Геологические 114775,3 тыс тонн, извлекаемые 36703,7 тыс тонн
Применение неиногенных водорастворимых ПАВ
жүктеу/скачать 0,99 Mb.
|
дипломная
British traditions and customs пÑав.2020, 450961.pptx
2.8.4 Применение неиногенных водорастворимых ПАВОбработка призабойных зон нагнетательных скважин с целью повышения их приемистости Нагнетание слабоконцентрированных (0.05-0.5%) и высококонцентрированных (1-5%) растворов для освоения уплотненных глинистых коллекторов, обеспечение приемистости скважин, снижения набухаемости глин и давления, повышения охвата заводнением за счет увеличения работающей толщины пласта. Создание эффективных композиций из смесей продуктов и высококонцентрированных растворов. 2.8.5 Недостатки метода ПАВ - большое межфазное натяжение между нефтью и раствором и высокой адсорбции химического реагента на породе - слабая биоразлагаемость неионогенных ПАВ - повышенная способность загрязнения окружающей среды. - качество воды (кислород, микроорганизмы, механические примеси). 2.9 Технологический расчет Прямолинейный пласт длиной l=500 м, шириной b = 250 м, общей толщиной h0=15 м предполагается разрабатывать путем вытеснения нефти оторочкой двуокиси углерода, продвигаемой водой. Коэффициент охвата пласта процессом η0=0,8. Пористость пласта m = 0,25, вязкость насыщающей пласт нефти µн = 4×10-3 Па×с, вязкость углекислого газа в пластовых условиях µу = 0,05×10-3 Па×с, насыщенность связанной водой scв=0,05. Нефть содержит 20% по объему смол и асфальтенов При вытеснении нефти оторочкой СО2 смолы и асфальтены примерно наполовину вытесняются из пласта, а остальная их часть осаждается в пористой среде и не движется. Поэтому можно принять, что в водонасыщенной части пласта остаточная нефтенасыщенность (насыщенность смолами и асфальтенами) sH=0,l и, следовательно, водонасыщенность s = 0,9. Расход закачиваемой в пласт углекислоты и затем воды, приведенный к пластовым условиям, составляет q=400 м3/сут. Требуется определить объем оторочки углекислоты Vот исходя из того-условия, что к моменту подхода к концу пласта х = l середины области смешения С02 и нефти в пласте не остается чистой двуокиси углерода. Kw = 0,1м, Kµ = 2,45×105 м/(Па×с). Определим прежде всего скорость фильтрации в пласте. Имеем v = = = 0,1333 м/сут = 1,543×10-6 м/с Истинную скорость в области смешивания нефти и С02 определяем по формуле: w = = =7,261×10-6 м/с Отсюда время t* подхода сечения с концентрацией с = 0,5 к концу пласта определяется следующим образом: t* = =500/7,261×10-6 =6,886×107с = 797 сут. Параметр
β = 2,45×105×3,95×10-3/2 = 484 м Коэффициент конвективной диффузии DE = 10-9 + 0,1×7,26×10-6 = 7,271×10-7 м2/с По второй асимптотике, имеем Λ1 = (96,484×7,271×10-7×6,886×107)1/3= 132,5 м. При уточнении по полной формуле получим Λ1 = 133 м. Среднее количество С02 в зоне смеси ее с нефтью определяем по формуле vср=bhm Λ1×1/2=0,25×250×12×0,85×133=42,39×103 м3 Поровый объем пласта, охваченный процессом воздействия двуокисью углерода: жүктеу/скачать 0,99 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|