5.16. Закачка углекислоты
Углекислый газ СО2, закачиваемый в пласт в жидком виде, смешиваясь в нефтью, уменьшает ее вязкость, увеличивает подвижность, снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-порода» Жидкая углекислота экстрагирует из нефти легкие фракции, создавая активно-действующий на породу вал из смеси СО2, и углеводородов и способствующий лучшему отмыванию нефти из пласта. Установлено и химическое взаимодействие СО с породой, ведущее к увеличению ее проницаемости.
По данным БашНИПИнефть нефтеотдача заметно увеличивается после применения СО концентрацией 4…5% (по массе).
Свойства СО2,: бесцветный газ, относительная плотность 1,529 кг/куб.м., критическая температура 31,1 СО2; критическое давление 7,29 Мпа; плотность 468 кг/куб/м; при Т=20оС Р = 5,85 Мпа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/куб.м. Хорошо растворяется в воде и нефти, снижая ее вязкость на 10…500%.
В настоящее время реализовано несколько технологических схем закачки углекислоты в пласт. Вот несколько из них: закачка карбонизированной воды, закачка углекислого газа, создание оторочки из СО с последующим вытеснением водой, углеводородами или их смесью.
По данным исследований нефтеотдача при применении углекислоты значительно возрастает при увеличении оторочки до 10% порового объема пласта.
Источниками СО2 являются обработанные газы тепловых установок (11…13%) побочная продукция химических производств (до 99%), месторождения нефтяных газов (до 20%).
Закачка СО2 впервые была осуществлена на Александровской площади Туймазинского месторождения в 1967 г. На 1.01.1975 г. в пласт было закачено 252,5 тыс.куб.м. карбонизированной воды с концентрацией СО2 – 1,7%. Израсходовано 4,1 тыс.т. углекислоты. Установлено увеличение охвата пласта заводнением по мощности на 30%, приемистость нагнетательных увеличивается на 10…40%.
Возврат углекислоты в виде добытой жидкости составил 238,8 т (5,7% от закачанной в пласт).
Крупномасштабные работы по закачке СО2 ведутся на ряде месторождений США. Так, на месторождении Форд-Джерелдин с 1981 г. ведется закачка СО2 в объеме 570 тыс.куб.м./сут через 98 нефтяных скважин по пятиточечной сетке.
Нефть добывают из 154 скважин. Характеристика месторождения: глубина пласта 815 м, пористость 23%, толщина 7 м, проницаемость 64-10 кв.мкм, вязкость нефти 1,4 Мпа-с, плотность 815 кг/куб.м., пластовая температура 28оС. Давление закачки 13,6 Мпа, стоимость СО2 46..53 долл. За 1000 куб.м. Эффективность применения СО2 оценивается дополнительно добытой нефтью, величина которой различна для разных районов и составляет до 12% от начальных геологических запасов.
- 1.Введение.
- 2. Технология бурения скважины
- 2.1. Породоразрушающий инструмент
- 2.2. Устройство буровой установки
- 3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта
- 3.1.1. Пулевая перфорация
- 3.1.2. Торпедная перфорация
- 3.1.3. Кумулятивная перфорация
- 3.1.4. Гидропескоструйная перфорация
- 3.1.5. Сверлящая перфорация
- 3.2. Освоение нефтяных скважин
- 3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности
- 3.2.2. Снижение давления на пласт компрессором
- 3.2.3. Свабирование
- 3.2.4. Имплозия
- 4. Подъем нефти на дневную поверхность
- 4.1. Фонтанный способ добычи нефти.
- 4.1.1. Баланс пластовой энергии
- 4.1.2. Осложнения при работе фонтанной скважины.
- 4.1.3. Оборудование фонтанной скважины.
- 4.1.4. Насосно-компрессорные трубы.
- 4.1.5. Пакеры, якоря
- 4.1.6. Фонтанная арматура
- 4.2. Добыча нефти установками штанговых насосов
- 4.2.1.Привод
- 4.2.2. Конструкция штангового насоса
- 4.2.3. Эксплуатация скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (ушгн)
- 4.3.Добыча нефти бесштанговыми скважинными насосами
- 4.4. Установки электроцентробежных насосов
- 5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды
- 5.1.Теоретические основы поддержания пластового давления
- 5.2.Законтурное заводнение
- 5.3.Внутриконтурное заводнение
- 5.4.Характеристика закачиваемых в пласт вод
- 5.5.Технологическое схемы ппд
- 5.6.Наземные кустовые насосные станции
- 5.7. Подземные кустовые насосные станции
- 5.8. Очистка сточных вод
- 5.9. Конструкция нагнетательных скважин
- 5.10. Освоение нагнетательных скважин
- 5.11. Закачка газа в пласт
- 5.12.Закачка теплоносителей
- 5.13. Закачка горячей воды
- 5.14. Закачка пара
- 5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения
- 5.16. Закачка углекислоты
- 5.17. Оборудование для осуществления технологий
- 5.18.Применение мицеллярных растворов
- 5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров
- 5.20. Применение углеводородных растворителей
- 5.21.Применение щелочного заводнения
- 5.22.Применение поверхностно-активных веществ
- 6. Ремонт нефтяных скважин.
- 6.1. Общие сведения о текущем ремонте скважины.
- 6.2.Технология капитального подземного ремонта скважин.
- 6.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом.
- 6.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны.
- 6.2.3. Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков.
- 6.2.4. Изоляция притока подошвенной воды.
- 6.2.5. Ловильные работы в скважине.
- 6.2.6. Извлечение упавших труб.
- 6.2.7. Извлечение установки эцн.
- 6.2.8. Испытание колонны на герметичность.
- 6.2.9. Зарезка второго ствола.
- 6.2.10. Ликвидация скважин.
- 6.3. Механизмы и оборудование для ремонтных работ.
- 6.3.1. Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения.
- 6.3.2. Ловильный инструмент.
- 7. Сбор и подготовка нефти.
- 7.1. Групповая замерная установка.
- 7.2. Установка комплексной подготовки нефти.
- 8. Нгду «Чекмагушнефть»
- 9. Заключение