กับหินอีกด้วย อันเป็นผลมาจากปฏิสัมพันธ์นี้ การซึมผ่านของหินอาจเพิ่มขึ้น ภายใต้อิทธิพลของคาร์บอนไดออกไซด์ความเป็นกรดของแร่ธาตุดินเหนียวจะเพิ่มขึ้นซึ่งส่งเสริมการบีบอัดและป้องกันอาการบวม การทดลองทางอุตสาหกรรมเกี่ยวกับการฉีด CO 2 เข้าไปในรูปแบบที่มีประสิทธิผลให้ผลลัพธ์ที่น่ายินดี

7. วิธีการใช้ความร้อนเพื่อเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมัน

เป็นครั้งแรกที่การทดลองเกี่ยวกับผลกระทบทางความร้อนต่ออ่างเก็บน้ำในรัสเซียเริ่มขึ้นในช่วงทศวรรษที่ 30 เมื่อฉีดเข้าอ่างเก็บน้ำ น้ำร้อนการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิทำให้ความหนืดของน้ำมันลดลง การเปลี่ยนแปลงของแรงพื้นผิวของโมเลกุล การขยายตัวของน้ำมันและหิน และการปรับปรุงคุณสมบัติการทำให้เปียกของน้ำ ในช่วงเริ่มต้นของกระบวนการ น้ำร้อนที่ฉีดเข้าไปในชั้นหินจะปล่อยความร้อนไปยังหินอย่างรวดเร็ว และเย็นลงจนถึงอุณหภูมิชั้นหิน และด้วยเหตุนี้ โซนของน้ำเย็นจึงถูกสร้างขึ้นระหว่างน้ำมันที่ถูกแทนที่และส่วนต่อ ๆ ไปของสารหล่อเย็น

เป็นผลให้น้ำมันถูกแทนที่โดยน้ำที่อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ อิทธิพลของสารหล่อเย็นต่อประสิทธิภาพของการแทนที่น้ำมันเริ่มส่งผลต่อช่วงเวลาน้ำภายหลังของการพัฒนาอ่างเก็บน้ำ

การเคลื่อนที่ของน้ำร้อนในรูปแบบจะมาพร้อมกับความต้านทานการกรองที่ลดลงในบริเวณที่ร้อน ความสามารถในการเปียกของพื้นผิวดีขึ้น ความเข้มและบทบาทของการกระจายตัวของของเหลวของเส้นเลือดฝอยเพิ่มขึ้น

หากความหนืดของน้ำมันที่ลดลงช่วยเพิ่มการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ ความเข้มข้นของกระบวนการคาปิลลารีที่ด้านหน้าของการกระจัดอาจส่งผลเสียอย่างมีนัยสำคัญต่อการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ ปรากฏการณ์เหล่านี้สามารถเกิดขึ้นได้ที่อุณหภูมิต่ำของสารหล่อเย็นในรูปแบบ (สูงถึง 80-85° กับ).

ถ้าไอน้ำร้อนยวดยิ่งถูกฉีดเข้าไปในชั้นหิน ชั้นหินจะถูกทำให้ร้อนก่อนเนื่องจากความร้อนจากความร้อนยวดยิ่ง ในกรณีนี้อุณหภูมิจะลดลงตามอุณหภูมิของไอน้ำอิ่มตัวนั่นคือ จนถึงจุดเดือดของน้ำในสภาวะอ่างเก็บน้ำ ถัดไป ความร้อนแฝงของการกลายเป็นไอจะถูกใช้เพื่อทำให้ความร้อนแก่ชั้นหิน จากนั้นไอน้ำจะควบแน่น ในโซนนี้ อุณหภูมิของส่วนผสมของไอน้ำและน้ำและการก่อตัวของไอน้ำจะเท่ากับอุณหภูมิของไอน้ำอิ่มตัวจนกระทั่งความร้อนแฝงของการก่อตัวของไอน้ำทั้งหมดถูกใช้ไป จากนั้นชั้นหินจะถูกให้ความร้อนด้วยอุณหภูมิของน้ำร้อนจนกระทั่งอุณหภูมิลดลงจนถึงอุณหภูมิชั้นหินตั้งต้น

อีกวิธีหนึ่ง ผลกระทบจากความร้อนคือการดำเนินการตามกระบวนการเผาไหม้ในแหล่งกำเนิด น้ำมันถูกแทนที่โดยผลิตภัณฑ์ก๊าซร้อนจากการเผาไหม้ของน้ำมันบางส่วนซึ่งถูกทำให้ร้อนด้วยน้ำและไอน้ำ ผลลัพธ์โดยรวมของผลกระทบจากแหล่งกำเนิดการเผาไหม้ที่กำลังเคลื่อนที่ในรูปแบบประกอบด้วยผลกระทบมากมายที่ส่งผลให้นำน้ำมันกลับมาใช้ได้มากขึ้น

ประการแรก ไฮโดรคาร์บอนเบาจะถูกปล่อยออกมา โดยควบแน่นในบริเวณที่ไม่ได้รับความร้อนของชั้นหินที่อยู่ข้างหน้าด้านหน้าการเผาไหม้ และลดความหนืดของน้ำมัน ความชื้นที่ควบแน่นจะทำให้เกิดโซนเพิ่มขึ้น ความอิ่มตัวของน้ำ; การขยายตัวทางความร้อนของของเหลวและหินเกิดขึ้น การซึมผ่านและความพรุนเพิ่มขึ้นเนื่องจากการละลายของวัสดุประสาน คาร์บอนไดออกไซด์ที่เกิดขึ้นระหว่างการเผาไหม้จะละลายในน้ำและน้ำมันเพิ่มความคล่องตัว น้ำมันหนักที่ตกค้างจะเกิดปฏิกิริยาไพโรไลซิสและการแตกร้าว ซึ่งจะทำให้ผลผลิตไฮโดรคาร์บอนจากแหล่งกักเก็บเพิ่มขึ้น

การดำเนินการตามกระบวนการนี้ให้ประสบความสำเร็จได้รับการอำนวยความสะดวกโดยการกระจายตัวของน้ำมันอย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ การซึมผ่านสูง และความพรุนของหิน แหล่งที่มาของการเผาไหม้ที่เสถียรมากขึ้นเกิดขึ้นในรูปแบบที่มีน้ำมันหนักและมีโค้กตกค้างสูง เพิ่มขึ้น ความอิ่มตัวของน้ำการก่อตัวทำให้กระบวนการซับซ้อนขึ้น คลื่นความร้อนที่เกิดขึ้นระหว่างการเผาไหม้มีลักษณะเป็นเส้นโค้งอุณหภูมิที่มีปีกตกลงมาสองปีกโดยมีค่าสูงสุดอยู่ระหว่างปีกทั้งสอง ซึ่งสอดคล้องกับอุณหภูมิของแหล่งกำเนิดการเผาไหม้ จากข้อมูลในห้องปฏิบัติการพบว่ามูลค่าของมัน ถึง 550-600 ° C. ปีกหน้าของเส้นโค้งอุณหภูมิปรากฏขึ้นระหว่างการเผาไหม้โค้กและน้ำมันบางส่วนเนื่องจากการแพร่กระจายของความร้อนโดยการถ่ายโอนการพาความร้อนโดยผลิตภัณฑ์ที่เผาไหม้และการควบแน่นของไอไฮโดรคาร์บอนและน้ำเนื่องจากการนำความร้อน หลังจากแหล่งกำเนิดการเผาไหม้ที่กำลังเคลื่อนที่ หินร้อนจะยังคงอยู่ ซึ่งค่อยๆ ถูกทำให้เย็นลงโดยตัวออกซิไดเซอร์ที่เคลื่อนที่ที่นี่ จากการทดลองในห้องปฏิบัติการความยาวคลื่นความร้อนสูงถึงหลายสิบเซนติเมตร ความเร็วของคลื่นขึ้นอยู่กับความหนาแน่นของฟลักซ์ของตัวออกซิไดเซอร์และความเข้มข้นของออกซิเจนในนั้น และอาจเปลี่ยนแปลงได้ตั้งแต่หน่วยไปจนถึงหลายสิบเมตรต่อวัน เชื่อกันว่าเมื่อใช้เทคโนโลยีที่อธิบายไว้ การนำน้ำมันกลับคืนมาสามารถทำได้ถึง 70-85%

8. การแทนที่น้ำมันจากอ่างเก็บน้ำด้วยตัวทำละลาย

พื้นฐานของกลไกในการแทนที่น้ำมันด้วยตัวทำละลายคือการไม่มีแรงตึงผิวที่ส่วนต่อประสานกับน้ำมันซึ่งโดยพื้นฐานแล้วไม่มีอยู่จริง ตัวทำละลายเช่นโพรเพนถูกผลักผ่านโดยสารที่มีราคาถูกกว่า ในขณะที่ทากตัวทำละลายเคลื่อนที่ มันจะถูกกัดกร่อนจากขอบด้านหนึ่งด้วยน้ำมัน และจากอีกด้านหนึ่งด้วยสารช่วยแทนที่ ระดับของการผสมของของเหลวนั้นมีลักษณะเฉพาะด้วยค่าสัมประสิทธิ์การกระจายตัว D ซึ่งเรียกว่าค่าสัมประสิทธิ์การแพร่กระจายของการพาความร้อนหรือค่าสัมประสิทธิ์การผสม ค่าสัมประสิทธิ์นี้ขึ้นอยู่กับความเร็วของการเคลื่อนที่และสามารถเกินค่าสัมประสิทธิ์การแพร่ของโมเลกุลได้หลายขนาด กระบวนการนี้ได้รับอิทธิพลอย่างมากจากความแตกต่างในความหนาแน่นของน้ำมันและตัวทำละลาย เนื่องจากความโค้งของพื้นผิวสัมผัสและการก่อตัวของลิ้นโน้มถ่วง ขนาดที่เหมาะสมของขอบซึ่งจำเป็นต่อการรักษาความต่อเนื่องจนกว่าส่วนหน้าการกระจัดจะเข้าใกล้หลุมการผลิต สำหรับเงื่อนไขต่างๆ ควรถูกกำหนดโดยการศึกษาพิเศษที่คำนึงถึงลักษณะเฉพาะของเงินฝาก ในทางปฏิบัติ ขนาดของขอบตัวทำละลายมีตั้งแต่ 4 ถึง 12% ของปริมาตรรูพรุน

ประสิทธิภาพของกระบวนการได้รับอิทธิพลอย่างมากจากองค์ประกอบของน้ำมันและความอิ่มตัวของช่องว่างรูพรุนในขั้นตอนต่างๆ หากมีก๊าซอิสระอยู่ในส่วนน้ำมันของชั้นหิน กระบวนการจะช้าลงเนื่องจากการผสมโพรเพนกับแก๊สและการเสื่อมสภาพของคุณสมบัติในฐานะตัวทำละลาย ประสิทธิภาพกระบวนการลดลงอย่างมีนัยสำคัญจะสังเกตได้เมื่อมีน้ำปริมาณมากในตัวกลางที่มีรูพรุน

น้ำจะปิดกั้นน้ำมันบางส่วน ซึ่งสูญเสียการสัมผัสกับโพรเพนเหลว ในสภาวะเช่นนี้ คุณสามารถใช้ตัวทำละลายที่ผสมกับน้ำและน้ำมันได้ เช่น แอลกอฮอล์ ตามทาก มีเหตุผลมากที่สุดที่จะฉีดก๊าซเข้าไปในชั้นหินที่ละลายได้สูงในตัวทำละลาย

หากทากถูกขับเคลื่อนด้วยก๊าซก็มักจะใช้ของเหลวที่เป็นของเหลวเป็นตัวทำละลาย โพรเพนบิวเทนสารผสมและไฮโดรคาร์บอนที่หนักกว่าอื่น ๆ

ต้องเลือกองค์ประกอบของตัวทำละลายเพื่อให้สามารถสังเกตการละลายร่วมกันของกระสุนในน้ำมันและก๊าซได้อย่างไม่ จำกัด ภายใต้เงื่อนไขนี้ ขอบเขตเฟสจะไม่ปรากฏในตัวกลางที่มีรูพรุน และน้ำมันจะถูกแทนที่อย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น ในการดำเนินการแทนที่น้ำมันแบบผสมโดยทากจำเป็นต้องเลือกองค์ประกอบของไฮโดรคาร์บอนตัวทำละลายซึ่งอยู่ในสถานะของเหลวภายใต้สภาวะของอ่างเก็บน้ำ

9. การแทนที่น้ำมันด้วยก๊าซแรงดันสูง

จากข้อมูลการทดลอง ที่แรงกดดันที่สูงมาก ส่วนประกอบเกือบทั้งหมดของน้ำมันจะละลายในแก๊ส ยกเว้นทาร์รีและส่วนประกอบที่มีน้ำหนักมากอื่นๆ จากนั้นจึงแยกก๊าซนี้ซึ่งมีไอระเหยของน้ำมันหรือส่วนประกอบต่างๆ ออกมา จะได้คอนเดนเสทที่พื้นผิว ซึ่งจะตกตะกอนเมื่อความดันลดลง ดังนั้นสาระสำคัญของวิธีการจึงอยู่ที่การเปลี่ยนแปลงของเงินฝากเข้าไป คอนเดนเสทก๊าซ. ในทางปฏิบัติเทคโนโลยีนี้เป็นเรื่องยากที่จะนำไปใช้เพราะว่า ในการละลายน้ำมันทั้งหมด ต้องใช้แรงดันสูงมาก (70-100 MPa) และก๊าซปริมาณมหาศาล (สูงถึง 3,000 ลบ.ม. ภายใต้สภาวะปกติในการละลายน้ำมัน 1 ลบ.ม.)

