Способ вытеснения нефти из залежи массивного типа. Вытеснение азотом нефти


Способ вытеснения нефти из залежи массивного типа

 

Изобретение относится к нефтяной пром-сти и м.б. использовано при разработке нефтяных залежей массивного типа, характеризующихся сильной неоднородностью коллектора. Цель изобретения - повышение нефтеотдачи за счет создания равномерного профиля вытеснения. В купольную часть пласта закачивают газ (азот), обладающий максимальным давлением смешиваемости с нефтью. В зоны опережающего продвижения фронта вытеснения осуществляют закачку газа (сухой или жирный углеводородный газ, углекислый газ или их смеси) с более низким давлением смешиваемости с нефтью. При этом этот газ закачивают с меньшей скоростью, чем скорость закачки азота. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей массивного типа, характеризующихся неоднородностью коллектора. Цель изобретения повышение нефтеотдачи за счет создания равномерного профиля вытеснения. Способ осуществляется следующим образом. На месторождении осуществляют гравитационно-смешивающее вытеснение нефти, например, азотом (вытесняющим агентом, характеризующимся максимальным давлением динамической смешиваемости с пластовой нефтью). В процессе разработки осуществляется контроль за продвижением фронта вытеснения (переходной зоны "азот-нефть"). Этот контроль проводится либо путем отбора проб из наблюдательных скважин, либо путем контроля состава продукции добывающих скважин. Когда получена информация о формировании зоны опережающего продвижения фронта вытеснения, в нагнетательные скважины, расположенные в этой зоне, закачивают вытесняющий агент с более низким давлением динамической смешиваемости чем азот (сухой углеводородный газ, жирный углеводородный газ, углекислый газ или их смеси). За счет лучшей смешиваемости с пластовой нефтью (формирование более широкой переходной зоны "газ-нефть") новый газовый агент как бы выравнивает образовавшийся провал профиля вытеснения. Закачку этого агента продолжают до тех пор, пока профиль вытеснения в других скважинах не оказывается на одном и том же уровне. Тем самым исключаются прорывы вытесняющего агента в добывающие скважины. При этом скорость закачки нового газового агента меньше, чем скорость закачки азота. В другом случае, когда с самого начала разработки располагают геолого-географической информацией о распределении зон различной проницаемости по массиву залежи, закачку газообразных агентов с различными величинами давления динамической смешиваемости с пластовой нефтью можно осуществлять с начала разработки залежи, руководствуясь теми же критериями, что и в первом случае. Таким образом, закачка углеводородного газа при одинаковом числе нагнетательных скважин в обеих зонах с высокой и низкой трещиноватостью составляет примерно 25% объема закачиваемого азота. Это является еще одним преимуществом предлагаемого метода, которое заключается в экономии расхода углеводородного газа. В скважины с высокой трещиноватостью может закачиваться вместо углеводородного газа смесь азота с углекислотой, дымовой газ и другие смеси. Если азот, вытесняющий нефть из второго типа коллектора, начинает прорываться в добывающую скважину, то для ликвидации прорыва газа нужно в ближайшие нагнетательные скважины, расположенные в проницаемой зоне коллектора, нагнетать углеводородный газ, который восстанавливает смешиваемость газа с нефтью в этой зоне, так как увеличение концентрации в пластовой смеси азот пластовая нефть метана, давление смешиваемости понижается от 45 к 35 МПа в зависимости от концентрации метана. Пример. В залежи, содержащей легкую нефть с давлением насыщения 25 МПа и пластовым давлением 50 МПа, характеризующуюся сильной неоднородностью по проницаемости и наличием трещин как в горизонтальном, так и вертикальном направлениях, выделяют два типа коллекторов. Первый тип низкая проницаемость 510-16м2 и высокая трещиноватость. Второй тип поровый коллектор: высокая проницаемость 5010-15м2 с низкой трещиноватостью. Минимальное давление смешиваемости нефти и газом (азотом) составляет 45 МПа. В первый тип коллектора закачивается углеводородный газ, во второй тип коллектора азот. Принимаем перепад Pпл-Pзаб= 9 МПа. Давление в пласте поддерживается на уровне 50 МПа. Тогда давление в призабойной зоне составит 59 МПа. Тогда по формуле Дюпюи расход q газа в скважине, м3/сут где вязкость нефти0,0210-3; rk радиус контура; rc радиус скважины; h интервал закачки газа; Tпл пластовая температура; Pзаб=59 МПа=59106, н/м2; pпл=50 МПа 50106 н/м2;P0 1,03 кгс/см2 0,103106;q=432 тысм3/сут. Пористость в низкопроницаемой части коллектора 0,05 порового объема нефтенасыщенность 0,4. Для высокопроницаемого коллектора средняя проницаемость 10-15м2, пористость 0,1, нефтенасыщенность 0,8. Для того же интервала закачки 100 м, чтобы продвижение газа было одинаково в обеих частях, темп закачки и высокопроницаемую часть должен быть примерно в 4 раза выше, т.е. 4324= 1,725106м3/сут. В этом случае перепад составляет 0,4 МПа, пластовое давление 50 МПа, а забойное 50,4 МПа.

