Способ определения остаточной нефтенасыщенности. Остаточная нефть определение


Определение - остаточная нефтенасыщенность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Определение - остаточная нефтенасыщенность

Cтраница 1

Определение остаточной нефтенасыщенности в заводненных частях залежей, содержащих высокопарафинистую нефть, как показывают исследования ВНИИ, возможно также по данным анализа кернов, отобранных из пластов при бурении скважин на охлажденном водном растворе.  [1]

Для определения остаточной нефтенасыщенности используются как лабораторные методы вытеснения нефти водой, так и определения по кернам, промытым при выбуривании фильтратом глинистого раствора.  [2]

Методы определения остаточной нефтенасыщенности в обводненных частях пласта рассматриваются в последующих разделах этой главы.  [3]

Исследования по определению остаточной нефтенасыщенности необходимо проводить по скважинам, в которых эксплуатационная колонна герметична и отсутствует законная циркуляция жидкости между изучаемым пластом и неперфорированным пластом-коллектором.  [4]

К вопросу об определении остаточной нефтенасыщенности / / Докл.  [5]

Влияние смачиваемости необходимо учитывать во всех лабораторных опытах по определению остаточной нефтенасыщенности, капиллярного давления и других характеристик. Замечено, что при экстрагировании кернов в растворителях значительно изменяются их физические свойства, очевидно в результате изменения характеристик смачивания породы.  [6]

В настоящее время за рубежом предложено порядка десяти методических решений определения остаточной нефтенасыщенности, основанных на применении технологии каротаж - закачка - каротаж, в которых предусматривается оттеснение нефти из прискважинной зоны продуктивного пласта, отличающихся лишь тем, что в пласт закачиваются различные вытесняющие агенты.  [7]

Из анализа результатов исследований прослеживается и ограничение метода ИНГК по определению остаточной нефтенасыщенности по времени жизни тепловых нейтронов из-за влияния литологии и как следствие незнание времени жизни тепловых нейтронов в скелете породы.  [8]

Эффективность применения ПАВ по оценочным скважинам может быть установлена по результатам определения остаточной нефтенасыщенности кернов и геофизическими методами.  [9]

Одной из основных методических трудностей, особенно - в опытах с образцами длиной и диаметром 2 см, является определение остаточной нефтенасыщенности образцов после опыта. Остаточная нефть чаще всего находилась весовым способом [3, 6], при этом расчеты были уточнены с учетом уменьшения массы образца в ходе опыта, закачки различных вод и изменения температуры жидкостей при взвешиваниях.  [10]

Суть методики СибНИИНП [33] заключается в проведении на первом этапе вытеснения нефти водой согласно ОСТ 39 - 195 - 86 [67], затем после разборки кернодержателя и экстракции составных образцов - в определении остаточной нефтенасыщенности по каждому образцу керна.  [11]

При этом следует иметь в виду, что линейная интерполяция заводненных толщин пласта между добывающими скважинами дает завышенный заводненный объем залежи, так как между скважинами проходят нейтральные линии тока и нефтенасыщенность всегда выше, чем в районе действующих скважин. Этот способ определения остаточной нефтенасыщенности необходимо использовать в случае, когда до применения методов важно знать, сколько рассеянной остаточной нефти в заводненном объеме и сколько осталось нефти в неохваченном объеме пласта.  [12]

При нагнетании в пласт реагентов ( спиртов), вступающих во взаимодействие с пластовыми жидкостями ( водой и нефтью), и отборе их для анализа можно точно определить водонасы - щенность заводненных интервалов, но трудно определить их величину и местоположение в разрезе пласта. В этом заключается сложность использования всех способов определения остаточной нефтенасыщенности и неизвлеченных запасов нефти.  [13]

Зависимости коэффициента вытеснения нефти водой и остаточной нефтенасыщенности должны определяться для каждого объекта разработки, каждого месторождения индивидуально. Различие минерального состава горной породы, свойств нефти, структуры порового пространства даже литологически близких нефтяных пластов соседних месторождений приводит к различным результатам в определении остаточной нефтенасыщенности. Для месторождений Западной Сибири особое значение на динамику вытеснения нефти водой имеет качественный и количественный состав глинистого цемента.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Обоснование методики определения коэффициента извлечения нефти с учетом остаточной нефтенасыщенности

ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ

С УЧЕТОМ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

Хазигалеева З.Р.

(ОАО «НижневартовскНИПИнефть»)

В настоящее время, разрабатываемые месторождения характеризуются невысокими КИН, соответственно в недрах остается огромное количество нефти, которое не может быть использовано в качестве ресурсной базы на разрабатываемых обустроенных месторождениях. Запасы остаточной нефти являются сложной динамической структурой, состоящей из нескольких отдельных ее видов, которым присущи различные свойства и степень подвижности.

Для пластов характерны два основных типа остаточной нефти, определяемые условиями неоднородности коллектора:

- Остаточная нефть (ОН) макроуровня, формирующаяся в пластах, не охваченных воздействием процесса разработки по причине макронеоднородности коллектора;

- Остаточная нефть микроуровня, формирующаяся в промытых участках разрабатываемых пластов.

Для технологических целей, остаточную нефть микроуровня в заводненных пластах необходимо разделить на два типа по степени подвижности. Первый тип – прочно-связанная ОН (Кпр.св.), адсорбированная нефть. Второй тип – условно-подвижная ОН, представленная капиллярно-защемленной ОН (Кк-з), извлекаемой из пласта путем проведения геолого-технологических мероприятий.

Прочно связанная остаточная нефть (Кпр.св.) определяется по анализу керна, отобранного из пласта в лабораторных условиях. Количество условно подвижной капиллярно-защемленной нефти (Кк-з) находится по формуле:

По результатам расчетов строятся карты распределения условно подвижной остаточной нефтенасыщенности на участке, представляющих собой капиллярно-защемленную остаточную нефть. «Пятнистый» характер распределения запасов ОН указывает на локализацию ОН в зависимости от коллекторских свойств, что дает возможность определить метод и участок воздействия для доизвлечения.

Разработанная методика структуризации позволяет оценить перспективные участки с высокими значениями запасов нефти, определить более точную прогнозную эффективность от рекомендуемых мероприятий. Следовательно, это дает возможность осуществить локальное целенаправленное воздействие на эти зоны коллектора с целью доизвлечения ОН и увеличения КИН.

Проблемы добычи природного газа

на завершающей стадии разработки

Полупанова В.В., Воронов С.А.

(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)

Актуальность проблемы обусловлена тем, что по крупнейшим месторождениям России выработанность запасов составила более 60%. Добыча легкого, сухого «сеноманского газа» постепенно замещается добычей газа с более глубоко лежащих горизонтов с газоконденсатными залежами и нефтяным попутным газом. В будущем доля такого газа будет составлять более 50 %.

Необходимо решать проблемы извлечения низконапорного газа на газодобывающих предприятиях Российской Федерации.