แรงดันการระเหยย้อนกลับจะลดลงอย่างมากหากก๊าซที่ฉีดเข้าไปมีก๊าซไฮโดรคาร์บอนหนัก เช่น อีเทน โพรเพน หรือคาร์บอนไดออกไซด์ แต่ปริมาณก๊าซที่ต้องการยังคงอยู่ในระดับสูง กระบวนการนี้สามารถลดความซับซ้อนลงอย่างมากและถูกกว่าหากสกัดเศษส่วนของน้ำมันที่มีความผันผวนมากที่สุด ในการทำเช่นนี้ จะต้องฉีดก๊าซแห้งในปริมาณที่น้อยกว่าด้วยแรงดันที่ต่ำกว่าเมื่อเทียบกับแรงดันที่ต้องใช้ในการละลายน้ำมันจนหมด

การทดลองพบว่าในกระบวนการฉีดก๊าซแรงดันสูงลงในแบบจำลองของการก่อตัวที่มีน้ำมันเบา การนำน้ำมันกลับคืนมาจะมากกว่าที่ควรจะเป็นเฉพาะกับการระเหยแบบย้อนกลับของเศษส่วนของน้ำมันเท่านั้น

ก๊าซที่เคลื่อนที่ผ่านอ่างเก็บน้ำจะค่อยๆ เสริมสมรรถนะด้วยอีเทนและไฮโดรคาร์บอนที่หนักกว่า และมีเทนเมื่อพบกับน้ำมันสดที่มีความดันอิ่มตัวต่ำกว่าความดันของก๊าซที่ฉีดเข้าไป จะละลายในน้ำมัน ก๊าซที่มีไฮโดรคาร์บอนหนักจำนวนมากสามารถผสมกับน้ำมันได้อย่างสมบูรณ์แม้ในความดันและอุณหภูมิที่ค่อนข้างต่ำ ขณะเดียวกันการคืนสภาพน้ำมันก็สูงเพราะว่า กระบวนการนี้จะใกล้เคียงกับที่สังเกตได้เมื่อน้ำมันถูกแทนที่โดยตัวทำละลายของเหลว

แอลกอฮอล์และคาร์บอนไดออกไซด์เหลวสามารถผสมกับน้ำมันและน้ำได้ อย่างไรก็ตาม แอลกอฮอล์บางชนิดละลายได้ไม่ดีในน้ำ (บิวทิลและโพรพิล) ในขณะที่แอลกอฮอล์บางชนิดละลายได้ไม่ดีในน้ำมัน (เอทิลและเมทิล) คาร์บอนไดออกไซด์ละลายในน้ำและน้ำมันที่มีองค์ประกอบและความหนาแน่นต่างกัน การวิจัยเกี่ยวกับ CO 2 เริ่มต้นขึ้นในช่วงต้นทศวรรษที่ 50

กลไกของปรากฏการณ์คาร์บอนไดออกไซด์หรือคาร์บอนไดออกไซด์ ก่อตัวเป็นสถานะของเหลวที่อุณหภูมิต่ำกว่า 31.2 °C อย่างไรก็ตาม เมื่อมีไฮโดรคาร์บอน อุณหภูมิที่สามารถดำรงอยู่ของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เหลวจะเพิ่มขึ้นถึง 40 °C ที่อุณหภูมิสูงกว่า 31 °C คาร์บอนไดออกไซด์จะอยู่ในสถานะก๊าซที่ความดันใดก็ตาม ความดัน 7.2 MPa ก็มีความสำคัญเช่นกัน ที่ความดันต่ำกว่า CO 2 จะเปลี่ยนจากสถานะของเหลวไปเป็นสถานะไอ (ระเหย)

ความหนาแน่นและความหนืดของคาร์บอนไดออกไซด์เหลวแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.5 ถึง 0.9 t/m 3 และ 0.05 ถึง 0.1 mPa s และก๊าซ - ตั้งแต่ 0.08 ถึง 0.1 กก./m 3 และจาก 0.02 ถึง 0.08 mPa s ที่ความดัน 8-25 MPa และอุณหภูมิ 20-100 °C

ที่ความดันสูง (มากกว่า 15 MPa) และอุณหภูมิก่อตัวต่ำ (น้อยกว่า 40°C) ความหนาแน่นของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ที่เป็นของเหลวและก๊าซจะเกือบเท่ากัน (0.6-0.8 ตัน/ลูกบาศก์เมตร)

คาร์บอนไดออกไซด์ละลายในน้ำได้ดีกว่าก๊าซไฮโดรคาร์บอนมาก ความสามารถในการละลายของคาร์บอนไดออกไซด์ในน้ำจะเพิ่มขึ้นตามความดันที่เพิ่มขึ้น และลดลงตามอุณหภูมิที่เพิ่มขึ้น ภายใต้สภาวะอ่างเก็บน้ำในน้ำ ความสามารถในการละลายของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์อยู่ในช่วง 30 ถึง 60 m 3 /m 3 (3-5 °/o) เมื่อแร่ธาตุในน้ำเพิ่มขึ้น ความสามารถในการละลายของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์จะลดลง

เมื่อคาร์บอนไดออกไซด์ละลายในน้ำ ความหนืดจะเพิ่มขึ้นเล็กน้อย อย่างไรก็ตาม การเพิ่มขึ้นนี้ไม่มีนัยสำคัญ ด้วยปริมาณคาร์บอนไดออกไซด์ในน้ำ 3-5% ความหนืดของมันจะเพิ่มขึ้นเพียง 20-30% เท่านั้น กรดคาร์บอนิก H 2 CO 3 เกิดขึ้นเมื่อ CO 2 ละลายในน้ำ ละลายปูนซีเมนต์และหินก่อตัวบางประเภทและเพิ่มการซึมผ่าน จากข้อมูลในห้องปฏิบัติการของ BashNIPIneft การซึมผ่านของหินทรายเพิ่มขึ้น 5-15% และโดโลไมต์ 6-75% เมื่อมีก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ การบวมของอนุภาคดินเหนียวจะลดลง คาร์บอนไดออกไซด์ละลายได้ในน้ำมันมากกว่าน้ำถึง 4-10 เท่า จึงสามารถผ่านจากสารละลายที่เป็นน้ำไปเป็นน้ำมันได้ ในระหว่างการเปลี่ยนผ่าน ความตึงเครียดระหว่างพื้นผิวจะต่ำมาก และการกระจัดจะเข้าใกล้ความเข้ากันไม่ได้

คาร์บอนไดออกไซด์ในน้ำส่งเสริมการแตกและการชะล้างของฟิล์มน้ำมันที่ปกคลุมเมล็ดหิน และลดโอกาสที่จะเกิดการแตกของฟิล์มน้ำ เป็นผลให้หยดน้ำมันที่มีแรงตึงผิวต่ำเคลื่อนที่อย่างอิสระในช่องรูพรุน และความสามารถในการซึมผ่านของเฟสของน้ำมันเพิ่มขึ้น

คาร์บอนไดออกไซด์ละลายได้ในน้ำมันมากกว่ามีเทนมาก ความสามารถในการละลายของ CO 2 ในน้ำมันจะเพิ่มขึ้นตามความดันที่เพิ่มขึ้น อุณหภูมิและน้ำหนักโมเลกุลของน้ำมันลดลง ปริมาณมีเทนหรือไนโตรเจนจะช่วยลดความสามารถในการละลายของ CO 2 ในน้ำมันและเพิ่มความดันในการผสมผสาน น้ำมันที่มีพาราฟินิกไฮโดรคาร์บอนในปริมาณสูงจะละลาย CO 2 ได้ดีกว่าน้ำมันที่มีแนฟเทนิกในปริมาณสูง และโดยเฉพาะอย่างยิ่งอะโรมาติกไฮโดรคาร์บอน

ที่แรงกดดันที่สูงกว่าความดันของการผสมกันโดยสมบูรณ์ CO 2 และน้ำมันจะก่อตัวเป็นส่วนผสมแบบเฟสเดียวโดยไม่คำนึงถึงเนื้อหาของ CO 2 ในนั้น กล่าวคือ จะมีการผสมกันได้ไม่จำกัด

แรงดันในการผสมผสานโดยสมบูรณ์สำหรับน้ำมันชนิดต่างๆ จะแตกต่างกันมากและอาจเปลี่ยนแปลงได้ตั้งแต่ 8 ถึง 30 MPa หรือมากกว่า สำหรับน้ำมันความหนืดต่ำน้ำหนักเบา ความดันในการเข้ากันจะลดลง สำหรับน้ำมันความหนืดสูงหนักจะสูงกว่า

ในเวลาเดียวกัน ความดันที่เข้ากันได้ของ CO 2 และน้ำมันขึ้นอยู่กับความดันอิ่มตัวของน้ำมันกับก๊าซ เมื่อความดันอิ่มตัวเพิ่มขึ้นจาก 5 เป็น 9 MPa ความดันที่ผสมกันได้จะเพิ่มขึ้นจาก 8 เป็น 12 MPa ปริมาณของมีเทนและไนโตรเจนใน CO 2 จะเพิ่มความดันในการเข้ากัน ตัวอย่างเช่น ปริมาณมีเทนหรือไนโตรเจน 10-15% ใน CO 2 จะเพิ่มความดันในการเข้ากันมากกว่า 50% ในทางกลับกัน การเติมอีเทนหรือก๊าซไฮโดรคาร์บอนที่มีน้ำหนักโมเลกุลสูงอื่นๆ ลงในคาร์บอนไดออกไซด์จะช่วยลดความดันที่เข้ากันได้

การเพิ่มอุณหภูมิจาก 50 เป็น 100 °C จะเพิ่มความดันในการเข้ากัน 5-6 MPa

เนื่องจากอิทธิพลของปัจจัยเหล่านี้ที่มีต่อแรงดันในการเข้ากัน CO 2 จึงสามารถผสมกับน้ำมันหลายชนิดได้เพียงบางส่วนที่แรงดันอ่างเก็บน้ำจริง อย่างไรก็ตามในการก่อตัว CO 2 เมื่อสัมผัสกับน้ำมันจะละลายไปบางส่วนและในขณะเดียวกันก็แยกคาร์โบไฮเดรตออกมาทำให้พวกมันอุดมไปด้วย สิ่งนี้จะเพิ่มความสามารถในการเข้ากันของ CO 2 และเมื่อด้านหน้าเคลื่อนตัวไปข้างหน้า การกระจัดก็จะเข้ากันไม่ได้ เป็นผลให้แรงดันที่จำเป็นสำหรับการแทนที่น้ำมันโดยคาร์บอนไดออกไซด์จะน้อยกว่าแรงดันของก๊าซไฮโดรคาร์บอนเพียงอย่างเดียวอย่างมีนัยสำคัญ ดังนั้น สำหรับการแทนที่น้ำมันเบาด้วยก๊าซไฮโดรคาร์บอนแบบผสมกันได้ ต้องใช้แรงดัน 27-30 MPa ในขณะที่การแทนที่ CO 2 9-10 MPa ก็เพียงพอแล้ว

เมื่อ CO 2 ละลายในน้ำมัน ความหนืดของน้ำมันจะลดลง ความหนาแน่นเพิ่มขึ้น และปริมาตรจะเพิ่มขึ้นอย่างมาก น้ำมันดูเหมือนจะบวมขึ้น

ที่ความดันและอุณหภูมิสูง กลไกของการผสมกันของ CO 2 และน้ำมันนั้นมีลักษณะเฉพาะคือกระบวนการระเหยของไฮโดรคาร์บอนจากน้ำมันไปเป็น CO 2 และที่อุณหภูมิต่ำกลไกจะสอดคล้องกับการควบแน่น การดูดซับของ CO 2 ลงในน้ำมันมากขึ้น

ที่ความดันต่ำกว่าความดันที่เข้ากันได้ ส่วนผสมของ CO 2 และน้ำมันจะถูกแบ่งออกเป็นเฟสส่วนประกอบ: ก๊าซ CO 2 ที่มีเศษส่วนเบาของน้ำมันและน้ำมันที่ไม่มีเศษส่วนเบา แอสฟัลทีนและพาราฟินสามารถตกตะกอนจากน้ำมันในรูปของตะกอนแข็ง

ความหนาแน่นของน้ำมันที่เพิ่มขึ้นเมื่อ CO 2 ละลายในนั้นจะไม่เกิน 10-15% โดยปกติจะอยู่ที่ไม่เกิน 2-3% ซึ่งสัมพันธ์กับการขยายตัวของปริมาณน้ำมันอย่างมีนัยสำคัญ

ปริมาตรน้ำมันที่เพิ่มขึ้น 1.5-1.7 เท่าเมื่อ CO 2 ถูกละลายในนั้น มีส่วนช่วยอย่างมากในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมาเมื่อพัฒนาพื้นที่ที่มีน้ำมันที่มีความหนืดต่ำ เมื่อเปลี่ยนน้ำมันที่มีความหนืดสูง ปัจจัยหลักที่เพิ่มค่าสัมประสิทธิ์การกระจัดคือความหนืดของน้ำมันที่ลดลงเมื่อ CO 2 ละลายในนั้น ความหนืดของน้ำมันจะลดลงยิ่งมากเท่าไหร่ก็ยิ่งมีค่าเริ่มต้นมากขึ้นเท่านั้น

ความหนืดเริ่มต้นของน้ำมัน ความหนืดของน้ำมันเมื่ออิ่มตัวเต็มที่กับ CO 2

ปาส ปาส ปาส

1000-9000 15-160

อย่างที่คุณเห็นความหนืดของน้ำมันลดลงอย่างมากภายใต้อิทธิพลของการละลายของ CO 2 ที่อยู่ในนั้น (ไม่น้อยกว่าภายใต้อิทธิพลของความร้อน)

I. I. Dunyushkin เสนอสูตรเชิงประจักษ์สำหรับการคำนวณความหนืดของน้ำมันที่อิ่มตัวด้วย CO 2 โดยมีความเข้มข้นในน้ำมัน C n:

ที่นี่ กและ - สัมประสิทธิ์เชิงประจักษ์ - ความหนืดเริ่มต้นของน้ำมัน, mPa · s

เมื่อความดันลดลงและส่วนผสมของน้ำมัน-CO 2 แยกตัวออกเป็นระยะส่วนประกอบ ส่วนประกอบเบาของน้ำมันจะเปลี่ยนเป็นคาร์บอนไดออกไซด์ ในกรณีนี้น้ำมันที่เหลือจะหนักขึ้นปริมาตรและความสามารถในการละลายของ CO 2 ในนั้นลดลงและความหนาแน่นและความหนืดเพิ่มขึ้น ส่งผลให้การเคลื่อนตัวของน้ำมันที่เหลืออยู่ด้านหลังการแทนที่ด้านหน้าของ CO 2 ลดลง

กลไกของกระบวนการแทนที่น้ำมัน . ที่ความดันอ่างเก็บน้ำที่สูงกว่าความดันของการผสมกันอย่างสมบูรณ์ของน้ำมันอ่างเก็บน้ำกับ CO 2 คาร์บอนไดออกไซด์จะเข้ามาแทนที่น้ำมันในฐานะตัวทำละลายทั่วไป (การแทนที่แบบผสมกันได้) จากนั้นโซนสามโซนจะถูกสร้างขึ้นในอ่างเก็บน้ำ - โซนของน้ำมันอ่างเก็บน้ำเดิม, โซนการเปลี่ยนผ่าน (จากคุณสมบัติของน้ำมันดั้งเดิมไปเป็นคุณสมบัติของสารที่ฉีด) และโซนของ CO 2 บริสุทธิ์ หากฉีด CO 2 เข้าไปในแหล่งกักเก็บที่มีน้ำท่วม จะมีก้านน้ำมันเกิดขึ้นที่ด้านหน้าโซน CO 2 เพื่อแทนที่น้ำในชั้นหิน

ภายใต้สภาวะของห้องปฏิบัติการ เมื่อแบบจำลองน้ำมันบางแบบจำลองถูกแทนที่โดยคาร์บอนไดออกไซด์จากตัวกลางที่มีรูพรุนที่เป็นเนื้อเดียวกัน ในหลายกรณีจะได้สัมประสิทธิ์การแทนที่ที่ 1