Формула изобретения

1. Способ вытеснения нефти из залежи массивного типа путем нагнетания через нагнетательные скважины в купольную часть пласта газообразного агента с наибольшим давлением динамической смешиваемости с пластовой нефтью, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи за счет создания равномерного профиля вытеснения, определяют зону опережающего продвижения вытесняющего агента и в эту зону осуществляют закачку вытесняющего агента с более низким давлением смешиваемости путем изменения компонентного состава вытесняющего агента до выравнивания профиля вытеснения, при этом скорость закачки агента с более низким давлением смешиваемости меньше скорости закачки вытесняющего агента с наибольшим давлением смешиваемости. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в зону пласта с наибольшей проницаемостью и наименьшей трещиноватостью осуществляют закачку вытесняющего агента с наибольшим давлением динамической смешиваемости с нефтью, при этом в зону пласта с наименьшей проницаемостью и наибольшей трещиноватостью осуществляют закачку вытесняющего агента с наименьшим давлением динамической смешиваемости с нефтью.

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 27.07.1997

Номер и год публикации бюллетеня: 22-2001

Извещение опубликовано: 10.08.2001        

www.findpatent.ru

Вытеснение - азот - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Вытеснение - азот

Cтраница 1

Вытеснение азота после сожжения протекает автоматически и не требует наблюдения при условии, что скорость выделения пузырьков газа уже была однажды установлена.  [1]

Для вытеснения азота в пласт создана специальная передвижная установка, которая вместе с испарителями монтируется па грузовом автомобиле. Перевозится азот к месту потребления в жидком виде, что удобно и дешево.  [2]

По окончании вытеснения азота в автоклав дают из баллона водород до требуемого давления ( 15 - 20 атм) и ведут восстановление при хорошем перемешивании, так как тяжелый порошок никеля легко слеживается на дне автоклава. Необходимую температуру реакции регулируют по мере надобности либо нагреванием паром, либо охлаждением водой.  [4]

По окончании вытеснения азота автоклав заполняют водородом до требуемого давления и ведут восстановление при перемешивании Температуру реакционной массы регулируют пуском пара или охлаждающей воды в рубашку автоклава. Давление поддерживают пуском нового количества водорода в автоклав. Когда поглотится расчетное количество водорода, процесс считают законченным.  [5]

При нормальных условиях для вытеснения азота достаточно 10 мин.  [6]

Затем пропускают приблизительно такой же объем водорода для вытеснения азота и, те прекращая пропускание водорода, нагревают трубку 5 до 600 С. С, для чего колбу помещают на песчаную баню. Одновременно конденсатор 16 охлаждают жидким воздухом. Для того чтобы предотвратить оседание серы на холодной части отводной трубки колбы 4 и забивку трубки, последнюю изолируют асбестовым волокном. Температуру U-образных трубок 12, 1.3, 14, 15 поддерживают соответственно около: - 20; - 40; - 55; - 55 С; для охлаждения трубок используют смесь твердой углекислоты и ацетона.  [7]

Тиофенолы с диазониями не образуют азосоединений, но продукты замещения с вытеснением азота. Хнноны реагируют с диазониямн также с потерей азота.  [8]

При этом данные, полученные в первые минуты опыта, искаженные вследствие вытеснения азота из реактора, в расчет не принимались.  [9]

Экспериментальные исследования одноконтактной смешивающейся фильтрации газов в трещиновато-пористых коллекторах проведены С.И. Закировым и А.Н. Шандрыгиным для случая вытеснения азота воздухом.  [10]

После того как вся трубка будет нагрета до темнокрасного каления и выделение газа прекратится, снова начинают пропускать углекислый газ для вытеснения азота из трубки. Когда выходящий из трубки газ будет полностью растворяться в щелочи ( минут через 10 - 15), закрывают кран ( или зажим), находящийся между трубкой для сожжения и азотометром, и разъединяют их ( кран должен быть закрытым и оставаться на отводной трубке азотометра, так как. Грушу со щелочью поднимают настолько, чтобы жидкость в груше и в азотометре находилась на одном уровне, и переносят азотометр на другой стол, в стороне от печи для сожжения. Горелки под трубкой гасят ( сначала через одну) и дают трубке охладиться.  [11]

