Студопедия — При утилизации низконапорного газа из газовых залежей и попутного нефтяного газа
Студопедия Главная Случайная страница Обратная связь

Разделы: Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

При утилизации низконапорного газа из газовых залежей и попутного нефтяного газа






Одной из важнейших проблем повышения эффективности добычи нефти и газа является утилизация низконапорного газа из газовых за­лежей с низким текущим пластовым давлением и попутного нефтяно­го газа. Естественный нефтяной газ состоит, в основном, из смеси предельных углеводородов и является, прежде всего, ценным хими­ческим сырьем. Но зачастую, низконапорный газ сжигают на факеле с потерей высокоценного химического и энергетического продукта с загрязнением окружающей среды продуктами сгорания.

На ряде объектов проблемы с таким газом решены - он по спе­циальным трубам подается на утилизацию.

Однако в ряде случаев утилизировать такой газ можно только подачей в линию высокого давления. Если линия высоконапорного газа недалеко, то часть этого высоконапорного газа можно использо­вать для дожима низконапорного газа. Если же такой вариант не реа­лизуется, то низконапорный газ сжигается на факелах.

Для утилизации низконапорного газа, в отсутствии возможности использовать для его поджима в высоконапорный газ, можно использо­вать воду, регулируя растворимость в ней газа специальными добав­ками, изменяющими наноявления на контакте вода-газ.

Способ предусматривает индивидуальную систему отбора низконапорного газа на каждой нефтяной скважине с приводом от работающего станка-качалки. В этом случае возникает возможность более эффективного сжатия газа до давления, превышающего давле­ние в выкидной линии без использования дополнительных источни­ков энергии, кроме той, которую расходуют на процесс извлечения нефти из скважины. Давление в выкидной нефтяной линии исполь­зуют для транспортирования газа. При этом существуют модифика­ции и трансформации способа таким образом, что в качестве низко­напорного можно использовать газ не только из скважины, но и газ на любой стадии переработки углеводородного сырья или химического производства.

На газовых скважинах низконапорный газ можно отбирать (улавливать) эжектором, через который прокачивают рабочую жид­кость с требуемым давлением для транспортировки низконапорного газа. После эжектирования водогазовую смесь с требуемым давлени­ем подают в сепаратор, где осуществляют отделение жидкости от га­за. Процесс сжатия низконапорного газа и транспортировки его в се­паратор осуществляют, зачастую, исключительно за счет использова­ния механической энергии струи эжектора. Конкретная схема сжатия низконапорного газа зависит от конкретных условий на объекте, свойств низконапорного газа и применяемой рабочей жидкости.

При использовании самой простой схемы механического сжатия низконапорного газа с применением в качестве рабочей жидкости во­ды, используемую воду облагораживают специальными добавками, изменяющими наноявления на контакте вода-газ, для снижения коли­чества остаточного газа в воде после сепарации водогазовой смеси. Очищенная в установке гидроочистки вода без серосодержа­щих примесей обладает повышенной сорбционной способностью, чем циркулирующая в качестве рабочей жидкости углеводородсодержащая среда. Чем больше очищенной от примесей воды поступает для подпитки циркулирующей рабочей жидкости, тем больше абсор­бируется сероводорода и других вредных примесей из сжимаемого низконапорного углеводородсодержащего газа, и тем более чистый газ получает потребитель. После сепаратора газ с требуемым для транспортировки давлением направляют в магистральный газопро­вод, а рабочую жидкость, в частности воду, возвращают в эжектор.

 

2.6. Применение инновационных нанотехнологий

на нефтяных месторождениях Азербайджана

 

Используемые в настоящее время технологии принудительной добычи нефти (компрессорная, глубинные насосы), а также методы повышения продуктивности скважин (водонагнетательный, ГРП, химическая и термическая обработка забоев и другие) позволяют извлекать в среднем лишь до 40% сырья, находящегося в антиклинальных ловушках.

В Бакинском государственном университете экспериментальным путем удалось получить наноструктуры алюминия, железа и магния. Была поставлена серия экспериментов по созданию жидких нанокомпозиционных материалов (ЖНМ), проведен цикл внедренческих работ на экспериментальных скважинах на ряде месторождений Гум- Адасы и Мелководные Гюнешли, на промыслах Сураханов, в НГДУ «Апшероннефть». Исследования осуществлялись в скважинах, где для принудительной добычи нефти использовались газлифтный и эрлифтный методы, а также штанговые глубинные насосы-качалки.

