Газовые, микробиологические, рудничные и четвертичные МУН (Лекция 9)

Август 22, 2022

Главная
Разное
Газовые, микробиологические, рудничные и четвертичные МУН (Лекция 9)

Содержание

3. Газовые МУН
4. Дымовые газы для повышения нефтеотдачи получают. Как правило, в результате сжигания природного газа, из 1 м3
5. При растворении СО2 в воде вязкость последней повышается незначительно. Так, при массовом содержании в воде 3-5%
6. При пластовом давлении выше давления поной смесимости пластовой нефти и нагнетаемой СО2 последние будут неограниченно смешиваться
7. Метод смешивающегося вытеснения. Сущность метода заключается в том, что в пласте создается оторочка растворителя, которая проталкивается
8. Водогазовое воздействие (ВГВ). Применение периодической закачки газа и воды в лабораторных условиях позволяет увеличить коэффициент вытеснения
9. Зависимость прироста КИН при ВГВ от проницаемости
10. Зависимость прироста коэффициента вытеснения (ΔКвыт) при ВГВ по сравнению с заводнением от проницаемости при : А)
11. Динамика основных показателей вытеснения нефти из линейной модели К2
12. Динамика изменения основных параметров процесса вытеснения нефти водой и водогазовой смесью в опыте № 1 1
13. Схема расположения скважин опытного участка Миннибаевской площади по испытанию смешивающегося вытеснения
14. Динамика добычи нефти по учатку смешивающегося вытеснения Миннибаевской площади
15. б) Опытные участки Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения по испытанию периодической закачки газа и воды
16. Характеристика вытеснения по участку периодической закачки газа и воды Миннибаевской площади
17. Схема расположения нагнетательных скважин участка по закачке СО2 Елабужского месторождения
18. Четвертичные МУН
19. Эффективность выработки запасов нефти из заповедных участков Центрально-Азнакаевской площади
20. Центрально-Азнакаевская площадь Ромашкинского месторождения. Опытный участок по применению технологии АСКУ – ВП
21. Ташлиярская площадь, опытный участок №1 по программе «Невод»
23. Скачать презентацию

Слайд 2

Слайд 3

Газовые МУН

Слайд 4

Дымовые газы для повышения нефтеотдачи получают. Как правило, в результате сжигания

природного газа, из 1 м3 которого получается до 9,4 м3 газообразных продуктов. Дымовые газы содержат около 85% азот и до 15% двуокиси углерода. За рубежом стоимость получения дымовых газов целевого назначения в 2-8 раз дешевле природного газа.
Давление смешивания азота и дымовых газов с нефтью составляет 360-500 ат, т.е. на 240-420 ат выше, чем у углеродного агента. Поэтому на практике часто реализуется режим несмешивающегося вытеснения.

Слайд 5

При растворении СО2 в воде вязкость последней повышается незначительно. Так, при

массовом содержании в воде 3-5% двуокиси углерода вязкость воды увеличивается лишь на 20-30%. При этом в воде образуется угольная кислота, которая растворяет некоторые виды цемента и породы пласта, вследствие чего повышается проницаемость последнего. По лабораторным данным «БашНИПИнефть», проницаемость песчаников при этом увеличивается на 5-15%, а доломитов – на 6-75%.
Двуокись углерода растворяется в нефти в 4-10 раз лучше, чем в воде, поэтому она переходит из водного раствора в нефть, при этом величина межфазного натяжения между СО2 и нефтью значительно понижается. Вследствие этого СО2 отмывает пленочную нефть, покрывающую зерна породы, и капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах, увеличивая тем самым фазовую проницаемость по нефти.
Вязкость нефти, при растворении в ней СО2 уменьшается, а объем значительно увеличивается (в 1,5-1,7 раза), т.е. происходит набухание нефти. Растворимость СО2 в нефти увеличивается с ростом давления и уменьшением температуры молекулярной массы нефти. Нефти с высоким содержанием парафиновых углеводородов лучше растворяют СО2, чем нефти с высоким содержанием нафтеновых и, тем более, ароматических углеводородов.