После того как вся трубка будет нагрета до темнокрасного каления и выделение газа прекратится, снова начинают пропускать углекислый газ для вытеснения азота из трубки. Грушу со щелочью поднимают настолько, чтобы жидкость в груше и в азотометре находилась на одном уровне, и переносят азотометр на другой стол, в стороне от печи для сожжения. Горелки под трубкой гасят ( сначала через одну) и дают трубке охладиться.  [12]

После того как вся трубка будет нагрета до темнокрасного каления и выделение газа прекратится, снова начинают пропускать углекислый газ для вытеснения азота из трубки.  [13]

При осуществлении газообъемного варианта способа Кьельдаля требуется 3 мин на вытеснение воздуха из колбы двуокисью углерода, 20 мин ( в среднем) на разложение вещества и 4 мин на вытеснение азота и отсчеты по азотометру. Аналогично всем другим способам, основанным на разложении серной кислотой, метод неприменим для веществ летучих или образующих летучие продукты разложения, содержащие азот. Работа с, микроколичествами в соответственно уменьшенном приборе не представляет особых трудностей. Хорошие результаты получаются также и без применения платиновой черни.  [14]

При осуществлении газообъемного варианта способа Кьельдаля требуется 3 мин на вытеснение воздуха из колбы двуокисью углерода, 20 мин ( в среднем) на разложение вещества и 4 мин на вытеснение азота и отсчеты по азотометру. Аналогично всем другим способам, основанным на разложении серной кислотой, метод неприменим для веществ летучих или образующих летучие продукты разложения, содержащие азот. Работа с микроколичествами в соответственно уменьшенном приборе не представляет особых трудностей. Хорошие результаты получаются также и без применения платиновой черни.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Вытеснение - азот - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Вытеснение - азот

Cтраница 2

В зависимости от содержания азота в веществе от начала определения до его окончания проходит около 30 - 40 мин. По окончании вытеснения азота вешают уравнительный баллон в металлическое кольцо с прорезью ниже воронки, закрывают кран 9 и отключают азотометр с трубкой 8 от трубки для сожжения. Затем закрывают резиновым колпачком еще теплую трубку для сожжения и дают ей остыть под давлением двуокиси углерода.  [16]

Регулировка положения крана 9 является единственной операцией при определении азота, которая требует некоторого опыта. Трубку во время последующего вытеснения азота еще раз прокаливают пламенем подвижной горелки в течение 10 мин. При этом достаточно, чтобы во всей зоне прокаливания ( от конца наполнения до длинной горелки) трубка была нагрета приблизительно в четырех различных местах. После этого нагревание прекращают, и как только пузырьки станут меньше, увеличивают скорость вытеснения азота.  [17]

В колбу 4 помещают около 250 г очищенной серы, собирают установку, как показано на схеме ( см. рис. 64), и про-пускают из баллона ток высушенного азота ( высушивание плавленым хлоридом кальция, или едким кали и пятиокисью фосфора) для вытеснения воздуха из установки; обычно пропускают 7 - 10-кратный объем азота по отношению к объему установки. Затем пропускают приблизительно такой же объем водорода для вытеснения азота и, не прекращая пропускание водорода, нагревают трубку 5 до 600 С. Как только в трубке будет достигнута эта температура, нагревают колбу 4 с серой приблизительно до 250 С, для чего колбу помещают на песчаную баню. Одновременно конденсатор 16 охлаждают жидким воздухом. Для того чтобы предотвратить оседание серы на холодной части отводной трубки колбы 4 и забивку трубки, последнюю изолируют асбестовым волокном. Температуру U-образных трубок 12, 1.3, 14, 15 поддерживают соответственно около: - 20; - 40; - 55; - 55 С; для охлаждения трубок используют смесь твердой углекислоты и ацетона.  [18]

Либиха, в свою очередь присоединенным к обычному поглотительному прибору, служащему для объемного определения азота. Азотомстр снабжен не обычным трехходовым краном, а крапом, изображенным на рис. 5, что облегчает вытеснение азота в эвдиометр.  [19]

При определении азота по Дюма удобнее применять открывающуюся электропечь, которая может быть удалена от установки на время вытеснения азота из трубки для сожжения в азотометр.  [20]

