Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Смешивающееся вытеснение нефти


Смешивающееся вытеснение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

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]

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]

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

www.ngpedia.ru

Смешивающееся вытеснение. Slim-tube тест. | Разработка нефтяных и газовых месторождений

При моделировании смешиваемого вытеснения важно правильное воспроизведение фазовых переходов, без этого не возможно верно оценить коэффициенты извлечения и вытеснения. Уравнения состояния без настройки на эксперимент дают большую погрешность. Для настройки, как уже указали, нужен, как минимум, эксперимент Swelling Test, Slim Tube тоже хорошо иметь.

В РФ нет методических документов на эту тему. В связи с чем, наблюдается широкий разлет фантазии при планировании и выполнении экспериментов, когда заказчики и исполнители не понимают целей этих экспериментов...

Спасибо Гоша за ссылки - интересно почитать, где мы в этой теме... Хотя зарубежом это методические наработки уже почти 30 летней давности... Керновые модели - это не slim tube и не подходят для смешиваемого вытесения, т.к. не позволяют создать достаточное время для достижения смешиваемости. 

В диссертации с терминологией вышла беда. Объяснение механизмов верное, но "локализация" терминов неудачная.  "vaporizing gas drive" назвали "вытеснение испаряющимся газом", а "condensing gas drive" назвали "вытеснение конденсирующим газом". И тут не получается правильно совместить откуда переход и чем вытесняется с сохранением локаничности формулировок. В обоих случаях в исходном термине "gas drive" должно относиться к одному и тому же - вытесняющему агенту - газу (закачки). 

В случае с "конденсирующим газом" получается правильно - газ (закачки) вытесняет и из него же конденсируются компоненты в нефть, что приводит к развитию смешиваемости. А вот в случае "испаряющимся газом" получается не правильно - испаряющийся (из нефти) газ вытесняет? Нет, вытесняет тот же газ (закачки), но он испаряет из нефти компоненты, что приводит к развитию смешиваемости. Т.е. если перевести этот зарубежный термин с сохранением смысла, то лучше получается не "испаряющимся", а "испаряющим".

www.petroleumengineers.ru

Смешивающееся вытеснение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Смешивающееся вытеснение

Cтраница 3

Почему задача о смешивающемся вытеснении двух жидкостей ( см. разд.  [31]

Если предположить, что смешивающееся вытеснение реализуется одним из упомянутых процессов, максимальная нефтеотдача пласта в значительной степени будет определяться коэффициентом воздействия. В данной главе этот коэффициент определяется той частью норового объема пород, которая охвачена вытесняющим агентом в пределах заданной площади пласта. Главными факторами, определяющими коэффициент воздействия, являются неоднородность и распределение пустот в породах, которые обычно характеризуются изменением проницаемости или стратификацией. Эти факторы приобретают особо важное значение при вытеснении высоковязкой нефти. Неблагоприятные отношения подвижностей вместе с существенным изменением проницаемости приводят к снижению коэффициента воздействия вытесняющего агента на пласт. Кроме того, в отложениях с вертикальной проницаемостью может происходить гравитационная сегрегация. Это неблагоприятное явление происходит в тех случаях, когда нагнетаемый легкий газ через вертикальные поровые каналы всплывает к кровле пласта и обходит более плотную пластовую нефть. Совместное влияние этих факторов на процесс смешивающегося вытеснения может дать суммарную нефтеотдачу, которая иногда может оказаться ниже нефтеотдачи, обеспечиваемой процессом заводнения пласта.  [33]

Многоконтактное ( динамическое) смешивающееся вытеснение с преобладанием конденсации будет осуществляться, если сухой газ состава G из области Сг ВКН будет вытеснять нефть LJ, состав которой лежит между касательными к границе двухфазной области СЕ и FK. При контакте газа с нефтью промежуточные компоненты переходят в газовую фазу. Состав нефти и газа меняются на фронте вытеснения до тех пор, пока совпадут в критической точке К.  [34]

Закачка углеводородных растворителей ( смешивающееся вытеснение) позволяет повысить подвижность выпавшего в пласте ретроградного конденсата или нефти в результате их растворения закачиваемыми рабочими агентами. Тем самым удается увеличить конденсато - или нефтеотдачу пластов после завершения разработки газоконденсатного или нефтяного месторождения на режиме естественного истощения. В качестве углеводородных растворителей используют легкую нефть, газовый конденсат, сжиженный газ; газ, обогащенный широкой фракцией легких углеводородов, спирты.  [35]