อย่างไรก็ตาม ในการทดลองกับน้ำมันจริง ค่าสัมประสิทธิ์การกระจัดจะไม่เกิน 0.94-0.95% ซึ่งอธิบายได้อย่างชัดเจนโดยการตกตะกอนของส่วนประกอบน้ำมันโมเลกุลสูงลงในตะกอนของแข็ง

เมื่อความดันในอ่างเก็บน้ำน้อยกว่าความดันที่เข้ากันได้ CO 2 จะละลายบางส่วนในเฟสน้ำมัน ปรับปรุงคุณสมบัติการกรอง และในทางกลับกัน ส่วนของน้ำมันที่เบาจะกลายเป็น CO 2

การแยกส่วนประกอบของน้ำมันเกิดขึ้น คาร์บอนไดออกไซด์ซึ่งอิ่มตัวด้วยเศษส่วนแสงของน้ำมันจะแทนที่น้ำมันที่อิ่มตัวบางส่วนด้วย CO 2 ในโซนที่ถูกล้างด้วย CO 2 น้ำมันที่ตกค้างจะได้รับคุณสมบัติของน้ำมันที่ตกค้างหนัก

การทดลองในห้องปฏิบัติการพบว่า CO 2 ในรูปของเหลวจะแทนที่น้ำมันได้ดีกว่าในรูปก๊าซที่อุณหภูมิใกล้กับวิกฤต (31°C) และความดันใกล้กับวิกฤต (7 MPa)

ที่อุณหภูมิก่อตัวสูงกว่าระดับวิกฤต CO 2 ที่ความดันใดๆ จะอยู่ในสถานะก๊าซและแทนที่น้ำมันโดยมีข้อเสียทั้งหมดที่มีอยู่ในสารที่มีความหนืดต่ำ กล่าวคือ มีการครอบคลุมการก่อตัวที่แตกต่างกันต่ำโดยกระบวนการ ดังนั้นจึงแนะนำให้ฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ในรูปของเหลวในรูปแบบของเหลวเสมอและเลือกวัตถุเพื่อใช้กับอุณหภูมิที่แตกต่างจากอุณหภูมิวิกฤตเล็กน้อย (25-40 ° C)

อิทธิพลของผลกระทบเชิงปริมาตรต่อการแทนที่น้ำมันด้วยคาร์บอนไดออกไซด์ . การเพิ่มขึ้นของปริมาตรของน้ำมันภายใต้อิทธิพลของ CO 2 ที่ละลายในนั้นพร้อมกับการเปลี่ยนแปลงความหนืดของของเหลว (การลดลงของความหนืดของน้ำมันและการเพิ่มขึ้นของความหนืดของน้ำ) เป็นหนึ่งในปัจจัยหลักที่กำหนด ประสิทธิผลของการใช้งานในกระบวนการผลิตน้ำมันและการสกัดจากการก่อตัวของน้ำท่วม

การขยายตัวตามปริมาตรของน้ำมันขึ้นอยู่กับความดัน อุณหภูมิ และปริมาณของก๊าซที่ละลาย การขยายตัวเชิงปริมาตรของน้ำมันภายใต้อิทธิพลของ CO 2 ก็ได้รับผลกระทบจากปริมาณไฮโดรคาร์บอนเบา (C 3 -C 7) ที่อยู่ในนั้นด้วย ยิ่งปริมาณไฮโดรคาร์บอนเบาในน้ำมันมีปริมาณมากเท่าใด การขยายตัวเชิงปริมาตรก็จะยิ่งมากขึ้นเท่านั้น การขยายตัวตามปริมาตรของน้ำมันในอ่างเก็บน้ำหรือ "การบวม" ของน้ำมันทำให้เกิดการเพิ่มขึ้นของปริมาตรอิ่มตัวของน้ำมันของพื้นที่รูพรุนของอ่างเก็บน้ำ เป็นผลให้ความดันในรูขุมขนเพิ่มขึ้น ส่งผลให้น้ำมันที่ไม่สามารถเคลื่อนที่ได้บางส่วนถูกแทนที่ลงในหลุมการผลิตเพิ่มเติม การขยายตัวตามปริมาตรของน้ำมันแม้จะอิ่มตัวบางส่วนด้วย CO 2 ก็ตาม จะเพิ่มค่าสัมประสิทธิ์การแทนที่ 6-10% เนื่องจากการเพิ่มขึ้นของการซึมผ่านของเฟสของน้ำมัน และผลที่ตามมาคือการกู้คืนน้ำมันขั้นสุดท้ายของการก่อตัว

ระบบเทคโนโลยีและการพัฒนา . เนื่องจากแรงดันเป็นตัวกำหนดความเข้ากันได้ สถานะของส่วนผสมน้ำมัน-CO 2 และประสิทธิภาพของการแทนที่น้ำมัน องค์ประกอบควบคุมหลักของเทคโนโลยีกระบวนการคือแรงดันการฉีด CO 2 และการรักษาแรงดันในอ่างเก็บน้ำ

ควรพิจารณาความดันที่เหมาะสมที่สุดซึ่ง CO 2 จะแทนที่น้ำมันได้อย่างมีประสิทธิผลสูงสุดในแต่ละกรณีโดยการทดลองภายใต้สภาวะที่ใกล้เคียงกับสภาวะของแหล่งกักเก็บ เช่น การหาค่าความดันที่เข้ากันไม่ได้สำหรับน้ำมันในแหล่งกักเก็บที่มี CO 2 จะดำเนินการในตัวกลางที่มีรูพรุนของแหล่งกักเก็บจริง .

เงื่อนไขที่สำคัญอีกประการหนึ่งสำหรับเทคโนโลยีการแทนที่น้ำมันด้วย CO 2 ก็คือความบริสุทธิ์ซึ่งขึ้นอยู่กับความสามารถในการผสมกับน้ำมันได้ CO 2 บริสุทธิ์ (99.8-99.9%) มีแรงดันในการผสมผสานขั้นต่ำ ผสมกับน้ำมันได้ดีกว่าและแทนที่มัน และในระหว่างการทำให้เป็นของเหลว สามารถสูบเข้าไปในชั้นหินได้โดยไม่มีภาวะแทรกซ้อน และไม่จำเป็นต้องกำจัดก๊าซ หากส่วนผสมที่มี CO 2 มีไฮโดรคาร์บอนเบาและก๊าซเฉื่อยจำนวนมาก การฉีดส่วนผสมจะทำได้เฉพาะในสถานะก๊าซเท่านั้น

ถ้า CO 2 ถูกฉีดเข้าไปในชั้นหินที่ผสมกับมีเทน (ก๊าซธรรมชาติ) หรือไนโตรเจน (ก๊าซไอเสีย) ความดันในการเข้ากันจะสูงมาก และประสิทธิภาพของการแทนที่น้ำมัน CO 2 จะลดลง สิ่งนี้อธิบายได้จากข้อเท็จจริงที่ว่ามีเธนหรือไนโตรเจนป้องกันการเข้ากันของน้ำมันและ CO 2

หากต้องการแทนที่น้ำมันด้วย CO 2 เพียงอย่างเดียว จำเป็นต้องมีอัตราการสิ้นเปลืองน้ำมันสูงเพื่อให้นำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ได้เพิ่มขึ้นอย่างเห็นได้ชัด เนื่องจากความหนืดและความหนาแน่นของ CO 2 และน้ำมันมีความแตกต่างกันมาก การพัฒนาอย่างรวดเร็วของ CO 2 ไปยังหลุมการผลิตผ่านชั้นที่มีการซึมผ่านได้สูงจึงเป็นไปได้ การแยกตัวของแรงโน้มถ่วงและค่าสัมประสิทธิ์การกวาดลดลงอย่างมีนัยสำคัญเมื่อเทียบกับน้ำท่วม เป็นผลให้ผลกระทบของการเพิ่มการแทนที่น้ำมันโดย CO 2 อาจน้อยกว่าการสูญเสียในการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ เนื่องจากความครอบคลุมของการแทนที่ลดลง เพื่อที่จะประหยัด CO 2 ป้องกันการทะลุถึงหลุมการผลิต ลดผลกระทบจากแรงโน้มถ่วง และเพิ่มปัจจัยการกวาด ขอแนะนำให้รวมการใช้ CO 2 เข้ากับน้ำท่วม มีการใช้การปรับเปลี่ยนวิธีนี้หลายอย่าง

น้ำอัดลมท่วม . วิธีที่ง่ายที่สุดในการฉีด CO 2 เข้าไปในชั้นหินคือการฉีดน้ำที่มีความอิ่มตัวทั้งหมดหรือบางส่วน (3-5%) ด้วย CO 2 ในอ่างเก็บน้ำ CO 2 จะส่งผ่านจากน้ำไปยังน้ำมันที่เหลืออยู่ด้านหลังด้านหน้า เปลี่ยนปริมาตรและคุณสมบัติการกรอง ความหนืด และความสามารถในการซึมผ่านของเฟส ในกรณีนี้ ด้านหน้าของความเข้มข้นของ CO 2 ในน้ำจะช้ากว่าด้านหน้าการกระจัดอย่างมีนัยสำคัญ ความล่าช้าขึ้นอยู่กับค่าสัมประสิทธิ์การแทนที่น้ำมันด้วยน้ำ ค่าสัมประสิทธิ์การกระจายของ CO 2 ระหว่างน้ำมันกับน้ำ ความเข้มข้นของ CO 2 ในน้ำ ความดันและอุณหภูมิ และแปรผันตั้งแต่ 2 ถึง 8 เท่า เช่น เส้นทางที่เดินทางโดย ด้านหน้าการแทนที่น้ำมันด้วยน้ำเป็น 2-8 เท่าของระยะทางที่ด้านหน้าเคลื่อนที่ของความเข้มข้นเริ่มต้นของ CO 2 ในน้ำ

สถานการณ์นี้ทำให้เวลาที่ใช้ในการรับผลกระทบเพิ่มขึ้นอย่างมาก ระยะเวลาในการพัฒนาแหล่งน้ำมัน และการใช้น้ำที่ฉีดเข้าไป การทดลองในห้องปฏิบัติการและการคำนวณเชิงตัวเลขที่ดำเนินการที่ BashNIPIneft แสดงให้เห็นว่าค่าสัมประสิทธิ์การแทนที่น้ำมันด้วยน้ำคาร์บอเนตจะเพิ่มขึ้นเพียง 10-15% เมื่อมีการฉีดปริมาตรรูพรุนห้าถึงหกปริมาตรเข้าไปในชั้นหิน ค่าสัมประสิทธิ์การกวาดล้างของอ่างเก็บน้ำในกรณีของการใช้น้ำอัดลมจะสูงกว่าน้ำท่วมแบบปกติเล็กน้อย สิ่งนี้อธิบายได้จากการลดลงของแรงของเส้นเลือดฝอยที่ขอบเขตเฟสและมุมสัมผัสของหินที่เปียกน้ำลดลง แรงโน้มถ่วง ความหนาแน่นของรูปแบบของหลุม และระบบการพัฒนา มีผลเช่นเดียวกันกับกระบวนการแทนที่น้ำมันด้วยน้ำอัดลม เช่นเดียวกับการเกิดน้ำท่วมทั่วไป

การแทนที่ทากคาร์บอนไดออกไซด์ . การล่าช้าของด้านหน้า CO 2 จากด้านหน้าของการแทนที่น้ำมันด้วยน้ำสามารถหลีกเลี่ยงได้ (หรือลดลงอย่างมาก) โดยการฉีด CO 2 บริสุทธิ์ลงในการก่อตัวในรูปแบบของทากในปริมาตร 10-30% ของปริมาตรรูพรุน ซึ่งถูกขับเคลื่อนด้วยน้ำ เมื่อน้ำมันถูกแทนที่จากการก่อตัวของน้ำด้วยขอบ CO 2 จะมีโซนความอิ่มตัวที่เป็นลักษณะเฉพาะต่อไปนี้อยู่ (การแทนที่ที่ไม่สามารถผสมกันได้)

โซน I - การไหลของน้ำมันแบบเฟสเดียวเมื่อมีน้ำฝังอยู่

โซน II - การเคลื่อนที่ร่วมกันของ CO 2 น้ำมันและน้ำ พร้อมด้วยการถ่ายโอนมวลระหว่างขั้นตอนเหล่านี้

โซน III - การเคลื่อนที่ของเพลาน้ำมันเมื่อมีน้ำฝังอยู่และก๊าซที่ติดอยู่ ในกรณีนี้ การแลกเปลี่ยนมวลของคาร์บอนไดออกไซด์เกิดขึ้นระหว่างเฟส แต่จะน้อยกว่าในโซน II

โซนที่ 4 คือการเคลื่อนที่ของน้ำคาร์บอเนตเมื่อมีน้ำมันไม่มีเศษส่วนแสง ดังนั้นจึงไม่มีการใช้งานน้ำมันและกักเก็บ CO 2 การถ่ายโอนมวลมีจำกัดอย่างมาก เนื่องจากเพลาน้ำที่ฝังไว้จะเคลื่อนที่ไปด้านหน้าน้ำที่ฉีดโดยปราศจาก CO 2 ซึ่งอิ่มตัวที่ด้านหน้าของการแทนที่น้ำมัน CO 2

โซน V - การเคลื่อนที่ของน้ำที่ฉีดเข้าไปโดยมีน้ำมันตกค้าง CO 2 ที่มีอยู่ในน้ำมันจะผ่านเข้าไปในน้ำที่ฉีดเข้าไป และความเข้มข้นของมันจะลดลงในโซนเหล่านี้จากค่าสูงสุดเป็นศูนย์ในทิศทางตรงกันข้ามกับการเคลื่อนที่ของการไหล

โซน VI - การเคลื่อนที่ของน้ำเมื่อมีน้ำมันตกค้างและไม่มี CO 2

หากขนาดของขอบล้อ CO 2 มีขนาดเล็ก เมื่อเวลาผ่านไปเขตเวลา II และ III จะหายไป น้ำแซงหน้า CO 2 และน้ำมันถูกแทนที่ด้วยน้ำคาร์บอเนต ระหว่างโซน I และ IV จะมีสองโซนใหม่ปรากฏขึ้น: โซน VII ซึ่งน้ำมันถูกแทนที่ด้วยน้ำที่ไม่มี CO 2 และโซน VIII ซึ่งน้ำมันถูกแทนที่ด้วยน้ำคาร์บอเนต ความอิ่มตัวของน้ำที่มี CO 2 เกิดขึ้นในโซน IV เช่น ที่ระยะห่างจากสายฉีด เป็นผลให้ความล่าช้าของด้านหน้า CO 2 จากด้านหน้าการกระจัด (ขนาดของโซน VII) เมื่อฉีดกระสุน CO 2 จะน้อยกว่าเมื่อฉีดน้ำอัดลมเสมอ จากนั้นน้ำที่ฉีดจะอิ่มตัวด้วย CO 2 ในบริเวณก๊าซที่ติดอยู่