По способу Прегля сожжение проводят в трубке, разобщенной с источником двуокиси углерода. Сожжение регулируют вручную так, чтобы в азотометр поступали пузырьки газа со скоростью 1 пузырек в Р / 2 сек. Следующее за сожжением вытеснение азота двуокисью углерода, по крайней мере в первый период, производят при такой же скорости газа.  [21]

По способу Прегля сожжение проводят в трубке, разобщенной с источником двуокиси углерода. Сожжение регулируют вручную так, чтобы в азотометр поступали пузырьки газа со скоростью 1 пузырек в 1 / 2 сек. Следующее за сожжением вытеснение азота двуокисью углерода, по крайней мере в первый период, производят при такой же скорости газа.  [22]

Для сожжения навески электропечь 9 медленно двигают в сторону навески, периодически останавливая ее, наблюдают за пиролизом навески по изменению давления в системе. Для завершения пиролиза электропечь необходимо задержать на навеске 5 - 7 мин, после этого электропечь продолжают двигать в сторону аппарата Киппа, наблюдая за тем, чтобы пузырьки азота проходили в микроазотометр со скоростью 1 - 2 в секунду. Потом осторожно открывают кран 5 настолько, чтобы пузырьки газа двигались быстро, но не сливались в одну струю. После этого все электропечи снимают с трубки и продолжают вытеснение азота до появления микропу-зурьков.  [23]

В противном случае следует прочистить бороздки на пробке регулировочного крана. Эти последние наносятся таким образом, чтобы при случайном опускании рукоятки, могущем случиться от нагревания, ток газа не увеличивался, а уменьшался. Когда установится надлежащая скорость, передвигают в несколько приемов полностью открытую горелку с шумящим пламенем к длинной горелке. Если в трубке еще имеются содержащие азот остатки, то вытеснение азота не будет полным до конца их сжигания. Теперь уже нет опасности внезапного выделения больших количеств газа, поэтому чем скорее протекает вторичное прокаливание, тем лучше. Когда минут через 10 подвижная горелка дойдет до длинной горелки, то подвижную либо совсем тушат, либо, если есть подозрение на присутствие трудносжимаемого, содержащего азот угля, подставляют ее еще раз в то место, где первоначально находилось сжигаемое вещество. Затем начинают понижать температуру трубки, уменьшая наполовину пламя длинной горелки и увеличивая скорость газа до двух пузырьков в секунду. Если отдельные пузырьки хорошо отличимы в поле зрения лупы и поднимаются медленно, тушат длинную и подвижную горелки. Скорость пузырьков два в секунду остается неизменной до тех пор, пока при охлаждении трубки снова не появятся микропузырьки. На этом сожжение кончается, азотометр отключают от прибора и охлаждают трубку в токе углекислоты. Отсчет газа в азотометре производят при температуре 22, для чего переносят его в более прохладное помещение. Ставят уравнительную грушу сначала возможно выше, оставляют на 5 мин.  [24]

Вначале пропускают азот со скоростью 320 м3 / час через подогреватель для этана и со скоростью 80 м Ччас через подогреватель для кислорода. Затем приступают к постепенному нагреву трубчаток. После этого включают вакуум-насос и устанавливают во всей системе пониженное давление. Когда температура на входе и печь достигнет примерно 600, приступают к вытеснению азота из подогревателей. После того, как температура на вводе в печь достигнет 625, постепенно снижают скорость подачи смеси N2 и 02 до 150 ма / час. С этого момента выходящие из печи газы регулярно анализируют. Когда содержание в них этилена достигнет примерно 28 % объемн. Длительность пребывания газов в зоне нагрена меньше 1 сек.  [25]

Вначале пропускают азот со скоростью 320 ма / час через подогреватель для этана и со скоростью 80 му / час через подогреватель для кислорода. Затем приступают к постепенному нагреву трубчаток. После этого включают вакуум-насос и устанавливают во всей системе пониженное давление. Когда температура на входе в печь достигнет примерно 600, приступают к вытеснению азота из подогревателей. После того, как температура на вводе в печь достигнет 625, постепенно снижают скорость подачи смеси N2 и 02 до 150 мй.час. С этого момента выходящие из печи газы регулярно анализируют. Когда содержание в них этилена достигнет примерно 28 о объемы.  [26]

Содержимое автоклава нагревалось до темпера - 20 туры оксиэтилирования ( для ЭАК 140 - 150 С, а для ДТК 160 - 170 С), и вся установка продувалась азотом. Затем из баллончика 3 в мерник 2 залавливалась жидкая окись этилена, и для вытеснения азота из автоклава в него из мерника подавалась 2 - 3 мл окиси этилена с быстрым сбросом паров § ее в атмосферу.  [28]