72 нефтяные скважины стали «участницами» проекта. Но их число со временем будет расти. Сначала каждая скважина была детально изучена: расчет суточного дебита, обводненности. Затем в пласт закачивалась ЖНМ, и параллельно замеряли показатели.

ГНКАР является производителем ЖНМ и основоположником метода, основанного на использовании наноструктур алюминия, не имеющего аналогов в мире. Состав ЖНМ - ноу-хау Азербайджана.

При закачке ЖНМ был получен ряд новейших эффектов:

1) После закачивания ЖНМ в пласт в нем происходит локальная химическая реакция с выделением углекислого газа. В результате появляется дополнительная энергия, за счет которой смесь поднимается на поверхность. Благодаря этому эффекту в течение трех месяцев на 48 скважинах было получено 676 т нефти.

2) ЖНМ обладают деэмульсионными свойствами, поэтому при использовании нанотехнологии на 20-25% уменьшилась водонасыщенность извлекаемой из скважин эмульсии нефть- вода. Благодаря ЖНМ на внутренней поверхности буровых труб из крупных пузырьков газа образуются мелкие.

3) Энергоемкость снижается на 30%.

4) Проявляется антикоррозионный эффект

5) Увеличивается проницаемость пластов. Таким образом, применение нанотехнологии позволяет рассасывать пробки в призабойной зоне пласта, эффект применения нефтедобычи промысловой нанотехнологии можно назвать синергетическим (самоорганизующимся).

Нефтедобывающие предприятия сейчас эксплуатируют в общей сложности 7225 скважин, из которых 60% имеют суточный дебит 0,3-2,5 т. А более чем в 50% скважин, эксплуатирующихся десятки лет, пластовое давление в настоящее время близко к нулю. Т.о., система пласт-скважина перешла из неравновесного состояния, обеспечивающего поднятия сырья на поверхность, в равновесное.

При этом 1$ вложенный в нанотехнологию, дает в настоящее время прибыль более чем 40$ - это только от увеличения объемов нефтедобычи, т.е. без учета сокращения расхода энергии.

 

 

Глава 3

 

ПРИКЛАДНАЯ ФИЗИКО-ХИМИЯ НАНОСИСТЕМ

И НАНОЯВЛЕНИЯ В НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛАСТАХ

 

 

Основным методом разработки нефтяных месторождений явля­ется заводнение. Возникающие при этом явления смачивания на кон­такте водный раствор - нефть определяются зарядовыми взаимодейст­виями и имеют наноразмерный масштаб. А углеводородные системы (нефть, конденсат, природный газ) сами по себе являются наносистемами. Наносистемы образуются и при конденсации и диспергации исходных тел.

Что касается воды, то основные свойства воды определяются на молекулярном уровне (наноуровне). Было также установлено, что у воды на наноуровне есть память.

Большинство природных и техногенных наносистем находится вдали от равновесия, и их состояние непрерывно изменяется по мере движения к равновесию. После возникновения наночастиц система оказывается удаленной от равновесия, что изменяет основные свойства системы. Появившаяся для описания этих эволюции прикладная физико-химия наносистем посвящена разработке методов предсказания эволюции конкретных наносистем в условиях их использования, соз­данию теоретических основ применения наносистем в технике и тех­нологиях, а также поиску оптимальных способов эксплуатации, раз­работке теоретических моделей образования и миграции наночастиц в окружающей среде и методам очистки природных вод.

Традиционная физико-химическая механика, должна быть раз­вита для УДС с учетом неравновесности УДС. Одно из центральных положений неравновесной термодинамики состоит в том, что при больших отклонениях от равновесия эволюция УДС завершается об­разованием самоорганизованных диссипативных структур. К самоор­ганизованным наноструктурам, например, относятся прямые и обрат­ные мицеллы ПАВ. При диффузии концентрированного раствора со­ли через гель, содержащий другой электролит с более низкой концен­трацией, можно получить труднорастворимый осадок. Возникающие сомоорганизующиеся наноструктуры могут иметь масштаб от наноуровня до макроуровня.

 

3.1. Изменения упругоемкости пласта, взаимовлияние механических напряжений и физико-химических наноявлений на контакте жидкости

с породой при вытеснении нефти

Большое влияние на продуктивность добывающих скважин ока­зывают свойства коллектора в призабойной зоне при деформацион­ных процессах пород за счет упругих свойств коллектора.