ในที่สุด ก๊าซที่ติดอยู่จะหายไปและมีเพียงโซน VI และ V เท่านั้นที่ยังคงอยู่ในชั้นหิน ในโซน VI ปริมาตรน้ำมันที่ไม่มี CO 2 จะน้อยกว่าในโซน V อย่างมาก สิ่งสำคัญคือน้ำขนส่ง CO 2 จากพื้นที่ที่มีน้ำมัน เกือบจะอยู่กับที่ (โซน IV และ V) ในพื้นที่ที่ไม่ได้รับผลกระทบจาก CO 2 ผลที่ได้คือไม่เหมือนกับการใช้ตัวทำละลายหรือก๊าซไฮโดรคาร์บอนอื่นๆ แม้แต่กระสุนเล็กๆ ของ CO 2 ก็ยังช่วยให้นำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ได้เพิ่มขึ้นอย่างเห็นได้ชัด

เมื่อปริมาณ CO 2 ที่ถูกฉีดเข้าไปในชั้นหินเพิ่มขึ้น การฟื้นตัวของน้ำมันจากชั้นหินจะเพิ่มขึ้นตามธรรมชาติ

เมื่อขนาดของทากเพิ่มขึ้น ค่าสัมประสิทธิ์การแทนที่น้ำมันจะเพิ่มขึ้นอย่างไม่สม่ำเสมอ เมื่อทากเพิ่มขึ้น การเพิ่มขึ้นก็จะลดลง ด้วยเหตุนี้ เมื่อใช้ขอบล้อขนาดเล็ก ปริมาณการใช้ CO 2 ต่อตันของน้ำมันที่ผลิตเพิ่มเติมจึงต่ำกว่าล้อขนาดใหญ่ ในทางกลับกัน เมื่อปริมาณทากเพิ่มขึ้น ระยะเวลาการพัฒนาจะลดลง และลดการใช้น้ำที่ฉีดเข้าไป การพึ่งพาการกู้คืนน้ำมันที่คล้ายกันกับขนาดของกระสุนนั้นได้มาในรูปแบบที่ต่างกัน ในกรณีส่วนใหญ่ (ที่มีความหลากหลายของการก่อตัวต่ำ) ปริมาตรที่เหมาะสมของทาก CO 2 จะอยู่ในช่วงตั้งแต่ 20 ถึง 30% ของปริมาตรรูพรุน

เมื่อน้ำมันถูกแทนที่โดยกระสุน CO 2 การนำน้ำมันกลับคืนมาจะขึ้นอยู่กับเงื่อนไขของการแยกตัวด้วยแรงโน้มถ่วงเป็นสำคัญ ด้วยการซึมผ่านของชั้นหินในแนวดิ่งที่สูง การนำน้ำมันกลับคืนมาจึงน้อยกว่า 2-2.5 เท่าเมื่อเทียบกับความหนาของชั้นหินที่มีความสามารถในการซึมผ่านเป็นศูนย์

การแทนที่คาร์บอนไดออกไซด์และน้ำโดยการสลับทาก . การวิจัย การทดลอง และการวิเคราะห์ แสดงให้เห็นมากกว่านั้น ประสิทธิภาพสูงวิธีนี้สามารถได้รับโดยการฉีด CO 2 ในปริมาณที่ต้องการในส่วนเล็กๆ สลับกับน้ำ หรือฉีด CO 2 กับน้ำไปพร้อมๆ กัน ประสิทธิภาพของกระบวนการนี้ขึ้นอยู่กับอัตราส่วนขนาดของ CO 2 และส่วนของน้ำเป็นส่วนใหญ่ กล่าวคือ อัตราส่วนก๊าซ-น้ำในระหว่างการสลับการฉีด

ด้วยอัตราส่วนที่ลดลง ความไม่เสถียรของความหนืดของการก้าวหน้าของ CO 2 จะลดลง (มีการกระจายอย่างสม่ำเสมอมากขึ้นตลอดการก่อตัว) ความน่าจะเป็นของการทะลุผ่านของ CO 2 ก่อนวัยอันควรผ่านชั้นที่มีการซึมผ่านสูงในหลุมฉีดจะลดลง และเป็นผลให้การกวาดล้าง ปัจจัยเพิ่มขึ้น ที่อัตราส่วนน้ำต่อ CO 2 ปัจจัยการกวาดอาจสูงกว่าน้ำท่วมแบบธรรมดาหรือการฉีดน้ำอัดลม ในเวลาเดียวกัน ด้วยอัตราส่วนก๊าซและน้ำที่ต่ำ ประสิทธิภาพของกระบวนการจะเข้าใกล้การฉีดน้ำอัดลม

ด้วยการเพิ่มขึ้นของอัตราส่วนก๊าซและน้ำ ทำให้เกิดความไม่เสถียรของแรงโน้มถ่วงที่ไม่พึงประสงค์ได้เนื่องจากความหนาแน่นของน้ำและ CO 2 ที่แตกต่างกัน น้ำจะมีแนวโน้มลดลง และ CO 2 จะมีแนวโน้มไปที่ด้านบนของชั้นหิน หรือด้วยชั้นที่แตกต่างกันอย่างมาก CO 2 จะเจาะเข้าไปในหลุมการผลิตตามชั้นที่มีการซึมผ่านได้สูง จากนั้นน้ำจะไหลไปที่นั่น เพื่อให้แน่ใจว่ากระบวนการกำจัดจะครอบคลุมน้อย ดังนั้นจึงมีอัตราส่วนที่เหมาะสมของปริมาตรของ CO 2 และน้ำระหว่างการฉีดสลับเพื่อให้ได้ผลสูงสุด ซึ่งควรได้รับการพิสูจน์โดยการศึกษาพิเศษและการคำนวณตามเงื่อนไขที่แท้จริงของความหลากหลายของการก่อตัว ความสามารถในการละลายของ CO 2 ในน้ำและ น้ำมัน ฯลฯ

ปัจจัยชี้ขาดในการเลือกอัตราส่วนของ CO 2 และปริมาณการฉีดน้ำคือการป้องกันไม่ให้ CO 2 ทะลุเข้าไปในหลุมการผลิต โดยทั่วไปอัตราส่วนนี้สามารถเปลี่ยนแปลงได้ตั้งแต่ 0.25 ถึง 1

ขนาดของขอบ (ส่วน) ของ CO 2 และน้ำอาจมีขนาดค่อนข้างใหญ่ - มากถึง 10-20% ของปริมาตรรูพรุน โดยที่ CO 2 และน้ำมันเข้ากันได้อย่างสมบูรณ์ ความอิ่มตัวของน้ำมันสูง และความสม่ำเสมอของการก่อตัวที่เพียงพอ ในกรณีที่ส่วนผสมของ CO 2 กับน้ำมันมีน้อย (น้ำมันหนัก ความดันต่ำ) ส่วนของ CO 2 และน้ำควรมีปริมาณน้อยในระหว่างการสลับการฉีด

ด้วยความหลากหลายของการก่อตัวและความหนืดของน้ำมันที่เพิ่มขึ้น ขนาดของ CO 2 และส่วนของน้ำควรลดลง สำหรับน้ำมันที่มีความหนืดต่ำและความหลากหลายในการก่อตัวที่อ่อนแอ ขอแนะนำให้ใช้ CO 2 ตั้งแต่เริ่มต้นของการพัฒนา

ในการก่อตัวที่ต่างกันและด้วยน้ำมันที่มีความหนืดสูง การนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ขั้นสุดท้ายที่สูงขึ้นสามารถทำได้โดยการใช้ CO 2 ที่ขั้นตอนสุดท้ายของการพัฒนา เช่น ในรูปแบบที่มีน้ำท่วม ผลกระทบที่ไม่คาดคิดนี้อธิบายได้จากความสามารถในการละลายที่แตกต่างกันของ CO 2 ในน้ำมันและน้ำ

เทคโนโลยีที่เป็นไปได้อื่นๆ ที่เพิ่มความครอบคลุมของอ่างเก็บน้ำโดยการแทนที่ . นอกจากการแทนที่น้ำมันด้วยน้ำอัดลมและทาก CO 2 ต่างๆ แล้ว ในบางโครงการ เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ CO 2 ก็เสนอให้สลับฉีดน้ำและอื่นๆ เพิ่มเติม หลังจากฉีด CO 2 และน้ำสลับกัน ก๊าซที่เข้าถึงได้ (ธรรมชาติ ปล่องควัน ฯลฯ) ในกรณีนี้การแทนที่ CO 2 ที่ไม่ละลายด้วยก๊าซที่ถูกกว่าจะเกิดขึ้นร่วมกัน ความอิ่มตัวของการก่อตัวของ CO 2 ที่เหลือจะลดลงและเป็นผลให้การบริโภคลดลง

เพื่อลดการเคลื่อนที่ของ CO 2 อิสระในรูปแบบที่มีส่วนผสมที่ไม่สมบูรณ์และเพิ่มความครอบคลุม จึงเป็นไปได้ที่จะใช้สารลดแรงตึงผิวที่ละลายน้ำได้และสารละลายโซเดียมซิลิเกตที่เป็นน้ำเพื่อสร้างโฟมและเจลในชั้นที่มีการซึมผ่านสูง ปัญหาหลักในกรณีนี้คือการคงตัวของโฟม การดูดซับสารลดแรงตึงผิว และการเก็บรักษาเจลในสภาพแวดล้อมที่มีแร่ธาตุ การทดลองในห้องปฏิบัติการยืนยันความเป็นไปได้ในการใช้มาตรการเหล่านี้ซึ่งจะเพิ่มความครอบคลุมของการกระจัดของการก่อตัวที่ต่างกัน

ในโครงการพัฒนาเพิ่มเติมของการก่อตัวของน้ำท่วม B 2 ของแหล่งน้ำมัน Radaevsky (ความหนืดของน้ำมัน 20-22 mPa s) โดยใช้ CO 2 สถาบันวิจัยน้ำมันและก๊าซ All-Union เสนอให้ฉีดสลับกับสารละลายโพลีเมอร์ในน้ำ ปรับปรุงการครอบคลุมและการกระจายของ CO 2 ทั่วทั้งปริมาตรอ่างเก็บน้ำ ตามการคำนวณ การใช้โพลีเมอร์ที่มี CO 2 ที่แหล่ง Radaevskoye สามารถเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมันจาก 10 เป็น 13%

ผู้เชี่ยวชาญชาวฮังการีได้นำเทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพสูงสุดมาใช้ในการเปลี่ยนน้ำมัน CO 2 จากการก่อตัวที่หมดลงตามความเห็นของพวกเขา

คาร์บอนไดออกไซด์จะถูกฉีดเข้าไปในชั้นหินที่หมดลงที่ความดันต่ำ (2 MPa) โดยจะแทนที่ก๊าซไฮโดรคาร์บอนอิสระในการก่อตัว

แรงดันอ่างเก็บน้ำเนื่องจากการฉีด CO 2 เพิ่มขึ้นจาก 2 MPa เป็นความดันเริ่มต้น (10-13 MPa)

หากมี CO 2 อิสระในตัวกลางที่มีรูพรุน น้ำมันจะถูกแทนที่ด้วยน้ำคาร์บอเนตอิ่มตัวยวดยิ่ง (28-30 m 3 CO 2 ต่อน้ำ 1 m 3)

ด้วยเทคโนโลยีนี้ เป็นไปได้ที่จะได้รับค่าสัมประสิทธิ์การแทนที่น้ำมันในส่วนที่ครอบคลุมของการก่อตัวของมากกว่า 90% ที่อัตราการไหลของ CO 2 สูง (ประมาณ 0.8 ของปริมาตรรูพรุน) และอัตราการไหลของน้ำต่ำ (0.53-0.7 ของ ปริมาณรูขุมขน) CO 2 ที่ฉีดเข้าไปประมาณ 70% จะถูกสกัดจากแหล่งกักเก็บ และหลังจากการฟื้นฟูแล้ว จะสามารถนำกลับมาใช้ใหม่ได้ด้วยอุปกรณ์ที่เหมาะสม แต่ขอแนะนำให้ใช้เทคโนโลยีดังกล่าวเฉพาะในกรณีที่แหล่ง CO 2 ขนาดใหญ่ราคาถูกตั้งอยู่ใกล้แหล่งน้ำมัน เช่น แหล่ง CO 2 ตามธรรมชาติที่มีความเข้มข้นสูง (มากกว่า 70-80%)

ระบบการพัฒนา . การใช้ CO 2 เพื่อปรับปรุงการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ไม่ได้กำหนดข้อกำหนดพิเศษให้กับระบบการพัฒนา แต่จะต้องเป็นแบบอินไลน์ ห้าแถว สามแถว หรือแถวเดี่ยว หรือต้องใช้การปรับเปลี่ยนน้ำท่วมในพื้นที่ต่างๆ ควรให้ความสำคัญกับระบบการพัฒนาแบบแอคทีฟ เช่น ระบบการพัฒนาแถวเล็ก

การใช้ระบบหลายแถวไม่เป็นที่พึงปรารถนาเนื่องจากมีความเป็นไปได้ในการเลือก CO 2 ในปริมาณมากในแถวแรกของหลุมการผลิต หากจำเป็นต้องใช้ระบบดังกล่าวควรลดอัตราส่วนก๊าซ-น้ำลง

การวางหลุมเพื่อใช้วิธีการนี้สามารถทำได้ที่ความหนาแน่นของตารางใดๆ ก็ตาม - สูงถึง 40-50 เฮกตาร์/หลุม หรือมากกว่านั้น เนื่องจาก CO 2 ไม่ได้ทำให้สภาพการระบายน้ำของชั้นหินแย่ลง เช่นเดียวกับน้ำท่วมแบบทั่วไป ความหนาแน่นของรูปแบบบ่อน้ำควรขึ้นอยู่กับความหลากหลายของชั้นหินในแง่ของความสามารถในการซึมผ่านและความต่อเนื่อง ขึ้นอยู่กับเงื่อนไขของการครอบคลุมการระบายน้ำที่สมบูรณ์ยิ่งขึ้น เมื่อพัฒนารูปแบบที่สามารถแยกน้ำและ CO 2 ด้วยแรงโน้มถ่วงอย่างมีนัยสำคัญ (การก่อตัวที่มีความหนามากและความสามารถในการซึมผ่านในแนวตั้ง) ควรเพิ่มความหนาแน่นของรูปแบบหลุม เมื่อตัดสินใจเกี่ยวกับความหนาแน่นของเครือข่ายหลุมควรคำนึงถึงสภาพความแน่นสภาพและระยะเวลาที่เป็นไปได้ของการทำงานของหลุมฉีดความจำเป็นในการเจาะหลุมสำรองและใช้มาตรการสูงสุดเพื่อปกป้องโลหะของท่อปลอกจาก การกัดกร่อน