Регулировка положения крана 9 является единственной операцией при определении азота, которая требует некоторого опыта. Трубку во время последующего вытеснения азота еще раз прокаливают пламенем подвижной горелки в течение 10 мин. При этом достаточно, чтобы во всей зоне прокаливания ( от конца наполнения до длинной горелки) трубка была нагрета приблизительно в четырех различных местах. После этого нагревание прекращают, и как только пузырьки станут меньше, увеличивают скорость вытеснения азота.  [29]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Способ вытеснения нефти из залежи массивного типа — SU 1667432

1. Способ вытеснения нефти из залежи массивного типа путем нагнетания через нагнетательные скважины в купольную часть пласта газообразного агента с наибольшим давлением динамической смешиваемости с пластовой нефтью, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи за счет создания равномерного профиля вытеснения, определяют зону опережающего продвижения вытесняющего агента и в эту зону осуществляют закачку вытесняющего агента с более низким давлением смешиваемости путем изменения компонентного состава вытесняющего агента до выравнивания профиля вытеснения, при этом скорость закачки агента с более низким давлением смешиваемости меньше скорости закачки вытесняющего агента с наибольшим давлением смешиваемости.2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в зону пласта с наибольшей проницаемостью и наименьшей трещиноватостью осуществляют закачку вытесняющего агента с наибольшим давлением динамической смешиваемости с нефтью, при этом в зону пласта с наименьшей проницаемостью и наибольшей трещиноватостью осуществляют закачку вытесняющего агента с наименьшим давлением динамической смешиваемости с нефтью.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей массивного типа, характеризующихся неоднородностью коллектора.Цель изобретения повышение нефтеотдачи за счет создания равномерного профиля вытеснения.Способ осуществляется следующим образом.На месторождении осуществляют гравитационно-смешивающее вытеснение нефти, например, азотом (вытесняющим агентом, характеризующимся максимальным давлением динамической смешиваемости с пластовой нефтью). В процессе разработки осуществляется контроль за продвижением фронта вытеснения (переходной зоны "азот-нефть"). Этот контроль проводится либо путем отбора проб из наблюдательных скважин, либо путем контроля состава продукции добывающих скважин. Когда получена информация о формировании зоны опережающего продвижения фронта вытеснения, в нагнетательные скважины, расположенные в этой зоне, закачивают вытесняющий агент с более низким давлением динамической смешиваемости чем азот (сухой углеводородный газ, жирный углеводородный газ, углекислый газ или их смеси). За счет лучшей смешиваемости с пластовой нефтью (формирование более широкой переходной зоны "газ-нефть") новый газовый агент как бы выравнивает образовавшийся провал профиля вытеснения. Закачку этого агента продолжают до тех пор, пока профиль вытеснения в других скважинах не оказывается на одном и том же уровне. Тем самым исключаются прорывы вытесняющего агента в добывающие скважины. При этом скорость закачки нового газового агента меньше, чем скорость закачки азота.В другом случае, когда с самого начала разработки располагают геолого-географической информацией о распределении зон различной проницаемости по массиву залежи, закачку газообразных агентов с различными величинами давления динамической смешиваемости с пластовой нефтью можно осуществлять с начала разработки залежи, руководствуясь теми же критериями, что и в первом случае.Таким образом, закачка углеводородного газа при одинаковом числе нагнетательных скважин в обеих зонах с высокой и низкой трещиноватостью составляет примерно 25% объема закачиваемого азота. Это является еще одним преимуществом предлагаемого метода, которое заключается в экономии расхода углеводородного газа. В скважины с высокой трещиноватостью может закачиваться вместо углеводородного газа смесь азота с углекислотой, дымовой газ и другие смеси.Если азот, вытесняющий нефть из второго типа коллектора, начинает прорываться в добывающую скважину, то для ликвидации прорыва газа нужно в ближайшие нагнетательные скважины, расположенные в проницаемой зоне коллектора, нагнетать углеводородный газ, который восстанавливает смешиваемость газа с нефтью в этой зоне, так как увеличение концентрации в пластовой смеси азот пластовая нефть метана, давление смешиваемости понижается от 45 к 35 МПа в зависимости от концентрации метана.Пример. В залежи, содержащей легкую нефть с давлением насыщения 25 МПа и пластовым давлением 50 МПа, характеризующуюся сильной неоднородностью по проницаемости и наличием трещин как в горизонтальном, так и вертикальном направлениях, выделяют два типа коллекторов.Первый тип низкая проницаемость 5 10-16м2 и высокая трещиноватость. Второй тип поровый коллектор: высокая проницаемость 50 10-15м2 с низкой трещиноватостью.Минимальное давление смешиваемости нефти и газом (азотом) составляет 45 МПа.В первый тип коллектора закачивается углеводородный газ, во второй тип коллектора азот.Принимаем перепад Pпл-Pзаб= 9 МПа. Давление в пласте поддерживается на уровне 50 МПа. Тогда давление в призабойной зоне составит 59 МПа.Тогда по формуле Дюпюи расход q газа в скважине, м3/сутгде вязкость нефти0,02 10-3;rk радиус контура;rc радиус скважины;h интервал закачки газа;Tпл пластовая температура;Pзаб=59 МПа=59 106, н/м2;pпл=50 МПа 50 106 н/м2;P0 1,03 кгс/см2 0,103 106;q=432 тыс м3/сут.Пористость в низкопроницаемой части коллектора 0,05 порового объема нефтенасыщенность 0,4.Для высокопроницаемого коллектора средняя проницаемость 10-15м2, пористость 0,1, нефтенасыщенность 0,8. Для того же интервала закачки 100 м, чтобы продвижение газа было одинаково в обеих частях, темп закачки и высокопроницаемую часть должен быть примерно в 4 раза выше, т.е. 432 4= 1,725 106м3/сут. В этом случае перепад составляет 0,4 МПа, пластовое давление 50 МПа, а забойное 50,4 МПа.Изобретение относится к нефтяной пром-сти и м.б. использовано при разработке нефтяных залежей массивного типа, характеризующихся сильной неоднородностью коллектора. Цель изобретения - повышение нефтеотдачи за счет создания равномерного профиля вытеснения. В купольную часть пласта закачивают газ (азот), обладающий максимальным давлением смешиваемости с нефтью. В зоны опережающего продвижения фронта вытеснения осуществляют закачку газа (сухой или жирный углеводородный газ, углекислый газ или их смеси) с более низким давлением смешиваемости с нефтью. При этом этот газ закачивают с меньшей скоростью, чем скорость закачки азота. 1 з.п. ф-лы.