Эксплуатация залежей, разрабатываемых при пластовых давлениях, ниже критических, сопровождается ухудшением условий добычи, а, соответственно, появлением технологических и технических проблем при извлечении и транспортировке продукции. Возникают проблемы массовой ликвидации скважин и промысловых сооружений. Высокая степень истощения ресурсов крупнейших месторождений, отсутствие комплексной разработки и возрастающие затраты на добычу побуждают к «консервации» оставшихся запасов (при сегодняшнем подходе).

Анализ разработки месторождений на завершающей стадии показывает, что своевременное разбуривание залежей, соблюдение сроков ввода мощностей по подготовке и компримированию газа, жесткое выполнение технологических режимов работы скважин и промыслового оборудования в целом положительно сказываются на показателях разработки и обеспечении высоких начальных и конечных коэффициентов газоотдачи.

Реализацию новых проектов в этой области необходимо начинать уже в ближайшей перспективе. Столь быстрые сроки вытекают из необходимости внедрения технологий еще на стадии рентабельной добычи. Такие технологии помогут «доизвлекать» газ и продлевать сроки добычи при существующем режиме транспортировки газа.

Однако встает вполне закономерный вопрос – каким образом извлекать низконапорный газ и вовлекать его в хозяйственный оборот в колоссальных объемах. Возможными направлениями утилизации низконапорного газа являются: электроника, производство жидкого топлива, газохимия и так далее.

ПУТИ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМ ДОРАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЭЛЬ-БОУРИ В ЛИВИИ

Акран А.С.

(РГУнефти и газа имени И.М.Губкина)

Естественный режим разработки месторождения Эль-Боури без воздействия на пласт (режим истощения), является крайне неэффективным. Связано это с неоднородным строением пластов группы пород Метлауи, наличием трещинных зон, неравномерным распределением по объему залежи углеводородов, низкими коллекторскими свойствами матрицы пород, слабой связью скважин с законтурной водонапорной системой, плохим состоянием призабойных зон скважин.

Результаты анализа привели автора к выводу, что существует множество проблем по определению факторов влияющих на разработку месторождения Эль-Боури, которые можно условно разделить на шесть:

1. Резкий перепад пластового давления;

2. Большая обводненность продукции;

3.Низкие коэффициент нефтеотдачи и дебиты, по сравнению с запланированными;

4. Не точность структурного плана продуктивных горизонтов;

5. Необходимость определения методов максимального увеличения добычи действующих 75 эксплуатационных скважин;

6. Необходимость установки дополнительных платформ по добыче нефти и определение месторасположения этих платформ.

Дальнейшая разработка месторождения должна осуществляется с использованием новых методов увеличения нефтеотдачи.

Результаты основных теоретических и практических исследований по изучению перспектив нефтегазоносности бассейна и обоснованию новых методов воздействия на продуктивные горизонты месторождения, для повышения нефтепромышленного потенциала Ливии, сводятся к следующему:

Установлена необходимость использования новых методов разработки – это вариант горизонтального бурения скважин.

Таким образом, проведение геологоразводчных работ на перспективных участках и поиски новых месторождения нефти и газа, выбор рационального комплекса разработки нефтегазового месторождения Эль-Боури будет способствовать повышению нефтепромышленного потенциала Ливии.

Внедрение энергосберегающих и природоохранных технологий на газовых и газоконденсатных

месторождениях западной Сибири

Воронов С.А.

(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)

В целях эффективного развития и эксплуатации единой системы газоснабжения, включающей надежную, правильно организованную технологию, добычи подготовки и транспортировки газа, необходимо в процессе разработки, эксплуатации, создании планов по реконструкции и других, организационных и производственных мероприятиях обязательно учитывать экологический аспект данных мероприятий, а так же учитывать возможность сокращения затрат газа на собственные технологические нужды.

Ежегодно при проведении организационных мероприятий при эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на собственные, как технологические, так и нетехнологические, нужды тратятся огромные объёмы газа, что приводит не только к негативному влиянию на экологическую среду так и потерям энергии, которая может быть сэкономлена путём внедрения энергосберегающих технологий.

Для решения этой проблемы было рассмотрено внедрение современных систем для сокращения затрат и выбросов газа таких как:

- мобильные азотные комплексы для продувок технологического оборудования;

- эжекционные установки для использования низконапорного газа;

- мобильные компрессорные станции для компремирования низконапорного газа;

- установки по утилизации низконапорных газов;

- организационные мероприятия по сокращению выбросов газа из технологического оборудования.

МЕТОДИКА АНАЛИЗА И ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ТРАЕКТОРИЙ ИСКРИВЛЕННЫХ СТВОЛОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Юй Хайшен, Архипов А.И., Ларионов А.С.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Сегодня качество скважин в основном оценивается фактом попадания ствола в проектный коридор или круг допуска при условии выполнения требований по максимально допустимой интенсивности искривления ствола скважины и требований РД. Однако при оценке качества пробуренной скважины значение имеет соответствие фактической и проектной траекторий по всей протяженности ствола скважины. Критерии и модели качества должно быть описаны в понятной и простой методике, которой будет оперировать буровой супервайзер при составлении отчетных документов для заказчика по итогам строительства скважины.

Важно найти основные факторы, которые максимально влияют на качество траектории, что поможет заказчику сделать выводы о причинах и виновнике отклонений в траектории и снижении качества бурения скважины. Необходимы четкие и понятные критерии оценки качества траектории скважины, позволяющие проводить анализ причин полученных отклонений. Показатели оценки качества траектории должны быть основаны на системном подходе и математических моделях, что позволит повысить адекватность взаимодействия заказчика и подрядчиков.

В докладе будут приведены результаты работ по разработке математической модели и интегрального критерия оценки качества траектории скважины. Для адаптации модели к реальным условиям бурения скважин был изучен обширный банк статистических данных по буровому супервайзингу (100 и более скважин) и проанализированы отклонения проектных и фактических траектории с помощью разработанной модели.

Методика позволяет делать выводы о влиянии динамики режимных параметров бурения, протоколируемой датчиками станции ГТИ, на качество получаемой траектории. По анализу отклонений можно выделять наиболее существенные факторы и параметры бурения, которые приводят к увеличению отклонения фактической траектории от проектной.

Алгоритм формализован в программный код для включения его в виде дополнительного модуля в программный продукт «АРМ Супервайзера», разработанный на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин.

ОБОСНОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ

ПРИ НЕСТАЦИОНАРНОМ ЗАВОДНЕНИИ

Лили Исмаил

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Цель работы: Оценка эффективности технологии извлечения нефти при организации площадного заводнения с применением программного комплекса VIP.

Рис.1. КИН

(кин2 добивающие скважины останавливают во время закачки,

кин1 все добивающие работают во время закчки)

Рис. 2. Дебит нефти

  • При нестационарном заводнении результаты расчетов показали, что в условиях существования осложняющих факторов (наличие каналов высокой проводимости, выделение свободного газа, изменение фильтрационно-емкостных свойств в процессе снижения пластового давления) большей эффективностью обладает управляемый упругий режим (цикл нагнетания- 2 месяцев закачка, 10 месяцев остановить).

  • При режиме циклического заводнения когда добывающие скважины останавливают во время закачки следует чтобы газ растворился в нефть ОКЗ ,т.е увеличивается добыча нефти .