โครงการปัจจุบัน . การทดลองภาคสนามครั้งแรกเกี่ยวกับการฉีด CO 2 ลงในอ่างเก็บน้ำน้ำมันในประเทศของเราดำเนินการที่พื้นที่ Aleksandrovskaya ของทุ่ง Tuymazinskoye พื้นที่ทดลองประกอบด้วยหลุมฉีดหนึ่งแห่งและหลุมผลิตสองหลุม และมีลักษณะทางธรณีวิทยาและสนามดังต่อไปนี้: พื้นที่ตามแนวหลุม 14.2 เฮกตาร์ ปริมาตรรูพรุน 258,800 ลบ.ม. 3 ความหนาของชั้นหินอิ่มตัว 6.1 ม. ความพรุน 22% การซึมผ่าน 0. 6 µm 2 ความหนืดของน้ำมันในอ่างเก็บน้ำคือ 15 mPa s ระยะห่างระหว่างหลุมฉีดและหลุมผลิตคือ 338 และ 263 ม. ตามลำดับ

ก่อนเริ่มการทดลอง มีการสูบน้ำจำนวน 80,000 ลบ.ม. เข้าไปในบ่อฉีด ในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2510 พวกเขาเริ่มฉีด CO 2 เข้าไปในชั้นหินในรูปของน้ำอัดลม พร้อมกับการฉีด CO 2 เข้าไปในท่อสูบน้ำและท่อคอมเพรสเซอร์ น้ำที่ใช้ในกระบวนการผลิตจะถูกสูบเข้าไปในช่องว่างระหว่างท่อด้วยอัตราการไหล 150-220 ลบ.ม. ต่อวัน ที่ด้านล่างของบ่อ มีการผสม CO 2 ที่ฉีดเข้ากับน้ำโดยมีความเข้มข้นเฉลี่ย 1.4% โดยรวมแล้ว มีการฉีดน้ำอัดลมเข้าไปในรูพรุนจำนวน 2 รูพรุน ซึ่งรวมถึงคาร์บอนไดออกไซด์ 4,780 ตัน ซึ่งคิดเป็นประมาณ 2% ของปริมาตรรูพรุน

ผลการศึกษาโปรไฟล์การฉีดของหลุมฉีดบ่งชี้ว่าความหนาของชั้นหินที่ท่วมครอบคลุมเพิ่มขึ้น 30% อัตราการฉีดของหลุมฉีดเพิ่มขึ้น 30-40% โดยทั่วไปเนื่องจากการฉีดน้ำอัดลมตามข้อมูลของ BashNIPIneft จึงมีการผลิตน้ำมันเพิ่มเติม 27.3 พันตันในพื้นที่ซึ่งสอดคล้องกับการเพิ่มขึ้นของการกู้คืนน้ำมัน 15.6% ของปริมาณสำรองเริ่มต้นเมื่อเปรียบเทียบกับการฉีดน้ำ มีการผลิตน้ำมันเพิ่มขึ้น 5.8 ตันต่อตันของ CO 2 ที่ฉีดเข้าไป ผลกระทบนี้ถูกประเมินสูงเกินไปอย่างชัดเจน

ในฮังการี มีเงินฝากจำนวนหนึ่งที่มีปริมาณ CO 2 จำนวนมาก สิ่งนี้อธิบายถึงความสนใจอย่างมากในประเทศนี้ในการใช้ CO 2 เพื่อเพิ่มการผลิตน้ำมันในการวิจัยทางทฤษฎีและเชิงทดลองในทิศทางนี้ เพื่อทำการทดลองภาคสนาม ได้เลือกเลนส์กลางของส่วน Verkhnee Lishpe ของสนาม Budafa ไซต์นี้มีลักษณะทางธรณีวิทยาและสนามดังต่อไปนี้: ปริมาตรรูพรุน 1,250,000 ม. 3 ปริมาณสำรองน้ำมันทางธรณีวิทยาเริ่มต้น 713,500 ตัน ความหนาของการก่อตัว 4-10 ม. ความพรุน 21-22% การซึมผ่าน 0.03-0.13 μm 2 ความอิ่มตัวของน้ำที่เกี่ยวข้อง 30% อุณหภูมิ 68 °C ความดัน 10.5 MPa ความหนืดของน้ำมัน 1.12 mPa s ปริมาณก๊าซ 70 m 3 /m3

เมื่อถึงเวลาที่ฉีด CO 2 เข้าไปในชั้นต่างๆ ก็สามารถสกัดน้ำมันได้ 280,675 ลูกบาศก์เมตร ซึ่งสอดคล้องกับการนำน้ำมันกลับคืนมา 39.3% ซึ่งรวมถึง 230,576 ลูกบาศก์เมตรเนื่องจากการฉีดน้ำ ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม พ.ศ. 2512 พวกเขาเริ่มฉีด CO 2 เพื่อคืนแรงดันในอ่างเก็บน้ำหลังจากหมดลงเป็น 12 MPa จากนั้นจึงเติมน้ำ ตั้งแต่เดือนกันยายน พ.ศ. 2513 ได้มีการฉีดน้ำและ CO 2 สลับกันในอัตราส่วน 1:1 และตั้งแต่เดือนกรกฎาคม พ.ศ. 2516 เป็นต้นมา ได้มีการฉีดน้ำเพียงอย่างเดียว การฉีดเริ่มแรกดำเนินการในสามหลุมและตั้งแต่เดือนมีนาคม พ.ศ. 2515 - ในห้าหลุม ภายในสิ้นปี 1972 มีการฉีดก๊าซ 45,375,100 ลบ.ม. ที่มี CO2 81-83% ซึ่งคิดเป็นประมาณ 6% ของปริมาตรรูพรุน และฉีดน้ำ 221,679 ลบ.ม. สกัดน้ำมันได้ 38,359 ลบ.ม. กล่าวคือ ประมาณ 5% ของปริมาณสำรองคงเหลือของพื้นที่ทั้งหมด น้ำ 67,607 ลบ.ม. และก๊าซ 22,822,685 ลบ.ม. รวมถึงคาร์บอนไดออกไซด์ 14,017,964 ลบ.ม. หรือ 31% ของสิ่งที่ถูกสูบเข้าไปในชั้นต่างๆ

เมื่อใช้วิธีการปรับสมดุลวัสดุ พบว่าการนำน้ำมันกลับคืนจากชั้นหินที่สัมผัสกับ CO 2 เพิ่มขึ้น 10% มีการสังเกตการเพิ่มขึ้นของค่าสัมประสิทธิ์การระบายน้ำตามความหนาซึ่งเมื่อต้นปี 2513 กลางปี ​​​​2514 และกลางปี ​​​​2515 อยู่ที่ 0.58 ตามลำดับ 0.65; 0.78. ดังที่เห็นได้ว่าการเพิ่มความครอบคลุมของชั้นหินโดยการระบายน้ำมีมากขึ้น การพัฒนาภาคสนามยังคงดำเนินต่อไปและคาดว่าจะมีการฟื้นตัวของน้ำมันเพิ่มขึ้นอีก

การทดลองเรื่องการแทนที่น้ำมันโดย CO 2 ที่ละลายไม่ได้นี้ถือว่าประสบความสำเร็จอย่างมาก

ปลายปี พ.ศ. 2518 การฉีด CO 2 เริ่มขึ้นที่ทุ่ง Lovasi ที่นี่คาดว่าจะสามารถกู้คืนน้ำมันเพิ่มขึ้น 10-15%

กำลังมีการศึกษาการใช้ CO 2 เพื่อการผลิตน้ำมันอย่างแพร่หลายที่สุดในแหล่งน้ำมันของสหรัฐอเมริกา ในช่วงทศวรรษที่ 50 และต้นทศวรรษที่ 60 มีการทดลองภาคสนามเล็กๆ หลายครั้งโดยใช้น้ำอัดลม มีการเพิ่มขึ้นของการฉีดของหลุมฉีดและอัตราการไหลของหลุมการผลิต จากการวิเคราะห์ผลการทดลองเหล่านี้ตลอดจนการศึกษาในห้องปฏิบัติการและทางทฤษฎีสรุปได้ว่าการแทนที่น้ำมันด้วยทาก CO 2 มีมากกว่า

ในช่วงทศวรรษที่ 60-70 การทดลองเชิงพาณิชย์โดยใช้เครื่องชั่งต่างๆ ที่มีขอบล้อ CO 2 เริ่มขึ้นในสหรัฐอเมริกา ปัจจุบันมีการทดลองอยู่ 59 การทดลองด้วย มีพื้นที่ทั้งหมดพื้นที่มากกว่า 40,000 เฮกตาร์และการผลิตน้ำมันมากกว่า 1.5 ล้านตันต่อปี

ในการทดลองหลายครั้ง CO 2 ถูกฉีดเข้าไปในชั้นหินที่มีน้ำมันที่มีความหนืดสูงเป็นระยะๆ คล้ายกับการกระตุ้นแบบวงจรด้วยไอน้ำ เมื่อหลังจากฉีด CO 2 ในปริมาณหนึ่งเข้าไปในชั้นหิน หลุมฉีดก็เริ่มทำงานเป็นหลุมการผลิต ในเวลาเดียวกันน้ำมันที่อยู่ในบริเวณหลุมเหล่านี้จะละลาย CO 2 ที่ถูกฉีดเข้าไป ซึ่งส่งผลให้ความหนืดลดลงและความคล่องตัวเพิ่มขึ้น

ประสิทธิภาพทางเทคโนโลยีและเศรษฐกิจ . ผลกระทบของการใช้ CO 2 เพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมาจะแสดงในการเพิ่มขึ้นของค่าสัมประสิทธิ์การเคลื่อนที่เนื่องจากการขยายตัวของปริมาตรของน้ำมัน ความสามารถในการละลายและการเข้ากันกับน้ำมัน (กำจัดแรงของเส้นเลือดฝอย) และความหนืดของน้ำมันลดลง ในเขตก่อตัวที่ CO 2 ไหลผ่าน ความอิ่มตัวของน้ำมันที่เหลือโดยเฉลี่ยจะลดลง 1.5-2 เท่า และค่าสัมประสิทธิ์การแทนที่น้ำมันสามารถไปถึงค่าเฉลี่ย 85-90% ซึ่งก็คือสูงกว่าในช่วงน้ำท่วม 15-25%

อย่างไรก็ตาม ผลในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนจากแหล่งกักเก็บเพิ่มขึ้นไม่สูงเท่ากับการเพิ่มค่าสัมประสิทธิ์การแทนที่น้ำมัน เนื่องจากการครอบคลุมของอ่างเก็บน้ำลดลงโดยสารทำงาน

ความหนืดของน้ำมันที่ลดลงและความหนืดของน้ำเพิ่มขึ้นเล็กน้อยเมื่อ CO 2 ละลายในตัว (ประมาณ 15-20%) ไม่สามารถชดเชยผลกระทบด้านลบของแรงโน้มถ่วงและความคล่องตัวสูงของ CO 2 ในการก่อตัวได้เสมอไป ถ้าไม่ผสมน้ำมัน ดังนั้นความครอบคลุมของการก่อตัวที่แตกต่างกันโดยกระบวนการกำจัด CO 2 ที่มีการผสมกับน้ำที่ไม่สมบูรณ์อาจน้อยกว่าในช่วงน้ำท่วมประมาณ 5-15% เว้นแต่จะใช้มาตรการพิเศษเพื่อเพิ่มความครอบคลุม

ส่งผลให้ค่าปัจจัยการกู้คืนน้ำมันขั้นสุดท้ายจากการใช้ CO 2 เพิ่มขึ้นเพียง 7-12% เท่านั้น ตัวอย่างเช่น ที่สนาม Kelly Snyder หลังจากฉีดปริมาตรรูพรุนของอ่างเก็บน้ำในส่วนที่ 1 ไป 8% CO 2 แล้ว ประมาณ 80% ของ CO 2 และน้ำก็เข้าสู่ชั้นอ่างเก็บน้ำ ซึ่งคิดเป็นเพียง 20% ของปริมาตรอ่างเก็บน้ำ และชั้นอื่นๆ ครอบครอง 50% ของปริมาตรอ่างเก็บน้ำ ยอมรับน้อยกว่า 20% ของปริมาตรการฉีด CO 2

ภารกิจหลักเมื่อใช้ CO 2 เพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมาคือการใช้วิธีการและวิธีการที่เป็นไปได้ทั้งหมดเพื่อเพิ่มการครอบคลุมของชั้นด้วยสารทำงาน เช่น เพื่อลดอิทธิพลเชิงลบของแรงโน้มถ่วงและการเคลื่อนที่ของ CO 2 ซึ่งสามารถทำได้โดยใช้เทคโนโลยีที่เหมาะสมสำหรับการฉีด CO 2 และน้ำ การเปิดชั้นหินในหลุม การแยกช่วงการก่อตัว อุปกรณ์ในหลุมเจาะ และการวางหลุม ขึ้นอยู่กับลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของคราบเฉพาะ

ตัวบ่งชี้ที่สำคัญของประสิทธิภาพการใช้ CO 2 คืออัตราส่วนของปริมาตรของ CO 2 ที่ฉีดเข้าไปในอ่างเก็บน้ำต่อปริมาตรของน้ำมันที่ผลิตเพิ่มเติม อัตราส่วนนี้ตามธรรมชาติขึ้นอยู่กับหลายปัจจัย - คุณสมบัติของน้ำมันความอิ่มตัวและความหลากหลายของการก่อตัวรวมถึงขนาดของทากด้วยเทคโนโลยีส่วนใหญ่ ขนาดของขอบสามารถมีได้ 10-30% ของปริมาตรรูพรุน เมื่อขนาดของกระสุน CO 2 เพิ่มขึ้น ผลกระทบก็จะเพิ่มขึ้น โดยแสดงจากการดึงน้ำมันออกจากอ่างเก็บน้ำเพิ่มขึ้น แต่ในขณะเดียวกันการบริโภค CO 2 ต่อตันของน้ำมันที่ผลิตเพิ่มเติมก็เพิ่มขึ้นเช่นกัน

จากการศึกษาทดลองการคำนวณเชิงวิเคราะห์แบบจำลองทางคณิตศาสตร์ของอ่างเก็บน้ำและการทดลองภาคสนามอย่างต่อเนื่องสามารถสันนิษฐานได้ว่าภายใต้เงื่อนไขที่เหมาะสมสำหรับการใช้ CO 2 ปริมาณการใช้น้ำมันเพิ่มเติมต่อตันของน้ำมันเพิ่มเติมจะอยู่ในช่วง 800 ถึง 2,000 ลบ.ม. และด้วย การใช้และการกำจัด CO 2 - จาก 500 ถึง 1300 m 3 หรือ 1-2.5 ตัน/ตัน

ประสิทธิภาพของกระบวนการแทนที่น้ำมันด้วย CO 2 ได้รับอิทธิพลอย่างมากจากความอิ่มตัวของน้ำมันเริ่มต้น ยิ่งความอิ่มตัวของน้ำมันก่อตัวมากในช่วงเริ่มต้นของการใช้ CO 2 ผลกระทบก็จะยิ่งสูงขึ้น เนื่องจาก CO 2 ส่วนใหญ่ถูกใช้ไปกับความอิ่มตัวของสี การขยายตัว และการแทนที่ของน้ำมันที่เป็นประโยชน์