patents.su

Применение - азот - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Применение - азот

Cтраница 2

Область применения азота и дымовых газов для увеличения нефтеотдачи по определенным параметрам достаточно широка ( табл. 5.47), а по некоторым ( проницаемость, пористость, насыщенность пластовыми флюидами, пластовая темлература) не огр аничивается.  [17]

При применении азота рабочие поверхности цилиндров предохраняются от коррозии, а резиновые детали ( диафрагмы и уплотнения) - от старения.  [19]

Наиболее целесообразно применение азота ( или дымовых газов) для воздействия на га-зоконденсатные залежи или при достаточно высоких давлениях - выше давления начала конденсации исходной газоконденсатной системы, или при низких давлениях - ниже давления максимальной конденсации газоконденсатной системы. В первом случае в пласте будет развиваться многоконтактное смешивающееся вытеснение газоконденсатной системы азотом с достаточно высокими коэффициентами вытеснения.  [20]

Существующий опыт применения азота для повышения конденсатоотдачи касается в основном нефтегазоконденсатных месторождений. Нагнетание азота в нефтегазоконденсатные залежи направлено, в первую очередь, на извлечение из пластов нефти, а дополнительное извлечение конденсата при этом является попутным процессом. Существует пять различных видов технологии закачки азота и дымовых газов в нефтяные залежи и, соответственно, в нефтяные зоны нефтегазоконденсатных залежей: несмешивающееся вытеснение, поддержание давления, гравитационное дренирование, проталкивание оторочки более дорогого газа и смешивающееся вытеснение. Все они в той или иной мере могут обеспечивать комплексную разработку нефтяной оторочки и газоконденсатной шапки месторождения.  [21]

В случае применения азота как газа-носителя также наблюдается линейная зависимость внутри гомологических рядов между относительной молярной чувствительностью и квадратным корнем из молекулярного веса 14 15, но использовать эти поправки можно только в довольно узком интервале температур и скоростей газа-носителя.  [22]

В случае применения азота в качестве газа - Носителя штогда неожиданно могут появиться отрицательные пики, когда ожидать их как будто не было основания.  [23]

Положительные результаты дало применение азота при бурении скважин, где его используют для отбора образцов нефтесодержащих пород, очистки скважины от промывочной жидкости, кислоты и других веществ.  [24]

Если в случае применения азота допустимо использование плазмотронов с аксиальной подачей газа, то при применении воздуха, и особенно кислорода, процесс плазменной резки указанными плазмотронами невозможен вследствие-его нестабильности и неустойчивости. Для получения сконцентрированного столба дуги для воздушно - и кислородно-плазменной резки применяются плазмотроны с вихревой стабилизацией дуги. Резка с использованием воздуха и кислорода осуществляется при давлениях 0 3 - 0 5 МПа. Давление газа зависит от сечений каналов завихри-теля плазмотрона.  [25]

