Смешивающееся вытеснение
Cтраница 1
Смешивающееся вытеснение может быть достигнуто путем нагнетания в пласт таких неуглеводородных газов, как углекислый газ. [2]
Одноконтактное смешивающееся вытеснение в большинстве случаев может быть осуществлено либо при значительном содержании в нагнетаемом агенте промежуточных компонентов, либо при повышенных давлениях нагнетания. Это приводит к значительному удорожанию вытесняющего агента либо к повышенным расходам на его нагнетание. Для уменьшения затрат закачивается оторочка обогащенного газа либо смеси С02 с обогащенным газом. [3]
 |
Зависимости критического давления от температуры для двойных смесей метана и нормальных парафиновых углеводородов ( сплошные линии и тройных систем метан-бутан-декан ( пунктирные. [4] |
Многоконтактное смешивающееся вытеснение существенно чаще осуществляется на практике, чем одноконтактное. Его реализация предъявляет меньшие требования к составам нефти и газа. [5]
Процесс смешивающегося вытеснения экономически оценивается и сравнивается с-конкурирующими способами добычи нефти. Подобный анализ определяет, как правило, окончательное решение. [6]
Применение смешивающегося вытеснения, при котором отсутствует граница фаз между вытесняющим и вытесняемым флюидами. Это обычно закачка углеводородных газов, а также ССЬ. [7]
 |
Распределение фаз в месторождении в процессе закачки жидкого пропана при полном смешивании. [8] |
Для смешивающегося вытеснения, как это следует из диаграммы рис. XIII. Максимальная концентрация чистого растворителя этого барьера не должна все же отклоняться от определенной величины. Например, если концентрация растворителя снижается до значений, соответствующих точке В ( см. рис. XIII. В - Сх и относится к двухфазной зоне, ограниченной замкнутой кривой. Следовательно, в переходной зоне газ - растворитель не происходит смешивающегося вытеснения. [9]
Метод смешивающегося вытеснения при нагнетании газа, богатого промежуточными компонентами, применяется на месторождениях, насыщенных нефтями, которые содержат незначительный процент промежуточных компонентов. Как это следует из треугольных диаграмм, при низких пластовых давлениях и температурах закачиваемые газы должны быть богаты промежуточными компонентами, в то время как при высоких давлениях и температурах газы могут быть более бедны промежуточными компонентами. [10]
Эффект смешивающегося вытеснения возникает при фильтрации двух или более компонентов в одной фазе. Такие процессы описываются уравнением конвективной диффузии я находят применение во многих областях, в том числе при рассмотрении процессов смешивающегося заводнения переноса солей в воде, заводнения с применением полимеров и химреагентов, а также при моделировании загрязнения воды и воздуха. [11]
Процесс смешивающегося вытеснения из трещиновато-пористой залежи купольного типа характеризуется тем, что с увеличением скорости вытеснения уменьшается выталкивающая сила, а также диффузионный и гравитационный массообмен между блоками и трещинами, что приводит к уменьшению углеводородоотдачи как функции объема прокачки. Однако в масштабе реального времени количество вытесненного конденсата при увеличении скорости вытеснения возрастает. [12]
Методы смешивающегося вытеснения используются для вытеснения нефти, оставшейся в низкопроницаемых зонах пласта, и включают в себя закачку газа под высоким давлением, закачку жирного газа вслед за сухим, закачку сжиженного газа вслед за сухим газом, закачку спирта и мицеллярных растворов, продавливаемых вязкой водой. Благодаря межфазным и поверхностным натяжениям используемых рабочих агентов возникновение блокировки маловероятно. Однако при увеличении давлений нагнетания между нагнетаемыми флюидами, породой и пластовыми флюидами может происходить нежелательное физико-химическое взаимодействие. Поэтому рекомендации по обработке должны выдаваться только после тщательного анализа параметров, определяющих проектируемый процесс; при этом первый этап заключается в восстановлении смешивающейся оторочки, и только в том случае, если такая обработка не имела успеха, изменяется состав стимулирующих флюидов. Блокировка наиболее вероятна при закачке мицеллярных растворов. В этом случае она является результатом сложных процессов, происходящих при адсорбции на породе поверхностно-активных составляющих. Программа стимулирования составляется с учетом тройной диаграммы состояния применяемого мицеллярного раствора, состава пластовой воды и структуры минералов породы. Учитывается также, что неустойчивость мицеллярных растворов и, следовательно, возможность образования эмульсии появляются при адсорбции ПАВ на породе, а также при продолжительном контакте мицеллярных растворов с породами, богатыми сульфатом кальция. Мицеллярный раствор может растворять гипс, высвобождая ион кальция, который сильно снижает устойчивость мицеллярного раствора. В таких случаях для разрушения блокировок эмульсией проводятся обработки с большими объемами растворов спиртов и неионогенных деэмульгаторов. [13]
При смешивающемся вытеснении конечный коэффициент вытеснения нефти в однородном пласте равен единице, а при несмешивающемся вытеснении он меньше единицы. Однако гидродинамический анализ процессов газового воздействия показывает [7, 12], что и при несмешивающемся вытеснении процесс может быть близок к поршневому, а коэффициент вытеснения - стремиться к единице. [14]
При смешивающемся вытеснении с применением углекислого газа механизм вытеснения в значительной мере определяется состоянием двуокиси углерода в пласте. Двуокись углерода может находиться в пласте в жидком состоянии только при температуре ниже 32 С. В этом случае процесс вытеснения нефти жидкой двуокисью углерода характеризуется высокой степенью их взаимной растворимости. При растворении жидкой двуокиси углерода в нефти существенно увеличивается объем нефти, уменьшается ее вязкость и снижается проявление капиллярных сил. Так, объем нефти при растворении в ней ССЬ увеличивается в 1 5 - 1 7 раза, что вносит особенно большой вклад в повышение нефтеизвлечения при разработке залежей маловязкой нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной эффект достигается в результате увеличения коэффициентов вытеснения и заводнения вследствие уменьшения вязкости нефти. [15]
Страницы: 1 2 3 4