Слайд 6

При пластовом давлении выше давления поной смесимости пластовой нефти и нагнетаемой

СО2 последние будут неограниченно смешиваться друг с другом, т.е. в пласте образуется однофазная смесь.
При этом СО2 будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение). При давлении в пласте ниже давления смесимости СО2 частично растворяется в нефтяной фазе, улучшая ее фильтрационные характеристики, а легкие фракции нефти переходят в СО2, т.е. в пласте присутствуют две фазы: газообразная СО2 с содержанием легких фракций нефти и нефть без легких фракций. В зоне, промытой двуокисью углерода, остаточная нефть представляет собой тяжелый нефтяной остаток (асфальтены, парафины).

Слайд 7

Метод смешивающегося вытеснения.
Сущность метода заключается в том, что в пласте создается

оторочка растворителя, которая проталкивается более дешевым агентом. В качестве агента применяют сухой или жирный газ.
Теоретическими исследованиями и лабораторными опытами, проведенными в «ТатНИПИнефть» и других институтах страны, а также за рубежом, установлено, что при вытеснении нефти из пластов оторочками растворителей нефти и газа, а затем обычной технической или загущенной водой коэффициент вытеснения достигает 80-98%. При этом 4-30% закачанных растворителей и 30-50% газа остаются защемленными в пласте.

Слайд 8

Водогазовое воздействие (ВГВ).
Применение периодической закачки газа и воды в лабораторных условиях

позволяет увеличить коэффициент вытеснения на 10-20% по сравнению с закачкой технической воды
Газ, закачанный под высоким давлением, растворяется в пластовой нефти, что уменьшает ее вязкость. Вязкость пластовой девонской нефти уменьшается примерно в 1,5 раза при закачке газа под давлением 250 ат, поэтому при последующей закачке воды улучшается вытеснение нефти.
Таким образом, вытеснение нефти периодической закачкой газа и воды может стать достаточно эффективным методом увеличения нефтеотдачи пластов как вначале разработки, так и после их обводнения.
При периодической закачке газа и воды под повышенным давлением за каждый цикл, с учетом растворения газа и нефти, должно быть закачано в пластовых условиях в среднем 1-3% порового объема охваченного воздействием пласта, продолжительность цикла соствляет1-2 месяца, общий объем закачанного газа 15-25% порового объема пласта.

Слайд 9

Зависимость прироста КИН при ВГВ от проницаемости

Слайд 10

Зависимость прироста коэффициента вытеснения (ΔКвыт) при ВГВ по сравнению с заводнением

от проницаемости при : А) последовательной закачке воды и газа в условиях газовой прогрессии; Б) совместной закачке воды и газа.

Слайд 11

Динамика основных показателей вытеснения нефти из линейной модели К2

Слайд 12

Динамика изменения основных параметров процесса вытеснения нефти водой и водогазовой смесью

в опыте № 1 1 – коэффициент вытеснения (Кв), д.е.; 2 – градиент давления (ΔР), Мпа/а; 3- объем газа на выходе (Vг), см 3.

Слайд 13

Схема расположения скважин опытного участка Миннибаевской площади по испытанию смешивающегося вытеснения

Слайд 14

Динамика добычи нефти по учатку смешивающегося вытеснения Миннибаевской площади

Слайд 15

б)
Опытные участки Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения по испытанию периодической закачки газа

и воды

Слайд 16

Характеристика вытеснения по участку периодической закачки газа и воды Миннибаевской площади

Слайд 17

Схема расположения нагнетательных скважин участка по закачке СО2 Елабужского месторождения

Слайд 18

Четвертичные МУН

Слайд 19

Эффективность выработки запасов нефти из заповедных участков Центрально-Азнакаевской площади

Слайд 20

Центрально-Азнакаевская площадь Ромашкинского месторождения. Опытный участок по применению технологии АСКУ – ВП

Слайд 21