Из осуществленных проектов по применению азота для разработки нефтегазоконденсатных месторождений следует выделить разработку месторождения Пэйнтер ( США), которая представляет собой пример целенаправленного выбора способа воздействия на газоконденсатный пласт с использованием азота для увеличения его углеводородоотдачи.  [26]

Таким образом, в результате применения азота в процессах добычи нефти достигнуты определенные успехи в исследовании и разработке технологии освоения скважин и обработке приза-бойной зоны. Обеспечена взрывобезопасность работ при освоении скважин. Показано, что в присутствии азота достигается большее увеличение проницаемости песчаников, чем при обычной глинокислотной обработке. Возможно немедленное ( после закачки кислотных растворов в пласт) извлечение продуктов реакции. В процессе гидропескоструйной перфорации с добавлением азота к рабочей смеси достигается рост длины канала, увеличивается эффективный перепад давления на насадках и обеспечивается вскрытие пласта при давлении в стволе скважины, намного меньшем гидростатического.  [27]

Перечисленные преимущества указывают на целесообразность применения азота в процессах нефтедобычи.  [28]

Старо-Самборского месторождения) [33], однако применение азота сдерживается из-за отсутствия газификаиионных угтянпвпк - вь: со-кой производительности.  [29]

В последнее время в металлургии расширяется применение азота. В доменном процессе азот, содержащий не менее 99 % N2, давлением 400 - 500 кн / м2 ( 4 - 5 ат) используют для продувки межконусных пространств; в сталеплавильном производстве применяют 99 98 % - ный азот давлением 200 кн / м2 ( 2 ат) для создания защитных атмосфер. В связи с этим на крупных воздухоразделительных установках, проектируемых для черной металлургии, предусматривается возможность получения больших количеств азота. Получение чистого азота на крупных установках позволяет использовать его как в металлургических, так и химических процессах.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Режим - вытеснение - нефть

Режим - вытеснение - нефть

Cтраница 2

Режим вытеснения газированной нефти водой отличается от режима вытеснения нефти водой тем, что на части разрабатываемой площади давление падает ниже давления насыщения, что приводит к выделению части газа из растворенного состояния в окклюдированное. В зависимости от размера площади, на которой давление ниже насыщения, от величины и продолжительности снижения газовый фактор некоторое время может значительно превышать начальный газовый фактор. После вытеснения свободного газа из пласта он снижается до величины растворенного в нефти газа.  [16]

К гидродинамическим расчетам дебитов и давлений при режимах вытеснения нефти водой / / Научно-технич.  [17]

Как известно, условия эксплуатации залежи при режиме вытеснения нефти водой определяются прежде всего величиной пластового давления, поддерживаемого на контуре питания и величиной пластового давления в добывающих скважинах. Уровень отбора жидкости определяется перепадом давления между средним пластовым на линиях нагнетания и забойным давлением в зоне отбора.  [18]

Участок разрабатывается с 1940 г. в основном при режиме вытеснения нефти газом из газовой шапки.  [19]

Составляя расчетные варианты размещения скважин для разработки при режимах вытеснения нефти водой или газом газовой шапки, необходимо помнить, что при одновременной работе нескольких рядов происходит экранизация их друг от друга. Как показали специальные исследования, в большинстве случаев целесообразно, чтобы с одной стороны от того или иного источника питания ( естественного или искусственного) не было бы более трех одновременно работающих рядов.  [20]

На современной стадии развития нефтяной промышленности наиболее эффективным является режим вытеснения нефти водой. Заводнение нефтяных залежей обеспечивает и высокий темп прироста добычи нефти и сравнительно высокую нефтеотдачу. В Советском Союзе около 80 % всей нефти добывается из месторождений, разрабатываемых с заводнением, методы которого останутся, по-видимому, одним из основных видов воздействия на продуктивные пласты вплоть до конца XX столетия.  [21]

Наиболее эффективным способом вытеснения нефти из продуктивных песчаников является режим вытеснения нефти водой. Широкое промышленное внедрение различных систем заводнения позволяет стабильно поддерживать высокий уровень добычи жидкости, оперативно регулировать процесс разработки и получать сравнительно высокую нефтеотдачу. Однако в некоторых случаях режим вытеснения нефти водой оказывается малоэффективным. Так, на месторождениях с нефтями высокой и повышенной вязкости заводнение не дает желаемых результатов.  [23]

