рефераты конспекты курсовые дипломные лекции шпоры

Реферат Курсовая Конспект

Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода

Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода - раздел Изобретательство, Водонапорный и упругий режимы разработки К Веществу, Хорошо Смешивающемся С Нефтью, Относится Двуокись Углерода Со...

К веществу, хорошо смешивающемся с нефтью, относится двуокись углерода СО2, которую используют в качестве агента, закачиваемого в пласт для вытеснения нефти. Источники СО2 — природные месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами и в ряде случаев с сероводородом, отходы химических производств, дымовые газы крупных энергетических и металлургических установок.

Двуокись углерода в стандартных условиях, т. е. при давлении 105 Па и температуре 273,2К — газ. На рис. 1 показана рТ - диаграмма двуокиси углерода, из которой видно, что критическое давление ее составляет 7,38 МПа, а критическая температура 304,15К. Это довольно низкая температура для обычных условий глубокозалегающих нефтяных месторождений. Поэтому, если нагнетать СО2 в пласты, залегающие на глубине 1500—2000 м с температурой 310—350К при давлении 10— 20 МПа, то двуокись углерода будет находиться в закритическом состоянии. В стандартных условиях, когда это вещество находится в газовом состоянии, μу= 0,0137∙10-3 Па∙с, а плотность ρу = 1,98 кг/м3. При переходе в жидкое состояние вязкость углекислоты увеличивается примерно в 3 раза, с ростом давления она также увеличивается, а с повышением температуры — понижается.

 

Рис.1. рТ – диаграмма для СО2

 

На рис. 2 показаны кривая зависимости вязкости углекислоты от давления при различных температурах. При давлении выше 10 МПа и температуре 300—310К происходит полное смешивание СО2 с углеводородной частью нефти. Однако в этом случае смолы и асфальтены слабо растворяются в смеси СО2 и легких углеводородов. Они могут выпасть в осадок.

 

Рис.2. Кривая зависимости вязкости двуокиси углерода μу от давления при различных температурах: 1 - при Т = 303,2К; 2 - при Т = 333,2К

 

Для достижения полной смешиваемости СО2 с углеводородами нефти при повышенных температурах следует увеличить давление. Например, при температуре порядка 360К оно составляет около 30 МПа.
В тяжелых компонентах нефти СО2 растворяется, хотя и слабо. Она способствует набуханию углеводородов, их разрыхлению и отрыву от зерен пород, если углеводороды на них адсорбировались. При давлении порядка 10 МПа и температуре 300-310К в 1 м3 нефти может раствориться 250—300 м3 СО2 замеренного при стандартных условиях. По свойству растворимости в углеводородах СО2 сходен с пропаном. Вместе с тем двуокись углерода растворяется и в воде, но примерно в 10 раз меньшем количестве при одних и тех же условиях. Растворяясь в нефти, СО2 уменьшает ее вязкость.
Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью ее извлечения из недр. Известны несколько разновидностей технологии разработки нефтяных месторождений с закачкой СО2 в пласты для вытеснения из них нефти.

В одной из них двуокись углерода нагнетают в неистощенный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой в него водой, аналогично рассмотренному процессу вытеснения нефти из пласта оторочкой углеводородного растворителя. Другую разновидность используют в истощенных пластах с низким пластовым давлением порядка 1 МПа, когда СО2 непрерывно закачивают в пласт в газообразном состоянии.
При осуществлении такого процесса, сходного с процессом Циклической закачки газа, газообразную двуокись углерода следует прокачивать через пласт в объеме, в несколько раз превышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды нефти при этом экстрагируются, переходя в газообразную смесь СО2 и углеводородов. На дневной поверхности необходимо разделять СО2 и углеводороды, т. е. регенерировать двуокись углерода и снова нагнетать ее в пласт.

Однако при низких пластовых давлениях описанный процесс не достаточно эффективен, поскольку потребуется закачка в пласт значительного объема СО2 для извлечения углеводородов. Отношение этого объема СО2 к объему извлеченных углеводородов может достигать 100 м3 на 1 м3 и более. Кроме того, при низких пластовых давлениях полное смешивание С02 и нефти не возникает и из нефти извлекаются только легкие углеводороды.