อัตราส่วนของปริมาตรน้ำและก๊าซส่งผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อความครอบคลุมของชั้นหินโดยกระบวนการแทนที่และประสิทธิภาพของการใช้ CO 2 ดังนั้น เมื่อใช้ CO 2 เพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมา การกำหนดขนาดที่เหมาะสมของทากและอัตราส่วนของน้ำและก๊าซในระหว่างการฉีดสลับกันในสภาพทางธรณีวิทยาและกายภาพเฉพาะของทุ่งจึงเป็นสิ่งสำคัญอย่างยิ่ง สิ่งนี้เป็นไปได้เฉพาะบนพื้นฐานของข้อมูลทางคณิตศาสตร์ (เพียงพอสำหรับกระบวนการจำลอง) เกี่ยวกับโครงสร้างและสถานะของความอิ่มตัวของการก่อตัวและเกณฑ์ทางเศรษฐกิจที่ถูกต้อง

ประสิทธิภาพทางเศรษฐกิจของการใช้ CO 2 ในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมานั้นพิจารณาจากต้นทุนต่อหน่วยปริมาตรของน้ำมันที่ปากหลุมฉีด เช่น การผลิตน้ำมันเพิ่มเติมโดยเฉพาะ และราคาน้ำมัน

ต้นทุนของ CO 2 อาจแตกต่างกันอย่างมากขึ้นอยู่กับแหล่งที่มาของการผลิต

CO 2 ธรรมชาติจากแหล่งสะสมใกล้แหล่งน้ำมันจะมีราคาถูกที่สุดอย่างเห็นได้ชัด จนถึงขณะนี้มีการค้นพบการสะสมตามธรรมชาติของ CO 2 ในเขต Semividovskoye ( ไซบีเรียตะวันตก) และแอสตราคาน ประกอบด้วยส่วนประกอบที่ไม่ใช้งานมากถึง 20-30% เช่น มีเทน ไนโตรเจน ฯลฯ

ทรัพยากรที่ใหญ่ที่สุดของ CO 2 เทียมนั้นมาจากโรงไฟฟ้า โรงงานผลิตก๊าซเทียมจากถ่านหิน หินดินดาน และโรงงานเคมีอื่นๆ จากก๊าซหุงต้มของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนขนาด 250 เมกะวัตต์ สามารถรับคาร์บอนไดออกไซด์ได้ 2.5 ล้านตันต่อปี

โรงงานที่ผลิตก๊าซไฮโดรคาร์บอนเทียมจากถ่านหินปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นผลพลอยได้มากกว่าผลิตภัณฑ์เป้าหมายถึง 3-4 เท่า ก๊าซนี้จะต้องบริสุทธิ์ บีบอัด และขนส่งไปยังแหล่งน้ำมัน ตามโครงการบางโครงการที่มีระยะทางขนส่งสูงสุด 800 กม. ค่าใช้จ่าย 1,000 ม. 3 CO 2 จะอยู่ที่ 35-40 ดอลลาร์ ในราคา CO 2 นี้และตามที่ระบุ การบริโภคที่เฉพาะเจาะจงสำหรับการผลิตน้ำมัน น้ำมันเพิ่มเติม 1 ตันจะมีราคาประมาณ 30-80 ดอลลาร์ แม้จะมีต้นทุนต่อหน่วยดังกล่าว แต่วิธีนี้ก็ยังเป็นประโยชน์ต่ออุตสาหกรรม ณ ราคาน้ำมันปัจจุบัน

ข้อเสียของวิธี ข้อจำกัด ปัญหา . ข้อเสียเปรียบหลักของวิธีการสกัดน้ำมันที่ตกค้างโดยใช้ CO 2 คือการลดการกวาดล้างของชั้นหินโดยการแทนที่เมื่อเปรียบเทียบกับน้ำท่วมแบบธรรมดา โดยเฉพาะอย่างยิ่งเมื่อผสมกับน้ำมันได้ไม่สมบูรณ์ หากเป็นไปได้เพื่อให้แน่ใจว่าความครอบคลุมของการก่อตัวโดยการแทนที่ CO 2 จะเหมือนกับในช่วงน้ำท่วมก็จะเป็นไปได้ที่จะได้รับการกู้คืนน้ำมันเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญเนื่องจากในโซนที่ CO 2 ผสมกับน้ำมันจะมีสารตกค้างน้อยมาก น้ำมันยังคงอยู่ - 3-5% . ตามที่ระบุไว้ การลดความครอบคลุมของการก่อตัวโดยการกระจัดสามารถลดลงได้หลายวิธี - โดยการปรับปรุงเงื่อนไขของการผสมผสานด้วยการสลับขอบของน้ำและก๊าซ การเปลี่ยนขนาด การแยกการเลือกของช่วงเวลาของการก่อตัวที่แน่นอนเพื่อปรับระดับความก้าวหน้าของ CO 2, ผลกระทบแบบวงจรต่อชั้นหิน, การวางหลุมที่เหมาะสมและการเปิดชั้นหินในนั้น และอื่นๆ

เห็นได้ชัดว่าข้อเสียอีกประการหนึ่งของวิธีนี้ควรพิจารณาว่า CO 2 ภายใต้เงื่อนไขของการผสมที่ไม่สมบูรณ์กับน้ำมันจะแยกไฮโดรคาร์บอนเบาออกจากมันพาพวกมันออกไปและเศษน้ำมันหนักยังคงอยู่ในการก่อตัว การกำจัดพวกมันจะยากขึ้นในอนาคตเนื่องจากพวกมันเคลื่อนที่ได้น้อยลงและอาจหลุดออกไปบนพื้นผิวของรูขุมขนซึ่งเปลี่ยนความสามารถในการเปียกของตัวกลาง

ข้อจำกัดในการใช้ CO 2 เพื่อจุดประสงค์ในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ นอกเหนือจากเกณฑ์ทางธรณีวิทยาและกายภาพแล้ว เห็นได้ชัดว่าจะมีทรัพยากร CO 2 อยู่ในพื้นที่แหล่งน้ำมันหรือสามารถขนส่งไปยังแหล่งน้ำมันได้อย่างดี ตัวชี้วัดทางเศรษฐกิจ เราสามารถสรุปได้ว่าระยะทางของแหล่งกำเนิด CO 2 จากสนามมากกว่า 400-600 กม. ค่าใช้จ่าย (ที่ปากบ่อฉีด) มากกว่า 40-50 รูเบิล และราคาขายน้ำมันที่ต่ำจะเป็นอุปสรรคสำคัญต่อการใช้ CO 2 ในระดับอุตสาหกรรม

ปัญหาที่ยากที่สุดที่เกิดขึ้นเมื่อใช้ CO 2 เพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมา ได้แก่ ความเป็นไปได้ของการกัดกร่อนของหลุมฉีดและหลุมผลิตและอุปกรณ์บ่อน้ำมัน ความจำเป็นในการรีไซเคิล CO 2 - การกำจัดก๊าซไฮโดรคาร์บอนที่ผลิตขึ้นบนพื้นผิว และการกลับคืนสู่แหล่งกักเก็บน้ำมัน CO 2 บริสุทธิ์ (ไม่มีความชื้น) ไม่เป็นอันตรายในเรื่องการกัดกร่อน แต่เมื่อสลับกับน้ำในบ่อฉีดหรือหลังจากผสมกับน้ำในชั้นหินและเมื่อปรากฏในบ่อผลิตและบนพื้นผิวจะมีฤทธิ์กัดกร่อน

ปัญหาทางเทคนิคที่ซับซ้อนคือการลำเลียงของเหลวและการกระจายของเหลวไปยังบ่อต่างๆ ซึ่งต้องใช้ท่อพิเศษ คุณภาพการเชื่อม ฯลฯ

เมื่อน้ำที่ไม่เข้ากันกับชั้นหินถูกนำมาใช้ร่วมกับ CO 2 จะมีการสร้างสภาวะที่เอื้ออำนวยมากขึ้นสำหรับการตกตะกอนของเกลือในชั้นหิน โซนก้นหลุมของบ่อน้ำ แท่นยก อุปกรณ์พื้นผิว ฯลฯ

ข้อเสียเปรียบที่สำคัญซึ่งจำกัดการใช้วิธีนี้คือการดูดซับ CO 2 ค่อนข้างมากจากการก่อตัว - การสูญเสียสูงถึง 60-75% ของปริมาตรการฉีดทั้งหมด เกิดจากการกักเก็บ CO 2 ไว้ในรูขุมขนและบริเวณที่นิ่ง ทั้งหมดนี้นำไปสู่การใช้ CO 2 เฉพาะเจาะจงจำนวนมากต่อตันของน้ำมันที่ผลิตเพิ่มเติม

อนาคตของวิธีการ . ในบรรดาวิธีการต่างๆ ที่ทราบกันดีในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมา การใช้ CO 2 อาจเป็นวิธีที่เป็นสากลและมีแนวโน้มมากที่สุด ตามกลไกอันตรกิริยาของ CO 2 กับน้ำมัน น้ำ และหิน วิธีการนี้มีข้อได้เปรียบเหนือวิธีอื่นอย่างไม่อาจปฏิเสธได้ ข้อได้เปรียบที่สำคัญอย่างยิ่งของวิธีนี้คือความเป็นไปได้ของการประยุกต์ใช้ในรูปแบบน้ำท่วมและความง่ายในการใช้งาน เมื่อพิจารณาจากปัจจัยต่างๆ รวมกัน วิธีการนี้ถือได้ว่าเป็นวิธีการที่มีลำดับความสำคัญสูงสุดในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ ซึ่งใช้ได้กับแหล่งน้ำมันส่วนใหญ่ที่มีอัตราการนำน้ำมันเพิ่มขึ้นอย่างยั่งยืนจาก 5 เป็น 12% อย่างไรก็ตามการใช้วิธีนี้ในอนาคตจะถูกกำหนดโดยทรัพยากรของ CO 2 ธรรมชาติเป็นหลักเนื่องจากความต้องการมัน (ประมาณ 1,000-2,000 ลบ.ม. 3 ต่อการผลิตน้ำมันตัน) จะตอบสนองได้ยากจากของเสียจากการผลิตสารเคมี แม้ว่าแหล่งที่มาของ CO 2 นี้จะสร้างผลกำไรเชิงเศรษฐกิจก็ตาม

ความสามารถที่เป็นไปได้ของวิธีการเพิ่มการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่โดยใช้ CO 2 ตามการคาดการณ์ของสำนักงานประเมินเทคโนโลยีแห่งสภาคองเกรสและสภาปิโตรเลียมแห่งชาติของสหรัฐอเมริกา สามารถเข้าถึง 40-50% ของน้ำมันสำรองทั้งหมดที่ถูกสกัดเพิ่มเติมโดยวิธีการใหม่ (1.1- 5.8 พันล้านตัน) ขึ้นอยู่กับปัจจัยหลายประการ ได้แก่ ราคาน้ำมัน อัตราผลตอบแทนขั้นต่ำ ต้นทุนของ CO 2 ธรรมชาติ ประสิทธิภาพเทคโนโลยี ฯลฯ ปริมาณสำรองน้ำมันที่กู้คืนเพิ่มเติมในสหรัฐอเมริกาเนื่องจากการใช้ CO 2 อยู่ที่ประมาณ 0.5-3 พันล้านตัน ระดับการผลิตน้ำมันเพิ่มเติมภายในปี 2543 อาจอยู่ระหว่าง 30 ถึง 150 ล้านตันต่อปี

ค่าสูงสุดของปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้เพิ่มเติมของระดับการผลิตน้ำมันถูกกำหนดภายใต้เงื่อนไขที่เอื้ออำนวยอย่างยิ่ง - ราคาน้ำมันถึงต้นทุนของเชื้อเพลิงเหลวประเภทอื่น (น้ำมันเทียมจากถ่านหินหรือหินดินดาน) เทคโนโลยีกระบวนการมีประสิทธิภาพสูง อัตรากำไร 10% ต้นทุน CO 2 ไม่เกิน 35 ดอลลาร์ ต่อ 1,000 ม. 3 เป็นต้น

โอกาสในการใช้ CO 2 เพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมาในประเทศของเรานั้นก็กว้างมากเช่นกัน โครงการได้รับการร่างขึ้นและกำลังดำเนินการเตรียมการที่จำเป็นสำหรับการฉีด CO 2 ลงในการก่อตัวของน้ำมันในหลายสาขา (พื้นที่ Kozlovskoye, Radaevskoye, Abdrakhmanovskaya ของเขต Romashkinskoye, Sergeevskoye, Olkhovskoye ฯลฯ ) ในอนาคต วิธีการเพิ่มการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่โดยใช้ SSb จะถูกนำไปใช้ในขนาดที่เพิ่มขึ้นโดยธรรมชาติ

• การวิจัยขั้นพื้นฐาน. – 2558 – ฉบับที่ 11 (ตอนที่ 4) – หน้า 678-682
• วิทยาศาสตร์เทคนิค (02/05/00, 13/05/00, 05/17/00, 05/23/00)
• UDC622.276

• หน้า

  678-682

ประสบการณ์และความคาดหวังในการฉีดไนโตรเจนในอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซ

1

บทความนี้กล่าวถึงความเป็นไปได้ของการใช้ไนโตรเจนในการฉีดเข้าไปในแหล่งสะสมคอนเดนเสทของน้ำมันและก๊าซ เพื่อเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมันและคอนเดนเสทตามการวิจัยของนักวิทยาศาสตร์ชาวต่างชาติ เนื่องจากมีจำหน่ายอย่างแพร่หลาย ต้นทุนต่ำ และไม่มีฤทธิ์กัดกร่อน ไนโตรเจนจึงเป็นสารฉีดที่ต้องการมากที่สุดในบรรดาก๊าซที่ไม่ใช่ไฮโดรคาร์บอน ไนโตรเจนมีความสามารถต่ำในการผสมกับน้ำมัน แต่สามารถระเหยของเหลวไฮโดรคาร์บอนในสภาวะกักเก็บได้สำเร็จ และสามารถนำมาใช้สำหรับการแทนที่ด้วยแรงโน้มถ่วงได้ ไนโตรเจนสามารถทำหน้าที่เป็นตัวบีบเมื่อฉีดมีเทนและคาร์บอนไดออกไซด์เข้าไปในแหล่งสะสม การดำเนินการฉีดไนโตรเจนในเขตข้อมูลของสหรัฐอเมริกาและตะวันออกกลางทำให้สามารถเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมันในปัจจุบันได้ ในสภาวะเศรษฐกิจมหภาคในปัจจุบัน การฉีดไนโตรเจนเป็นทางเลือกที่แท้จริงแทนกระบวนการปั่นจักรยาน

การฉีดไนโตรเจน

เพิ่มประสิทธิภาพการฟื้นตัวของน้ำมัน

การกระจัดที่ไม่สามารถผสมกันได้

รักษาแรงดันอ่างเก็บน้ำ

1. Abdulwahab H., Belhaj H. นิทรรศการและการประชุมปิโตรเลียมนานาชาติอาบูดาบี “การจัดการความก้าวหน้าของการฉีดไนโตรเจนที่แหล่งกักเก็บก๊าซคอนเดนเสทในอาบูดาบี” อาบูดาบี สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ 2010