Естественно, что эффективность смешивающегося вытеснения в трещиновато-пористых коллекторах, как и для пористых пластов, зависит от схемы расположения скважин на площади залежи. При одних и тех же условиях вытеснения размещение скважин по треугольной схеме вызывает увеличение коэффициентов охвата и компонентоотдачи трещиновато-пористых пластов в среднем в 1 5 - 1 8 раза. В качестве примера в табл. 2.3 представлены зависимости коэффициента компонентоотдачи трещиновато-пористого пласта в случае осуществления процесса вытеснения по квадратной схеме размещения скважин. Еще одной отличительной особенностью смешивающейся фильтрации в трещиновато-пористых коллекторах может явиться зависимость этого процесса от анизотропии трещинной системы коллектора. Известно [13], что трещиноватым коллекторам часто присуще значительное различие параметров трещин по направлениям, т.е. анизотропия коллектора по проницаемости. Анизотропия трещиноватых коллекторов обусловлена, как правило, характером проявления различных деформационных процессов в ходе образования вторичной пористости пластов и выражается в распределении отдельных трещин в пластах преимущественно вдоль каких-то направлений. Анизотропия может выражаться также в преобладании одной системы трещин в пласте над другими, перпендикулярными этой системе и слабо связанными с нею.  [36]

На реализацию третьего варианта смешивающегося вытеснения оторочка растворителя закачивается в зону газонефтяного контакта после образования газовой шапки и поднятия давления на месторождении.  [37]

Опыт промышленного применения методов смешивающегося вытеснения [1] и результаты лабораторных исследований [4] показывают, что в неоднородных колллекторах эффективность этих методов достигается только при комбинированном воздействии на пласт водой и газом.  [38]

Технология сводового газонапорного и смешивающегося вытеснения нефти оторочкой растворителя, продвигаемой сухим газом высокого давления, испытывается на рифовых месторождениях Ишимбайского Предуралья, выработанных на естественном режиме истощения.  [39]

Представленные результаты расчетов процесса смешивающегося вытеснения газов из трещиновато-пористых коллекторов качественно хорошо согласуются с данными экспериментальных исследований. Они подтверждают, что при смешивающемся вытеснении флюидов в трещиновато-пористых коллекторах могут образовываться в трещинах и блоках коллектора значительные по размерам зоны смеси, на 2 - 3 порядка превосходящие зоны смеси в пористых пластах. В значительной мере эффективность вытеснения флюидов из трещиновато-пористых коллекторов определяется соотношением проницаемостей сред, долями объемов сред коллектора и линейными размерами блока. С увеличением соотношения проницаемостей трещин и блоков, длины блоков, а также увеличением доли объема трещий пласта условия вытеснения ухудшаются. Тем не менее можно предположить, что для коллекторов, различающихся средней и даже малой проницаемостью блоков ( соотношение проницаемостей сред до 1000 и выше), но имеющих долю объема трещин коллектора порядка десятых и сотых долей процента ( микротрещины и трещины средних размеров), распределение концентраций в блоках и трещинах коллектора будет практически одинаковым. При объяснении причин малой эффективности смешивающегося вытеснения флюидов в трещиновато-пористых коллекторах следует учитывать также другие факторы, такие как дискретное расположение в пласте скважин, а также неполный охват пласта вследствие влияния на процесс вытеснения различной неоднородности пласта, в том числе проявления анизотропии, вызывающей уменьшение не только коэффициента вытеснения, но и коэффициента охвата пласта. С целью выявления зависимости показателей процесса смешивающегося вытеснения от всех этих факторов были проведены расчеты двумерной площадной фильтрации газов в трещиновато-пористом пласте, а также расчеты двумерной профильной и площадной фильтрации в неоднородном пористом пласте.  [40]

Обобщая имеющиеся исследования по смешивающемуся вытеснению нефти растворителями, можно отметить, что наиболее значительное увеличение длины зоны смеси наблюдается в интервале продвижения фронтом вытеснения первых нескольких десятков метров. Затем темпы прироста длины зоны смеси уменьшаются и на расстоянии нескольких сотен метров от линии нагнетания растворителя составляют 8 - 12 % от расстояния, пройденного фронтом вытеснения.  [41]

Основным требованием при данном смешивающемся вытеснении является взаиморастворение СНГ как с пластовой нефтью, так и с истощенным газом, который подпирает оторочку.  [42]