Можно осуществлять воздействие на пласт и иначе. Вначале, т. е. в первой фазе процесса, в пласт интенсивно закачивают СО2 при резком ограничении или прекращении отбора нефти. Пластовое давление при этом повышается. Если позволяют пластовые, а также технические и экономические условия, давление в пласте доводят до давления полной смешиваемости СО2 и нефти. Конечно, и при этом в пористой среде могут выпадать смолы и асфальтены. Однако углеводородные компоненты нефти, включая тяжелые, извлекаются из пласта. При достижении заданного давления производят одновременно и закачку в пласт СО2, и отбор из него смеси углеводородов нефти и СО2.

Третья разновидность технологии разработки нефтяных пластов с применением двуокиси углерода состоит в растворении СО2 в воде, т. е. в получении так называемой карбонизированной воды и закачке ее в пласт для вытеснения из него нефти, как и при обычном заводнении. Вследствие большего химического «родства» нефти и СО2, чем воды и CO2, при контакте карбонизированной воды с нефтью молекулы СО2 диффундируют, разрыхляют пленки тяжелой нефти на поверхности зерен породы, делают эти пленки подвижными, что приводит к увеличению количества извлекаемой нефти из пластов. На рис.3,а показаны пленки тяжелой нефти, остающиеся на зернах породы при вытеснении нефти из пластов обычной водой, а на рис3,б видно, как пленки этой нефти отделяются от породы при вытеснении нефти карбонизированной водой.

 

Рис.3. Схема отрыва пленок нефти от породы при закачке в пласт карбонизированной воды: 1,4 - зерна породы, 2 - обычная вода, 3 - пленки нефти, 5 - карбонизированная вода, 6 - отрывающиеся от зерен породы пленки нефти.

 

Из трех указанных разновидностей технологии разработки нефтяных пластов с закачкой в них двуокиси углерода первая, т. е. вытеснение нефти оторочкой СО2, проталкиваемой водой, имеет преимущества перед остальными, так как по сравнению со второй требует меньших затрат двуокиси углерода и в более значительной степени обеспечивает вытеснение тяжелого остатка нефти после экстракции из нее легких углеводородов. По сравнению с третьей разновидностью первая более универсальна и позволяет извлечь большее количество нефти из пластов. Ведь рассчитывать только на эффект отрыва пленок тяжелой нефти от зерен породы не всегда надежно: такие пленки могут составлять очень незначительную долю остаточной нефти. Заметим, что увеличению нефтеотдачи способствует также «разбухание» нефти при растворении в ней СО2.

Рассмотрим расчетную модель процесса вытеснения нефти из пласта оторочкой двуокиси углерода, которая может быть жидкой, газообразной или находиться в закритическом состоянии. Оторочка двуокиси углерода продвигается по пласту водой (рис. 4).

 

Рис.4. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода, проталкиваемой водой:
1 — вода; 2 — тяжелый остаток; 3 — область смешения СО2 и воды;

4 — распределение концентрации СО2 в воде; 5 — оторочка СО2;

6 — распределение концентрации СО2 в нефти (без тяжелого остатка);

7 — область смешения СО2 и нефти, 8 — нефть; 9 — связанная вода

 

В обводненной части пласта остаются тяжелые фракции нефти, которые будем считать невытесняемыми водой. На границе х = х* происходит конвективная, в том числе разновязкостная, диффузия и образуется область смешения СО2 с нефтью длиной 2λ1. Однако в отличие от рассмотренного процесса вытеснения нефти полным ее растворителем в оторочку СО2 переходят из нефти только легкие углеводороды и уже в области смешения образуется малоподвижный остаток нефти, состоящий в основном из смол и асфальтенов. Количество этого остатка зависит от компонентного состава нефти и, конечно, может быть различным у различных нефтей. Эта величина определяется экспериментальным путем. Следует отметить, что при вытеснении некоторых нефтей, содержащих смолы и асфальтены, сжиженным пропаном также может наблюдаться выпадение из нефти твердого остатка. Размер области смешения нефти и СО2 описывается уравнением конвективной разновязкостной диффузии и расчет ее длины Л = 2λ1 производят по формуле

(1)