2. Arevalo J.A., Samaniego F., Lopez F.F., Urquieta E. การประชุมและนิทรรศการปิโตรเลียมนานาชาติของเม็กซิโก “เกี่ยวกับสภาพการใช้งานของอ่างเก็บน้ำ Akai โดยพิจารณาจากการฉีดไนโตรเจนในถังแก๊ส” บียาเอร์โมซา เม็กซิโก 1996

3. Belhaj H., Abu Khalifesh H., Javid K. การประชุมและนิทรรศการทางเทคนิคของแอฟริกาเหนือ “ศักยภาพของการฉีดก๊าซไนโตรเจนที่ผสมกันได้ในสินทรัพย์ตะวันออกเฉียงใต้ อาบูดาบี” ไคโร อียิปต์ 2556

4. แคลนซี เจ.พี., ฟิลค็อกซ์ เจ.อี., วัตต์ เจ., กิลคริสต์ อาร์.อี. การประชุมวิชาการประจำปีครั้งที่ 36 ของสมาคมปิโตรเลียม “กรณีและเศรษฐศาสตร์สำหรับการปรับปรุงการนำน้ำมันและก๊าซกลับมาใช้ใหม่โดยใช้ไนโตรเจน” เอดมันตัน แคนาดา 2528

5. Huang W.W., Bellamy R.B., Ohnimus S.W. การประชุมวิศวกรปิโตรเลียมนานาชาติ “การศึกษาการฉีดไนโตรเจนเพื่อเพิ่มการนำกลับคืนจากแหล่งกักเก็บก๊าซคอนเดนเสท/น้ำมันหอมระเหยที่อุดมสมบูรณ์” ปักกิ่ง ประเทศจีน พ.ศ. 2529

6. Linderman J., Al-Jenaibi F., Ghori S., Putney K., Lawrence J., Gallet M., Hohensee K. นิทรรศการและการประชุมปิโตรเลียมนานาชาติอาบูดาบี “การทดแทนไนโตรเจนเป็นก๊าซไฮโดรคาร์บอนในโครงการหมุนเวียนก๊าซ” อาบูดาบี สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ 2551

7. เมย์น ซี.เจ., เพนเดิลตัน อาร์.ดับเบิลยู. การประชุมวิศวกรปิโตรเลียมนานาชาติ “Fordoche: โครงการปรับปรุงการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่โดยใช้มีเทนแรงดันสูงและการฉีดไนโตรเจน” ปักกิ่ง ประเทศจีน พ.ศ. 2529

8. Sanger P.J., Bjornstad H.K., Hagoort J. SPE การประชุมทางเทคนิคและนิทรรศการประจำปีครั้งที่ 69 “การฉีดไนโตรเจนเข้าไปในแหล่งกักเก็บก๊าซ-คอนเดนเสทแบบแบ่งชั้น” นิวออร์ลีนส์ ลุยเซียนา สหรัฐอเมริกา 1994

9. Tiwari S. , Kumar S. SPE งานแสดงน้ำมันตะวันออกกลาง “การฉีดไนโตรเจนเพื่อใช้ประโยชน์จากฝาปิดแก๊สไปพร้อมๆ กัน” บาห์เรน, 2544.

ปัจจุบันไฮโดรคาร์บอนเหลวที่ละลายในก๊าซ (คอนเดนเสท เศษโพรเพน-บิวเทน) เป็นวัตถุดิบที่มีคุณค่ามากที่สุดสำหรับ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีและถือเป็นผลิตภัณฑ์เป้าหมายที่สำคัญไม่น้อยไปกว่าก๊าซธรรมชาติ ในเรื่องนี้การเพิ่มปริมาณการผลิตคอนเดนเสทกลายเป็นงานเร่งด่วนมากขึ้น สาเหตุหลักสำหรับการลดลงของปัจจัยการกู้คืนคอนเดนเสท (CRE) คือการตกตะกอนของส่วนประกอบไฮโดรคาร์บอนหนักของก๊าซเข้าสู่สถานะของเหลวเมื่อความดันในอ่างเก็บน้ำลดลงต่ำกว่าความดันอิ่มตัว วิธีหนึ่งในการเพิ่มการนำน้ำมันและคอนเดนเสทกลับมาจากอ่างเก็บน้ำคือการรักษาแรงดันในอ่างเก็บน้ำโดยการฉีดก๊าซที่ไม่ใช่ไฮโดรคาร์บอน

งานในการเลือกตัวแทนทำงานคือการบรรลุความสมดุลของปัจจัยบวกและลบที่มาพร้อมกับการฉีดก๊าซเฉพาะลงในแหล่งกักเก็บภายใต้เงื่อนไขเฉพาะของสนามที่เลือก แม้ว่าอัตราการแทนที่น้ำมันจะสูงเมื่อฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ แต่การใช้ CO2 ก็มีจำกัดเนื่องจากมีต้นทุนสูงและมีระดับการกัดกร่อนต่ออุปกรณ์ในบ่อสูง ทางเลือกที่ดีที่สุดสำหรับก๊าซมีเทนในบรรดาก๊าซที่ไม่ใช่ไฮโดรคาร์บอนคือไนโตรเจน ปริมาณไนโตรเจนสำรองจำนวนมากมีอยู่ในอากาศในชั้นบรรยากาศ และวิธีการผลิตนั้นค่อนข้างง่าย ราคาถูก และได้รับการศึกษามาอย่างดี ไนโตรเจนมีฤทธิ์กัดกร่อนต่ำ ซึ่งสำคัญมากสำหรับการทำงานที่ราบรื่นของอุปกรณ์ในหลุมเจาะ คุณสมบัติทางเคมีฟิสิกส์ของ N2 ยังเข้ากันได้ดีกับคุณสมบัติของของเหลวที่ก่อตัว ข้อเสียของการใช้ไนโตรเจนรวมถึงการผสมกับน้ำมันได้ไม่ดี อย่างไรก็ตาม การใช้ไนโตรเจนด้วยวิธีที่ถูกต้องในการจัดการการพัฒนานั้นมีความสมเหตุสมผลทางเทคโนโลยีและเศรษฐกิจ

ความเป็นไปได้ของการใช้ก๊าซที่ไม่ใช่ไฮโดรคาร์บอนเพื่อเพิ่มการนำน้ำมันและคอนเดนเสทกลับคืนมาได้รับการพิจารณาอย่างจริงจังโดยบริษัทน้ำมันและก๊าซต่างประเทศตั้งแต่ต้นทศวรรษ 1970 ในเชิงพาณิชย์ ไนโตรเจนถูกใช้เป็น:

– สารผลักเมื่อสูบคาร์บอนไดออกไซด์บางส่วน ก๊าซธรรมชาติและส่วนประกอบอื่นๆ ในระหว่างการเคลื่อนย้ายแบบผสม CO2 และก๊าซธรรมชาติมีอัตราการแทนที่น้ำมันสูง แต่เนื่องจากต้นทุนที่เพิ่มขึ้นและปริมาณที่จำเป็นในการปั๊มไม่พร้อมใช้งาน การใช้ปริมาตรการบีบไนโตรเจนเพิ่มเติมจึงถือเป็นวิธีที่ยอมรับได้ในการปรับปรุงการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่

– ทางเลือกแทนก๊าซธรรมชาติเมื่อรักษาแรงดันอ่างเก็บน้ำโดยการฉีดน้ำมันที่สะสมอยู่ในฝาแก๊ส สาระสำคัญของวิธีนี้คือการแทนที่ก๊าซไฮโดรคาร์บอนที่ผลิตในสนามด้วยไนโตรเจนที่ถูกกว่า นอกจากนี้ เนื่องจากการแยกจากกันในแหล่งกำเนิด ไนโตรเจนจึงค่อย ๆ กลายเป็นอุปสรรคระหว่างส่วนน้ำมันและก๊าซในอ่างเก็บน้ำ ซึ่งเป็นผลมาจากการที่เข้ากับน้ำมันได้ไม่ดี จึงลดความเสี่ยงที่จะทะลุถึงก้นหลุมการผลิตได้น้อยที่สุด และจัดให้มีสิ่งที่เรียกว่า "การกระจัดด้วยความโน้มถ่วง"

– การแทนที่ “เสาหลัก” ของน้ำมันที่มีความหนืดสูงระหว่างน้ำท่วม ในสถานการณ์ที่น้ำมันเคลื่อนที่ต่ำติดอยู่ในส่วนยกระดับโครงสร้างของอ่างเก็บน้ำ การขุดเจาะหลุมผลิตเพิ่มเติมถือเป็นความเสี่ยงร้ายแรงต่อความประหยัดของโครงการ ในกรณีนี้ ไนโตรเจนจะใช้เพื่อลดความหนืดของน้ำมันและให้การเคลื่อนที่ของแรงโน้มถ่วงเมื่อสูบเข้าไปในบ่อที่แยกจากกัน

– การไล่แก๊สออกจากฝาแก๊ส หากมีก๊าซสำรองจำนวนมากในฝาแก๊สและการสูญเสียส่วนน้ำมันของคราบสะสมอย่างมีนัยสำคัญ สามารถใช้ไนโตรเจนเพื่อแยกปริมาตรก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมได้โดยการสูบไนโตรเจนในปริมาณเพิ่มเติม

– การแทนที่น้ำมันแบบผสมกันได้ วิธีนี้ใช้ได้กับที่ที่มีอ่างเก็บน้ำซึ่งมีน้ำมันความหนืดต่ำซึ่งสามารถผสมกับไนโตรเจนได้ที่ความดันและอุณหภูมิของอ่างเก็บน้ำ

– รักษาแรงดันอ่างเก็บน้ำในอ่างเก็บน้ำคอนเดนเสทก๊าซ

การใช้ไนโตรเจนในวงกว้างเกี่ยวข้องกับผลลัพธ์เชิงบวกจากการศึกษาในห้องปฏิบัติการจำนวนมาก การทดลองเกี่ยวกับการระเหยแบบสัมผัส (CVD) ของของเหลวไฮโดรคาร์บอนในระหว่างการฉีด N2 แสดงให้เห็นว่าเมื่อ 50% ของปริมาตรรูพรุนของอ่างเก็บน้ำเต็มไปด้วยไนโตรเจน เฟสของเหลวถึง 16% จากส่วนผสมจะระเหยไป การวิเคราะห์การทดลองสูบไนโตรเจนผ่านแกนกลางที่อิ่มตัวด้วยน้ำมัน "หนัก" บ่งชี้ว่าการผสมของไฮโดรคาร์บอนกับสารจะไม่เกิดขึ้นอย่างไรก็ตามที่ความดันและอุณหภูมิของอ่างเก็บน้ำที่เท่ากันไนโตรเจนจะค่อนข้างเฉื่อยและคุณสมบัติของมันเทียบได้กับคุณสมบัติของ ของเหลวในอ่างเก็บน้ำซึ่งมีผลดีต่อกระบวนการกรองในพื้นที่รูพรุน

กระบวนการผลิตไนโตรเจนจากอากาศแบ่งออกเป็น 5 ขั้นตอน:

1) การอัดอากาศเป็น 0.6–0.7 MPa โดยใช้คอมเพรสเซอร์ตามแนวแกนหรือแรงเหวี่ยง

2) การกำจัดสิ่งสกปรก (ไอน้ำ, คาร์บอนไดออกไซด์, ฯลฯ ) โดยอัตโนมัติเนื่องจากการดูดซับในตัวแลกเปลี่ยนความร้อนที่อุณหภูมิต่ำ

3) ระบายความร้อนในตัวแลกเปลี่ยนความร้อนแบบบล็อกจนถึงอุณหภูมิ –196 °C;

4) การแยกไนโตรเจนและออกซิเจนผ่านการกลั่นที่อุณหภูมิต่ำ

5) การบีบอัดไนโตรเจนตามแรงดันการฉีดที่ต้องการโดยใช้ปั๊มแรงเหวี่ยงหรือปั๊มลูกสูบ

โรงงานผลิตไนโตรเจนประกอบด้วย กังหันก๊าซ, คอมเพรสเซอร์, เครื่องยนต์ทำงาน, ถังดูดซับ, เครื่องแลกเปลี่ยนความร้อน, ตะแกรงโมเลกุลสำหรับขจัดสิ่งสกปรก, ถังกลั่น ปัจจุบันมีการดัดแปลงสถานีสำหรับการผลิตไนโตรเจนอยู่หลายประการ โดยสถานีดูดซับแบบเมมเบรนที่ได้รับความนิยมมากที่สุด เงินฝากมากที่สุด สหพันธรัฐรัสเซียตั้งอยู่ในภาคเหนือที่มีสภาพภูมิอากาศที่รุนแรง จึงไม่จำเป็นต้องมีห้องเย็นเพิ่มเติมเพื่อติดตั้งไนโตรเจน ปัจจุบันเป็นตัวเลข ผู้ผลิตชาวรัสเซียนำเสนอโรงงานไนโตรเจนแบบบล็อกซึ่งมีขนาดกะทัดรัดและการออกแบบที่เรียบง่าย แต่ด้อยกว่าโรงงานต่างประเทศอย่างมากในเรื่องปริมาณการผลิต - สูงถึง 60,000 ลบ.ม./วัน ในขณะที่โรงงานไนโตรเจนที่ใหญ่ที่สุดในสหรัฐอเมริกาสามารถผลิตได้มากถึง 120,000 ลบ.ม./วัน วัน. บริษัทที่ดำเนินงานในประเทศบางแห่งใช้หน่วยไนโตรเจนที่ขับเคลื่อนด้วยตัวเองเพื่อการพัฒนาบ่อ อย่างไรก็ตาม หน่วยเหล่านี้ยังมีคุณลักษณะพิเศษคือให้ผลผลิตต่ำ (สูงถึง 40,000 ลบ.ม./วัน)

แม้จะมีข้อกำหนดเบื้องต้นจำนวนมากสำหรับการใช้ไนโตรเจนเพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ แต่ไม่มีโครงการใดสามารถทำได้โดยไม่ได้รับการวิเคราะห์ทางเทคนิค เทคโนโลยี และ ตัวชี้วัดทางเศรษฐกิจ. ตัวอย่างหนึ่งของการใช้ไนโตรเจนคือ Fordoche Field ซึ่งเป็นแหล่งคอนเดนเสทน้ำมันและก๊าซในรัฐลุยเซียนา สหรัฐอเมริกา อ่างเก็บน้ำเป็นหินทรายที่มีความสามารถในการซึมผ่านเฉลี่ย 6 mD ความพรุน 20% ธรรมชาติของความอิ่มตัวคือแสง น้ำมันความหนืดต่ำ และฝาก๊าซคอนเดนเสท ในขั้นตอนของการเลือกสารแทนที่ น้ำ (ผลกระทบด้านลบต่อ RPP สำหรับน้ำมัน) และก๊าซธรรมชาติ (เป็นผลิตภัณฑ์สำหรับขาย) จะถูกแยกออก การศึกษาในห้องปฏิบัติการและข้อมูลการสร้างแบบจำลอง 3 มิติแสดงให้เห็นประสิทธิภาพสูงของไนโตรเจนในการแทนที่น้ำมันที่ผสมไม่ได้ และมีการตัดสินใจที่จะฉีดส่วนผสมของไนโตรเจน 70% และมีเทน 30% เข้าไปในส่วนโดมของอ่างเก็บน้ำ (รูปที่ 1)