Учитывая большую роль глинистых минералов в призабойных зонах скважин, пористость m и упругоемкость пористой среды не­обходимо рассматривать как функцию от коэффициентов объемной Кгл и активной Кгла глинистости, минерализации фильтрующейся воды С:

 

m = m (Рпл , эфф, Кгл, Кгла, С, Т); (2)

 

= пл, эфф, Кгл, Кгла, С, Т); (3)

 

где Рпл - пластовое давление, эфф - эффективное напряжение, Т - температура.

На рис. 3 показаны изменения дебитов и коэффициентов про­дуктивности по жидкости и нефти при изменении пластовых давле­ний и депрессий в скв. 9030.

Рис. 3. Изменения пластового давления Рпл, депрессии ∆Р и плотности закачиваемой воды d (a), коэффициентов продуктивности по жидкости и нефти

 

Видно, что снижение пластового давления после всплеска в 1980 г. (рис.3. а) ведет к снижению дебитов и коэффициентов про­дуктивности. При этом наблюдается гистерезис продук­тивности, т.е. их значения не восстанавливаются после увеличения пластовых давлений и депрессий (в 1987 г. и 1990 г.), хотя некоторый рост коэффициентов продуктивности заметен.

Изменение минерализации закачиваемой воды существенно влияет на продуктивность скважин горизонта Д1 Ромашкинского ме­сторождения. Начальная пластовая минерализация воды на этом объ­екте - 220-280 г/л (плотность 1,19 т/м3). В нагнетательные скважины закачивалась вода практически постоянной минерализации 50-70 г/л (плотность 1,05 т/м). Следовательно, в призабойной зоне скв. 9030 вода плотностью 1,05 т/м3 приведет к изменению состояния глинистых минералов, как из глинистого цемента, так и попавших из бурового раствора.

Вместе с тем, после 1980 г. попутная вода в скв. 9030 была прак­тически такой же, как закачиваемая (рис.3.а). Следовательно, изме­нения продуктивности после 1980 г. не могут быть связаны с измене­нием минерализации попутной воды, а являются следствием измене­ния упруго-пластичных свойств коллектора.

Примем значения и одинаковыми и равными 0,001 МПа-1, = 0,00045 МПа-1 (что соответствует сжимаемости на глубинах 1500-2000 м сцементированных песчаников с глинистым цементом), а m = 0,123.

После пуска скв. 9030 уменьшение минерализации воды от 240 до 60 г/л приведет к уменьшению пористости m на 5% и значение * (при постоянном ) уменьшится на 4%.

Для рассмотрения влияния глинистых минералов на учтем, что пористая среда состоит из песчаного скелета и цементирующих его глинистых минералов. Тогда при сохранении структуры пористой среды (малом изменении минерализации или малых депрессиях):

 

=(1-Кглоб) глоб (4)

где и - коэффициенты сжимаемости песчаного скелета и глини­стых минералов.

При значимых изменениях минерализации или депрессии, при­водящих к изменению структуры пористой среды, изменение будет зависеть от конкретных условий и требуются специальные экспе­риментальные исследования для определения зависимости пл, эфф, Кгл Кгла, С, Т). Для расчетов деформации пород в призабойных зонах к известным уравнениям деформации грунтов требуется добавить уравнение пере­носа солей.

В промысловых условиях проявлением этих эффектов является характерное искривление индикаторных диаграмм к оси депрессии, сопровождающееся к тому же необратимым снижением коэффициен­та продуктивности скважины. Для оценки характера и уровня дефор­мационных изменений проницаемости применяются специальные механические испытания образцов керна пород-коллекторов. Опыты проводились как на сплошных, так и на трещиноватых образцах, в том числе содержащих естественные макроскопические трещины.

Эксперименты на кернах терригенных коллекторов показывают, что создание больших депрессий на пласт вызывает деформацию ске­лета породы, ведущую к снижению проницаемости. При возвраще­нии пород пласта в исходное состояние, их проницаемость обычно восстанавливается не полностью. Для пластов, представленных глиносодержащими породами, снижение проницаемости наиболее суще­ственно (в разы и даже в десятки раз), и имеет практически необра­тимый характер, что обусловлено пластическими деформациями грунтового скелета (рис. 3).