  • Чем позже начинается закачка, тем КИН больше, потому что больше разрабатывает на упругом режиме (сжимаемость породы, энергиявыделиввшегося газа).

ВЛИЯНИЕ СОЛИ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ИРАКА

Мохаммед Ф.Х.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Основная цель этого исследования состоит в том что, изучить влияние загрязнителей на реологию и фильтратоотдачу основных типов водных буровых растворов, используя различные концентрации загрязнителей.

Экспериментальным исследованиям подвергнуты пять типов буровых растворов на основе воды: буровой раствор на пресной воде, лигносульфонатный (ФХЛС), гипсовый, полимерный - KCl и насыщенный солью(NaCl), включая четыре типа загрязнителей: цемент, гипс, ангидрит и соль, двадцать пять образцов были исследованы под различных концентрации загрязнителей в высоких температуры и по давлением 7 атм(0,7 МПа), чтобы избежать испарения образцов. Это изучение было конструировано для того чтобы изучить изменение в реологических свойствах буровых растворов под влиянием различных типов загрязняющих элементов общ во время бурить нефтяных скважин в иракских нефтяных месторождениях. Загрязнение соли - результат добавления различных солей к жидкости бурения в течение бурения определенных пластов, закачивания скважин, или капитальный ремонт. Растворимые соли с которыми обычно сталкиваются, могут быть разделены на две группы, т. е. Одновалентные и двухвалентные. Самые обычные одновалентные соли, с которыми сталкиваются - хлорид натрия (NaCl) и до меньшей степени хлорид калия (KСl).Загрязнение буровых растворов с одновалентными солями обычно называется "соль Загрязнении ". одновалентный соли диссоциировать в воде к разрозненно заряженный катионы и анионы как, например, Na+, K+ и Сl -. хлорид натрия (NaCl) и калий хлориды (KCL) самые общие одновалентный соли который встречаются во время бурения. Соли встречаются в бурении через купола соли, соль кровати, соль стрингеры(продольная балка), и формирования содержавшая соленая вода.

Двухвалентные катионы увеличивают СНС, динамическое напряжение сдвигу и фильтроотдача, уменьшают пластической вязкости смесей бентонита. Величина замен зависит от: тип и концентрация двухвалентного катиона, тип глины в смеси и условие глины до дополнения двухвалентного катиона. Вообще, все двухвалентные катионы затрагивают свойства бентонита бурового раствора подобно. Кальций - самый обычный катион, с которым сталкиваются в течение бурения, ее эффекты на свойства буровых растворов представляют самый большой интерес для нефтяных инженеров.

ЭФФЕКТЫ АНИЗОТРОПИИ ПРИ ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

Семигласов Д.Ю.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Теория и задачи двухфазных фильтрационных течений в коллекторах углеводородного сырья позволяют определить основные технологические показатели добычи нефти и газа при вторичных методах разработки месторождений. Однако развитые в настоящее время методы не учитывают возможную анизотропию фильтрационных свойств. В то же время, как следует из практики разработки реальных месторождений углеводородного сырья, пласты коллекторы обладают анизотропными фильтрационными свойствами. В частности, значительную анизотропию проявляют трещиноватые и трещиновато-пористые коллектора. Поэтому обобщение классических моделей на случай анизотропных сред является актуальным.

В докладе на примере капиллярной модели рассматривается построение «анизотропных» матриц(тензоров) для всех возможных типов анизотропных коллекторов. Анализ полученных тензоров показывается, что в случае двухфазных фильтрационных течений в анизотропных средах с моноклинной и триклинной симметрией фильтрационных свойств направления главных осей тензоров для каждой из фаз не совпадают между собой и не совпадают с положением главных осей тензора абсолютной проницаемости, более того положение главных осей тензоров фазовых проницаемостей будет зависеть от насыщенности.

Обнаруженный эффект изменения фильтрационных свойств значительно влияет на процессы многофазной фильтрации в анизотропном пласте, поскольку для групп моноклинной и триклинной симметрии подобный характер изменения фильтрационных свойств может приводить к образованию зон остаточных запасов нефти, даже в тех случаях, когда построение тензоров фазовых проницаемостей производится на функциях относительных фазовых проницаемостей без присутствия в них остаточной нефти.

В докладе рассматривается численный пример построения тензоров фазовых проницаемостей, анализа поворота их главных осей, а в завершении приводится пример расчета элемента анизотропного пласта, пористая среда которого обладает триклинной симметрией фильтрационных свойств. Учет анизотропии фильтрационных свойств в расчетном элементе приводит к образованию зон остаточных запасов нефти и негативно влияет на показатели разработки расчетного элемента.

Технико-технологические решения по бурению скважин на равновесии в сложных горно-геологических условиях

Доценко Б.А., Оганов А.С.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В сложных горно-геологических условиях, особенно обусловленных узкими совместимыми интервалами бурения, применение традиционных технологий не всегда обеспечивает безопасную и качественную проводку скважин. Одной из наиболее прогрессивных технологий является бурение на равновесии, которое предполагает поддержание забойного давления равным пластовому давлению. Гибкое регулирование забойного давления осуществляется путем создания противодавления на устье скважины с помощью установленного специального устьевого и дополнительного наземного оборудования.

К важным преимуществам данной технологии можно также отнести контролируемое прохождение как зон с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД), так и зон с аномально-низким пластовым давлением (АНПД).

Одна из перспективных технологий поддержания равновесного забойного давления, основывается на контроле притока пластового флюида или поглощения промывочной жидкости. Современные устройства, устанавливаемые на поверхности по измерению объема жидкости поступившего в скважину и поглощенного пластом фиксируют изменение объема в широком диапазоне, что позволяет почти мгновенно увеличить или снизить давление на забой. В итоге на диаграмме распределение давления при бурении на равновесии представлено как кривая, колеблющаяся вблизи пластового давления, как в сторону депрессии, так и в сторону репрессии.

Предложенные технико-технологические решения по контролю «микропроявлений» и «микропоглощений» предопределяют высокую эффективность дальнейшего использования технологии для увеличения безопасности вскрытия продуктивных горизонтов и повышения качества буровых работ в сложных горно-геологических условиях.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

СУХИХ АСФАЛЬТЕНОВ

Евдокимов И.Н., Лосев А.П.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Отложения смол, асфальтенов и парафинов в пласте, скважинном оборудовании, наземной обвязке скважин и промысловых трубопроводах являются серьезной проблемой для нефтедобывающих предприятий. Ежегодно в отечественной и зарубежной литературе публикуются сотни статей и монографий по исследованиям условий образования отложений, а также свойств их растворов в органических растворителях. Однако данные по исследованиям самих отложений в сухом виде отсутствуют. В частности, фактически не изучены электрофизические свойства отложений асфальтенов.

Несмотря на отсутствие данных по электрофизическим свойствам сухих асфальтенов, большое развитие в промышленности получили методы предотвращения отложений, основанные на воздействии электрических и магнитных полей. Очевидно, что такие методики имеют эмпирическое происхождение и до сих пор не обоснованы научно. Кроме того, отсутствие сведений об электрофизических свойствах асфальтенов приводит к большим ошибкам в расчетах электрокапиллярного эффекта.