ข้าว. 1. ความเข้มข้นของไนโตรเจนเมื่อฉีดเข้าไปในส่วนโดมของอ่างเก็บน้ำฟอร์ดโดชฟิลด์

การดำเนินการฉีดส่วนผสมของ N2 และ CO2 ตั้งแต่ปี 1979 เป็นเวลาสองปีทำให้สามารถเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมันในปัจจุบันของอ่างเก็บน้ำได้มากขึ้นด้วยการสิ้นเปลืองเล็กน้อย อย่างไรก็ตาม เนื่องจากจำนวน ปัญหาทางเศรษฐกิจซึ่งต้นทุนการผลิตลดลง โครงการจึงหยุดลงก่อนกำหนด มีข้อสังเกตว่าไม่มีการบันทึกความก้าวหน้าของไนโตรเจนในหลุมการผลิต แต่ความเข้มข้นของไนโตรเจนเพิ่มขึ้นโดยเฉลี่ย 4% ต่อปี

การฉีดไนโตรเจนดำเนินการที่คลัสเตอร์ทุ่งนาในรัฐไวโอมิง สหรัฐอเมริกา อ่างเก็บน้ำก๊าซคอนเดนเสท-น้ำมัน Rocky Mountains ที่อยู่ระหว่างการพิจารณาคือการก่อตัวของทรายด้วย ระดับสูงความหลากหลายแบบชั้นและการซึมผ่านต่ำ (2 mD) เงินฝากที่ใช้หมด ณ เวลาที่ขายคือ 40% และถึงความดันอิ่มตัวแล้ว การสูบส่วนผสมของไนโตรเจน 35% และมีเทน 65% ทำให้สามารถรักษาการผลิตคอนเดนเสทคงที่เป็นเวลาหลายปี แต่หลังจากการสูบไนโตรเจนที่สูงกว่า 0.6 ของปริมาตรรูพรุนของอ่างเก็บน้ำส่วนแบ่งของไฮโดรคาร์บอนเหลวก็เริ่มลดลงอย่างรวดเร็ว ข้อเท็จจริงนี้เกิดขึ้นพร้อมกับการเพิ่มขึ้นของความเข้มข้นของไนโตรเจนในการผลิตหลุมเป็น 90% ในเฟสก๊าซ หลังจากนั้น การฉีดไนโตรเจนก็หยุดลง และรักษาความดันไว้ด้วยก๊าซธรรมชาติแห้ง

ควรสังเกตว่าการดำเนินการฉีดไนโตรเจนเข้าไป คราบน้ำมันมาด้วยเสมอ คอมเพล็กซ์พิเศษมาตรการบริหารจัดการการฉีดและติดตามการดำเนินงานของกองทุนการผลิตอย่างรอบคอบ การศึกษาองค์ประกอบผลิตภัณฑ์สำหรับความเข้มข้นของไนโตรเจนเป็นประจำเป็นสิ่งจำเป็นสำหรับการตรวจจับและป้องกันการทะลุผ่านของสารที่ฉีด การควบคุมกระบวนการฉีด และการเปลี่ยนแปลงอัตราส่วนเมื่อฉีดก๊าซผสม คุณลักษณะของการใช้ไนโตรเจนเพื่อรักษาความดันในอ่างเก็บน้ำยังสามารถปรับเปลี่ยนตำแหน่งของกองทุนโครงการของสนามได้อีกด้วย

ในสภาพแวดล้อมปัจจุบันที่ราคาน้ำมันในตลาดตกต่ำ การฉีดไนโตรเจนเข้าไปในแหล่งกักเก็บน้ำมันอาจไม่เพียงแต่ไม่ช่วยปรับต้นทุนของอุปกรณ์เพิ่มเติมเท่านั้น แต่ยังทำให้เศรษฐกิจของโครงการแย่ลงอย่างมากอีกด้วย ในเวลาเดียวกัน สถานการณ์ปัจจุบันไม่ส่งผลกระทบต่อราคาคอนเดนเสทก๊าซ ดังนั้นไนโตรเจนจึงสามารถพิจารณาเพิ่ม CIC ที่แหล่งคอนเดนเสทก๊าซขนาดใหญ่ทางตอนเหนือของภูมิภาค Tyumen

แม้จะมีการวิจัยอย่างต่อเนื่องในทิศทางนี้ แต่วิธีหลักในการเพิ่มการฟื้นตัวของคอนเดนเสทจากชั้นหินยังคงถือเป็นการจ่ายก๊าซกลับเข้าไปในแหล่งกักเก็บ เพื่อรักษาแรงดันของแหล่งกักเก็บให้สูงกว่าความดันอิ่มตัว ผลงานของนักเขียนชาวต่างประเทศได้นำเสนอการวิเคราะห์ความเป็นไปได้ในการใช้ไนโตรเจนเป็นสารฉีด การศึกษาในห้องปฏิบัติการแสดงให้เห็นว่าการฉีดไนโตรเจนเข้าไปในแหล่งกักเก็บจะช่วยลดความดันอิ่มตัว และส่งผลให้การผลิตคอนเดนเสทมีเสถียรภาพยาวนานขึ้น ปัญหาประการหนึ่งคือการกระจายตัวระหว่างโมเลกุลไนโตรเจนและก๊าซเปียกในระดับสูงในสภาวะอ่างเก็บน้ำ ข้อเท็จจริงนี้ขึ้นอยู่กับโครงสร้างทางธรณีวิทยาของอ่างเก็บน้ำ: การกระจายตัวในระดับสูงเป็นลักษณะของแหล่งน้ำที่เป็นเนื้อเดียวกัน ในแหล่งกักเก็บที่ต่างกัน การกระจายตัวขึ้นอยู่กับอัตราการฉีดของสารแทนที่และถูกกำหนดโดยค่าของเลขเรย์โนลด์ส ที่ตัวเลขเรย์โนลด์สที่สูง ซึ่งเป็นเรื่องปกติสำหรับการฉีดในสภาวะแหล่งกักเก็บ ปฏิกิริยาการกระจายตัวของไนโตรเจนและคอนเดนเสทแทบไม่มีผลกระทบต่อการคืนสภาพคอนเดนเสทในขั้นสุดท้าย มีข้อพิสูจน์แล้วว่าเมื่อไนโตรเจนที่ฉีดเข้าไปมีปฏิกิริยากับโมเลกุลคอนเดนเสท ของเหลวที่ตกตะกอนจะครอบครองปริมาตรได้มากถึง 25% (สำหรับมีเทน ตัวเลขนี้คือ 18–20%) อย่างไรก็ตามเมื่อสูบไนโตรเจนที่ระดับ 120% ของปริมาตรหินจะสังเกตเห็นผลเชิงบวกในรูปแบบของค่าสัมประสิทธิ์การฟื้นตัวของคอนเดนเสทเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ - มากถึง 90% ดำเนินการในการทำงานของ A.Yu. การศึกษาทางเศรษฐศาสตร์ของ Yushkov แสดงให้เห็นว่ากระบวนการปั่นจักรยานโดยใช้ก๊าซธรรมชาติแห้งนั้นไม่ได้ผลในเชิงเศรษฐกิจ ดังนั้นการพิจารณาไนโตรเจนในฐานะสารทดแทนจึงเป็นปัญหาเร่งด่วนมากกว่า แผนผังของการดำเนินการฉีดไนโตรเจนในสนามก๊าซคอนเดนเสทแสดงไว้ในรูปที่ 1 2. รายการอุปกรณ์ที่จำเป็นสำหรับการรับไนโตรเจนและการแยกออกจากการผลิตหลุมในภายหลังจะเหมือนกันสำหรับแหล่งคอนเดนเสทน้ำมันและก๊าซ

แอปพลิเคชันที่เป็นไปได้ไนโตรเจนเพื่อรักษาความดันในอ่างเก็บน้ำได้รับการพิจารณาในแหล่งก๊าซคอนเดนเสทหลายแห่งในสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ แหล่งตะวันออกกลางเป็นแหล่งกักเก็บก๊าซคอนเดนเสทที่เป็นเนื้อเดียวกันขนาดใหญ่ซึ่งมีโครงสร้างแอนติไคลน์ ความพรุนเฉลี่ย 18% การซึมผ่านด้านข้างคือ 10 mD สนามนี้ได้รับการพัฒนามาตั้งแต่ปี พ.ศ. 2517 และเริ่มสร้างขีดความสามารถเพิ่มเติมสำหรับการคัดแยกขยะในปี พ.ศ. 2544 ในระยะเริ่มแรก มีการศึกษา PVT หลายครั้ง ซึ่งพบว่าความดันอิ่มตัวเพิ่มขึ้นเล็กน้อยระหว่างอันตรกิริยาของไนโตรเจนกับก๊าซในอ่างเก็บน้ำ การสร้างและการปรับแบบจำลองอุทกพลศาสตร์ของอ่างเก็บน้ำทำให้สามารถประเมินพลวัตของการตกตะกอนในสถานะของเหลวในอ่างเก็บน้ำเมื่อสูบก๊าซธรรมชาติและส่วนผสมด้วย N2 (รูปที่ 3)

แม้ว่ากระบวนการตกตะกอนของคอนเดนเสทจะมีเสถียรภาพ แต่การนำคอนเดนเสทกลับคืนมาขั้นสุดท้ายเมื่อใช้การฉีดไนโตรเจนจะสูงกว่าเมื่อฉีดก๊าซธรรมชาติเพียง 2% เท่านั้น ในเวลาเดียวกัน จะสังเกตเห็นการทะลุผ่านของไนโตรเจนไปยังหลุมการผลิตที่ใกล้ที่สุดภายในหนึ่งปีหลังจากเริ่มการฉีด โครงการนี้ถือเป็นโครงการระยะยาวโดยคำนึงถึงปัจจุบันด้วย ข้อกำหนดเบื้องต้นทางเศรษฐกิจ. สมมติว่าราคาคงที่สำหรับ อุปกรณ์ที่จำเป็นและผลิตภัณฑ์ การดำเนินโครงการเป็นไปได้ในปี 2563

ข้าว. 2. โครงการฉีดไนโตรเจนในแหล่งก๊าซคอนเดนเสท

ข้าว. 3. การควบแน่นเมื่อสูบก๊าซผสม

นอกจากนี้ ยังมีการศึกษาความเป็นไปได้ของไนโตรเจนสำหรับแหล่ง Cantarell และทรัพย์สินทางตะวันออกเฉียงใต้ของสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์อีกด้วย กำหนดความดันผสมขั้นต่ำสำหรับการก่อตัวเฉพาะโดยเปรียบเทียบกับมีเทนและคาร์บอนไดออกไซด์ตามผลลัพธ์ที่ไนโตรเจนได้รับการยอมรับว่าเป็นตัวแทนการฉีดที่เหมาะสมโดยคำนึงถึงตัวชี้วัดทางเทคนิคเทคโนโลยีและเศรษฐกิจ อย่างไรก็ตาม เป็นที่น่าสังเกตว่าสำหรับแต่ละสาขาผลลัพธ์อาจแตกต่างกันเนื่องจากความแตกต่างโดยสภาวะเทอร์โมบาริกและองค์ประกอบของของเหลวในอ่างเก็บน้ำ

การทบทวนแหล่งข้อมูลในประเทศและต่างประเทศช่วยให้เราสามารถสรุปข้อสรุปดังต่อไปนี้:

1) คุณสมบัติทางเคมีฟิสิกส์ของไนโตรเจนและความอุดมสมบูรณ์ของมันทำให้เป็นหนึ่งในสารที่เข้าถึงได้และมีประสิทธิภาพอย่างเป็นธรรมในการเพิ่มการผลิตน้ำมันและคอนเดนเสทจากการก่อตัว

2) วิธีการที่มีอยู่การได้รับไนโตรเจนและการแยกออกจากการผลิตบ่อนั้นโดดเด่นด้วยความรู้ความเรียบง่ายและการเข้าถึงในระดับสูง

3) ประสบการณ์เชิงปฏิบัติควบคู่ไปกับการวิจัยทางทฤษฎีจำนวนมากบ่งชี้ถึงผลกระทบเชิงบวกของการฉีดไนโตรเจนต่อการพัฒนาเขตไฮโดรคาร์บอน

4) ความพร้อมใช้งานในสหพันธรัฐรัสเซีย เงินฝากจำนวนมากด้วยการสำรองคอนเดนเสทจำนวนมากช่วยเพิ่มความสำคัญของการค้นหา วิธีการที่มีประสิทธิภาพการเพิ่มการนำคอนเดนเสทกลับคืนมา ซึ่งหนึ่งในนั้นอาจเป็นการฉีดไนโตรเจนเพื่อรักษาแรงดันในถังเก็บก๊าซคอนเดนเสท/ฝาปิด

ผู้วิจารณ์:

Grachev S.I., วิทยาศาสตรดุษฎีบัณฑิต, ศาสตราจารย์, หัวหน้าภาควิชา “การพัฒนาและการดำเนินงานของแหล่งน้ำมันและก๊าซ”, สถาบันธรณีวิทยาและการผลิตน้ำมันและก๊าซ, สถาบันการศึกษางบประมาณของรัฐบาลกลางระดับอุดมศึกษา “มหาวิทยาลัยน้ำมันและก๊าซแห่งรัฐ Tyumen” , ทูเมน;

Sokhoshko S.K., วิทยาศาสตรดุษฎีบัณฑิต, ศาสตราจารย์, หัวหน้าภาควิชา "การสร้างแบบจำลองและการควบคุมกระบวนการผลิตน้ำมันและก๊าซ", สถาบันธรณีวิทยาและการผลิตน้ำมันและก๊าซ, สถาบันการศึกษางบประมาณของรัฐบาลกลางระดับอุดมศึกษา "น้ำมันและก๊าซของรัฐ Tyumen มหาวิทยาลัย”, ทูเมน

ลิงค์บรรณานุกรม

Ignatiev N.A., Sintsov I.A. ประสบการณ์และความคาดหวังในการฉีดไนโตรเจนในอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซ // การวิจัยขั้นพื้นฐาน – 2558 – ฉบับที่ 11-4. – หน้า 678-682;
URL: http://site/ru/article/view?id=39486 (วันที่เข้าถึง: 04/27/2019) เรานำเสนอนิตยสารที่คุณจัดพิมพ์โดยสำนักพิมพ์ "Academy of Natural Sciences"