Взаимовлияние механических напряжений и протекающих фи­зико-химических явлений на контакте жидкости с породой (набуха­ние глин, отрыв глинистых частиц, выпадение осадков, растворение и т.п.) при вытеснении нефти, оказывает значимое влияние на измене­ние фильтрационных свойств пласта и формирование его остаточного нефтенасыщения. Для исследования этих процессов на установке всестороннего сжатия, разработанной в ИПМех РАН, было ис­пытано около двухсот образцов из кернового материала, отобранного с различных месторождений.

Результаты испытаний показали, что снижение пластового дав­ления для большинства исследованных пород приводит к существен­ному снижению проницаемости. При этом отмечено, что наблюдаю­щиеся в опытах изменения проницаемости напрямую связаны со структурными особенностями грунтового скелета.

Экспериментальные исследования выполнялись на образцах из кернов терригенных коллекторов Ромашкинского месторождения (песчаник, алевролит).

В лабораторных испытаниях осуществлялось моделирование процесса вытеснения:

а) при разгруженном грунтовом скелете образца;

б) в условиях сжатия грунтового скелета, модели­рующих пластовые;

в) при циклически меняющемся уровне сжатия грунтового скелета.

При моделировании пластовых условий обнаружено, что про­ницаемость пород изменяется в разы по сравнению со случаем, когда напряжения на грунтовый скелет породы близки к атмосферному давлению. Моделирование показало, что в испытаниях, длившихся сутки, при прокачке дистиллированной воды через образцы песчани­ка при пластовых условиях наблюдалось более чем 2-х кратное сни­жение проницаемости по сравнению со случаем, когда скелет поро­ды был разгружен от эффективных напряжений.

Были проведены эксперименты при циклических нагружениях. Обнаружено значительное (в несколько раз) снижение проницаемо­сти породы с ростом напряжений на грунтовый скелет для всех цик­лов. Кроме того, наблюдается тенденция снижения проницаемости с ростом числа циклов (рис. 3).

Исследования показали, что изменения проницаемости и порис­тости нефтяного коллектора зависят от:

1) его начальной проницае­мости, распределения и количества глинистого материала (изменения в пласте и призабойной зоне будут различны), типа коллектора (терригенный, карбонатный);

2) динамики нагружения;

3) величины пла­стового давления;

4) минерализации воды;

5) неоднородности кол­лектора;

6) структуры порового пространства.

Были исследованы изменения проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия. Эти испытания показали, что паде­ние проницаемости пород в этом случае в несколько раз выше, чем в условиях всестороннего сжатия. Для глиносодержащих терригенных пород снижение проницаемости в призабойной зоне пласта при вскрытии пластов может быть в 2-3 раза большим и носит необрати­мый характер. В приствольных зонах резкое необратимое снижение проницаемости составляет от нескольких десятков до сотен процен­тов. В удаленной от скважины части пласта уровень механогенного снижения проницаемости намного ниже - от нескольких процентов до первых десятков. Для карбонатных пород, наоборот, наблюдается рост проницаемости в призабойной зоне пласта.

Нефтеотдача в очень большой степени зависит от абсолютных значений проницаемости. Поэтому технологии, регулирующие нано­явления в коллекторе с учетом влияния его напряженного состояния, будут приводить к повышению нефтеотдачи.

 

3.2. Добавки в воду, регулирующие наноявления ионнообмена при вытеснении нефти

 

При вытеснении нефти водой может происходить переход компонентов нефти (таких как СO2, H2S и другие) в водную фазу.

Компонентообмен между нефтью и водой при заводнении про­исходит в результате растворимости легких компонентов нефти в недонасьпценной ими закачиваемой в пласт воде. Если пластовая нефть содержит сероводород, то вследствие хорошей растворимости его в воде он начнет переходить в водную фазу и добываться вместе с ней. С учетом токсичности сероводорода степень влияния компонентообмена при разработке пластов с сероводородосодержащими нефтями нуждается в детальном исследовании.

Для изучения особенностей компонентообмена в нефтяных пла­стах наиболее реально использовать математическое моделирование процессов. Несмотря на большие сложности как гидродинамического (учет всех характеристик процесса в уравнениях математической мо­дели), так и расчетного (сложность алгоритма, требования к объему памяти и скорости счета ЭВМ) характера, математическое моделиро­вание в некоторых случаях при анализе сложных процессов имеет преимущество перед лабораторными исследованиями. Однако основ­ные зависимости, используемые при математическом моделировании, основаны на более простых лабораторных экспериментах.