Важнейшая цель расчета параметров процесса разработки нефтяного пласта с использованием закачки в него оторочки СО2, продвигаемой водой, — определение необходимого размера оторочки.
Поэтому нужно учитывать факторы, приводящие в конце концов к ее исчезновению. Один из факторов — растворение в нефти — уже указан и рассмотрен. Второй фактор заключается в растворении CО2 в контактирующей с ней воде, т. е. в диффузии двуокиси углерода в воду, продвигающую оторочку CО2. Как уже было сказано, CО2 растворяется не только в нефти, но и в воде. Вязкость двуокиси углерода, как видно из графика (см. рис. 2), при одних и тех же пластовых давлении и температуре меньше вязкости воды, равной около 10-3 Па∙с. Поэтому в отличие от конвективной разновязкостной диффузии менее вязкой CО2 в более вязкую нефть в области смешения CО2 и нефти, на контакте вода — CО2, градиент вязкости смеси направлен против потока и конвективное проникновение воды в CО2 будет меньше. Однако конвективная диффузия CО2 в воду все же будет происходить. Поэтому примем, что на контакте вода — CО2 происходит односторонняя конвективная диффузия по направлению против потока движущихся в пласте веществ. Влиянием разновязкостной диффузии будем пренебрегать, считая конвективную диффузию обычной.

На границе х = хв (см. рис.4) концентрация СО2 в воде будет равна предельной равновесной концентрации СО2 в воде при данных пластовом давлении и температуре. На границе области смешения х= хв – λ2 удельная концентрация СО2 в воде с2 = 0.

При расчете размера области смешения СО2 и углеводородной части нефти введем, аналогично тому, как это сделано в предыдущем параграфе, подвижную координату ξ1 = х — ω1t, a для расчета области смешения воды и СО2 — подвижную координату ξ2 = х — ω2t, где ω1 — скорость движения координаты х*, где концентрация СО2 в нефти составляет 0,5, а ω2 — скорость движения координаты х=хв.

Распределение концентрации двуокиси углерода в воде с2 будем искать в виде

, (2)

где - концентрация двуокиси углерода в воде на границе
ее с углекислотой.

Уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду имеет вид

(3)

Имеем

(4)

 

Подставляя выражения (4) в (3) и интегрируя левую и правую части уравнения (3) от до 0 по ξ2, получим

. (5)

Суммарный объем Vув двуокиси углерода, диффундировавшей в воду к моменту времени t, определится следующим образом:

(6)

где s — водонасыщенность в обводненной области пласта.

Литература: основная 1[218-223]; дополнительная 5[138-147]

Контрольные вопросы

1. Свойство двуокиси углерода

2. Кривая зависимости вязкости двуокиси углерода μу от давления при различных температурах

3. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода

4. Разновидности технологии разработки нефтяных пластов с закачкой в них двуокиси углерода

 

– Конец работы –

Эта тема принадлежит разделу:

Водонапорный и упругий режимы разработки

Объект и система разработки.. Нефтяные и нефтегазовые месторождения это скопления углеводородов в земной.. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы..

Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода

Что будем делать с полученным материалом:

Если этот материал оказался полезным ля Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:

Все темы данного раздела:

Водонапорный и упругий режимы разработки
При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непр

Упругий режим
При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима (как и

Режим газовой шапки, режим растворенного газа и гравитационный режим
Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была из

Режим растворенного газа
Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и переходом его в свободное состояние, увеличением за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой смеси к точкам пониженн

Гравитационный режим
Гравитационным режимом дренирования залежей нефти называют такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии «свободной поверхности». Свободной поверхностью назыв

Введем понятие об объекте разработки месторождения
Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее про

Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты
Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е

Системы с законтурным воздействием (заводнением)
На рис. 1 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скваж

Рядные системы разработки
Разновидность их - блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяю

Системы с площадным расположением скважин
Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

Режимы пластов, технология и показатели разработки
До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка месторождений осуществлялась за счет расходования природной энергии. Тогда и появилось важное понятие о

Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки
Процесс разработки нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии. На первой стадии (рис. 1), когда происходят разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых

Добыча жидкости из месторождения
При разработке нефтяных месторождений вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. При этом можно рассматривать нефть вместе с растворенным в ней газом или дегазированную нефть. Добыча жидкос

Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки
Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте

Распределение скважин по способам подъема жидкости с забоя на дневную поверхность
Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия нефтяных пластов при бурении скважин, их крепл

Пластовая температура
В процессе разработки нефтяных месторождений пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в

Методики расчетов фильтрации флюидов в неоднородных пластах
  Процесс разработки нефтяных месторождений описывается системой дифференциальных уравнений с начальными и граничными условиями. Процедуры расчетов на основе моделей называются методи

Учитываемые при моделировании
При выполнении гидродинамических расчетов используются параметры, которые характеризуют свойства горных пород, пластовых жидкостей и газов. Эти свойства определяют путем исследований глубинных обра