Также эффективность дренажа при смешивающемся вытеснении может уменьшаться от выпадения из нефти в порах пласта асфальтовых компонентов.  [43]

Лабораторные исследования показали, что смешивающееся вытеснение получается также при закачке в пласт пробки алколя, с последующим проталкиванием ее нагнетаемой водой. Алколи смешиваются как с пластовой нефтью, так и с водой. Пробка, используемая в этих опытах, характеризуется изопропиловым спиртом в центре и метиловым спиртом по концам в равных объемах для каждой части. Общий объем спиртов составлял 4 % от общего объема нефти, которая должна быть извлечена. Процесс вытеснения имеет два принципиальных недостатка: 1) в пористой среде происходит трехфазное течение ( вода, нефть и спирт), что затрудняет движение, и 2) связанная вода в пористой среде подхватывается пробкой спирта, в связи с чем концентрация его может достигнуть критического значения, начиная с которого не будет смешивающегося вытеснения нефти спиртами.  [44]

Проблема влияния неоднородности коллекторов на смешивающееся вытеснение углеводородов достаточно подробно исследована для нефтяных месторождений. Основные результаты этих исследований могут быть перенесены и на истощенные газоконденсатные месторождения.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Смешивающееся вытеснение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Смешивающееся вытеснение

Cтраница 2

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 СО2 увеличивается в 1 5 - 1 7 раза, что вносит особенно большой вклад в повышение нефтеизвлечепия при разработке залежей маловязкой нефти. При вытеснении высоковязких нсфтей основной эффект достигается в результате увеличения коэффициентов вытеснения и заводнения вследствие уменьшения вязкости нефти.  [16]

В условиях смешивающегося вытеснения из поровых каналов, охватываемых вытесняющим агентом, вытесняется приблизительно 100 % начальных запасов нефти. Последнее обусловлено отсутствием межфазных поверхностных сил между нефтью и газом и отсутствием влияния относительных проницаемостеи. С другой стороны, при учете значения коэффициентов охвата пород по площади и по мощности ( которые будут рассмотрены ниже), нефтеотдача пластов на самом деле может оказаться значительно ниже указанной. Однако если сравнивать смешивающееся вытеснение с процессом равновесного вытеснения нефти газом, повышение нефтеотдачи по крайней мере должно быть пропорционально разности коэффициентов полноты вытеснения, так как отношения подвижностей в обоих процессах вытеснения практически одни и те же.  [18]

Для выбора смешивающегося вытеснения, которое гарантировало бы в конечном итоге высокую эффективность, необходимы более тщательные инженерные исследования, чем при выборе других методов добычи. При выборе операции, которая обеспечит наиболее высокие экономические показатели, необходимы или желательны следующие основные сведения.  [20]

Необходимым условием смешивающегося вытеснения нефти сжиженными нефтяными газами ( СНГ), проталкиваемыми сухим газом, является неограниченная взаимная растворимость на контакте нефть-оторочка и оторочка-газ.  [21]

Теоретически при смешивающемся вытеснении извлечение нефти из месторождения должно быть полным. Однако, как и при промывке водой или продавке газом, остаются зоны, которые невозможно дренировать.  [22]

При многоконтактном смешивающемся вытеснении условия смешивания возникают в результате массообмена между фазами. Этим термином обычно называют 6 - й тип вытеснения, который может осуществляться при нагнетании в пласт диоксида углерода или сухого газа. При этом в пласте в окрестности линии нагнетания сохраняется некоторое количество остаточной нефти, не испаряющейся в газовую фазу при реальных объемах закачки вытесняющего агента.  [23]

Выбор определенного процесса смешивающегося вытеснения в конечном итоге может быть связан с ресурсами нагнетаемого материала и близостью газобензиновых установок.  [24]

При применении методов смешивающегося вытеснения ( закачка газа высокого давления, газоводяных смесей, двуокиси углерода) коэффициенты извлечения нефти могут увеличиться на 20 % относительно их величин при обычном заводнении.  [25]

Успешное функционирование схемы смешивающегося вытеснения на весь период разработки по мере перемещения растворителя от нагнетательной скважины до добывающей возможно при выполнении условия, когда по мере продвижения оторочки растворителя должен сохраняться участок 100 % - ной насыщенности пласта жидкостью оторочки.  [26]

Под минимальным давлением смешивающегося вытеснения понимается давление Ртт такое, что при Р Pmi имеет место смешивающееся ( поршневое) вытеснение, а при Р Pmj реализуется режим вытеснения с образованием двухфазной зоны, или, по сложившейся терминологии, несмешивающегося вытеснения.  [27]