При математическом моделировании исследуемого процесса во­да без каких-либо других компонентов вытесняла из пласта нефть следующего состава, %: С1 - 42; С2 - 8; С3 - 6; С4 - 3; С5 - 4; С6 - 1; Ф1 - 10; Ф2 -2; Ф3 - 3; Ф4 - 1; N2 - l; С02 - 3; Н2 - 16 (Ф1 2; Ф3; Ф4 - условные фракции для моделирования общих свойств нефти с температурой кипения со­ответственно 134°С, 224°С, 297°С и 320°С и плотностью соответст­венно 778 кг/м3, 831 кг/м3, 870 кг/м3 и 897 кг/м3).

Плотность и вязкость нефти при давлении 30 МПа и температу­ре 105°С равны соответственно 450 кг/м3 и 0,14 мПа.с, плотность и вязкость воды - соответственно 1014 кг/м3 и 0,3 мПа.с. Пласт считал­ся однородным с проницаемостью 0,03 мкм2 и пористостью 0,09. Давление насыщения нефти газом 26 МПа. В расчетах использовали фазовые проницаемости для низкопроницаемых коллекторов и кон­станты фазовых равновесий при давлении выше давления насыще­ния. Плотность воды считали линейно зависящей от давления с ко­эффициентом сжимаемости воды, лишенной растворенного газа:

 

(5)

 

При математическом моделировании процесса рассматривали изотермическую фильтрацию N-компонентной смеси, состоящей из компонентов углеводородных и неуглеводородных (азота, диоксида углерода, сероводорода). Последним компонентом является водный. Были добавлены формулы для расчета плотности воды по линейной зависимости от давления с коэффициентом сжимаемости воды (Зв ко­торый определяется массовой и мольной долями растворенных в воде компонентов. Параметр находили по формуле:

 

, (6)

 

где =0,01 т/м3 - коэффициент; Г - содержание растворенного газа в воде, м3/т, причем Г можно определить, зная состав воды.

Из расчетов следует, что компонентообмен между нефтью и во­дой существенно изменяет вязкость и плотность рн нефти. Если рассматривать эти перемены на момент прокачки одного порового объема воды, то наиболее существенные изменения будут в радиусе 50-100 м от нагнетательной скважины (при расстоянии между сква­жинами L=500-1000 м). Для водонасыщенности 0,15 значения и рн изменяются только в зоне нагнетательной скважины, причем на 7%, а рн - 2,5%. Для водонасыщенности 0,5 процесс перемены свойств нефти захватывает уже большую часть пласта. При этом мак­симальное изменение в указанной зоне произошло на 41%, рн - на 11,4%. В случае, когда водонасыщенность равна 0,85, процесс захватывает все зоны пласта и меняется в зоне нагнетательной скважи­ны уже в 2,5 раза и в зоне добывающей скважины - на 15%, а рн соот­ветственно на 27,3% и 4,9%. При увеличении объемов прокачки зона изменений и рн будет увеличиваться и в пределе промытой водой части пласта и рн остаточной нефти будут значительно отличаться от аналогичных параметров начальной.

Расчеты показали, что в воде растворяются только легкие ком­поненты: H2S, С02, СH4 и частично С2Н5. Вода после установления равновесия с нефтью без изменения состава продвигается по пласту и вытесняет нефть исходного состава.

Таким образом, первоначально источником легких компонентов для водной фазы является только часть компонентов нефти. При ука­занных выше параметрах (на момент прокачки одного порового объ­ема воды, L=500-1000 м) размер этой зоны равен 200-400 м. По мере увеличения объема прокачки, размер зоны, отдающей из нефти в воду легкие компоненты будет расти.

Был проведен расчет компонентоизвлечения для варианта вы­теснения нефти водой при площадной расстановке скважин. Сущест­венное увеличение отбора получено для H2S и СО2 и незначительное для выноса СH4. Коэффициент компонентоизвлечения для H2S уве­личился на момент времени 20 лет от 0,465 до 0,5, для СО2- от 0,465 до 0,487. Если нефть не содержит хорошо растворимых в воде ком­понентов (H2S и СО2), то компонентоизвлечение изменяется незна­чительно.

Переход компонентов нефти в воду изменяет не только компо­нентоизвлечение, но и сжимаемость воды и нефти в процессе вытес­нения. Расчет влияния компонентообмена на коэффициент сжимае­мости нефти в процессе вытеснения показал, что в основном он будет изменяться в промытой водой зоне, где уменьшится на 40%.

