4-билет
І. Разработка нефтяных месторождений с закачкой в пласт двуокиси углерода.
ІІ. Осушка газа абсорбционным способом. Абсорбенты.
ІІІ. Термо-химические методы увеличения нефтеотдачи пласта.
11. Разработка нефтяных месторождений с закачкой в пласт двуокиси углерода.
После заводнения нефтяных месторождений по обычной технологии или с повышением вытесняющих свойств воды (ПАВ, полимеры, щелочи) в недрах остаются неизвлекаемыми до 30-70% начальных запасов нефти, которые оказываются сложно рассредоточенными в заводненном объеме пласта в виде остаточной рассеяной нефти и неохваченных заводнением слоев, линз, пропластков.Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на контакте. Такие условия возникают при вытеснения нефти двуокисью углерода (СО2) и мицеллярмыми растворами, которые практически полностью устраняют отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти.
Эти методы относятся к числу наиболее потенциальных и перспективных, способных снижать остаточную нефтенасыщенность в зоне охваченным рабочим агентом, до 2-5%. Эти методы для нашей промышленности имеют принципиальное значение, так как основная часть остаточной нефти на известных разрабатываемых месторождениях остается в виде заводненных остаточных запасов, которые значительно труднее извлекать, чем из не заводненных пластов.С нефтью и водой могут смешиваться спирты и жидкая двуокись углерода. Однако некоторые спирты плохо растворяются в воде (бутиловый и пропиловый), а другие, наоборот, плохо растворяются в нефти (этиловый и метиловый). Двуокись углерода растворяются в воде и нефти разного состава и плотности. Растворимость СО2 в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры.
При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее незначительно увеличивается. При массовом содержании в воде 3-5% СОг вязкость ее увеличивается лишь на 20-30%. Образующаяся при растворении СОг в воде угольная кислота Н2СО3 растворят некоторые цемента и породы пласта и повышает проницаемость (песчаников на 5-15%, доломитов на 6-7%). В присутствия СО2 снижается набухаемость глинистых частиц.Двуокись углерода в воде способствует разрыву и отмыв у пленочной нефти, покрывающей зерна породы и уменьшает возможность межфазном натяжении свободно перемещаются поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается. При растворении нефти СО2 вязкость нефти понижается, плотность уменьшается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СОа вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении и высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающей коэффициент вытеснения -уменьшение вязкости нефти при растворении в ней СО2, причем вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение. Важным условием технология вытеснения нефти СО2 -его чистота. Чистый СО2 (99,8-99,9%) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при снижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газа. Для вытеснения нефти одним СО2 требуется его большой расход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. С целью экономии СО2, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, увеличения коэффициент охвата, применение СО2 целесообразно сочетать с заводнением. Самый простой способ подачи СО2 в пласт- нагнетание воды, полностью или частично насыщенной (3-5%) CO2 В пласте СО2 переходит из воды в оставшуюся за фронтом нефть, изменяя ее объем н фильтрационные свойства, вязкость и фазовую проницаемость. При этом фронт концентрации СО2 воде значительно отстает от фронта вытеснения.
Отставание зависит от коэффициента вытеснения нефти водой, коэффициента распределения С02 между нефтью и водой, концентрации СО2 в воде, давления и температуры.
Отставание фронта СО2 от фронта вытеснения водой можно избежать (или значительно уменьшить), нагнетая в пласт чистую СО2 в виде оторочки и объеме 10-30% от объема пор, продвигаемой затем водой.
Осушка газа абсорбционным способом. Абсорбенты.
Абсорбенты — жидкие сорбенты, применяемые для осуш¬ки природных и нефтяных газов. Они должны иметь высокую растворимость в воде, низкую агрессивность, стабиль¬ность по отношению к газовым компонентам, простоту реге¬нерации, малую вязкость, низкую упругость паров при тем¬пературе контакта, слабое поглощение углеводородных ком¬понентов газа, пониженную способность к образованию пены или эмульсий. Большинству этих требований отвечает диэтиленгликоль, триэтиленгликоль и в меньшей степени этиленгликоль. Диэтиленгликоль получают реакцией соединения двух мо¬лекул ЭГ с образованием молекулы воды. В химически чис¬том виде это бесцветная жидкость с молекулярной массой 106,12, относительной плотностью (по воде) 1,117 и темпера¬турой кипения 518 К при р = 0,1013 МПа.