Успешное функционирование схемы смешивающегося вытеснения на весь период разработки по мере перемещения растворителя от нагнетательной скважины до добывающей возможно при выполнении условия, когда по мере продвижения оторочки растворителя должен сохраняться участок 100 % - ной насыщенности пласта жидкостью оторочки.  [28]

Известны различные виды смешивающегося вытеснения. Другие основаны на закачке газов, растворителей или сжиженных нефтяных газов.  [29]

Механизм образования мнйгоконтактного смешивающегося вытеснения нефти с диоксидом углерода имеет некоторые особенности. Так при закачке природного газа этот процесс устанавливается при достаточном обогащении закачиваемого агента легкими фракциями нефти C2 - CS. Диоксид углерода эстрагирует компоненты нефти существенно лучше метана. Легкие компоненты нефти выносятся диоксидом углерода вперед и обгоняют фронт смешивающегося вытеснения. В соответствии с этим ими получены графические корреляции для определения минимального давления смешивания. Мангеном, приведены на рис. 3.7. Приведенное утверждение, по-видимому, излишне категорично.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Достижение смешивающегося вытеснения нефти при реализации газовых и водогазовых методов воздействия на пласт

В настоящее время наблюдается устойчивое падение доли традиционных запасов углеводородов в общей их структуре. Это подталкивает инженеров-нефтяников к поиску решений по увеличению нефтеотдачи на месторождениях с падающей добычей, вовлечению в разработку месторождений с аномальными свойствами нефти и месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Перспективными методами увеличения нефтеотдачи (МУН) являются газовые (ГВ) и водогазовые методы воздействия (ВГВ) на нефтяные пласты. Эти методы в качестве рабочего агента, нагнетаемого в пласт, используют газ, либо водогазовые смеси. Сейчас наблюдается устойчивый рост применения этих методов, как на отечественных, так и на зарубежных месторождениях. При обобщении мирового опыта использования ГВ и ВГВ можно выделить газы, которые чаще всего используются в качестве вытесняющего агента. Самым популярным в использовании является диоксид углерода (CO2), для этого существует несколько важных предпосылок. Попутный нефтяной газ в странах с развитой экономикой в основном используется в качестве сырья на газоперерабатывающих заводах или в виде топлива. И смешиваемость диоксида углерода с нефтью, при давлениях близких к пластовым, несколько выше, чем для попутного газа с нефтью. При использовании технологий ГВ и ВГВ одним из главных параметров, влияющих на их эффективность, является минимальное давление смесимости (МДС) нефти и закачиваемого в пласт газа. Это давление, при котором наступает полная взаимная растворимость нефти и газа. При пластовом давлении, равном или выше МДС, в пласте начинает реализовываться механизм смешивающегося вытеснения нефти, что обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения. Из этого вытекает, что одним из критериев при выборе этих методов увеличения нефтеотдачи является величина пластового давления, установившегося на месторождении. В настоящей работе рассматривается использование в качестве газовой фазы вытесняющего агента – смесей на основе попутного нефтяного газа, позволяющих достигать режима смешивающегося вытеснения в широком диапазоне пластовых давлений.

www.researchgate.net

Процесс - смешивающееся вытеснение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Процесс - смешивающееся вытеснение

Cтраница 2

Так как при реализации метода в пласте могут одновременно фильтроваться газ и жидкость, то возможно проявление гравитационной сегрегации. Ухудшение охвата процессом смешивающегося вытеснения вследствие сегрегационных явлений характерно для высокопроницаемых сравнительно однородных пластов большой мощности. Поэтому в таких пластах обычно не рекомендуют применять метод вытеснения нефти сухим газом высокого давления.  [17]

Обогащение газа может быть осуществлено путем добавки этана, пропана, бутана. В некоторых случаях процесс смешивающегося вытеснения может быть достигнут нагнетанием в пласт попутного газа после сепарации. Чаще всего в качестве обогащающего агента применяется пропан. Концентрация обогащающих компонентов в нагнетаемом газе для обеспечения условий смешиваемости зависит от состава нефти, пластового давления и температуры.  [19]

Представляется интересным рассмотреть разработку месторождения Голден Спайк ( Канада), идентичного по своему геологическому строению с ишимбайскими рифовыми месторождениями. На месторождении Голден Спайк процесс смешивающегося вытеснения нефти оказался неудачным из-за недостаточной изученности геологического строения. Месторождение введено в разработку в 1951 году, разбурено 12 скважинами. Залежь площадью 560 га приурочена к рифовым структурам.  [20]