Казалось бы, в чем проблема увеличения выхода H2S на 3,5%. Но этот пример был посчитан для условий месторождения Тенгиз, где содержание H2S составляло около 20%. При этом для обессеривания строился завод. Так вот, увеличение количества H2S в продукции скважин требовало либо увеличить на эти же 3,5% пере­рабатывающую мощность завода, либо при заданной перерабаты­вающей мощности уменьшить на 3,5% уровень добычи нефти. А это уже сотни тысяч тонн.

Столь же актуален для условий месторождения Тенгиз вопрос о сжимаемости пласта в процессе заводнения, поскольку усадка по­верхности над месторождением Тенгиз с толщиной продуктивного пласта более 1 км имеет важнейшее значение для этой территории.

Поэтому облагораживание воды добавками, регулирующими на­ноявления ионнообмена, имеет огромную практическую значимость.

 

3.3. Фазовые равновесия многолетнее мерзлых пород и гидратов метана при изменении термобарических условий

Исследованиями показано, что теплоемкость льда в окрестности точки плавления в объеме и в пористой среде с характерным разме­ром частиц 20 нм сильно отличается. Это означает, что плавление льда начнется более чем на 20°С раньше, чем при нулевой температуре, как это следует из замеров в объеме. Данный вывод оз­начает, что при расчете растепления скважин в многолетне мерзлых породах надо ориентироваться не на нуль, а на -20°С.

Столь же значимо влияние пористой среды на равновесие в сис­теме «вода-гидрат метана-метан». Как следует из ре­зультатов замеров, давление, необходимое для разрушения газогид­ратов в пористой среде на 1-2 МПа выше, чем это следует из замеров в объеме. Это отличие увеличивается с уменьшением размеров пор. Поэтому для разрушения газогидратов в стволе скважины и в место­рождении газогидратов (в пористой среде) требуются давления, от­личающиеся на несколько МПа.

 

Глава 4

 

КЛАССИФИКАЦИЯ НАНОТЕХНОЛОГИЙ

В ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА

 

 

Нефть, безусловно, наножидкость. Кстати, как и вода. Но никто же не станет утверждать, что приготовление пищи - это нанотехнология. Поэтому не все процессы вытеснения нефти из пористых сред являются нанотехнологиями. Хотя существу­ет много наноявлений в нефтегазовых пластах, кроме влияния ас­фальтенов, регулирование которых производится на макроуровне.

Нанотехнологии для добычи нефти газа и нанотехнологии в добыче нефти газа - это большие, но разные группы технологий. Так к нанотехнологиям в до­быче нефти газа относятся технологии воздействия на нефтегазовый пласт и продукцию скважин, а к нанотехнологиям для добычи нефти газа относятся технологии переработки и транспорта нефти, непо­средственно бурения скважин и создания специфического нефтегазо­вого оборудования.

 

4.1. Мероприятия воздействия на нефтяные пласты

 

По применяемым средствам мероприятия воздействия на нефтя­ные пласты могут быть разделены на:

- уточнение С истемы разработки (уплотнение сетки скважин,

группирование объектов и пластов),

- Г и д родинамические (циклика, изменение направления потоков,изменение депрессии в добывающих или нагнетательных скважинах),

- Т е х нические (гидроразрыв, горизонтальные и наклонно-

направленные скважины, зарезка боковых стволов, перфора­ция, режим бурения),

- Х имические (ПАВ, полимеры, щелочи, кислоты, эмульсии, соли, гели, ШФЛУ, силикаты),

- Г азовые (углекислый, углеводородный и дымовой газы, азот,

водогазовые смеси, пены, термонеустойчивые агенты),

- Т епловые (горячая вода, пар, горение, термогенерирующие

агенты),

- Ф изические (магниты, вибротехнологии, электровоздействие),

- Б иологические (на основе биотехнологий)

- комбинированные (К - из первых трех групп, КХ - не только). Заглавные буквы в названиях групп технологий позволяют бо­лее кратко записывать тип мероприятия. При воздействии на нефте­газовые пласты к числу газовых технологий, безусловно, относится сайклинг-процесс, а к числу химических технологий - закачка воды с регулируемым химическим составом на барьер между нефтяной ото­рочкой и газовой шапкой.

