Метод - вытеснение - нефть
Cтраница 1
Метод вытеснения нефти сжиженными нефтяными газами рекомендуется применять в диапазоне пластовых давлений 8 - 14 МПа. При таких давлениях обеспечивается, сохранение растворителя ( пропан, бутан) в жидком состоянии, а также его смешиваемость с проталкивающим газом, если в качестве такового используется природный газ. Метод нельзя использовать на месторождениях, где пластовая температура превышает 96 - 97 С, так как при этих температурах пропан будет находиться в газообразном состоянии вне зависимости от величины пластового давления. [1]
 |
Схема вытеснения нефти углекислым газом. [2] |
Метод вытеснения нефти углекислым газом в значительной мере испытан в промысловых условиях. С ним связываются перспективы повышения неф-те Отдачи пластов, в том числе карбонатных, содержащих нефти малой вязкости. В настоящее время в ряде нефтедобывающих стран этот метод находится на стадии промышленного освоения. [3]
Метод вытеснения нефти из пластов горячей водой и паром успешно применяют на ряде нефтяных месторождений России. [4]
Метод вытеснения нефти двуокисью углерода относится к способам вытеснения нефти смешивающимися агентами. Как известно, растворимость двуокиси углерода в воде и в нефти зависит от давления и температуры. Соответственно этому нефтеотдача также является функцией названных параметров. При постоянной температуре существует такое давление ( оптимальное), при котором двуокись углерода неограниченно растворяется в нефти. В этом случае получают наибольший коэффициент нефтеотдачи. Однако в практических условиях часто такое давление по ряду причин создать невозможно. Иногда с экономической точки зрения в связи с большим потреблением растворителя полное смешивание агентов не всегда желательно. Отношение пластового давления к оптимальному давлению характеризует степень смешивания агентов при вытеснении нефти двуокисью углерода. [5]
Метод вытеснения нефти водными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране на 35 опытных участках многих ( более десяти) месторождений Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. [6]
Метод вытеснения нефти паром практически совсем не испытан в карбонатных коллекторах. [7]
 |
Удельный вес применения методов увеличения нефтеотдачи пластов по различным нефтедобывающим районам СССР. [8] |
Метод вытеснения нефти растворами ПАВ ( водорастворимыми ПАВ типа ОП-10) испытывается в промысловых, условиях с 1964 г. в разных районах страны. Наиболее крупные эксперименты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. Метод испытан в широком диапазоне свойств пласта. Однако, несмотря на продолжительность опыта применения метода и масштабность работ, в настоящее время имеются неоднозначные оценки эффективности и большая неопределенность в его применении. В основном это связано с незначительным возможным эффектом увеличения нефтеотдачи пласта, который трудно оценить в промысловых условиях. Перспективы применения процесса заводнения с водорастворимыми ПАВ связаны с использованием более эффективных композиций ПАВ, способных обеспечивать вытеснение нефти из заводненной пористой среды. [9]
Метод вытеснения нефти паром на месторождениях Керн Ривер, Смэкоувер и Сан Ардо ( Арканзас) реализуется при плотностях сеток скважин 0 6 - 4 га / скв, при среднем значении 2 га / скв. Процесс внутри-пластового горения осуществляется на месторождениях, содержащих нефть малой и высокой вязкости при средней плотности 4 га / скв. На участках площадью менее 100 га плотность сетки изменяется от 0 2 до 32 га / скв, а на более крупных объектах от 0 8 до 45 га / скв. [10]
Метод вытеснения нефти паром рекомендуется для разработки залежей высоковязкой нефти ( более 40 - 50 мПа - с), для которых метод заводнения непригоден. Иногда паротепловое воздействие осуществляется в сочетании с обычным заводнением, при котором закачанная в пласт высокотемпературная оторочка пара в объеме 20 - 30 %, к общему пустотному пространству залежи перемещается по пласту закачиваемой водой. [11]
Метод вытеснения нефти из пластов горячей водой и паром успешно применяют на ряде нефтяных месторождений России. Известен успешный опыт использования пароциклических обработок скважин в США, вытеснения нефти из пластов паром и горячей водой в Венесуэле, Нидерландах, США, по внутриплас-товому горению в Румынии, Венгрии, США и других странах. [12]
Метод вытеснения нефти из пласта водой увеличивал этот коэффициент до определенных пределов; он недостаточен, так как при течении двух несмешивающихся жидкостей ( нефти и воды) в пористой среде на контакте между ними появляются поверхностные силы межфазного натяжения, которые создают дополнительные сопротивления фильтрации жидкостей в этой среде. В результате вытеснения нефти водой в пласте обычно остается значительное количество неизвлеченной нефти. [13]
Метод вытеснения нефти обогащенным газом имеет некоторое преимущество по сравнению с сухим газом высокого давления, которое заключается в возможности достижения неограниченной растворимости ( критическое вытеснение) при более низких давлениях. Критическое вытеснение обогащенным газом может осуществляться и при давлении, равном давлению насыщения пластовой нефти. Температура, при которой осуществляется процесс вытеснения нефти обогащенным газом, существенно влияет на параметры процесса, то есть на величину минимального давления смесимости и минимального количества промежуточных компонентов в нагнетаемом газе. [14]
Метод вытеснения нефти углекислым газом требует знания массообмена между СОг и пластовыми жидкостями. [15]
Страницы: 1 2 3 4