Схема установки осушки газа жидкими сорбентами, получившая широкое распространение на газовых месторождениях. Газ с промысла проходит сепа¬ратор 1, где осаждается капельная влага, и поступает в ниж¬нюю часть абсорбера 2. Сначала газ направляется в нижнюю скрубберную секцию 3, в которой дополнительно очищается от взвешенных капель влаги благодаря большой поверхности контакта с насадками. Затем газ движется вверх, последова¬тельно проходя через тарелки 4, поднимаясь вверх. Число колпачковых тарелок в абсорбере 4— 12. Навстречу потоку газа протекает 95 — 97%-ный раствор ДЭГ, вводимый в абсор¬бер насосом 10. Осушенный вследствие контакта с раствором газ проходит через верхнюю скрубберную секцию 5, где освобождается от захваченных капель раствора и направля¬ется в газопровод. Насыщенный раствор, содержащий 6 —8 % влаги, с нижней глухой сборной тарелки абсорбера поступа¬ет в теплообменник 7, в котором нагревается встречным потоком регенерированного раствора, а далее проходит через выветриватель 8, где из него выделяется растворенный газ, который используется затем на собственные нужды. Из выветривателя насыщенный ДЭГ насосом 9 закачивается в вы¬парную колонну (десорбер) 12, где осуществляется регенера¬ция раствора. Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельчатого типа, в которой из насы-щенного раствора ДЭГ, стекающего вниз, выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ; кипя¬тильника-испарителя 11, в котором происходит нагревание раствора гликоля и испарение воды. В кипятильнике под¬держивается температура раствора гликоля в пределах 423 — 433 К, а в верхней части выпарной колонны — 378 — 380 К. Это достигается за счет орошения верхней части колонны водой с температурой 303 К, что позволяет сконденсировать пары ДЭГ и уменьшить его потери. Водяной пар из десорбера 15 поступает в конденсатор 16, где основная часть пара конденсируется и собирается вакуумным насосом 14 и на¬правляется на сжигание. Часть полученной воды, содержа-щей ДЭГ, подается в верхнюю часть колонны насосом 13 для орошения и поддержания температуры 105 — 107 °С. Регене¬рированный раствор ДЭГ насосом 10 прокачивается через теплообменник 7 и холодильник 6, где его температура сни¬жается, и вновь поступает на верхнюю тарелку абсорбера. Экономичность работы абсорбционных установок в зна¬чительной степени зависит от потерь сорбента. Для сниже¬ния этих потерь в первую очередь необходимо строго поддерживать расчетный температурный режим десорбера, тща¬тельно сепарировать газ и водяной пар на выходе соответ¬ственно из абсорбера и десорбера и по возможности исклю¬чить пенообразование при контакте с абсорбентом за счет специальных добавок.
Термо – химические методы увеличения нефтеотдачи пласта.
Они основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым «горением»). Могут быть применены следующие методы: прямоточное сухое «горение», когда на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона «горения» перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам; прямоточное влажное или сверхвлажное «горение», при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки пара, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта «горения». Второй процесс более эффективен, т.к. реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетания в пласт пара. Кроме того, процессу вытеснения нефти способствуют образующиеся водогазовые смеси: углекислый газ, ПАВ и др. Современные компрессоры позволяют разрабатывать залежи на глубинах 1500-2000м. Методы рекомендуются для залежей с вязкостью пластовой нефти от 30 до 1000мПа*с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций, служащих в процессе «горения» топливом. Процесс сухого «горения» в связи с температурой 7000 С и выше применим для терригенных коллекторов. При влажном и сверхвлажном «горении» процесс протекает при температуре 300-5000 С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.