С-технологии, основанные на изменении расстановки скважин, имеют характерный масштаб сотни метров. ТН-технологии гидрораз­рыва и горизонтальных скважин - десятки и сотни метров. ТН-технологии перфорации - метры. Х-технологии ликвидации заколон-ных перетоков - сантиметры и не могут быть отнесены к нанотехно­логиям. КХ-технологии очистки закачиваемых вод, полимерные (за­гущающие), гелевые, полимер-дисперсные, водогазовые - микроны, и также не могут быть отнесены к нанотехнологиям.

 

 

4.2. Нанотехнологии в добыче нефти и газа

 

К нанотехнологиям относятся технологии, основанные, в пер­вую очередь, на регулировании зарядовых взаимодействий (как уже отмечалось выше, технологии регулирования смачиваемости, состоя­ния глин, межфазного массообмена). К нанотехнологиям также отно­сятся технологии регулирования толщины пленок жидкостей на по­верхности пород, химического состава подаваемых в скважины аген­тов, термотехнологии, биотехнологии, технологии на основе приме­нения физических полей. Безусловно, к нанотехнологиям относится такая газохимическая технология как применение пен, основанная на наноявлении смачиваемости, и регулируемая на наноуровне.

Традиционные модели многофазной фильтрации в пористых средах (теоретические и экспериментальные) основаны на крупно­масштабных моделях пористых сред с характерным размером эле­мента пористой среды от сантиметра и более. В этих моделях капил­лярными эффектами на нано уровне (капиллярный гистерезис) пренебрегалось.

В соответствии с открытием именно величина ка­пиллярного гистерезиса в системе «нефть-вода-порода» определяет макропараметры нефтевытеснения. Величина капиллярного гистере­зиса зависит от смачивающих свойств поверхности пород, опреде­ляемых зарядовыми взаимодействиями.

Зарядовые взаимодействия определяют распределение фаз в поровом пространстве при различных компонентном и ионном составах фаз, особенности фильтрации воды, нефти и газа, поведения глин, образования газогидратов и асфальто-смолисто-парафинистых отло­жений (АСПО).

Технологии заводнения с применением поверхностно-активных веществ основаны на повышении нефтевытесняющих свойств воды путем активации капиллярных и диффузионных процессов молеку­лярного вытеснения нефти со сниженным межфазным натяжением.

В основе применения алкилированной серной кислоты для по­вышения нефтеотдачи пластов лежит комплексное воздействие моле­кул этого реагента на молекулы минералов скелета пласта с образо­ванием анионоактивных ПАВ.

Управление молекулярной структурой подземных флюидов ле­жит в основе ряда микробиологических технологий увеличения неф­теотдачи. Так, аэробные углеводородокисляющие бактерии переводят в подвижное состояние молекулы парафиновых углеводородов нефти.

 

4.3. Совершенствование

нефтегазовых нанотехнологий

 

Нефтяные компании проявляют все возрастающий интерес к модификации молекулярных систем в нефтяных пластах с помощью волновых технологий с использованием излучений различной приро­ды, частоты и интенсивности. В настоящее время термин «наножидкость», главным образом, используют для описания суспензий (кол­лоидных систем с твердой дисперсной фазой). Однако намечается тенденция к расширению понятия, то есть дисперсной фазой в наножидкостях могут быть наночастицы любой природы. Результаты ис­следований позволили сделать вывод о том, что сырые нефти пред­ставляют собой так называемые «ассоциативные наножидкости». В связи с этим многие традиционные технологии разработки месторож­дений подлежат пересмотру и должны проектироваться с учетом комплексных фазовых диаграмм находящихся в нефти наноколлоидов, формируемых, в основном, асфальтенами.

В числе важнейших научно-технических проблем нефтегазодо­бычи вице-президентом РАН академиком Н.П.Лаверовым отмечены: разработка математических моделей управления процессами извле­чения нефти с использованием химических, физических, тепловых и иных методов воздействия на пласт; промышленная разработка и применение новых технологий нефтегазодобычи; создание и освое­ние технологий сжижения природного газа. Фактически постав­лена задача создания программных комплексов (ПК), адекватно учи­тывающих наноявления в нефтегазовых пластах.

По реализуемым режимам разработки пластов технологии могут быть разделены на первичные, вторичные и третичные. Первичные - на основе естественных режимов разработки (без специального под­держания пластового давления), вторичные - на основе поддержания пластового давления применением заводнения для нефтяных или сайклинг-процесса для газовых залежей, третичные - на основе под­держания пластового давления применением химических реагентов и физических полей. Такое разделение по режимам является общепри­нятым в международном плане, поскольку за рубежом (особенно в США) принято сначала извлекать нефть на упругом режиме, и только потом в некоторый момент начинать заводнение.