Разработка нефтяных месторождений при упруговодонапорном режиме и режиме растворенного гпза
Если нефтяные месторождения разрабатываются без поддержания пластового давления и это месторождение окружено обширной водоносной областью с достаточно хорошей проницаемостью пород в этой области, т

Разработка месторождений при режиме растворенного газа
При снижении пластового давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. При этом режиме движение нефти к скважинам обуславливается энергией выделивше

Механизм вытеснения нефти водой в пористой среде
  При заводнении нефтяных залежей, а также при естественно водонапорном режиме происходит вытеснение из пласта нефти водой. Различают два вида вытеснения нефти водой в пористой среде

Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при жестком водонапорном режиме
Рис.1..Кинематика фильтрационных потоков При фильтрации к системе добывающих скважин наблюдается сложная кинематика фильтрационных потоков. Исследованиями Ю.П. Борисова показано, ч

Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при рядных системах заводнения
Рис.1. Схема полосообразной залежи с разрезанием на блоки где : Рн1 и Рн2 – давления на забое нагнетательных скважин; Р1, Р2, Р3, Р4, Р5 – давления на забо

Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при площадных системах заводнения
Площадное заводнение, как более интенсивное, применяется для разработки залежей нефти с низкими значениями соотношения K/μH. Основные виды площадных систем заводнения рассмотрены

Вытеснение нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ
При вытеснении нефти из пласта смешивающимся с ней веществом кардинально решается проблема полной ликвидации поверхности раздела между нефтью и веществом-вытеснителем, ≪исчезают≫ капилл

Вытеснение нефти из пластов горячей водой и паром
С повышением температуры вязкости нефти и воды уменьшаются. При этом вязкость нефти, если она в обычных пластовых условиях значительно превышала вязкость воды, снижается более существенно. Соотноше

Разработка месторождений путем закачки теплоносителей в пласт методом тепловых оторочек
По этому методу вместо непрерывной закачки теплоносителя после проникновения его в пласт через определенное время можно нагнетать воду при пластовой температуре. При этом в пласте создается перемещ

Внутрипластовое горение. Основы процессов
Углеводороды обладают способностью вступать в экзотермические реакции с кислородом, что может быть использовано для получения тепла непосредственно в нефтяном пласте. В основу метода внутр

Сухое прямоточное горение
При сухом прямоточном горении его фронт вытесняет несгоревшие фракции сырой нефти, при этом наиболее тяжелые ее фракции, превратившиеся в углеродистый остаток, неправильно называемый коксом, сгораю

Внутрипластовое прямоточное горение в сочетании с заводнением
При сухом прямоточном горении значительная доля тепловой энергии, накопленной в коллекторе, теряется в окружающих породах вследствие теплопроводности. После инициирования сухого горения можно совме

Противоточное горение
Если определить границы горения и его затухания в направлении перемещения жидкостей и газов в рассматриваемом объеме, то противоточное горение распространяется от центров добывающих скважин к район

Экономические показатели разработки месторождений
При планировании развития нефтяной промышленности, а также при проектировании и анализе разработки отдельных нефтяных месторождений рассматривают затраты труда и материальных ресурсов не только в и

Контроль за процессом разработки
В период внедрения проекта, а затем в течение всего срока разработки залежи одной из основных функций геологической и технической служб - контроль. В соответствии с действующими правилами разработк

Анализ процесса разработки
Анализ процесса разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям с целью углубленной проработки отдельных принципиальных вопросов, направленных на совершенствование систем разработки, по

Регулирование процесса разработки
Под регулированием процесса разработки нефтяных залежей следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принимаемых технологических решени

К технико-экономическим относятся
1) годовой (месячный) план добычи нефти 2) себестоимость добычи 1 т нефти, капитальные вложения. При регулировании процесса разработки изменяют действующие ограниче

Основные методы гидродинамических исследований скважин и пластов
Все применяемые в промысловой практике методы гидродинамических исследований (МГДИ) делятся на две основные группы: -методы, основанные на промысловых измерениях дебитов и давлений при

Хотите получать на электронную почту самые свежие новости?
Education Insider Sample
Подпишитесь на Нашу рассылку
Наша политика приватности обеспечивает 100% безопасность и анонимность Ваших E-Mail
Реклама
Соответствующий теме материал
  • Похожее
  • Популярное
  • Облако тегов
  • Здесь
  • Временно
  • Пусто
Теги