В данной работе экспериментально исследованы сухие порошки и сплошные пленки асфальтенов. Проведены измерения емкости С, тангенса угла диэлектрических потерь tgδ, электрического сопротивления R и вольт-амперных характеристик (ВАХ). Измерения проводили на ячейке, представляющей собой две круглые обкладки плоского конденсатора, помещенные в термостатируемый кожух. Зависимости С, tgδ и R от температуры изучали на частотах 120 Гц и 1 кГц на LCR-метре Актаком АМ-3002. Измерения ВАХ и R на постоянном токе проводили с использованием мультиметра Актаком АВМ-4307. Диапазон напряжений при изучении ВАХ составлял 0-100 В.

Получены температурные зависимости С, tgδ, R, относительной диэлектрической проницаемости и полных диэлектрических потерь сухих порошков и сплошных пленок асфальтенов. Обнаружен гистерезис ВАХ порошков асфальтенов, интерпретируемый как возникновение остаточной поляризованности в образцах после приложения разности потенциалов. Проведены измерения показателя преломления и спектров оптического пропускания пленок асфальтенов.

ВЛИЯНИЕ АДСОРБИРОВАННЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ

НА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКУЮ АКТИВНОСТЬ

ЗАГЛИНИЗИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Михайлов Н.Н., Сечина Л.С., Савочкина К. А.

(РГУ нефти и газа имениИ.М.Губкина, ИПНГ РАН)

Глинистые минералы широко распространены в углеводородсодержащих коллекторах.

Располагаясь на поверхностях зерен породы в поровом пространстве в виде пленок, отдельных пластинок, мостиков через поровое пространство, они имеют большую удельную поверхность и высокую адсорбционную активность. Способность адсорбировать на поверхности углеводороды (УВ) приводит к образованию адсорбционно-связанной нефти.

На образцах керна, отобранных на месторождении Новый Уренгой, исследовались вид и содержание глинистых минералов-алюмосиликатов, а также их способность адсорбировать индивидуальные УВ различного строения и продукты переработки нефти. Адсорбционно-связанная нефть способствует образованию пленочной нефти, меняет смачиваемость поверхности пор с гидрофильной на гидрофобную, что, в конечном счете, влияет на нефтеотдачу.

Установлено, что: 1. В состав образцов входят монтмориллонит, гидрослюда, хлорит и смешаннослойные хлорит-гидрослюдистые образования, что было подтверждено данными рентгеноструктурного и термического анализов. Содержание глинистой фракции изменялось от 0,8 % до 1,5%. Удельная поверхность составила 0,16-0,59 м2/г. Обменные катионы - натрий и кальций; 2.Адсорбционно-связанная нефть, образованная различными углеводородами в поровом пространстве исследованных образцов, составляет, в среднем (% от объема пор): циклогексаном- 0,7; гексаном -0,8, изо-октаном -0,8; гептаном- 0,9; деканом -1,9; конденсатом- 6,7, керосином- 15,6; дизельным топливом -19,2; 3. Адсорбция УВ зависит от содержания в породе частиц меньше 1 микрометра - чем больше этих частиц в породе (чем больше содержание глинистых минералов – алюмосиликатов), тем больше адсорбция; 4. Адсорбция зависит от вида глинистого минерала-алюмосиликата в породе. Наибольшей адсорбционной активностью по отношению к углеводородам обладают смешаннослойные хлорит-гидрослюдистые и хлорит-монт-мориллонитовые образования; 5. Адсорбционно-связанные углеводороды снижают физико-химическую активность коллекторов, содержащих глинистые минералы-алюмосиликаты.

textarchive.ru

Определение содержания остаточной воды в нефти

Определение физико-химических характеристик нефти

 

Разделению нефти на фракции на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) предшествуют стадии её добычи и подготовки. Только после подготовки нефти на соответствующих установках она может быть реализована как товар, как сырье для последующей переработки. Соответственно, от ее качества, от ее базовых свойств зависит вариант ее переработки, качество получаемых фракций и цена на мировых рынках. Легкие и малосернистые нефти более предпочтительны для НПЗ и, следовательно, обладают большей стоимость.

Цель работы - ознакомиться с методами анализа обезвоженной нефти и определением основных ее характеристик.

Перед выполнением работы необходимо изучить следующие вопросы:

1. Возможное содержание воды, солей и механических примесей в нефти, источник их появления, последствия их присутствия. Методика определения остаточной воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Требования ГОСТ 51858-2002 на содержание в нефти указанных компонентов;

2. Понятие об абсолютной и относительной плотности нефти. Зависимость плотности от температуры. Связь плотности с химической природой нефти. Методы определения плотности нефти;

3. Вязкость как качественная характеристика нефти и нефтепродуктов. Вязкость динамическая, кинематическая, условная. Вискозиметр Энглера для определения условной вязкости, его устройство и методика проведения анализа, водное число вискозиметра;

4. Причины потери подвижности нефти. Метод определения температуры застывания;

5. Смолисто-асфальтеновые соединения нефти, их характеристика, модельные структурные формулы. Влияние САВ на основные параметры нефти. Методика определения САВ в нефти;

6. Сернистые соединения нефти, их классификация и влияние на основные технологические процессы. Метод определения общей серы сжиганием навески нефти в трубке. Экспресс-метод определения количественного содержания сероводорода в нефти.

 

Определение содержания остаточной воды в нефти

 

При добыче нефти ее сопровождают пластовые воды с растворенными в ней солями (хлоридами, сульфатами, карбонатами). Содержание воды и солей в нефти колеблется в широких пределах в зависимости от условий залегания, методов разработки и способов добычи нефти. Обводненность добываемого потока может достигать 80-90%. Минерализованная вода присутствует в нефти в виде эмульгированных глобул, образующих, в основном, нефтяную эмульсию обратного типа "вода в нефти". Нефтяная эмульсия стабилизируется прочными адсорбционными пленками на границе раздела фаз нефть-вода, которые являются физическим барьером для контакта между диспергированными глобулами воды, препятствуют их слиянию (коалесценции) и осаждению (седиментации). Этот барьер создают природные стабилизаторы (эмульгаторы) - различные высокомолекулярные компоненты нефти и примеси. Это такие полярные вещества, как смолы, асфальтены, соли нафтеновых кислот, а также твердые, тугоплавкие парафины и различные механические примеси (глина, ил, кварцевый песок, нерастворимые в воде соли, окислы железа (II, III), сульфид железа и др.).

Обводненные нефти вызывают ряд трудностей и осложнений в работе технологического оборудования: это коррозия трубопроводов, резервуаров, насосов; повышение вязкости и возрастание энергозатрат при перекачке такой нефти; нарушение режима атмосферной перегонки нефти. Во избежание этого разработаны различные методы и способы обезвоживания нефтей. Наиболее простым и эффективным является разрушение эмульсии термохимическим методом с помощью деэмульгаторов – поверхностно-активных веществ различных классов и типов. Согласно общепринятой теории П.А. Ребиндера, действием деэмульгатора ослабляется структурно-механическая прочность адсорбционных слоев, состоящих из природных эмульгаторов. Применение оптимальных дозировок деэмульгатора в сочетании с нагревом эмульсии за счет снижения вязкости эмульсии позволяет интенсифицировать процессы обезвоживания и обессоливания нефтей и провести их наиболее полно. Подробнее об этом, а также о методике лабораторного деэмульгирования нефти можно узнать в [2-4].