В России же заводнение на более 90% запасов было применено с самого начала, и поэтому часто возникала терминологическая пута­ница, когда заводнение считалось первичным режимом, а закачка, скажем, растворов полимеров, вторичным. Фактическая точка в этой российской дискуссии была поставлена член-корр. АН СССР М.Л.Сургучевым, предложившим придерживаться международ­ной классификации.

Развитие нефтегазовых нанотехнологий вызвано необходимо­стью повышения выработки месторождений нефти и газа, поскольку потенциал традиционных технологий исчерпан. Так, потен­циал (нефтеотдача) первичных способов разработки составляет 5-40% (5-10% при нефти с малым газосодержанием, 5-25% при нефти с большим газосодержанием, 10-40% при подгазовой нефти в нефте­газовой залежи с газовой шапкой). При применении вторичных спо­собах разработки на основе заводнения нефтеотдача составляет 20-40%. И только третичные способы имеют потенциал 30-70%. Как следует из данного раздела, большинство третичных спосо­бов относится к нанотехнологиям, которые охватывают почти все за­пасы нефти России.

 

4.4. Наноразмерный подход для исследования реагентов и технологий регулирования состояний газогидратов

 

Фундаментальные исследования физико-химических свойств га­зогидратов ведутся десятки лет, но общепринятой технологии разработки таких объектов так и не создано.

Вполне возможен такой механизм образования газового гидрата: сначала происходит конденсация паров воды, затем проис­ходит ее диссоциация, затем она взаимодействует с углеводородом, и в итоге - образование газогидрата за счет внедрения иона СН5+ с за­рядом протона.

Существование иона СН5+ (этот ион носит название метоний) доказано экспериментально в 1952г. Поэтому можно предска­зать существование многочисленных соединений метана в водных растворах. Однако донорно-акцепторная связь в ионе метония должна быть значительно слабее по сравнению с чисто ковалентной связью в ионе аммония. Поэтому гидратные соединения метония могут суще­ствовать в более жестких термодинамических условиях (при высоких давлениях и низких температурах).

Вышеизложенное является достаточно убедительным аргумен­том в пользу того, что теория гидратообразования должна основы­ваться на существовании иона метония. Известные результаты лабораторных исследований по опреде­лению равновесного состояния в зависимости от концентрации кис­лых газов показывают, что в кислых газах температура гидратообразования значительно повышается, что подтверждает изложенный выше механизм. В свете изложенного можно предположить, что в кислых газах (растворах) способность к гидратообразованию долж­на увеличиваться.







Дата добавления: 2015-12-04; просмотров: 341. Нарушение авторских прав; Мы поможем в написании вашей работы!



Функция спроса населения на данный товар Функция спроса населения на данный товар: Qd=7-Р. Функция предложения: Qs= -5+2Р,где...

Аальтернативная стоимость. Кривая производственных возможностей В экономике Буридании есть 100 ед. труда с производительностью 4 м ткани или 2 кг мяса...

Вычисление основной дактилоскопической формулы Вычислением основной дактоформулы обычно занимается следователь. Для этого все десять пальцев разбиваются на пять пар...

Расчетные и графические задания Равновесный объем - это объем, определяемый равенством спроса и предложения...

ПУНКЦИЯ И КАТЕТЕРИЗАЦИЯ ПОДКЛЮЧИЧНОЙ ВЕНЫ   Пункцию и катетеризацию подключичной вены обычно производит хирург или анестезиолог, иногда — специально обученный терапевт...

Ситуация 26. ПРОВЕРЕНО МИНЗДРАВОМ   Станислав Свердлов закончил российско-американский факультет менеджмента Томского государственного университета...

Различия в философии античности, средневековья и Возрождения ♦Венцом античной философии было: Единое Благо, Мировой Ум, Мировая Душа, Космос...

Мотивационная сфера личности, ее структура. Потребности и мотивы. Потребности и мотивы, их роль в организации деятельности...

Классификация ИС по признаку структурированности задач Так как основное назначение ИС – автоматизировать информационные процессы для решения определенных задач, то одна из основных классификаций – это классификация ИС по степени структурированности задач...

Внешняя политика России 1894- 1917 гг. Внешнюю политику Николая II и первый период его царствования определяли, по меньшей мере три важных фактора...

Studopedia.info - Студопедия - 2014-2024 год . (0.011 сек.) русская версия | украинская версия