Если определенно будет установлено, что условия для осуществления режима вытеснения нефти водой не благоприятны, необходимо выявить возможность использования энергии газовой шапки.  [24]

Для оценки влияния режима работы скважин на нефтеотдачу при режиме вытеснения нефти водой было рассчитано несколько вариантов по методике, разработанной автором. Расчеты были проведены для случая двух полосообразных залежей, имеющих одинаковые параметры пористой среды и жид - костей, но отличающихся размерами.  [25]

В зависимости от преобладающих при разработке нефтяного месторождения сил определяются режимы вытеснения нефти и истощения внутренней пластовой энергии.  [26]

Важной задачей при контроле за состоянием разработки нефтяных месторождений с режимом вытеснения нефти водой является определение текущего нефтенасыщенного объема залежи. Существующие в настоящее время методы определения охвата пласта заводнением по толщине можно разделить на прямые и косвенные. К определениям текущего положения водонефтяного контакта в разрабатываемых залежах прямым методом относятся геофизические исследования - электрометрия в пробуренных позднее или специальных оценочных скважинах и радиометрия в скважинах, неперфорированных против исследуемого пласта.  [27]

Из приводимого графика видно, что конечная нефтеотдача пласта при режиме вытеснения нефти водой существенно зависит от режима работы эксплуатационных скважин.  [28]

Результаты расчетов, проведенных во ВНИИнефть по этой модели пласта для режимов вытеснения нефти азотом и дымога-зами, показали, что никаких различий в динамике вытеснения при горизонтальном и вертикальном вытеснении не наблюдается. Это принципиально противоречит механизму вытеснения нефти газами и не может быть признано удовлетворительным.  [29]

Рассмотренные в книге задачи проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой решены с различной степенью полноты, некоторые задачи даны в порядке постановки, носят дискуссионный характер и требуют дополнительных исследований для окончательного их решения.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Вытеснение нефти из пласта растворителями.

Сущность их заключается в том, что в пласте создается оторочка растворителя, которая затем проталкивается другим более дешевым агентом. Движущаяся оторочка растворяет нефть и полностью вымывает ее из пористой среды. Оставшийся в пласте растворитель можно извлечь нагнетанием вытеснителя. Например, при использовании в качестве вытеснителя сухого газа оставшийся растворитель удаляется (выдувается) из пласта газом и улавливается на газобензиновом заводе. Важной проблемой воздействия на пласт растворителями является выбор агента, продвигающего оторочку растворителя по пласту. Вслед за оторочкой наиболее рационально нагнетать в пласт газ, хорошо растворяющийся в растворителе. Легче и полнее извлекается из пласта растворитель. Но при этом необходимо иметь значительные объемы сжатого газа и, кроме того, из-за высокой подвижности газа приходится увеличивать размер оторочки растворителя. Поэтому изучается процесс продвижения оторочки по пласту водой. При этом на разделе вода - растворитель наблюдаются уже известные нам закономерности фильтрации двухкомпонентных несмешивающихся систем и значительное количество растворителя остается не вытесненным в обводненной зоне пласта. Поэтому изучаются возможности применения и регенерации растворителей типа спиртов, растворимых в воде и в нефтях. Установлено, что количество вытесняющей фазы, необходимое для полного извлечения нефти, возрастает с увеличением соотношения вязкостей нефти и растворителя. Длина зоны смеси растворителя и нефти увеличивается с ростом пути, пройденного фронтом вытеснения. Аналогичное влияние на длину зоны смеси оказывает увеличение соотношения вязкости нефти и растворителя. По экспериментальным данным проницаемость пород и скорость вытеснения существенно не влияют на длину зоны смеси. При вытеснении нефти по схеме ≪жидкий пропан — газ≫ увеличение давления в пласте приводит к более полному ее извлечению, так как при высоких давлениях разбавленный газом пропан лучше смешивается с нефтью. Большое влияние на эффективность процесса оказывают состав нефти и насыщенность порового пространства различными фазами. Легкие нефти эффективно вытесняются растворителями. При наличии свободного газа в нефтяной части пласта процесс замедляется вследствие смешивания пропана с газом и ухудшения его качеств как растворителя. Значительное снижение эффективности процесса наблюдается при большом количестве воды в пористой среде. Вода блокирует часть нефти, которая при этом теряет контакт с жидким пропаном. В таких условиях можно применять растворители, смешивающиеся и с водой, и с нефтью, например, спирт[10].

Дата добавления: 2015-07-15; просмотров: 240 | Нарушение авторских прав

mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.013 сек.)

mybiblioteka.su