Согласно ГОСТ 51858-2002, подготавливаемая к дальнейшей переработке нефть должна иметь характеристики, указанные в таблицах 2 и 3 Приложения 1.

Методика определения содержания воды в нефти методом Дина-Старка.

Метод основан на отделении воды от нефти за счет азеотропной перегонки. Азеотропная перегонка представляет собой процесс ректификации в присутствии растворителя, который является наиболее летучим компонентом смеси. Растворитель выбирается таким, чтобы увеличить относительную летучесть тех компонентов, которые должны быть удалены.

В случае работы по определению остаточной воды в нефти в качестве растворителя, удаляющего воду, выступает легкокипящая фракция деароматизированного бензина. Некоторые углеводороды, находящиеся в бензине, такие как пентан, гексан, гептан, октан, позволяют выделять воду из нефти при температурах меньших, чем это необходимо для кипения воды. К примеру, азеотропная смесь гептана и воды в соотношении 87/13 выкипает при температуре 79,2 0С, тогда как их температуры кипения составляют 98,4 и 100 0С.

Ранее, при действии ГОСТа 443-76 использовался бензин марок "Калоша" ("Галоша"). В настоящее время он идет под наименованием Нефрас С2-80/120. В целом, может быть использована легкая фракция прямогонного бензина.

Следует отметить, что доверительные результаты метод Дина-Старка дает при анализе остаточной воды. Применение его для определения содержания воды в эмульсии достаточно спорно, так как результат, зачастую, оказывается серьезно занижен.

Пробу нефти предварительно хорошо перемешивают. Затем в круглодонную колбу (рис. 1) емкостью 0,5 л берут навеску нефти в количестве 100 г (с точностью до 0,02 г), наливают в колбу 100 мл прямогонного бензина, добавляют "кипелки" (кусочки фарфора или керамики) и собирают прибор Дина-Старка (рис. 1.). Вся используемая посуда (колба, ловушка-приемник, обратный холодильник) должна быть чистой и сухой. Нагревание колбы с нефтью осуществляют с помощью электронагревательного прибора так, чтобы из холодильника в ловушку стекало по 2-4 капли в секунду сконденсированной азеотропной смеси воды с растворителем.

В процессе перегонки ловушка полностью заполняется и бензин начинает переливаться обратно в перегонную колбу. Вода же постепенно накапливается в нижней части ловушки. Перегонку ведут до тех пор, пока объем воды в ловушке не перестанет изменяться (от 30-ти 60-ти минут).

Рисунок 1 - Прибор Дина-Старка:

1 - круглодонная колба;

2 - ловушка Дина-Старка;

3 - холодильник.

 

Содержание воды в нефти (в % мас.) определяют по формуле:

, (1)

где V – объем воды в ловушке, мл;

- плотность воды, г/см3;

G – навеска нефти, г.

 

Внимание! При проведении работы существует возможность возгорания установки. Если выставлен чрезмерно мощный уровень нагрева колбы, то образуется большой объем паров, проходящих через холодильник. Эти пары препятствуют обратному течению конденсата в ловушку, в результате чего конденсат накапливается в холодильнике и через некоторое время переливается через его верх на электрическую плитку. Поэтому всегда следует следить на ходом перегонки и уровнем нагрева смеси.

 

Хлористые соли нефти

 

Нефть, поступающая с нефтепромыслов, содержит в себе не только механические примеси, воду и газы, но и большое содержание минеральных солей. Это влечет за собой ряд таких последствий как: коррозия оборудования; отложения солей на внутренних стенках труб и змеевиков в печах и теплообменниках, приводящие к прогару труб; ухудшение качества нефтепродуктов и снижение эффективности вторичных термических и каталитических процессов.

Хлористые соли, содержание которых ограничивается ГОСТом 51858-2002, вызывают, при гидролизе в воде, химическую коррозию [3]:

 

MgCl2 + 2h3O → Mg(OH)2 + 2HCl

 

В связи с этим необходимо избавлять нефть от солей, что и осуществляется на одной из стадий установок подготовок нефти.

Сущность метода заключается в извлечении хлористых солей из нефти водой и индикаторном титровании их водной вытяжки.

 

stydopedia.ru

остаточная нефть - это... Что такое остаточная нефть?

 остаточная нефть irreducible oil, residual oil, unrecovered oil

Большой англо-русский и русско-английский словарь. 2001.

  • остаточная нефтенасыщенность
  • остаточная основная

Смотреть что такое "остаточная нефть" в других словарях:

  • остаточная нефть — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN irreducible oil …   Справочник технического переводчика

  • Нефть — (Oil) Нефть это горючая жидкость Добыча и переработка запасов нефти является основой экономики многих стран Содержание >>>>>>>>>>>>>>>>> …   Энциклопедия инвестора

  • Нефть — У этого термина существуют и другие значения, см. Нефть (значения). Нефть ? Основной состав Сn …   Википедия

  • Остаточная нефтенасыщенность — ► residual oil content, residual oil saturation Количество нефти в пласте, остающееся после ее вытеснения водой или газом и вообще по окончании эксплуатации данного пласта. Величина остаточной нефтенасыщенности зависит от капиллярного давления,… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • широкая остаточная фракция — Сырая нефть, из которой были удалены газы, бензин, керосин и газойль. [СТ РК ИСО 1998 1 2004 (ИСО 1998 1:1998, IDT)] Тематики нефтепродукты EN topped crudelong residue …   Справочник технического переводчика

  • Режим истощения — ► depletion procedure (process) Режим работы залежей нефти, при котором продвижение нефти происходит преимущественно за счет расходования внутренней энергии залежи – энергии газа, растворенного в нефти (газовый режим). Работа залежи за счет… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Актив — (Assets) Активы предприятия, оборотные и необоротные активы, учет и управление активами Информация об активах предприятия, оборотных и необоротных активах, учет и управление активами Содержание 1. Коэффициент 2. Рисковые активы пользуются спросом …   Энциклопедия инвестора

  • Основные направления налоговой политики на 2009-2011 гг. — Основные направления налоговой политики на 2009 2011 гг. В соответствии с принципами среднесрочного финансового планирования Министерством финансов Российской Федерации в 2007 году был впервые разработан документ, определяющий концептуальные… …   Энциклопедия ньюсмейкеров

  • НДПИ — (severance tax) НДПИ это налог на добытые полезные ископаемые, изымаемый с пользователей недр Информация о НДПИ , расчет и порядок уплаты налога в соответствии с налоговой ставкой на определенный вид полезного ископаемого Содержание >>>>>>>> …   Энциклопедия инвестора

  • Геология нефти — Содержание 1 Миграция нефти 2 Нефтеносные породы и скопления нефти …   Википедия

  • давление — 2.3 давление: Механическая величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на внутреннюю (внутреннее давление среды) или наружную (внешнее давление воды, грунта) поверхность трубопровода по нормали к ней. Источник: СТО Газпром 2 2.1 318… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

dic.academic.ru

Способ определения остаточной нефтенасыщенности

 

описднии

Союз Советских

Соцналистнчесинх

Республик и 92

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свнд-ву (22) Заявлено 26. 06. 80 (2! ) 2947231/18-25 с присоединением заявки ¹ (23) Приоритет (Ы)М. Кл.