Как указывалось при определении процесса смешивающегося вытеснения с конденсацией газа в нефти, очень важным параметром является содержание промежуточных компонентов в нагнетаемом газе, которое должно соответствовать критическому. В связи с этим очень важно поставить лабораторные опыты для определения указанного критического состава газа при определенных значениях давления нагнетания и пластовой температуры.  [21]

Наиболее крупные эксперименты по реализации процесса смешивающегося вытеснения нефти газом высокого давления проводят на месторождениях Гойт-Корт ( Чечено-Ингушская АССР) и Озек-Суат ( Ставропольский край), водогазовой репрессии - на Битковском месторождении ( Украина) и на Самотлорском месторождении.  [22]

Предпринимается пробная операция и делается оценка результатов. Когда процесс заводнения может оказаться весьма конкурирующим с процессом смешивающегося вытеснения, рекомендуется осуществить, если на месторождении имеется для этого приемлемая площадь, пробное нагнетание. Следовательно, решение, касающееся выбора окончательной программы операции, может быть задержано до получения результатов с пробного участка. Таким образом, уменьшается риск, присущий таким операциям.  [23]

Холм и другие исследователи, минимальное давление смесимости нефти и диоксида углерода при данной ( пластовой) температуре зависит от молярной массы нефти и незначительно от ее компонентного состава. Манганом и другими учеными экспериментальные исследования показали, что процесс смешивающегося вытеснения нефти диоксидом углерода происходит при многократном контактировании в процессе фильтрации смешивающихся компонентов и постепенном обогащении зоны смеси тяжелыми углеводородами. Поэтому равенство минимальных давлений смесимости не может полностью характеризовать идентичность процессов смешения. Согласно тем же исследованиям, минимальное давление смесимости многокомпонентной углеводородной жидкости ( нефти) можно определять по минимальному давлению смесимости бинарной смеси диоксида углерода с каким-либо индивидуальным углеводородом, молярная масса которого равна молярной массе нефти. Минимальное давление смесимости с диоксидом углерода нефтей различной молярной массы определяется экспериментально. Так, при пластовой температуре 60 С однофазное состояние смеси и, следовательно, смешивающееся вытеснение диоксидом углерода нефти с молярной массой 185 г / моль возможно при давлении 14 МПа и более, для нефти или конденсата с молярной массой 115 г / моль достаточно давление 11 МПа и более.  [24]

Холм и другие исследователи, минимальное, давление смесимости нефти и диоксида углерода при данной ( пластовой) температуре зависит от молярной массы нефти и незначительно от ее компонентного состава. Манганом и другими учеными экспериментальные исследования показали, что процесс смешивающегося вытеснения нефти диоксидом углерода происходит при многократном контактировании в процессе фильтрации смешивающихся компонентов и постепенном обогащении зоны смеси тяжелыми углеводородами. Поэтому равенство минимальных давлений смесимости не может полностью характеризовать идентичность процессов смешения.  [25]

Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. Процесс лучше осуществляется в пластах с маловязкими, легкими нефтями, с малой молекулярной массой. Влияние температуры пласта на эффективность метода тесно связано с другими условиями и не может быть определено однозначно.  [26]

Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти.  [27]

Из огромной массы результатов исследований, проведенных отечественными и зарубежными учеными, можно в первую очередь выделить следующее. Наилучший эффект от вытеснения нефти диоксидом углерода и максимальный коэффициент нефтеотдачи обеспечиваются при смешивающемся вытеснении, которое возможно для данной по составу нефти только в определенных термобарических условиях. Минимальное давление смесимости нефти и диоксида углерода при данной ( пластовой) температуре, согласно данным А.Ю. Намиота, И.И. Дунюшкина, L.W. Holm и других исследователей [35, 47], зависит от молярной массы нефти и, незначительно, от ее компонентного состава. Mun-gan и другими учеными экспериментальные исследования показали, что процесс смешивающегося вытеснения нефти диоксидом углерода происходит при многократном контактировании в процессе фильтрации смешивающихся компонентов и постепенном обогащении зоны смеси тяжелыми углеводородами. Поэтому равенство минимальных давлений смесимости не может полностью характеризовать идентичность процессов смешения. В тех же исследованиях было установлено, что минимальное давление смесимости многокомпонентной углеводородной жидкости ( нефти) можно определять по минимальному давлению смесимости бинарной смеси диоксида углерода с каким-либо индивидуальным углеводородом, молярная масса которого равна молярной массе нефти. Минимальное давление смесимости с диоксидом углерода нефтей различной молярной массы определяется экспериментально.  [28]