G 01 V 9/00//

6 О1 М 24/08

Государственный комитет

СССР по делам изобретений и открытий (Ж >ВК 539.143. .43:550.837 (088.8) Опубликовано 15.05.82. Бюллетень № 18

Дата опубликования описания 17.05.82,!

В.Д. Неретин, M.Â. Карпова, Л.Г. Пет сян, С.А. Султанов и 10.С, Шимелевич

Всесоюзный научно-,исследовательский институт ядерной геофизики и геохимии (72) Авторы изобретения (7() Заявитель (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ

НЕФТЕНАСЫЦ ЕННОСТИ! 1

Изобретение относится к геофизическим методам разведки и может быть использовано при промыслово-геофизических исследованиях в процессе разработки месторождений.

Величина остаточной нефтенасыщенности характеризует соДержание нефти, оставшейся в пласте после проведения заводнения, и определяется как процент от обьема пор, занятый не1О извлекаемой нефтью. Величина остаточной нефтенасыщенности Квктнеобходима на этапе, разведки для оценки извлекаемых з асов нефти, а на этапе разработки месторождений — для оператив15 ного контроля за разработкой и оценки экономической эффективности третичных методов добычи.

Известен способ определения остаточной нефтенасыщенности, основанный на заводнении образцов в лабораторных условиях, в котором заводнение осуществляют на кернах длиной 1-2 м, отобранных на буровых растворах, сохраняющих свойства поверхности отбираемой породы (11.

Известный способ доступен только для малого числа скважин, так как тре-. бует специальных условий отбора керна и является недостаточно точным изза трудностей, связанных с установлением истинных условий начальной насыщенности .

Наиболее близким к изобретению техническим решением является способ определения остаточной нефтенасыщенности, заключающийся в отборе керна на водном буровом растворе и определени относительного содержания воды и не ти в керн путем его экстрагирования (2).

Известный способ, хотя-и прост в реализации, является недостаточно точным. Это связано с тем, что относительное содержание воды и нефти в об- разцах, отобранных на буровом растворе на водной основе, не соответствует пластовому вследствие проникновения

928290 4 фильтрата в пласт в процессе бурения и отбора керна. При этом степень замещения воды и нефти зависит от многочисленных побочных факторов, таких как скорость бурения, скорость циркуляции раствора, тип долота и т.д. Поэтому получаемые этим методом оценки остаточной нефтенасыщенности носят грубо приближенный характер.

Кроме того, оба известных способа 1о не дают возможности одновременно с количеством оценить вязкость остаточной нефти, что весьма важно при проектировании третичных методов добычи.

Цель изобретения - повышение точности измерения и расширение функциональных возможностей путем определе ния вязкости остаточной нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в способе определения остаточной нефтенасыщенности, заключающемся в отборе керна на водном буровом растворе и определении относительного содержания воды и нефти в керне, опре- р деляют дважды время продольной релаксации с помощью ядерного магнйтного резонанса (ЯИР) остаточной нефти керна без электрохимической обработки и в сочетании с ней,осуществляют отбор зв дополнительного керна на нефтеэмульсионном или известковобитумном буровом растворе в нефтяной части залежи, определяют дважды время продольной релаксации с помощью ЯМР остаточной нефти дополнительного керна без электрохимической обработки и в сочетании с ней,определяют остаточную нефтенасыщенность по измеренным значениям продольных времен релаксаций указан- 4О ных кернов и,вязкость остаточной нефти по корреляционной зависимости времени продольной релаксации нефти от его вязкости.

Сущность предлагаемого способа.за- 45 ключается в следующем.

При исследовании образцов керна из ряда месторождений методом ядерного магнитного резонанса в сочетании с электрохимической обработкой, по,зволяющим изучать свойства воды и неф ти непосредственно в пористой среде, установлено, что для каждого месторождения времена продольной релаксации остаточной нефти (Г „ ст),меньше, чем времена продольной релаксации извлеченной нефти и длинноживущей фазы нефти в нефтяной части разреза, а диапазон изменения значения Т„„ в преде1н.Ост лах одного месторождения очень узок.

Поскольку времена релакции нефтей определяются в основном их вязкостью; следовательно, в процессе разработки извлекается в первую очередь более подвижная часть нефти, а остаточная нефть представлена более вязкими фракциями. Эти данные согласуются и с представлениями, получаемыми при гидродинамических исследованиях.

Содержание остаточной нефти может быть определено следующим образом.

Вначале в водо-нефтяной зоне отбирают керн на буровом растворе на водной основе, когда содержание остаточной нефти не является представительным, и методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР) в сочетании с электрохимической обработкой определяют время продольной релаксации остаточной нефти Т „ сткак ее характеристический параметр. Затеи отбирают керн ,,в нефтяной части залежи на нефильтрут ющемся буровом растворе (нефтеэмульсионном или известковобитумном), когда относительное содержание воды и нефти не нарушается и методом ЯМР в сочетании с электрохимической обработкой определяют содержание остаточной нефти как содержание углеводородной фазы, характеризующейся временем продольной релаксации, ра»ным Т1н. вот.

Параметр Ъвав ряде случаев может быть определен и при отборе керна на водном буровом растворе в промытой зоне нефтяной части пласта.

Так как время продольной релаксации нефти в породе и в неограниченном объеме обычно мало различается, на основании найденного значения времени продольной релаксации остаточной неути Т„„,может быть оценена ее вязкость М с помощью известной корреляционной зависимости Т = i()).

Предлагаемый способ осуществляется в следующей последовательности операций. Отбирают керн У 1 на водном буровом растворе ниже уровня водонефтяного контакта в переходной водонефтяной зоне (при разведке месторождений ) или за контуром нефтеносности (в эксплуатируемых месторождениях). Методом ядерного магнитного резонанса в сочетании с электрохимической обработкой (ЭХО) определяют время продольной релаксации, характерное для остаточной нефти данного

9282

90 6 остаточной нефти данного месторождения. На основании полученного значения времени продольной релаксации остаточной нефти данного месторождения по кривой зависимости времени продольной релаксации нефти от их вязкости оценивают вязкость остаточной нефти. месторождения Т1„.Отбирают керн tt 2 на нефтеэмульсионном (или известковобитумном) буровом растворе из нефтяной части залежи. Иетодом ядерного магнитного резонанса в сочетании с 5 электрохимической обработкой определяют время продольной релаксации остаточной нефти и остаточную нефтенасыщенность, как содержание нефтяной фазы в этом керне со временем продоль-1О ной релаксации равным ранее определенному времени продольной релаксации

Иетод использования способа на одном из месторождений Татарии приведен в таблице.

ММ пп

Время измерения

Данные образца

Релаксационные параметры

Т„P*, Т„,, Р, Т1., Pg i мс 4 мс 4 мс 4

До ЭХО 230 37 60 63

Обводненная часть залежи, водный буровой раствор

60 29 2 71

После ЭХО

2 Нефтяная часть До ЭХО 250 100 залежи, эмульсионный буровой После ЭХО 220 21 52 42 2 37 раствор

Данные анализа образцов при вует воде, фазы со временами релаксации 220 и 52 мс, не изменяющиеся

4 в процессе обработки, соответствуют нефти.

Т1* и Т к - времена продольной релаксации длинноживущей и короткоживущей фаз;

Рр и Р— относительное содержание этих фаз.

Из сравнения данных образцов 1 и 2 следует, что фаза 52 мс = Т1н =60 мс соответствует остаточной нефти, а ее содержание - 423 представляет собой прогнозное значение остаточной нефтенасыщенности для данного пласта.

Образец 1. Фаза со временем релак сации 60 мс, не изменившимся после

4О электрохимической обработки ЭХО, соответст вует остаточной нефти, а фаза,. имевшая до ЭХО T *= 230 мс, а после

ЭХО - 2 мс, является водой,т.е. Т®ост=

60 мс. Так как образец хранился в парафине, то в процессе консервации

45 и хранения он потерял часть порового флюила и оказался недонасыщенным. В процессе ЭХО происходит донасыщение образца раствором и, следовательно, изменение относительного содержания воды и нефти, однако объемное содержание нефти остается постоянным.

Предлагаемый способ позволяет повысить точность определения остаточной нефтенасыщенности, что приводит к более полному использованию месторождений, Известно, что от 40 до 70 нефти остается в пласте после заводнения.

Снижение остаточной нефтенасыщенности даже на 14 приводит к значительной экономии при добыче нефти. Кроме то

ro, реализация изобретения позволяе прогнозировать как содержание остать ной нефтенасыщенности, так и одновременно оценивать вязкость нефти на стадии разведки месторождений и в соответствии с этим проектировать рациональную систему разработки.

Образец 2. Хранился в растворе, поэтому полностью насыщен. Фаза, вре- мя релаксации которой после ЭХО сравнялось со временем релаксации обрабатывающего раствора — 2 мс, соответст7

Формула изобретения

9282

Способ определения остаточной нефтенасыщенности, заключающийся в отборе керна на водном буровом растворе и определении относительного содержания воды и нефти в керне, о тл и ч а ю шийся тем, что, с целью noabllJåíèÿ точности измерения и расширения функциональных возиожнос- >0 тей путем определения вязкости остаточной нефти, определяют дважды время продольной релаксации с помощью ядерного магнитного резонанса (ЯМР) остаточной нефти керна без электрохимической обработки и в сочетании с ней осуществляют отбор дополнитель/ ного керна на нефтеэмульсионном или известковобитумном буровом растворе в нефтяной части залежи, опоеделяют gp дважды время продольной релаксации

90 8 помощью ЯМР остаточной нефти дополнительного керна без электрохимической обработки и в сочетании с ней, определяют остаточную нефтенасыщенность по измеренным значениям продольных времен релаксаций указанных кернов и вязкость остаточной нефти по корреляционной зависимости времени продольной релаксации нефти от ее вязкости °

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Rathmell S 1. et аll. Reservoir

waterflood Кез1dual Oil Saturation

from Laboratory Tests. Jornal of

Petroleum Technology 1973 N 2, р 175

2. Определение нефтефизических характерйстик по образцам. Под ред.

Дахнова В.Н. М., "Недра", 1977, с.172175 (прототип).

Составитель В. Майоршин

Редактор Т. Парфенова Техред M. Надь Корректор M. Демчик

Заказ 3232/58 Тираж 719 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москвас И 35л Раушская наб. g. 4/g филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4

    

www.findpatent.ru

Извлечение - остаточная нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Извлечение - остаточная нефть

Cтраница 1

Извлечение остаточной нефти достигает лишь 70 % и может быть ниже на 10 %, чем при пресной воде. Мицеллярный раствор, содержащий 6 % ( в 3 раза больше) стабилизатора, обеспечивает значительно большую эффективность процесса извлечения остаточной нефти, чем при пресной воде в породе.  [2]

Для извлечения остаточной нефти существует несколько методов, известных под названием вторичных методов добычи, в основу которых положен принцип увеличения притока нефти к скважинам путем искусственно создаваемого давления на нефтяной пласт, например путем закачки в него углеводородных или инертных газов, воздуха, воды или водяного пара.  [3]

Для извлечения остаточной нефти, рассеянной в заводненной зоне, необходимо прежде всего знать, как располагается нефть в пористой среде: в виде глобул, в крупных порах, заполненных водой, или в виде пленок на гидрофобной поверхности пор, кроме того было бы неплохо знать каков механизм образования этого ОНИ.  [4]

Методы извлечения остаточной нефти на месгорождсп ях Ьашкортостана.  [5]

Способ извлечения остаточной нефти при этом основывается на перераспределении закачиваемой воды по прослоям и зонам неоднородного пласта путем искусственного образования полимердисперсных систем ( ПДС) или их модификаций в высокопроницаемых промытых водой объемах неоднородного пласта.  [6]

Полнота извлечения остаточной нефти зависит от ряда геолого-физических и технологических факторов, причем степень их влияния неодинакова.  [7]

Зависшость степени извлечения остаточной нефти ( I и 2) и обводненности продукции ( Г и 2) от суммарно.  [8]

Сущность механизма извлечения остаточной нефти заключается в следующем. Приготовленная на поверхности водная дисперсия с массовым содержанием до 10 % может быть представлена как микроэмульсия прямого типа. Поверхностно-активное вещество выполняет в исходной дисперсии двойную функцию - как дисперсной фазы, так и стабилизатора прямой микроэмульсии. Вязкость этой эмульсии растет во времени с формированием структурных связей.  [9]

Наибольшее применение для извлечения остаточной нефти на месторождениях республики получили осадкогелеобразующие технологии ( ОГОТ), внедрение которых позволяет снизить проницаемость промытых зон пласта и уменьшить степень его неоднородности в направлении вытеснения. В основе осадкогелеобразующих технологий для пласта ( ПЗ скважин) лежат следующие принципиальные воздействия: создание водоизолирующего экрана в водонасыщенной части пласта или изоляция промытых водой пластов в многопластовом объекте. В применяемых технологиях реализуется получение водоизолирующих материалов, образующихся при взаимодействии вводимых в пласт реагентов с компонентами пористой среды. Конденсация дисперсной фазы из растворов ( осадкообразование) происходит за счет взаимодействия как между реагентами, так и их взаимодействием с компонентами матрицы породы. Так используется способность силикатных и щелочных составов взаимодействовать с ионами щелочно-земельных металлов пластовой воды с образованием водонерастворимых осадков CaSiO3, MgSiO3, Ca ( OH) 2, Mg ( OH) 2 или гелеобразных систем.  [10]

МУН направлены на извлечение остаточной нефти из высокообводненных месторождений. Они имеют высокую технико-экономическую эффектив1 - ность, что доказывает важность масштабного применения МУН на поздней стадии разработки месторож1 дений Башкортостана.  [11]

Основной недостаток метода извлечения остаточной нефти при помощи СО2 заключается в снижении охвата пластов вытеснением по сравнению с обычным заводнением, особенно при неполной смесимости его с нефтью.  [12]

К сегодняшнему моменту для извлечения остаточной нефти определены наиболее эффективные методы и связанные с ними технологии МУН: осадкогелеобразующие технологии с использованием продуктов химического и биологического происхождения и их различные модификации; газовые технологии и низкочастотное вибросейсмическое воздействие.  [13]

На месторождениях Башкортостана для извлечения остаточной нефти зарекомендованы новые промышленно доступные биореагенты, которые относятся к классу эмульсанов.  [14]

Состав мицеллярных растворов для извлечения остаточной нефти из пластов, полностью охваченных заводнением, должен отличаться от растворов для неоднородных пластов с низким охватом заводнением. В первом случае инверсия мицеллярных растворов и повышение их вязкости будут ухудшать процесс извлечения нефти, а во втором могут не ухудшать за счет повышения охвата вытеснением.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способы оценки остаточной нефти.

 

Наиболее распространённым и применимым методом оценки является – анализ керна.

 
 

Керн отбирается из пласта

с помощью специального долота,

транспортируется на поверхность

и изучается.

 

При анализе керна определяется Sоr~20-25%, но при анализе баланса мы имеем иные значения.

Т.к. пластовое давление меняется на атмосферное (для керна), то возникает градиент давления:

например, 1=0.05 м, тогда перепад - 200/0.05×40×102 ат/м,

но ни в одной точке пласта такого большого градиента не возникает. Т.е. компоненты, которые могли быть вытеснены, будут вытеснены, а адсорбированная, плёночная и тупиковая нефти останутся.

По мировым стандартам: значение 28% является переходным для порога рентабельности. Но наши реальные значения часто тому не соответствуют, и даже если крен даёт лучшие результаты, анализ баланса тому противоречит.

 

Американские учёные ввели новый способ оценки. Образец в загерметизированном виде поднимается на поверхность, замораживается жидким азотом, после чего транспортируется в лабораторию, где дезинтегрируется и размораживается при определённых условиях. Лёгкие углеводороды при этом улетучиваются или втекают. Затем, проводят анализ того, что осталось и того, что вытекло. В результате была сделана реальная оценка остаточной нефти – остаётся до 60%.

В нашей стране была применена эта технология, когда был отобран керн на Луне.

Но, всё же, это дорогой, хотя и единственный способ реальной оценки содержания остаточной нефтенасыщенности. По большей части его применяют на заводнённых пластах. Технология с герметизацией – базовая.

Существую и более простые модификации.

1. В колонковую трубу вставляется специальная манжета из высокопористого губчатого (резинового) материала.

В процессе взятия образца керн окружён

этой резиновой губкой и при подъёме

керна нефть улавливается ею.

При анализе определяется суммарная

нефтенасыщенность:

Sоr=S(Sоrк+Sоrгуб)

Эта технология более дешёвая,

но и менее надёжная.

 

2. Для взятия керна из высокопарафинистых месторождений.

 

На Житебае, Узени был применён метод взятия керна на охлаждённом буровом растворе. В результате выпадения парафина керн загерметизируется.

 

Рассмотрим и другие методы оценки.

 

Геофизические методы.

 

В отличие от анализа керна это методы косвенные.

Для использования этого метода необходимо установить связь между остаточной нефтенасыщенностью и геофизическими методами.

Г.М=f(Sоr)

Обычно эту связь устанавливают благодаря корреляционной связи, с предварительным определением нужного параметра. Сначала находят Sоr(керн), затем ГМ(керн). Далее строятся геолого-гидродинамические модели, определяются запасы, определяется остаточная нефтенасыщенность и т.д.

 

Так для определения зависимостей используется метод электрического сопротивления.

Sor=1 – ((rв – kп-m)/rпл)1/n,

где rв – удельное электрическое сопротивление пластовой воды, которое зависит от степени минерализации;

rпл – удельное сопротивление пласта, которое зависит от содержания остаточной нефти;

m, n – коэффициенты, определяемые эмпирическим способом на основе анализа геофизических данных;

m – литологический коэффициент;

n – коэффициент смачивания.

 

Изучение электрического сопротивления позволяет оценить остаточную нефтенасыщенность.

При подъёме керна на поверхность могут выпадать смоло-асфальтеновые фракции в самом керне, что приводит к изменению смачиваемости, поэтому параметр смачиваемости n в керне может не совпадать с n в пласте. Поэтому такие технологические оценки дают большие погрешности и не могут устроить специалистов с точки зрения оценки информации.

Поэтому в зарубежной практике используют специальные технологии, которые называются «технологиями регулированного воздействия на призабойные зоны».

Геофизические методы изучают пласт на расстоянии порядка 1 м (малоглубинные), следовательно, для увеличения достоверности, в эту зону закачивают различные растворы, имеющие отличные друг от друга геофизические свойства (например, солёность), и проводят анализ. Из анализа получают различные уравнения и составляют их комбинации. Решая три уравнения, аналитическим методом избавляются от неизвестных параметров m, n. Такая технология получила название «каротаж-закачка-каротаж». Благодаря этому методу было определено, что на Ромашкинском месторождении Абдурахмановской площади Sоr=45%.

Этот способ оценки гораздо лучше по точности предыдущего. Но вода может содержать аномальные борные ионы и т.п. аномальные свойства, что может осложнить оценку.

 

 
 

 

1 м

 

 

«Индикатор обратной промывки»- способ использования активного химического индикатора. Он был реализован в Канаде и Соединённых штатах и показал себя высокоэффективным.

 
 

 

 

15 м

 

 

Это довольно глубинный метод, т.к. от стенки скважины изучение уходит на 15 м.

В качестве индикатора используется раствор этилового спирта в пластовой воде. В результате происходит гидролиз и последующее изменение химического состава, причём чем больше Sоr, тем сильнее идёт изменение состава.

Скважину закрывают на 10-15 суток, в это время идёт изменение химического состава индикатора, после чего проводят анализ индикатора.

 
 

с, г/л t

 

 

I II

 

t

I – первичный индикатор;

II – вторичный индикатор (изменённый, полученный).

 

Время поступления остаточного индикатора связано с остаточной нефтенасыщенностью Sоr.

Этот способ показал хорошие результаты и удачные соответствия фактическим данным.

В некоторых арабских странах есть коллектора с хорошей пористостью kп~30% и лёгкой нефтью. В результате замещения нефти водой плотность уменьшается. Французы воспользовались этим свойством: в скважину опускают гравиметр и по различию показаний определяют остаточную нефтенасыщенность Sоr. Этот метод даёт возможность оценить Sоr при условии высокой пористости (~30%).

 

lektsia.com