Неоднородность обусловлена наличием линз или блоков различной пористости и проницаемости. При вытеснении вода проникает и в плохо проницаемые зоны, в результате фронт продвижения выравнивается. Смешивающиеся жидкости, имея более низкую вязкость по сравнению с нефтью, стремятся двигаться только через зоны минимального сопротивления. Поэтому рекомендуется комбинированное вытеснение нефти путем применения промывки водой и процессов смешивающегося вытеснения.  [29]

Закачанная в ходе опыта 3 в модель оторочка вытесняла остаточную нефть и формировала водонефтяной вал во входной половине модели, что наблюдали визуально благодаря прозрачности стенок оправки. Водонефтяной вал, продвигавшийся по модели по мере нарастания объема закачки, достиг дополнительного штуцера ( точка 103 см) или границы меченой остаточной нефти в момент, когда закачали всего 28 % объема пор рабочих жидкостей. Как следует из наблюдавшейся динамики нефтенасыщенности ( рис. 5.8), при дальнейшей закачке остаточная нефть вытеснялась в выходной части образца сформировавшимся ранее валом, причем изображенная в координатах SH - L тыльная граница вала меченой нефти представляла собой плавную линию ( кривые 2 - 5), увеличивающую свой наклон в ходе опыта подобно развитию зоны смеси в процессе смешивающегося вытеснения. Вал немеченой нефти служил своеобразным буфером, разделявшим оторочку и меченую нефть, причем его длина / в процессе фильтрации практически не изменялась.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Метод - смешивающееся вытеснение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Метод - смешивающееся вытеснение

Cтраница 1

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.  [1]

При применении методов смешивающегося вытеснения ( закачка газа высокого давления, газоводяных смесей, двуокиси углерода) коэффициенты извлечения нефти могут увеличиться на 20 % относительно их величин при обычном заводнении.  [2]

Опыт промышленного применения методов смешивающегося вытеснения [1] и результаты лабораторных исследований [4] показывают, что в неоднородных колллекторах эффективность этих методов достигается только при комбинированном воздействии на пласт водой и газом.  [3]

Итак, оба варианта метода смешивающегося вытеснения очень перспективны и начинают применяться все шире и шире. В настоящее время они являются, пожалуй, наиболее эффективными и, как ни странно, наименее изученными в деталях. Иначе говоря, они требуют еще значительной доработки и проверки не только в лабораторных условиях, но и на практике.  [4]

Одним из наиболее перспективных методов увеличения нефтеотдачи пласта является метод смешивающегося вытеснения.  [5]

В статье рассматривается опыт применения метода закачки обогащенного газа высокого давления на Западном заливе Ключевого месторождения, результаты комплексного контроля за осуществлением процесса. Приводятся лабораторные исследования применения методов смешивающегося вытеснения в неоднородных коллекторах, даются рекомендации по регулированию этого процесса и применению его на аналогичных месторождениях Краснодарского края.  [6]

Несмотря на высокую оценку эффективности барьерного заводнения, полнота использования запасов нефти не удовлетворяет компанию Юнион ойл, которая разрабатывает месторождение Адена. Лабораторными опытами было установлено, что в местных условиях для извлечения остаточной нефти целесообразно использовать метод смешивающегося вытеснения, предусматривающий образование в пласте оторочки из пропана и продвижение ее путем попеременной закачки газа и воды. Поэтому в 1962 - 1965 гг. провели два промышленных эксперимента, результаты которых показали, что основные затруднения на пути промышленного внедрения метода смешивающегося вытеснения связаны с регулированием коэффициента охвата.  [7]

Несмотря на высокую оценку эффективности барьерного заводнения, полнота использования запасов нефти не удовлетворяет компанию Юнион ойл, которая разрабатывает месторождение Адена. Лабораторными опытами было установлено, что в местных условиях для извлечения остаточной нефти целесообразно использовать метод смешивающегося вытеснения, предусматривающий образование в пласте оторочки из пропана и продвижение ее путем попеременной закачки газа и воды. Поэтому в 1962 - 1965 гг. провели два промышленных эксперимента, результаты которых показали, что основные затруднения на пути промышленного внедрения метода смешивающегося вытеснения связаны с регулированием коэффициента охвата.  [8]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru